puesta a tierra y proteccion contra sobretensiones manual de

PDVSA
MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO
VOLUMEN 4–II
GUIA DE INGENIERIA
PDVSA N°
90619.1.091
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REV.
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TITULO
PUESTA A TIERRA Y PROTECCION CONTRA
SOBRETENSIONES
ORIGINAL
APROB. Alexis Arévalo
E PDVSA, 1983
39
DESCRIPCION
FECHA DIC. 98
Y. K.
PAG. REV.
APROB. Jesús E. Rojas
A. A.
J. E. R.
APROB. APROB.
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CONTRA SOBRETENSIONES
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1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
COVENIN – Comisión Venezolana de Normas Industriales . . . . . . . . . . .
IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc . . . . . . . . . . .
ANSI – American National Standards Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
NFPA – National Fire Protection Association . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
API – American Petroleum Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3
4
4
4
4 PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
5 PUESTA A TIERRA DE ENCERRAMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5
5.1
Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5
6 PUESTA A TIERRA DE CABLES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5
6.1
Puesta a Tierra de Cables Monopolares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
7 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7
7.2
Equipos Principales de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7
8 CONDUCTORES PARA PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9
8.1
8.2
Conductores para Conexión del Electrodo de Puesta a Tierra . . . . . . . . .
Conductores para Puesta a Tierra de los Equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9
9
9 PUENTES DE UNIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12
10 SISTEMA DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . .
12
10.1 Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra . . . . . . . . . . .
13
11 PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14
11.1
11.2
11.3
11.4
Calibre de los Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Instalación de los Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Conductores para la Conexión del Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Aislamiento y Protección del Conductor para la Conexión del Neutro . .
15
16
18
18
12 PUESTA A TIERRA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y
DISTRIBUCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
19
13 PUESTA A TIERRA CONTRA SOBRETENSIONES TRANSITORIAS DE
ORIGEN EXTERNO E INTERNO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20
13.1 Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosféricas Directas . . . . . . . . . . . . .
22
14 PUESTA A TIERRA CONTRA ELECTRICIDAD ESTÁTICA . . . . . .
23
14.1 Puentes de Unión en Camiones y Carros Cisterna y Estaciones de
Carga (Llenaderos) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
23
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14.2 Puentes de Unión en Muelles de Carga en Terminales Marinos . . . . . . .
25
15 PUESTA A TIERRA DE COMPUTADORES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
26
16 PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . .
27
17 RESISTENCIA PARA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO . . . . . . .
35
17.1 Resumen de Requerimientos Adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17.2 Materiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17.3 Diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
35
35
18 BIBLIOGRAFIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
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OBJETIVO
La puesta a tierra tiene por objeto:
a.
Minimizar las sobretensiones transitorias.
b.
Suministrar corriente de falla para operar las protecciones.
c.
Proteger a las personas.
d.
Establecer un punto común de referencia.
Un buen sistema de puesta a tierra debe:
2
a.
Limitar a valores definidos la tensión a tierra de todo el sistema eléctrico
(Puesta a tierra del sistema).
b.
Poner a tierra y unir los encerramientos metálicos y estructuras de soporte
que pueden ser tocados por las personas (Puesta a tierra del equipo).
c.
Proteger contra las sobretensiones inducidas.
d.
Proteger contra las descargas atmosféricas directas
e.
Proteger contra la electricidad estática proveniente de la fricción.
f.
Suministrar un sistema de referencia para los equipos electrónicos.
ALCANCE
Esta Guía cubre los requerimientos mínimos necesarios para el diseño de la
puesta a tierra de las instalaciones eléctricas en PDVSA.
3
REFERENCIAS
La última edición de las siguientes normas o códigos deben ser consultadas
según se indique en esta guía.
3.1
COVENIN – Comisión Venezolana de Normas Industriales
200
552
3.2
Código Eléctrico Nacional
Disposiciones sobre Puesta a Tierra y Puentes de Unión en
Instalaciones en Areas Peligrosas.
IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc
32
80
81
Standard Requirements, Terminology Test Procedure for Neutral
Grounding Devices.
Guide for Safety in AC Substación Grounding.
Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and
Earth Surface Potentials of a Ground System.
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665
142
National Electrical Safety Code.
NFPA – National Fire Protection Association
78
30
321
325M
3.5
Lightning Protection Code.
Flammable and Combustible Liquids Code.
Standard on Basic Classification of Flammable and Combustible
Liquids.
Fire Hazard Properties of Flammable Liquids, Gases and Volatile
Solids.
API – American Petroleum Institute
RP 2003
4
Indice norma
ANSI – American National Standards Institute
C2
3.4
Indice volumen
Standard for Generating Station Grounding.
Recommended Practice for Grounding of Industrial and
Commercial Power Systems.
Recommended Practice Powering and Grounding Sensitive
Electronic Equipment.
1100
3.3
Indice manual
Protección Against Ignitions Arising out of Static, Lightining, and
Stray Currents.
PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO
El método de puesta a tierra de los neutros de los sistemas industriales de
potencia, dependerá de la tensión de operación según lo siguiente:
a.
Hasta 1 000 V – Puesta a tierra efectiva.
b.
Entre 1 000 V y 34 500 V – Puesta a tierra con baja resistencia.
c.
Sobre 34 500 V – Puesta a tierra efectiva.
Cuando existan cargas monofásicas, la puesta a tierra será efectiva.
El método en el caso de las líneas de distribución, subtransmisión y transmisión,
externas a las plantas, será puesta a tierra efectiva, independientemente de la
tensión de operación.
En los sistemas de distribución, subtransmisión y transmisión, se prefiere la
puesta a tierra efectiva por dos razones básicas: bajo costo y facilidad para
detectar la falla. Dado que estas líneas son generalmente largas, la magnitud de
la corriente de falla a tierra es baja y la colocación de dispositivos limitadores de
corriente en el neutro dificultaría su detección. Esto seria peligroso para las
personas que se encuentran en el área de acción.
En sistemas industriales, las líneas son cortas y la magnitud de la corriente de
falla es alta. En estos casos, es conveniente limitar la corriente de falla a tierra
a fin de proteger a las personas y los equipos.
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Cuando sea vital la continuidad de servicio, se podrá utilizar el método de alta
resistencia, el cual tiene los beneficios de los sistemas aislados sin los problemas
de sobretensiones transitorias causados por éstos.
Cuando se requiera continuidad de servicio en un proceso crítico, el neutro podrá
ponerse a tierra a través de alta resistencia, pero sólo en sistemas con tensiones
entre 480 V y 15 000 V y sin cargas monofásicas. En este caso, deben instalarse
detectores de falla a tierra.
En el caso de generadores locales de 600 V o menos, podrá utilizarse el método
de baja reactancia.
A pesar de que el método de baja reactancia no es muy utilizado, podrá
emplearse en los generadores de baja tensión a fin de reducir la corriente de falla
a tierra a un valor inferior a la trifásica. Esto permitirá proteger a los devanados.
El valor de cortocircuito suministrado por el fabricante del generador se refiere
a la capacidad de falla trifásica apernada (Este término significa que no hay
resistencia en la falla como por ej., la resistencia del arco)
Cuando se requiera alimentar cargas monofásicas de 120/240 V y se disponga
de transformadores monofásicos o bancos trifásicos sin neutro pero con toma
central accesible, podrá utilizarse el método del punto medio de la fase.
En instalaciones nuevas, el método de puesta a tierra efectiva es más ventajoso
a un costo igual o menor. El método del punto medio de la fase no debe utilizarse
en tensiones superiores a 240 V.
5
PUESTA A TIERRA DE ENCERRAMIENTOS
5.1
Canalizaciones
La puesta a tierra de las canalizaciones metálicas se regirá por lo indicado en el
Código Eléctrico Nacional,Parte D, Secciones 250–32 y 250–33 y los siguientes
párrafos.
6
5.1.1
Las canalizaciones metálicas para conductores o cables, tales como tuberías y
bandejas, se conectarán a tierra en el extremo de alimentación mediante la
conexión a la barra de tierra del tablero de potencia o centro de control, cuando
se use este tipo de equipos; o mediante conexión a los encerramientos del equipo
conectados a tierra. En el extremo de la carga, las canalizaciones metálicas serán
conectadas a las cubiertas de los equipos alimentados.
5.1.2
Se asegurará la continuidad eléctrica entre los extremos de las canalizaciones
metálicas de conductores y cables. No se usarán tramos o accesorios no
metálicos en canalizaciones metálicas.
PUESTA A TIERRA DE CABLES
a.
Las armaduras, cubiertas y pantallas metálicas de todos los cables se
conectarán entre sí y a tierra en el extremo de alimentación, mediante
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conexión a la barra de tierra del tablero de potencia o centro de control,
cuando se usen estos tipos de equipos; o mediante conexión a los
encerramientos metálicos del equipo conectados a tierra, cuando se usen
tableros.
b.
Las armaduras y cubiertas metálicas de los cables multipolares se
conectarán entre sí y a tierra según se detalla seguidamente:
– Conectados entre sí y a tierra en cada extremo del cable.
– Conectados entre sí en cada empalme y conectados a través de cada
empalme de tal manera que haya continuidad entre los tramos de cable.
– Conectados entre sí y al encerramiento metálico del equipo en su extremo
de carga.
c.
Las pantallas metálicas individuales de los cables multipolares se pondrán
a tierra en cada extremo y se unirán a la armadura y cubierta metálica del
cable (en caso de existir). Cuando sea práctico, las pantallas metálicas
individuales de cables que tengan varios empalmes, también se pondrán a
tierra en cada empalme y se unirán a la armadura y cubierta metálica (en
caso de existir).
6.1
Puesta a Tierra de Cables Monopolares
Los métodos de puentes de unión y puesta a tierra para cables monopolares que
tengan armadura, cubierta o pantalla metálica serán especificados para el uso
considerado a fin de evitar niveles de tensión peligrosos en la cubierta o la
pantalla, o temperatura excesiva causada por la corriente que circula por ellas en
caso de estar conectadas a tierra. Generalmente, la armadura, cubierta y pantalla
de los cables monopolares menores de 500 kcmil (253 mm2), que tengan las tres
fases en el mismo ducto pueden unirse y ponerse a tierra de la misma manera
utilizada para cables multipolares. La armadura, cubierta y pantalla de cables de
mayor calibre pueden requerir un punto único de puesta a tierra con empalmes
aislantes entre las secciones puestas a tierra.
Cuando se instalen cables con pantalla metálica, ésta debe ser puesta a tierra
efectivamente. Si los conductores tienen pantallas individuales, éstas deben ser
puestas a tierra en cada empalme y conectarse a través de cada empalme para
asegurar la continuidad de la pantalla de un cable a otro. Cuando los conductores
de puesta a tierra forman parte de la estructura del cable, deben conectarse con
la pantalla en ambos extremos. Para una operación efectiva y segura, la pantalla
debe conectarse en cada extremo del cable y en cada empalme. Cuando se
utilicen cables monopolares en circuitos cortos o con corrientes bajas, pueden
ponerse a tierra en un solo punto. En este caso debe incluirse un conductor de
retorno de tierra y asegurar que la tensión entre la armadura, pantalla o cubierta
y tierra, en el otro extremo del cable, no supere 100V. Debe evitarse la puesta a
tierra de las armaduras, pantallas o cubiertas a tierra en ambos extremos cuando
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los circuitos son largos o muy cargados, debido a las altas pérdidas y la reducción
en la capacidad amperimétrica del conductor de fase. En estos casos es
recomendable la conexión Kirke–Searing, sobre todo cuando los cables están
directamente enterrados pues es muy sencillo realizar la transposición.
Si bien el criterio para determinar la longitud máxima de un circuito puesto a tierra
en un solo punto debe ser la tensión máxima aceptable por el usuario, la tabla
siguiente puede usarse como referencia:
Calibre conductor
Un cable por tubo
Tres cables por tubo
(AWG o kcmil)
(metros)
(metros)
1/0
440
1490
4/0
320
1060
350
245
780
500
210
660
750
180
540
1000
170
–
2000
125
–
Estas longitudes aplican cuando la frecuencia es de 60 Hz. Existen condiciones
bajo las cuales se puede incrementar la longitud máxima permisible, como
cuando los cables no están cargados a su máxima capacidad. Si el cable está
puesto a tierra en la mitad de su longitud, ésta se puede duplicar.
7
PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS
7.1
Las partes metálicas no conductoras de los equipos eléctricos fijos, los no
eléctricos, y los conectados mediante enchufe y cordón, serán puestos a tierra
cuando sea requerido por el Código Eléctrico Nacional, Parte E, Secciones
250–42, 250–43, 250–44, 250–45 y 250–155.
7.1.1
Cuando se requiera poner a tierra las partes metálicas no conductoras de los
equipos fijos, se hará como se indica en la Sección 250–57 del Código Eléctrico
Nacional.
7.1.2
Cuando se requiera poner a tierra las partes metálicas no conductoras de los
equipos conectados mediante cordón y enchufe, se hará como se indica en la
Sección 250–59 del Código Eléctrico Nacional.
7.2
Equipos Principales de Distribución
Las estructuras de los tableros de potencia blindados, de los de encerramiento
metálico, de los centros de control y de los centros de potencia alternos (llamados
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“turnaround power centers” utilizados cuando los principales están en
mantenimiento) se pondrán a tierra mediante dos conexiones separadas que
salgan desde sus barras de tierra a puntos de tierra cercanos. Los
encerramientos metálicos de los dispositivos individuales en los tableros se
unirán a la estructura de los mismos. Las conexiones a tierra de equipos en
subestaciones con neutros conectados a tierra, se interconectarán con la
conexión a tierra del neutro de la subestación.
7.2.1
Los encerramientos metálicos de equipos fijos que operen a una tensión de línea
de 600 voltios máximo, se consideran puestos a tierra mediante su conductor de
puesta a tierra del equipo (Ver Sección 8), no requiriendo conexión a tierra
adicional, siempre que dichos equipos sean alimentados desde sistemas
efectivamente puestos a tierra.
7.2.2
Los encerramientos metálicos de equipos fijos que operen a una tensión de línea
superior a 600 V, se pondrán a tierra mediante su conductor de puesta a tierra del
equipo y una conexión suplementaria a través de un punto de puesta a tierra
ubicado en las cercanías del equipo. No se utilizará el suelo como el único
conductor de puesta a tierra del equipo.
7.3
Las carcazas de los equipos fijos rotativos (motores y generadores) y estáticos
(transformadores) que operen a más de 600 V, tendrán una conexión directa al
electrodo de puesta a tierra. Esta conexión puede hacerse al acero estructural
o a jabalinas. Esta reforzará al conductor de puesta a tierra dando protección
adicional contra descargas atmosféricas e igualando los potenciales en el área
donde se encuentra el equipo. Esto se traduce en mayor seguridad para las
personas. El CEN no permite que se utilice el suelo como único camino de retorno
para la corriente de falla.
7.4
Los encerramientos metálicos de equipos portátiles se conectarán a un
conductor de tierra ubicado dentro del mismo cable que los conductores de fase
que alimenten al equipo, según se describe seguidamente:
– El conductor de tierra será del mismo tamaño que el conductor de línea.
– El conductor de tierra se conectará al encerramiento mediante contactos
separados en el enchufe de alimentación y en el tomacorriente, y se conectará
a la cubierta del enchufe.
– El enchufe y el tomacorriente serán polarizados y dispuestos en tal forma que
la conexión a tierra se active de primero y se desconecte de último.
7.5
Los encerramientos metálicos tales como: cercas, separaciones o pisos de
parrilla ubicados alrededor de equipos que operan a una tensión mayor a 600 V
se conectarán a tierra mediante conexiones a puntos cercanos.
Ver CEN Sección 250–155.
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Las cercas y pisos de parrilla metálicos que encierran o limitan el espacio debajo
de edificaciones de subestaciones elevadas se conectarán a tierra mediante
conexiones a puntos cercanos
8
CONDUCTORES PARA PUESTA A TIERRA
Los conductores para la conexión del electrodo de puesta a tierra y para la puesta
a tierra de los equipos se regirán por las Partes F, J, K, L y M del Artículo 250 del
Código Eléctrico Nacional.
8.1
Conductores para Conexión del Electrodo de Puesta a Tierra
Los conductores para la conexión del electrodo de puesta a tierra se regirán por
las secciones 250–23, 250–26(b), 250–53, 250–91(a), 250–92(a)(b), 250–93,
250–94, 250–112, 250–113, 250–115, 250–117, 250–125, y 250–150 del Código
Eléctrico Nacional.
Las secciones mencionadas del CEN establecen los materiales, determinación
del calibre, métodos de instalación, conexiones, protección mecánica y otros
requerimientos aplicables a los conductores para la conexión del electrodo de
puesta a tierra. El calibre del conductor para sistemas de corriente alterna se
establece en la tabla 250–94 la cual se basa en el calibre del mayor conductor
de fase o en el calibre equivalente cuando hay conductores en paralelo.
8.2
Conductores para Puesta a Tierra de los Equipos
8.2.1
Los conductores para la puesta a tierra de los equipos se regirán por las
Secciones 250–26(a), 250–50, 250–51, 250–91(b), 250–95. 250–99, 250–113,
250–114, 250–118, 250–119, 250–125, 250–150, 250–153(d), 250–154(b) y
250–155 del Código Eléctrico Nacional y los párrafos siguientes.
8.2.2
En caso de usarse centros de control o tableros de potencia, el extremo de
suministro de los conductores de puesta a tierra de los equipos, se conectará a
la barra de puesta a tierra respectiva.
8.2.3
El extremo de la carga de los conductores de puesta a tierra de los equipos se
conectará a una barra de puesta a tierra, cuando exista, o al encerramiento
metálico del equipo servido por el circuito.
Debe asegurarse la existencia de un puente de unión entre las partes metálicas
no conductoras del equipo, las cuales pudieran energizarse en caso de falla, y
el conductor de puesta a tierra del equipo.
8.2.4
El conductor de puesta a tierra del equipo será al menos uno de los indicados en
la Sección 250–91(b) del Código Eléctrico Nacional o uno o más de los siguientes:
a.
Tubería metálica eléctrica, armaduras y pantallas de cables armados en
circuitos de longitud máxima de 45 m (150 pies) y protegidos por
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dispositivos de sobrecorriente que tengan una capacidad nominal máxima
de 20 amperios.
b.
Pantallas de cables armados usados en circuitos protegidos por relés de
tierra siempre que la pantalla sea capaz de conducir la corriente máxima de
falla a tierra sin causar daños al cable o a la pantalla, durante el tiempo
permitido por el relé de respaldo de respuesta mas lenta.
c.
Cubiertas metálicas de ductos de barras, cuando la longitud del ducto no
exceda de 7,5 m (25 pies).
8.2.5
Los conductores de puesta a tierra colocados dentro de cables ensamblados
pueden ser desnudos y serán del mismo material y trenzado que los conductores
de fase.
8.2.6
La impedancia combinada del conductor de puesta a tierra y de los conductores
de fase del circuito será lo suficientemente baja para asegurar el funcionamiento
del dispositivo de protección de sobrecorriente en un tiempo que no exceda el
límite térmico de los conductores, debido a una falla a tierra en el extremo de
carga del circuito.
8.2.7
En circuitos de tomacorriente, la impedancia del cordón portátil enchufable se
incluirá en la impedancia combinada para verificar el funcionamiento del
dispositivo de protección. Se asumirá una longitud máxima del cordón portátil de
30 m (100 pies).
NOTAS:
a.
La impedancia de un circuito cuya longitud ha sido determinada por los
límites de caída de tensión, en operación normal, es generalmente
suficientemente baja para cumplir estos requerimientos, cuando el circuito
está protegido mediante relés de falla a tierra.
b.
La impedancia del circuito puede ser demasiado alta para asegurar un
funcionamiento adecuado de los dispositivos de protección de
sobrecorriente en caso de fallas a tierra, cuando se dispone de protección
de fase únicamente (no protegidos por relés de falla a tierra).
Debe asegurarse que el tiempo de despeje de la falla no exceda el límite térmico
del aislamiento del conductor de puesta a tierra y de los conductores de fase que
se encuentran en contacto con él. Al excederse el límite térmico puede dañarse
el aislamiento de cualquiera de los conductores y hasta fundirse el conductor de
puesta a tierra del equipo implicando esto que no se despeje la falla y creando
una condición de peligro para las personas.
Los fabricantes de conductores publican curvas que muestran el límite térmico
de los mismos basándose en la ecuación
(I/A)2 x t = 0,0297 x log (T2 + 234/T1 + 234)
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donde:
I=
corriente de cortocircuito, Amperes;
A = sección transversal del conductor, mils circulares;
t=
tiempo de duración de falla, segundos;
T2= Temperatura máxima de operación durante la falla sin daño, grados Celsius;
T1= Temperatura máxima de operación en condiciones normales, grados
Celsius;
234= Temperatura absoluta inferida del cobre.
Estas curvas, o la ecuación de base, deben utilizarse junto a las curvas de
operación de los dispositivos de protección (fusibles, interruptores, relés) para
asegurar que el tiempo de operación de estos últimos, para una determinada
corriente de falla, es inferior al tiempo soportado por el conductor (coordinación).
La tabla 250–95 del Código Eléctrico Nacional establece el calibre mínimo del
conductor de puesta a tierra de las canalizaciones y equipos en función del valor
nominal o ajuste del dispositivo de protección contra sobrecorriente. Sin embargo
es preferible el uso de las curvas, como se indicó anteriormente, pues el calibre
recomendado en el CEN no garantiza que no se dañe el aislamiento.
8.2.8
Cuando se utilice conductor desnudo para la puesta a tierra, el calibre se
determinará como se indica en el párrafo 11.1 de esta guía.
8.2.9
En caso de utilizar la tubería metálica rígida como conductor de puesta a tierra
del equipo, la distancia del circuito desde el neutro de la fuente al equipo
alimentado por éste no excederá los valores dados en las Tablas 1 ó 2. Las
distancias indicadas en estas tablas no consideran la caída de tensión en
operación normal, la cual será verificada.
8.2.10
Cuando se utilice tubería metálica flexible, se cumplirá con la Sección 250–91(b)
del Código Eléctrico Nacional.
Debe ponerse especial atención a las excepciones 1 y 2.
8.2.11
El conductor de puesta a tierra del equipo en sistemas de tuberías metálicas o
no metálicas se instalará conjuntamente con los conductores de fase, dentro de
la misma tubería. El conductor de puesta a tierra será aislado cuando no forme
parte del ensamblaje de los conductores de fase. El conductor de puesta a tierra
del equipo es obligatorio cuando se utilicen tuberías no metálicas. No es
obligatorio cuando se utilicen tuberías metálicas rígidas pero pueden usarse para
aumentar la longitud máxima del circuito. (Ver la Nota 2 de la Tabla 1).
8.2.12
Los alambres o cables utilizados como conductor de puesta a tierra del equipo
en sistemas de cables directamente enterrados o instalados en la superficie, se
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colocarán junto a los cables de fase. El conductor de puesta a tierra puede ser
desnudo.
9
8.2.13
La longitud del circuito desde el neutro de la fuente hasta el equipo alimentado,
no excederá de los valores dados en la Tabla 3, para circuitos que tengan el
conductor de puesta a tierra dentro del arreglo del cable, en tubería no metálica
o en tubería metálica eléctrica(EMT).
8.2.14
En caso de que el conductor de puesta a tierra del equipo esté ubicado fuera del
arreglo del cable, las distancias máximas dadas en la Tabla 3 deberán
modificarse de acuerdo a la Nota 3 de dicha Tabla y el factor de corrección de
separación seleccionado en la Tabla 4.
8.2.15
Uno o mas conductores pueden servir como conductor de puesta a tierra del
equipo en un grupo de circuitos en un sistema de cables directamente enterrados.
En tal caso, se cumplirá con lo siguiente:
a.
El conductor principal de puesta a tierra se tenderá en la misma zanja que
los conductores de fase.
b.
Se prefiere que se hagan derivaciones a partir del conductor principal de
puesta a tierra para conectar los equipos. Como alternativa, puede hacerse
un lazo con el conductor principal el cual se irá conectando a los equipos.
c.
El conductor principal de puesta a tierra y las derivaciones, deben
mantenerse lo mas cerca posible de los conductores de fase.
PUENTES DE UNIÓN
9.1
Se colocarán puentes de unión, donde se requieran, para garantizar la
continuidad eléctrica y la capacidad de los circuitos de puesta a tierra para
conducir de manera segura las corrientes de falla.
9.2
Los puentes de unión se regirán según lo indicado en el Código Eléctrico
Nacional, Parte G. En áreas peligrosas se regirán según lo indicado en la Norma
COVENIN 552 “Disposiciones Sobre Puesta a Tierra y Puentes de Unión en
Instalaciones en Areas Peligrosas” (Especialmente en la Industria Petrolera).
10 SISTEMA DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA
La resistencia a tierra del sistema de puesta a tierra será, como máximo, la
especificada en la Sección 10.1 durante todo el año, considerando los cambios
en las condiciones del suelo.
El sistema de electrodos de puesta a tierra se regirá según lo indicado en el
Código Eléctrico Nacional Parte H y los párrafos siguientes.
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Los conductores enterrados que sirvan como sistema de tierra tendrán una
longitud mínima de 6,1 m (20 pies).
En caso de instalación permanente y cuando se ubiquen a distancia razonable
del equipo o estructura a ser conectada a tierra, los objetos metálicos grandes
enterrados que estén en estrecho contacto con el terreno, tales como camisas
de pilotes o estructuras metálicas de edificaciones, unidos mediante puentes,
pueden usarse como electrodos de puesta a tierra.
Los electrodos artificiales de puesta a tierra fabricados con barras o tubos
metálicos hincados, cumplirán con las siguientes condiciones:
a.
Serán de acero con recubrimiento de cobre equivalentes a “Copperweld” y
tendrán un diámetro mínimo de 16 mm (5/8 pulg.).
b.
Se enterrarán un mínimo de 2,44 m (8 pies) y su ubicación se identificará
mediante un testigo.
c.
Los topes de cada barra se conectarán a un punto accesible de conexión
o a un pozo de prueba, mediante un conductor de tierra. El punto de
conexión puede ubicarse en la estructura permanente cercana, a fin de que
sirva como punto de enlace para otros conductores de tierra. En los puntos
de enlace, los conductores que vienen de las barras se identificarán
mediante bandas metálicas anticorrosivas a objeto de facilitar su remoción
en caso de pruebas.
d.
El uso de pozos de prueba es recomendado en áreas donde no existan
estructuras o equipos cercanos o donde se requieran para fines de pruebas.
e.
El conductor de puesta a tierra se conectará a la barra mediante soldadura
y a los puntos de enlace mediante conectores apernados.
f.
Tanto el tope de la barra como su conexión soldada al conductor de puesta
a tierra estarán enterrados.
g.
Cuando se conecte más de un electrodo artificial a un sistema de tierra, los
electrodos estarán separados a un mínimo de 1,83 m (6 pies).
En general, las barras de puesta a tierra deberán ubicarse cada 30 m
aproximadamente, incrementando o disminuyendo este espaciamiento
dependiendo del número de conexiones de cada caso.
10.1
10.1.1
Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra
El sistema de electrodos de puesta a tierra tendrá la resistencia a tierra máxima
indicada a continuación:
a.
Cuando se utilice el método de puesta a tierra efectiva y las cargas sean
monofásicas 120/240 V (oficinas, talleres, plantas industriales pequeñas):
15 Ohm.
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b.
Cuando se utilice el método de puesta a tierra efectiva y la mayoría de las
cargas sean monofásicas 120/208/240 V en un sistema trifásico (oficinas,
talleres, plantas industriales medianas): 5 Ohm.
c.
Cuando se utilice el método de puesta a tierra efectiva y la mayoría de las
cargas sean trifásicas (talleres grandes, plantas industriales grandes): 1
Ohm.
d.
Cuando se utilice el método de puesta a tierra con alta impedancia: 15 Ohm.
e.
Cuando se utilice el método de puesta a tierra con baja impedancia: 2 Ohm.
f.
En instalaciones de pararrayos y descargadores de sobretensiones: 1 Ohm.
La magnitud que debe tener la resistencia del electrodo de puesta a tierra
mantiene una relación inversa a la corriente de falla a tierra disponible. Mientras
mayor sea la corriente de falla a tierra, menor debe ser la resistencia. Por ello es
importante conocer las características de la instalación y disponer de los cálculos
de cortocircuito. En algunas ocasiones es difícil obtener valores bajos de
resistencia. Usualmente es aceptable la gama 1–5 Ohm para todos los casos.
10.1.2
En los sistemas puestos a tierra a través de impedancia, los valores dados en el
párrafo 10.1.1 aplican a la resistencia de la tierra y no incluye el elemento de
impedancia.
Cuando se construyan electrodos artificiales, puede calcularse la resistencia de
puesta a tierra mediante las fórmulas desarrolladas por H. B. Dwight y publicadas
en el trabajo “Calculation of Resistance to Ground”, AIEE Transactions, vol. 55,
Dic. 1936. Estas fórmulas están disponibles en la Práctica Recomendada IEEE
Std. 142–1991 (Libro verde), Capítulo 4.
Una vez construido el electrodo de puesta a tierra la resistencia debe medirse,
mediante uno de los métodos disponibles, a fin de verificar que el valor sea igual
o inferior al indicado en el párrafo 10.1.1. Se recomienda el método de la caída
de potencial.
A fin de disminuir el error, debe asegurarse que no existan tuberías u otros objetos
de metal en la dirección en la cual se efectúa la medición.
La resistividad de la tierra puede medirse utilizando el método de Wenner o de
los cuatro electrodos.
11 PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES
La puesta a tierra de subestaciones se regirá por lo indicado en la norma
ANSI/IEEE Std. 80 “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”, IEEE
Std. 81 “IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and
Earth Surface Potentials of a Ground System”, IEEE Std. 665 “IEEE Standard for
Generating Station Grounding” en su edición mas reciente y los párrafos
siguientes.
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Las altas magnitudes de corriente que circulan por el suelo en las subestaciones
bajo condiciones de falla, crean gradientes de potencial que pudieran ser
mortales para las personas y animales. Para disminuir el riesgo, se construyen
mallas de tierra que controlan estos gradientes. A fin de diseñar estas mallas y
evaluar el riesgo de choque eléctrico se utilizan las normas mencionadas. Sin
embargo, con el objeto de aumentar la seguridad y disminuir los costos de
construcción, es preferible utilizar un programa de computación avanzado a fin
de modelar la malla y optimizar su diseño.
11.1
Calibre de los Conductores de Puesta a Tierra
Los conductores para puentes de unión y puesta a tierra serán de cobre desnudo,
trenzado, dureza media.
El calibre de los conductores de puesta a tierra limitará la temperatura alcanzada
por éstos, cuando transporten la corriente máxima de falla a tierra por el tiempo
permitido por el relé de respaldo de respuesta más lenta, a lo siguiente:
a.
Para conductores con aislamiento, a la temperatura transitoria sin dañar el
aislamiento.
Ver Sección 8 de esta Guía.
b.
Para conductores desnudos: a 250_C si las conexiones al cable están
hechas con conectores de presión y 450_C si las conexiones son soldadas.
Para conductores de cobre de dureza media y una temperatura
ambiente de 40_C el calibre requerido se calcula mediante la expresión:
A + I x Kf Ǹtc
Donde:
A = Sección transversal del conductor, Kcmil.
I = corriente eficaz de falla, amperios.
tc = tiempo de duración de la corriente de falla, segundos
Kf = 0,01177 para temperatura máxima de 250_C.
Kf = 0,00927 para temperatura máxima de 450_C.
Cada uno de los elementos del sistema de puesta a tierra, incluyendo los
conductores de la propia malla, las conexiones y las barras deberán diseñarse
de tal manera que:
a.
Las uniones eléctricas no se fundan o deterioren en las condiciones más
desfavorables de magnitud y duración de la corriente de falla a la cual
queden expuestas.
b.
Los elementos sean mecánicamente resistentes en alto grado,
especialmente en aquellos lugares en que queden expuestos a un daño
físico.
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c.
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Tengan suficiente conductividad para que no contribuyan apreciablemente
a producir diferencias de potencial locales.
La ecuación de Sverak permite seleccionar el conductor de cobre para evitar la
fusión. La expresión indicada anteriormente es una simplificación de la ecuación
de Sverak para ciertos materiales. Ver norma ANSI/IEEE 80, Sección 9; y, J.G.
Sverak “Sizing of ground conductors against fusing”, IEEE Transactions on Power
Apparatus and Systems, Vol. PAS–100, Nº 1, Enero 1981 y Nº 3, Marzo 1981.
El calibre mínimo del conductor para la malla y para la conexión de los equipos
será 2/0 AWG (33,6 mm2).
El calibre del conductor podrá aumentarse por encima del mínimo para:
a.
Garantizar una resistencia mecánica adecuada.
b.
Soportar los esfuerzos térmicos causados por corrientes de falla a tierra.
Se escoge el calibre mínimo 2/0 AWG por razones mecánicas, ya que
eléctricamente pueden usarse conductores hasta calibre 2 AWG.
Se utiliza cobre por su mejor conductividad, tanto eléctrica como térmica y, sobre
todo por ser resistente a la corrosión debido a que es catódico respecto a otros
materiales que pudieran estar enterrados cerca de él.
11.2
Instalación de los Conductores de Puesta a Tierra
La profundidad mínima de instalación de los conductores de puesta a tierra será
de 450 mm (18 pulg.). La profundidad en patios de transformadores o estaciones
cuya superficie esté cubierta con piedra, será de 300 mm (12 pulg.) debajo de la
piedra, como mínimo.
En las zonas donde los conductores de puesta a tierra crucen por debajo de
líneas de ferrocarril, carreteras principales, asfaltadas o pavimentadas en
concreto, los mismos se instalarán en tuberías metálicas rígidas o bancadas,
según sea requerido por el sistema de canalización.
Cuando el conductor de puesta a tierra se instale en tuberías de hierro u otros
materiales magnéticos, se conectará a la tubería en ambos extremos para evitar
la inducción sobre ésta.
En las zonas donde los conductores de conexión a tierra crucen carreteras
secundarias no pavimentadas, la profundidad de instalación, el diseño de la
cubierta protectora o ambos evitarán al cable o a la cubierta, daños causados por
cargas pesadas tales como grúas móviles o vehículos para transporte de
equipos. En estos casos se usará un factor de seguridad de 1,5 para las cargas
totales y la profundidad de instalación no será menor de 0,5 m.
Los conductores de puesta a tierra se protegerán, en los puntos de salida a la
superficie, como se describe seguidamente:
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a.
Todos los conductores, exceptuando los usados para protección contra
descargas atmosféricas y puesta a tierra de pararrayos, se protegerán
mediante tubería metálica rígida en sus puntos de salida a la superficie. El
uso de manguitos rígidos, no metálicos, de paredes gruesas, es una
alternativa aceptable para la protección de cables de puesta a tierra. Los
conductores para protección contra descargas atmosféricas y de puesta a
tierra para pararrayos se protegerán mediante manguitos no metálicos.
b.
Los manguitos no metálicos serán tubos rígidos, de paredes gruesas, de
PVC o polietileno de alta densidad.
c.
Los manguitos se extenderán, como mínimo, 150 mm (6 pulg.) y 250 mm
(10 pulg.) por debajo y por encima de la superficie del terreno,
respectivamente.
d.
Los manguitos metálicos y los de PVC, serán embutidos en concreto de 75
mm (3 pulg.) de espesor.
e.
El recubrimiento de concreto saldrá 150 mm (6 pulg.) sobre la superficie del
terreno.
f.
El uso de manguitos no es necesario dentro de patios de transformadores
o debajo de subestaciones elevadas.
Las conexiones de conductores a estructuras y equipos se harán a la vista y de
acuerdo a lo indicado a continuación:
a.
Los tramos de conductores entre puntos a la vista no tendrán empalmes.
b.
Los conductores entre puntos a la vista y los electrodos de puesta a tierra
o puntos de derivación en conductores comunes de retorno de tierra, serán
continuos sin empalmes.
c.
Los empalmes en conductores enterrados se harán mediante conectores
de presión especiales o mediante soldadura exotérmica.
d.
No se permitirá el uso de conectores apernados u otro tipo de conectores
mecánicos, en conductores enterrados.
e.
Los empalmes o derivaciones en conductores enterrados, serán también
enterrados.
En equipos, las conexiones de conductores que sean desconectados
periódicamente para mantenimiento se harán con conectores apernados. Otras
conexiones se harán con conectores a presión o mediante soldadura.
Las conexiones soldadas se harán por un procedimiento de soldadura
equivalente a “Cadwell o Thermoweld”.
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11.3
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Conductores para la Conexión del Neutro
Los conductores de puesta a tierra usados en los neutros de transformadores de
potencia o de generadores tendrán una sección transversal mínima equivalente
al calibre 2 AWG (33,6 mm2).
En sistemas efectivamente puestos a tierra, el conductor de puesta a tierra se
canalizará según se indica a continuación:
a.
En caso de que la conexión del neutro a tierra sea hecha en un
transformador o generador, o al neutro de un transformador de corriente
adyacente, el conductor se canalizará usando la trayectoria más corta a
tierra.
b.
En caso de que la conexión a tierra del neutro sea hecha en el tablero de
potencia del transformador o generador, se canalizará el conductor de tierra
vía la barra de tierra del tablero. Todas las conexiones en la ruta de puesta
a tierra entre el neutro y la tierra externa serán accesibles para inspección
visual.
c.
En sistemas de iluminación puestos a tierra que tengan transformadores y
tableros de iluminación individuales; la conexión a tierra del neutro se hará
en el tablero de iluminación asociado al transformador. Se canalizará el
conductor de puesta a tierra a través de la barra de tierra del tablero.
En sistemas puestos a tierra a través de impedancia, ésta se ubicará tan cerca
del neutro como sea práctico. El conductor de puesta a tierra se canalizará desde
la impedancia a la tierra usando la trayectoria más corta.
11.4
Aislamiento y Protección del Conductor para la Conexión del Neutro
Cuando el conductor del neutro pase por dentro de los equipos eléctricos en
sistemas efectivamente puestos a tierra, el mismo estará aislado para la tensión
de fase, como mínimo. Específicamente, ésto aplica a lo siguiente:
a.
Cableado desde la cajera terminal del transformador o generador o del
encerramiento del transformador de corriente al punto de puesta a tierra del
transformador o del generador.
b.
Cableado desde el neutro del transformador o generador a la barra del
neutro o a la barra de puesta a tierra del tablero.
c.
Cableado desde la barra del neutro del tablero a la barra de puesta a tierra
del tablero.
En sistemas puestos a tierra a través de impedancia, la conexión entre el neutro
y la impedancia estará aislada para la tensión de fase como mínimo.
Las tuberías de protección de los conductores de neutro, serán del tipo no
metálico o de aluminio rígido. Las no metálicas serán de paredes gruesas, de
PVC rígido o de polietileno de alta densidad.
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Los electrodos de puesta a tierra en subestaciones y plantas de generación se
interconectarán mediante conductores. En el caso de que los conductores de
puesta a tierra sean usados en reemplazo de los electrodos, todos los
conductores se interconectarán.
12 PUESTA A TIERRA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y
DISTRIBUCIÓN
La puesta a tierra de las líneas de transmisión y distribución se regirá por lo
indicado en la norma ANSI C2 “National Electrical Safety Code”, Sección 9, en
su edición más reciente.
El NESC especifica los métodos adecuados para la puesta a tierra de circuitos
y equipos eléctricos (neutros, carcazas de transformadores, tableros y motores,
tubería conduit, etc.) cuando dicha puesta a tierra se requiera. Cubre los
requisitos de seguridad para las instalaciones comprendidas entre las plantas
eléctricas y también las centrales telefónicas y los puntos en los cuales se hace
entrega de estos servicios a los usuarios y complementa al Código Eléctrico
Nacional el cual cubre las reglas de seguridad para las instalaciones eléctricas
después del punto de entrega a los usuarios.
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13 PUESTA
A
TIERRA
CONTRA
SOBRETENSIONES
TRANSITORIAS DE ORIGEN EXTERNO E INTERNO
Los sistemas de potencia sujetos a sobretensiones transitorias causadas por
descargas atmosféricas (origen externo) o maniobras (origen interno), se
protegerán contra los efectos de la sobretensión.
La protección contra sobretensiones cumplirá con los siguientes requisitos:
a.
La protección contra las sobretensiones causadas por descargas
atmosféricas consistirá de descargadores de sobretensiones y en caso de
ser necesario, de condensadores para sobretensiones.
b.
La protección contra las sobretensiones causadas por maniobras
consistirá, preferiblemente, en el uso de dispositivos de interrupción de un
tipo que no genere sobretensiones peligrosas, bajo las condiciones de
servicio. La protección indicada en el párrafo (a) anterior es aceptable.
Las sobretensiones de origen interno (maniobras) se hacen importantes a partir
de los 230 kV. A nivel de distribución, pueden ser importantes cuando se utilizan
interruptores de vacío a pesar de que la tecnología actual ha logrado controlar
satisfactoriamente los cortes de corriente antes de pasar por cero.
Cuando existan líneas aéreas que terminen en tableros de potencia a la
intemperie, la ubicación de los descargadores de sobretensiones se seleccionará
para proteger los interruptores y transformadores de medición en la condición de
interruptores abiertos.
Cuando el interruptor se encuentra abierto, la onda viajera encuentra un circuito
abierto por lo cual la onda de tensión se duplica. Esto impone un esfuerzo enorme
sobre los equipos, pudiendo fallar el aislamiento o producirse arcos a tierra. Este
fenómeno debe ser considerado al seleccionar la ubicación y especificar los
descargadores de sobretensiones.
Cuando se requiere proteger a los motores contra las sobretensiones
transmitidas a través de los transformadores, es preferible colocar una protección
común en la barra del centro de control de motores en lugar de disponer de un
descargador de sobretensiones en cada motor.
Las conexiones a tierra de los descargadores de sobretensiones tendrán una
resistencia máxima de 5 Ohms. Los electrodos para conexión a tierra de los
descargadores de sobretensiones consistirán de una malla de tierra o de
electrodos artificiales de tierra o de ambos sistemas.
Los terminales de puesta a tierra de los descargadores de sobretensiones
usados para la protección de transformadores, que estén instalados a menos de
1,80 m del transformador; se conectarán mediante un conductor de tierra (o una
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barra equivalente) al conector del tanque del transformador instalado con esta
finalidad. La conexión entre el descargador de sobretensiones y el tanque deberá
ser lo más corta y recta posible.
Los conductores de puesta a tierra no se conectarán a los radiadores o tapas del
transformador.
Las conexiones a tierra de los descargadores de sobretensiones en
transformadores secos que tengan encerramiento metálico se harán mediante
conductores colocados en la trayectoria más directa posible al punto de conexión
a tierra del transformador.
Los terminales de puesta a tierra de los descargadores de sobretensiones
instalados en el punto de unión de cables y líneas aéreas desnudas o aisladas,
se conectarán a tierra según se indica a continuación:
a.
Las pantallas metálicas de cables multipolares y las pantallas metálicas de
cables monopolares, se conectarán al conductor de tierra del descargador
de sobretensiones.
b.
Las pantallas metálicas con conexión a tierra en un solo punto, de cables
monopolares, se conectarán a los terminales de tierra del descargador de
sobretensiones y éste se conectará a tierra mediante un explosómetro.
c.
Las tuberías metálicas se conectarán al conductor de tierra del descargador
de sobretensiones.
d.
Para aquellos casos no considerados en los párrafos (a), (b) o (c)
anteriores, se conectará un conductor de retorno de tierra, colocado dentro
de los cables multipolares sin armadura metálica, al conductor de tierra del
descargador de sobretensiones; o
e.
Alternativamente, se conectará un conductor de retorno de tierra, colocado
dentro del ducto no metálico que contenga cables sin armadura metálica,
al conductor de tierra del descargador de sobretensiones.
f.
Los conductores de puesta a tierra se instalarán con la trayectoria más corta
y recta posible, desde el terminal de tierra del descargador de sobretensiones
al electrodo de puesta a tierra.
g.
Los conductores de puesta a tierra instalados en postes de madera se
aislarán, desde los terminales del descargador de sobretensiones hasta su
conexión bajo tierra, mediante chaquetas a prueba de intemperie o moldes
de madera de puesta a tierra.
La interconexión entre los descargadores de sobretensiones en el primario de un
transformador de distribución y el neutro puesto a tierra del secundario, se regirá
por lo indicado en la Sección 9, Regla 97C de la norma ANSI C2 “National
Electrical Safety Code”.
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13.1
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Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosféricas Directas
La protección contra descargas atmosféricas directas se regirá según lo indicado
en la norma ANSI/NFPA 78 “Lightning Protection Code”, la Práctica
Recomendada API–RP–2003 “Protection Against Ignitions Arising out of Static,
Lightning, and Stray Currents”, Sección 6, en su edición mas reciente y los
párrafos siguientes.
Cualquier estructura ubicada dentro de una zona protegida puede considerarse
adecuadamente resguardada contra rayos de manera que no será necesario
darle protección adicional.
Las estructuras importantes que no estén ubicadas dentro de una zona protegida
(no resguardadas o cubiertas) se protegerán contra daños causados por rayos.
Las estructuras siguientes se consideran importantes:
a.
Estructuras normalmente ocupadas por personal.
b.
Estructuras que contengan cantidades apreciables de materiales
combustibles e inflamables.
c.
Estructuras las cuales en caso de resultar dañadas pueden causar pérdidas
mayores ya sea en la estructura misma o por su efecto en otras
instalaciones.
Las estructuras importantes no ubicadas dentro de una zona protegida se
protegerán como se indica a continuación:
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ESTRUCTURA
a. Estructuras Metálicas:
Incluye tanques de almacenamiento,
esferas de almacenamiento de
sustancias inflamables, recipientes y
edificios con estructura metálica o
recubrimiento metálico.
b. Estructuras No Metálicas:
Incluye edificios con estructuras o
recubrimientos no metálicos.
METODO DE PROTECCION
CONTRA DESCARGAS
La puesta a tierra se hará en dos puntos,
en extremos opuestos, como mínimo.
Según ANSI/NFPA 78 o una norma
nacional equivalente.
Puentes de Unión en Estructuras Metálicas:
a.
Tanques de Techo Flotante: Los puentes de unión entre el techo y la pared
serán suministrados por el fabricante del tanque en aquellos tipos de diseño
que lo necesiten.
b.
Edificaciones: Las partes metálicas que formen el techo y las estructuras
principales se interconcectarán entre sí.
c.
Elementos o cuerpos metálicos de tamaño considerable ubicados dentro de
estructuras metálicas y a menos de 2 m (6 pies) de la armazón o techo de
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la estructura: el elemento metálico se conectará a la estructura si esta
conexión no es inherente.
Los cables de conexión entre estructuras metálicas y electrodos de puesta a
tierra, se colocarán en la trayectoria más recta y corta posible. En lo posible, se
mantendrá una separación de 600 mm (2 pies), aproximadamente, entre los
electrodos artificiales de tierra y las fundaciones de concreto o ladrillo.
Las torres, estructuras de acero, recipientes que contengan líquidos inflamables
incluyendo tanques, se conectarán a tierra.
Los puentes o estructuras soporte de tuberías se conectarán a tierra a intervalos
máximos de 40 m.
La conexión a tierra se hará con electrodos artificiales de tierra. La resistencia
máxima a tierra será de 15 ohms.
Las bombas accionadas eléctricamente y colocadas en una base metálica común
con sus motores, no necesitan ponerse a tierra si el motor lo está de manera
adecuada. No debe considerarse que la unión de los ejes del motor y la bomba
proporciona continuidad eléctrica cuando la base no es común.
14 PUESTA A TIERRA CONTRA ELECTRICIDAD ESTÁTICA
La puesta a tierra contra electricidad estática se regirá según lo indicado en la
Práctica Recomendada API–RP–2003, “Recommended Practice for Protection
Against Ignitions Arising out of Static, Ligthning, and Stray Currents”, la norma
COVENIN 552 “Disposiciones Sobre Puesta a Tierra y Puentes de Unión en
Instalaciones en Areas Peligrosas (Especialmente en la Industria Petrolera)”, en
su edición mas reciente, y los párrafos a continuación.
Los puentes de unión hechos para disipación de cargas estáticas tendrán una
resistencia máxima de un (1) megaohm.
14.1
14.1.1
Puentes de Unión en Camiones y Carros Cisterna y Estaciones de
Carga (Llenaderos)
Los puentes de unión son necesarios únicamente cuando se cumplan todas las
condiciones de carga siguientes:
a.
La carga se hace a través de domos abiertos o dentro de barriles o cilindros
abiertos u otros recipientes metálicos similares.
b.
El producto cargado: (1) tiene un punto de inflamación en copa cerrada de
55_C (130_F) o menor; (2) es manejado a temperaturas de 8_C (15_F) por
encima de su punto de inflamación o (3) es cargado dentro del tanque de
un camión o carro que haya almacenado previamente un material cuyo
punto de inflamación en copa cerrada sea inferior a 55_C (130_F).
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c.
14.1.2
14.1.3
14.1.4
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El producto es clasificado como acumulador de cargas estáticas.
No se requieren puentes de unión alrededor de juntas metálicas flexibles o juntas
batientes o cuando las condiciones de carga sean las siguientes:
a.
Si la carga al tanque se hace a través de un sistema cerrado.
b.
Si el llenado del recipiente se hace a través de un sistema cerrado, o si el
pico de llenado está en contacto eléctrico con él y permanecerá en esta
condición durante la operación de llenado.
Los conductores de conexión para camiones cisternas, cuando se requieran, se
colocarán en cada posición de carga o descarga, según se describe
seguidamente:
a.
Un extremo del conductor será conectado directa y permanentemente al
pico de llenado o a otros puntos que estén metálicamente conectados al
pico de llenado (ya sea inherentemente conectado o mediante conexión
eléctrica).
b.
Un gancho (caimán) del tipo usado para baterías (o equivalente) se
conectará al otro extremo del conductor. El conductor será lo
suficientemente largo para permitir fijar el gancho al camión en un punto de
contacto metálico en el tanque que esté siendo cargado o descargado.
c.
El conductor será de cobre trenzado, calibre 6 AWG (13,3 mm2). El mismo
tendrá una chaqueta para protección mecánica.
Los puentes de unión de los carros cisterna, cuando se requieran, se harán como
se detalla seguidamente:
a.
Se colocarán juntas de aislamiento en los rieles a fin de aislar el carril
principal de la sección sobre la que se posicionarán los carros durante las
operaciones de llenado y descarga. Estas juntas tienen por objetivo el
aislamiento de corrientes parásitas causadas por los sistemas de
señalización o potencia ubicados sobre el carril principal.
b.
La ubicación de las juntas será tal que no puedan “puentearse” por carros
en espera que no están cargando o descargando.
c.
Se proveerán puentes de unión en todas las juntas de rieles en la sección
del carril sobre la que se posicionarán los carros durante la carga y
descarga.
d.
Se puentearán ambos rieles del carril sobre el que se posicionarán carros
durante la carga o descarga, a la estructura de acero del llenadero. En caso
de que las tuberías de carga y descarga no estén inherentemente
puenteadas entre sí, éstas se conectarán a la estructura de acero del
llenadero.
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14.1.5
14.2
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Los puentes de unión del recipiente o tanque de almacenamiento, cuando se
requieran, mantendrán el pico de llenado y el tanque al mismo potencial eléctrico,
para prevenir la electricidad estática en el área de mezclas inflamables. El
puenteado será como sigue:
a.
En caso de que el pico de llenado no pueda estar o permanecer en contacto
eléctrico con el tanque, este último se apoyará sobre una placa metálica
mientras se esté llenando. La placa estará conectada al tubo de
alimentación.
b.
En caso de que el pico de llenado este conectado inherentemente al tubo
de alimentación, como en el caso de usar mangueras o tuberías metálicas,
no se requiere conexionado adicional al indicado en el párrafo (a) anterior.
c.
En caso de que el pico de llenado no esté conectado inherentemente al tubo
de alimentación, como en el caso de usar mangueras o tubos no–metálicos,
se proveerá una conexión adicional entre el pico y la tubería de
alimentación.
d.
Todas las partes metálicas del conjunto de llenado formarán una trayectoria
eléctricamente contínua, aguas abajo del punto de puenteado del tubo de
alimentación.
Puentes de Unión en Muelles de Carga en Terminales Marinos
No se requieren puentes de unión entre tanqueros o gabarras y el terminal o
muelle.
Se requiere el uso de bridas aislantes para el aislamiento eléctrico entre las
tuberías ubicadas a bordo del tanquero o gabarra y las ubicadas en el muelle, en
los casos siguientes:
a.
En terminales marinos con protección catódica.
b.
Cuando se utilicen brazos de carga o mangueras de carga eléctricamente
operadas.
c.
Cuando se carguen o descarguen productos cuyos puntos de inflamación
en copa cerrada sea igual o menor a 55_C (130_F), o que sean manejados
a temperaturas de 8_C (15_F) o mayores de su punto de inflamación.
Las características de los materiales inflamables se encuentran en las normas
NFPA Nº 30 “Flammable and Combustible Liquids Code”, NFPA Nº 321
“Standard on Basic Classification of Flammable and Combustible Liquids” y NFPA
Nº 325M “Fire Hazard Properties of Flammable Liquids, Gases and Volatile
Solids”.
Puede obtenerse información adicional sobre puesta a tierra contra electricidad
estática en la Práctica Recomendada IEEE Std. 142 “IEEE Recommended
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Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems” (libro
verde), Capítulo 3.
15 PUESTA A TIERRA DE COMPUTADORES
Los métodos de puesta a tierra de equipos y dispositivos para computadores y
para instrumentación cumplirán con los requerimientos específicos de cada
equipo en particular y con el Código Eléctrico Nacional.
El sistema de puesta a tierra de los equipos cumplirá con lo siguiente:
a.
Suministrar un camino de baja impedancia a la corriente de falla a fin de que
operen las protecciones de sobrecorriente.
b.
Limitar las tensiones de toque para disminuir el riesgo de choque eléctrico
a las personas.
c.
Suministrar una referencia constante de potencial.
d.
Poner a tierra las carcazas metálicas utilizadas como apantallamiento en
equipos sensibles.
Para evitar que el ruido eléctrico afecte a los computadores, se requieren dos
sistemas de puesta a tierra. El primero, corresponde al sistema de potencia que
alimenta al computador y debe cumplir con el Código Eléctrico Nacional. El
segundo, corresponde a un sistema de referencia de potencial.
Los computadores, controladores de proceso, procesadores de datos y equipos
electrónicos en general, requieren un sistema de puesta a tierra expresamente
diseñado. Sin embargo, este sistema de puesta a tierra nunca debe estar
separado del correspondiente al sistema de potencia, pues ésto violaría
disposiciones del Código Eléctrico Nacional.
La referencia de potencial de los computadores se logrará mediante una Red de
Referencia de Señales (RRS) a la cual se conectarán todos los gabinetes de los
equipos. Esta red establecerá una superficie equipotencial para señales de baja
corriente y alta frecuencia.
Además de la RRS, se dispondrá de un punto común de puesta a tierra al cual
se conectarán los gabinetes de los equipos y la propia RRS de manera radial.
Esta conexión es adicional y simultánea a la indicada en el párrafo anterior.
El punto común de puesta a tierra se conectará mediante un solo enlace al mismo
electrodo de puesta a tierra al cual se conecta el neutro de la fuente de poder AC
(Ver Fig. 1).
Cuando la fuente de poder sea un sistema derivado como un transformador de
aislamiento, una fuente de potencia ininterrumpida (UPS) o un conjunto
motor–generador, el punto común de puesta a tierra se conectará al electrodo de
puesta a tierra de este sistema derivado (Ver Fig. 2).
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Puede obtenerse información adicional sobre puesta a tierra de computadores
en las Prácticas Recomendadas IEEE Std. 142 “IEEE Recommended Practice for
Grounding of Industrial and Commercial Power Systems” (libro verde), Capítulo
5, y Std. 1100 “IEEE Recommended Practice for Powering and Grounding
Sensitive Electronic Equipment” (libro esmeralda).
16 PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACIÓN
La puesta a tierra para referencia de señales de los equipos de instrumentación
se hará con una conexión a tierra en un solo punto. Esto puede lograrse usando
barras colectoras aisladas conectadas a un electrodo de puesta a tierra ubicado
localmente. Este electrodo local es entonces conectado al electrodo de puesta
a tierra del sistema de potencia. Habrá una sola conexión entre la barra
colectora aislada y cada instrumento (Ver Fig. 3).
La conexión entre las barras colectoras de tierra aisladas y el electrodo de puesta
a tierra local se hará mediante dos cables calibre 1/0 AWG o mayor. Dichos cables
serán de cobre trenzado, cubierto con aislamiento de PVC, coloreado en verde.
Los neutros de los secundarios de los transformadores de potencia o de los
transformadores de las fuentes de potencia ininterrumpida (UPS), que alimenten
tableros de instrumentos, se conectarán a las barras colectoras de tierra aisladas
(Ver Fig. 2).
Cuando se usen cables apantallados en las termocuplas, las pantallas se
conectarán a tierra como sigue:
a.
Para juntas de termocuplas conectadas a tierra: en el cabezal de las
termocuplas.
b.
Para juntas de termocuplas no conectadas a tierra: en la barra colectora
aislada del gabinete de control de las termocuplas.
Cuando se usen cables apantallados para señales, la pantalla se conectará a las
barras aisladas de tierra del panel de alimentación de potencia.
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TABLA 1. LONGITUDES MAXIMAS (METROS) PARA CIRCUITOS TRIFASICOS,
CONDUCTORES DE COBRE COLOCADOS EN TUBERIAS RIGIDAS DE ACERO
GALVANIZADO PARA SISTEMAS EFECTIVAMENTE PUESTOS A TIERRA DE 480
VOLTIOS, 50 Y 60 HZ. (2) (3) (4)
ÁÁÁ
ÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁ
ÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁ
ÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁ
ÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁ
ÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
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ÁÁÁÁÁÁÁ
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ÁÁ
ÁÁÁ
ÁÁÁÁ
ÁÁÁ
ÁÁÁÁÁ
ÁÁ
ÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁ
Ø
TUB.
(mm)
20
25
32
40
50
65
80
100
FACTOR
DE
AJUSTE
DEL
DISPARO
(1)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO. (AMPERIOS).
15
20
30
40
50
70
A
220
160
120
85
70
50
90
100
B
270
230
180
140
120
80
C
385
290
230
205
160
120
A
260
190
140
115
85
65
60
B
375
290
230
190
130
105
100
C
475
375
125
150
175
200
225
250
300
350
400
80
450
500
550
600
330
260
200
155
135
A
255
215
160
130
115
105
90
B
415
335
245
200
180
150
130
C
600
480
360
270
255
215
180
A
215
180
165
135
120
110
100
B
335
270
240
205
180
155
140
C
505
395
360
290
245
215
190
A
185
160
135
125
115
105
100
B
260
230
200
175
160
150
135
C
370
300
260
240
215
200
185
A
135
130
120
115
100
90
B
195
175
160
150
135
125
115
C
265
235
215
200
175
160
145
A
145
130
115
105
100
95
90
B
200
175
160
145
140
130
120
C
260
240
210
190
175
165
155
A
115
105
105
100
100
B
160
150
135
130
120
C
210
190
180
170
160
NOTAS TABLA 1
1. Seleccione la distancia opuesta al factor de ajuste del disparo que mejor se adapte a la
característica tiempo–corriente de la protección de sobrecorriente, tal como se describe más
adelante.
a. El factor A es para interruptores que operan en menos de dos segundos con un ajuste de diez
(10) veces su capacidad. Se utiliza para los interruptores de caja moldeada no ajustables y los
ajustados en fábrica.
b. El factor B es para interruptores que operan en menos de dos segundos con ajuste de seis veces
su capacidad. En general puede ser usado con la mayoría de los fusibles. Además se usa con
interruptores de disparo ajustable.
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c. El factor C es para interruptores que operan en menos de dos segundos con ajuste de 4 veces
su capacidad. Se usa con interruptores ajustados en el campo.
2. Cuando en la tubería se coloca un conductor de puesta a tierra, las distancias seleccionadas
pueden ser incrementadas en los porcentajes siguientes:
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁÁ
Diámetro de la tubería (mm.)
% de incremento
20 y 25
10
32, 40 y 50
30
65, 80 y 100
60
3. Para otras tensiones, multiplique la distancia seleccionada por el siguiente factor:
(Tensión Nominal de Fase – 40)/237
4. Las distancias están basadas en los datos del trabajo: “Determination of ground fault current on
common alternating current grounded neutral systems in standard steel or aluminum conduit”.
AIEE transactions, Paper 60–12 applications and industry, May 1960.
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TABLA 2. LONGITUDES MAXIMAS (METROS) PARA CIRCUITOS TRIFASICOS,
CONDUCTORES DE COBRE COLOCADOS EN TUBERIAS RIGIDAS DE ALUMINIO
PARA SISTEMAS EFECTIVAMENTE PUESTOS A TIERRA DE 480 VOLTIOS,
50 Y 60 HZ. (1) (3) (4)
ÁÁÁÁÁÁÁÁ
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Ø
TUB.
(mm)
20
25
32
40
CALIBRE
COND.
LINEA
(mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO. (AMPERIOS). (2)
15
20
30
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50
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3,3
275
205
135
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150
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305
215
170
150
120
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21,2
580
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255
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185
155
33,6
855
670
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335
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21,2
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155
130
115
33,6
490
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325
285
250
225
205
203
525
440
375
330
290
260
240
253
590
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295
270
203
345
310
275
255
230
304
430
380
345
315
285
380
465
410
370
335
310
67,4
85,0
65
100
13,3
53,5
50
90
495
590
128
0
NOTAS TABLA 2
1. Las distancias mostradas son para circuitos protegidos con interruptores que operan en menos
de dos (2) segundos con un ajuste de diez (10) veces su capacidad. Dichas distancias pueden
ser incrementadas para interruptores que operen en menos de dos (2) segundos con ajustes
menores a diez (10). Para encontrar estas distancias, multiplique el valor de esta tabla por diez
(10) y divida entre el ajuste del interruptor.
2. Vea la nota (1) de la Tabla 1 para las características típicas de los ajustes de disparo.
3. Para otras tensiones multiplique las distancias seleccionadas por el siguiente factor:
(Tensión Nominal de Fase – 40)/237
4. Igual al de la Tabla 1.
GUIA DE INGENIERIA
PDVSA
PDVSA 90619.1.091
PUESTA A TIERRA Y PROTECCION
CONTRA SOBRETENSIONES
REVISION
FECHA
0
DIC.98
Página 31
Menú Principal
Indice manual
Indice volumen
Indice norma
TABLA 3. LONGITUDES MAXIMAS (METROS) PARA CIRCUITOS TRIFASICOS,
CONDUCTORES DE COBRE, CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DEL EQUIPO
DENTRO DEL CABLE, TUBERIA NO METALICA O EMT PARA SISTEMAS
EFECTIVAMENTE PUESTOS A TIERRA DE 480 VOLTIOS, 50 Y 60 HERTZ
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ÁÁÁÁ
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ÁÁÁ
CALIBRE
CONDUCTOR
(mm2)
COND. DE
RETORNO
DE TIERRA
CALIBRE
EN (mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE
SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO (AMPERIOS).
15
3,3
5,3
8,4
13,3
21,2
33,6
3,3
13,3
33,6
5,3
13,3
33,6
8,4
13,3
33,6
8,4
13,3
33,6
13,3
21,2
33,6
13,3
21,2
33,6
20
30
40
50
70
90
100
145 105
70
55
40
30
230 170
110
85
65
50
260 195
130
95
75
55
170
110
85
65
245
160 120
95
290
195 145
135
125
150
50
35
35
70
55
50
115
85
65
60
110
80
60
165 135
95
75
55
40
35
65
50
215 175 125
45
95
90
70
60
135
175 200
95
75
65
55
45
35
35
170 120
95
85
65
60
50
40
245 175
135 120
95
80
70
60
225 250 300
150
115
105
85
70
60
50
45
40
190
150 135
105
90
75
65
60
55
235
180 165
130
110
95
80
75
65
350 400 450 500 550 600
135 120
95
80
70
60
55
50
40
35
180 165
145
120
105
90
80
75
60
50
235 215
170
145
120 105
95
85
70
60
GUIA DE INGENIERIA
PDVSA
PDVSA 90619.1.091
PUESTA A TIERRA Y PROTECCION
CONTRA SOBRETENSIONES
REVISION
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CALIBRE
CONDUCTOR
(mm2)
COND. DE
RETORNO
DE TIERRA
CALIBRE
EN (mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE
SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO (AMPERIOS).
15
53,5
67,4
107
127
177
253
304
13,3
21,2
33,6
21,2
33,6
53,5
21,2
33,6
53,5
21,2
33,6
53,5
33,6
53,5
67,4
33,6
53,5
67,4
33,6
53,5
67,4
20
30
40
50
70
90
100
125
150
175 200
225 250 300
350 400 450 500 550 600
170
135
110
95
85
75
65
60
50
45
35
215
150
130
110
95
85
75
65
55
50
45
235
170
145
120 105
95
85
70
60
55
50
165
135
115
105
90
80
65
60
52
45
40
35
230
190
160 145
130
110
95
80
70
65
60
50
305
250
215 190
165 150 130
110
95
85
75
70
150
130
100
90
75
65
55
50
45
40
35
220
185 165
145 130
110
95
80
75
65
60
55
305
260 230
205 183 150
130
115
100
90
80
75
115
115
105
90
75
65
60
50
45
45
40
180
150 135
110
100
85
75
65
60
60
240
210 190 160
135 120 105
95
90
80
60
145 120
104
88
80
75
65
210 175
150 130
115
105
95
90
250 207
175 155 135 125
115
105
105
85
75
70
65
160 140 125
95
115
105
95
195 170 150 135 125
115
95
85
75
70
65
145 130
115
105 100
175 160 140 130 120
NOTAS TABLA 3
1. Las distancias mostradas son para circuitos protegidos con interruptores que operan en menos
de dos (2) segundos con un ajuste de diez (10) veces su capacidad. Dichas distancias pueden
ser incrementadas para interruptores que operen en menos de dos (2) segundos con ajustes
menores a veinte (20). Para encontrar estas distancias, multiplique el valor de esta tabla por diez
(10)y divida entre el ajuste del interruptor.
2. Vea la nota (1) de la Tabla 1 para las características típicas de los ajustes de disparo.
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CONTRA SOBRETENSIONES
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3. Para circuitos con conductores 21,2 mm2 y mayores en zanjas y que utilizan conductor de retorno
de tierra que no forma parte del cable use las distancias de la tabla multiplicadas por un factor de
corrección por espaciamiento sacado de la Tabla 4.
4. Igual a la Nota 3 de la Tabla 2.
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TABLA 4. FACTORES DE CORRECCION POR ESPACIAMIENTO PARA SER USADOS
CON LA TABLA 3. PARA CIRCUITOS CON CONDUCTOR
DE PUESTA TIERRA DEL EQUIPO FUERA DEL CABLE
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CONDUCTOR CALIBRE
AWG /kcmil
4
2
1/0
2/0
4/0
250
350
500
600
CONDUCT. DE
PUESTA A TIERRA
DEL EQUIPO
CALIB.
AWG / kcmil
6
4
2
6
4
2
6
4
2
4
2
1/0
4
2
1/0
2
1/0
2/0
2
1/0
2/0
2
1/0
2/0
2
1/0
2/0
DISTANCIA ENTRE CONDUCTORES
(cm)
15
0,96
0,94
0,91
0,96
0,92
0,86
0,94
0,90
0,84
0,90
0,83
0,75
0,90
0,81
0,70
0,89
0,80
0,64
0,80
0,68
0,61
0,81
0,67
0,61
0,82
0,69
0,62
30
0,95
0,92
0,88
0,94
0,89
0,84
0,93
0,86
0,80
0,86
0,77
0,67
0,85
0,74
0,62
0,84
0,73
0,60
0,73
0,59
0,52
0,73
0,58
0,51
0,72
0,57
0,49
90
0,93
0,89
0,84
0,91
0,86
0,78
0,90
0,82
0,73
0,81
0,70
0,59
0,79
0,66
0,53
0,81
0,68
0,54
0,67
0,53
0,47
0,67
0,52
0,45
0,67
0,51
0,44
180
0,91
0,86
0,82
0,89
0,83
0,75
0,88
0,80
0,69
0,77
0,66
0,55
0,75
0,62
0,49
0,76
0,62
0,49
0,61
0,47
0,41
0,61
0,46
0,39
0,60
0,44
0,38
GUIA DE INGENIERIA
PDVSA
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ÁÁÁÁÁ
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ÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁÁÁ
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ÁÁÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁ
ÁÁÁÁÁ
EQUIVALENTES ACEPTABLES SISTEMA INTERNACIONAL (SI)
AWG O kcmil
6
4
2
1/0
2/0
4/0
CALIBRE CONDUCTOR
mm2
AWG O kcmil
13,3
250
21,2
350
33,6
500
53,5
600
67,4
107
mm2
127
177
253
304
LONGITUD
Pulg.
mm
6
150
12
300
36
900
72
1800
17 RESISTENCIA PARA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO
17.1
Resumen de Requerimientos Adicionales
La norma IEEE No. 32 (Neutral Grounding Devices) se usará para la selección
de la resistencia de puesta a tierra del neutro.
17.2
Materiales
Las resistencias serán construidas de acero con contenido de cromo de por lo
menos 12%.
17.3
Diseño
Las resistencias serán adecuadas para instalación a la intemperie.
Las resistencias serán capaces de transportar la corriente máxima de falla a tierra
del sistema sin exceder su aumento nominal de temperatura para un período de
tiempo a ser especificado, pero no menor a 3 segundos. El período de tiempo
especificado será el mayor entre 3 segundos y 5 veces la respuesta del relé de
falla a tierra más lento, correspondiente al 80% de la corriente nominal (inicial)
del resistor.
Es necesario que las resistencias tengan un encerramiento protector puesto a
tierra. No son aceptables aquellos diseños que requieran aislamiento a tierra del
encerramiento.
El encerramiento para las resistencias será apropiado para el tipo de exposición
ambiental especificado.
Las aberturas superiores y laterales de los
encerramientos no serán mayores de 38 mm. (1,5 pulgadas) de ancho.
18 BIBLIOGRAFIA
L. Lourido, “Efecto de las Conexiones de Cubiertas Metálicas de Cables en el
Diseño Óptimo de Circuitos Subterráneos”, Trabajo de Grado, Universidad de
Carabobo, Marzo 1996 (Ver Fig. 4).
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Fig 1. PUESTA A TIERRA DE COMPUTADORES
C
5
B
A
4
N
1
2
6
7
1,2,3
Equipos electrónicos
4
Punto común de puesta a tierra
5
Transformador de alimentación C.A.
6
Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia
7
Red de referencia de señales (RRS)
3
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Fig 2. PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACION
ALIMENTACION CON UPS
4
C
5
B
A
6
1,2,3
4
5
6
7
1
N
2
7
Equipos de instrumentación
Barra colectora de puesta a tierra para referencia de señales
(aislada)
Transformador del UPS
Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia
Electrodo de puesta a tierra de instrumentación (local)
3
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Fig 3. PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACION
C
5
B
A
4
1
2
N
7
6
1,2,3
Equipos de instrumentación
4
Barra colectora de puesta a tierra para referencia de señales
(aislada)
5
Transformador de alimentación C.A.
6
Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia
7
Electrodo de puesta a tierra de instrumentación (local)
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Fig 4. CONEXION KIRKE–SEARING
ARMADURA, CUBIERTA Y PANTALLA PUESTAS A TIERRA EN UN EXTREMO
ARMADURA, CUBIERTA Y PANTALLA PUESTAS A TIERRA EN AMBOS EXTREMOS
ARMADURA, CUBIERTA Y PANTALLA PUESTAS A TIERRA EN UN EXTREMO
Y CORTOCIRCUITADAS EN EL OTRO EXTREMO