1puesta a Tierra Pdvsa
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MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO VOLUMEN 4–II GUIA DE INGENIERIA PDVSA N TITULO 90619.1.091 PUESTA A TIERRA Y PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES 0 DIC. 98 ORIGINAL 39 Y. K. A. A. J. E. R. REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB. APROB. Alexis Arévalo FECHA DIC. 98 APROB. Jesús E. Rojas FECHA DIC. 98 PDVSA, 1983
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MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO
VOLUMEN 4–II
GUIA DE INGENIERIA
PDVSA N TITULO
90619.1.091 PUESTA A TIERRA Y PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES
0 DIC. 98 ORIGINAL 39 Y. K. A. A. J. E. R.
REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB.
APROB. Alexis Arévalo FECHA DIC. 98 APROB. Jesús E. Rojas FECHA DIC. 98
PDVSA, 1983 ESPECIALISTAS
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Indice
1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
33.1 COVENIN – Comisión Venezolana de Normas Industriales . . . . . . . . . . . 33.2 IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc . . . . . . . . . . . 33.3 ANSI – American National Standards Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43.4 NFPA – National Fire Protection Association . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43.5 API – American Petroleum Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.4
4 PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
5 PUESTA A TIERRA DE ENCERRAMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55.1 Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5
6 PUESTA A TIERRA DE CABLES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
56.1 Puesta a Tierra de Cables Monopolares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6
7 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
77.2 Equipos Principales de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7
8 CONDUCTORES PARA PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98.1 Conductores para Conexión del Electrodo de Puesta a Tierra . . . . . . . . . 98.2 Conductores para Puesta a Tierra de los Equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
9 PUENTES DE UNIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12
10 SISTEMA DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . 1210.1 Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra . . . . . . . . . . . 13
11 PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1411.1 Calibre de los Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1511.2 Instalación de los Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1611.3 Conductores para la Conexión del Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1811.4 Aislamiento y Protección del Conductor para la Conexión del Neutro . . 18
12 PUESTA A TIERRA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN YDISTRIBUCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
19
13 PUESTA A TIERRA CONTRA SOBRETENSIONES TRANSITORIAS DEORIGEN EXTERNO E INTERNO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Menú Principal Indice manual Indice volumen Indice norma13.1 Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosféricas Directas . . . . . . . . . . . . . 22
14 PUESTA A TIERRA CONTRA ELECTRICIDAD ESTÁTICA . . . . . . 2314.1 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 . . . . . . . 3517.1 Resumen de Requerimientos Adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3517.2 Materiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3517.3 Diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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18 BIBLIOGRAFIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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1 OBJETIVOLa 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:
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.
2 ALCANCEEsta Guía cubre los requerimientos mínimos necesarios para el diseño de la puesta a tierra de las instalaciones eléctricas en PDVSA.
3 REFERENCIASLa 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 Código Eléctrico Nacional
552 Disposiciones sobre Puesta a Tierra y Puentes de Unión enInstalaciones en Areas Peligrosas.
3.2 IEE E – Institut e o f Electrica l an d Electronic s Engineers , Inc
3 2 Standar d Requirements , T erminolog y T es t Procedur e fo r Neutral
Grounding Devices.
80 Guide for Safety in AC Substación Grounding.
81 Guide for Measuring Earth Resistivit y , Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System.
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665 Standard for Generating Station Grounding. 142 Recommended Practice for Grounding of Industrial and
Commercial Power Systems. 1 100 Recommended Practice Powering and Grounding Sensitive
Electronic Equipment.
3.3 ANSI – America n Nationa l Standard s Institute C2 National Electrical Safety Code.
3.4 NF P A – Nationa l Fir e Protectio n Association 78 Lightning Protection Code. 30 Flammable and Combustible Liquids Code. 321 Standard o n Basi c Classificatio n o f Flammabl e an d Combustible
Liquids.325M Fire Hazar d Propertie s o f Flammabl e Liquids , Gase s an d V olatile
Solids.
3.5 API – America n Petroleu m Institute RP 2003 Protección Agains t Ignition s Arisin g ou t o f Static , Lightining , and
Stray Currents.
4 PUESTA A TIERRA DEL NEUTROEl 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 CanalizacionesLa 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.
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.
6 PUESTA A TIERRA DE CABLESa. 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 MonopolaresLos 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
(AWG o kcmil)
Un cable por tubo
(metros)
Tres cables por tubo
(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, Secciones250–42, 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 TIERRALos 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 TierraLos 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 CódigoEléctrico 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 lasSecciones 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) y250–155 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 de30 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 + 23
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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, gradosCelsius;
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.
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.
9 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 TIERRALa 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 elCódigo 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 identificarámediante 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 Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra
10.1.1 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): 1Ohm.
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 tierramantiene 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 TierraLos 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
Donde:
tc
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. 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 queeléctricamente 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, dePVC 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 Conductores para la Conexión del NeutroLos 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 de1,80 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 Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosféricas DirectasLa protección contra descargas atmosféricas directas se regirá según lo indicado en la norma ANSI/NFPA78 “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:
ESTRUCTURA METODO DE PROTECCION CONTRA DESCARGAS
a. Estructuras Metálicas:Incluye tanques de almacenamiento, esferas de almacenamiento de sustancias inflamables, recipientes yedificios con estructura metálica o recubrimiento metálico.
La puesta a tierra se hará en dos puntos, en extremos opuestos, como mínimo.
b. Estructuras No Metálicas:Incluye edificios con estructuras o recubrimientos no metálicos.
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 ESTÁTICALa 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 Puentes de Unión en Camiones y Carros Cisterna y Estaciones deCarga (Llenaderos)
14.1.1 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. El producto es clasificado como acumulador de cargas estáticas.
14.1.2 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.
14.1.3 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.
14.1.4 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 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.
14.2 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 COMPUTADORESLos 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), Capítulo5, y Std. 1100 “IEEE Recommended Practice for Powering and GroundingSensitive Electronic Equipment” (libro esmeralda).
16 PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACIÓNLa 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
480VOLTIOS, 50 Y 60 HZ. (2) (3) (4)
ØTUB.
(mm)
FACTOR DE
AJUSTE DEL
DISPARO (1)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO. (AMPERIOS).
15 20 30 40 50 70 90 100 125 150 175 200 225 250 300 350 400 450 500 550 600
20
A
B
C
220
270
385
160
230
290
120
180
230
85
140
205
70
120
160
50
80
120
25
A
B
C
260
375
475
190
290
375
140
230
330
115
190
260
85
130
200
65
105
155
60
100
135
32
A
B
C
255
415
600
215
335
480
160
245
360
130
200
270
115
180
255
105
150
215
90
130
180
40
A
B
C
215
335
505
180
270
395
165
240
360
135
205
290
120
180
245
110
155
215
100
140
190
50
A
B
C
185
260
370
160
230
300
135
200
260
125
175
240
115
160
215
105
150
200
100
135
185
65
A
B
C
135
195
265
130
175
235
120
160
215
115
150
200
100
135
175
90
125
160
80
115
145
80
A
B
C
145
200
260
130
175
240
115
160
210
105
145
190
100
140
175
95
130
165
90
120
155
100
A
B
C
115
160
210
105
150
190
105
135
180
100
130
170
100
120
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:
Diámetro de la tubería (mm.) % de incremento20 y 25 10
32, 40 y 50 30
65, 80 y 100 603. 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)
Ø TUB. (mm)
CALIBRE COND. LINEA (mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO. (AMPERIOS). (2)
15 20 30 40 50 70 90 100 125 150 175 200 225 250 300 350 400 450 500 550 600
20
3,3
5,3
8,4
275
435
670
205
325
505
135
215
335
105
160
255
80
130
200
60
90
145
25
5,3
8,4
13,3
325
510
760
215
340
510
165
255
380
130
205
305
95
145
220
75
115
170
65
105
150
32
13,3
21,2
33,6
385
580
855
305
465
670
215
330
480
170
255
370
150
230
335
120
185
270
100
155
225
40
21,2
33,6
42,4
330
490
590
255
375
455
230
340
410
185
275
330
155
230
275
130
195
235
115
170
205
50
53,5
67,4
85,0
495
590
1280
395
470
860
330
395
720
130
195
235
245
290
540
220
260
480
200
235
430
65
107
127
152
490
545
595
430
475
525
380
425
465
345
380
415
285
315
345
245
270
300
215
240
260
80
152
203
253
450
525
590
375
440
490
325
375
420
285
330
370
250
290
325
225
260
295
205
240
270
100
203
304
380
345
430
465
310
380
410
275
345
370
255
315
335
230
285
310
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.
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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
CALIBRE CONDUCTOR
(mm2)
COND. DE RETORNO DE TIERRA CALIBRE EN (mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO (AMPERIOS).
15 20 30 40 50 70 90 100 125 150 175 200 225 250 300 350 400 450 500 550 600
3,3
3,3
13,3
33,6
145
230
260
105
170
195
70
110
130
55
85
95
40
65
75
30
50
55
5,3
5,3
13,3
33,6
170
245
290
110
160
195
85
120
145
65
95
115
50
70
85
35
55
65
35
50
60
8,4
8,4
13,3
33,6
135
165
215
110
135
175
80
95
125
60
75
95
55
65
90
40
50
70
35
45
60
13,3
8,4
13,3
33,6
135
170
245
95
120
175
75
95
135
65
85
120
55
65
95
45
60
80
35
50
70
35
40
60
21,2
13,3
21,2
33,6
150
190
235
115
150
180
105
135
165
85
105
130
70
90
110
60
75
95
50
65
80
45
60
75
40
55
65
33,6
13,3
21,2
33,6
135
180
235
120
165
215
95
145
170
80
120
145
70
105
120
60
90
105
55
80
95
50
75
85
40
60
70
35
50
60
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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 20 30 40 50 70 90 100 125 150 175 200 225 250 300 350 400 450 500 550 600
53,5
13,3
21,2
33,6
170
215
235
135
150
170
110
130
145
95
110
120
85
95
105
75
85
95
65
75
85
60
65
70
50
55
60
45
50
55
35
45
50
67,4
21,2
33,6
53,5
165
230
305
135
190
250
115
160
215
105
145
190
90
130
165
80
110
150
65
95
130
60
80
110
52
70
95
45
65
85
40
60
75
35
50
70
107
21,2
33,6
53,5
150
220
305
130
185
260
115
165
230
100
145
205
90
130
183
75
110
150
65
95
130
55
80
115
50
75
100
45
65
90
40
60
80
35
55
75
127
21,2
33,6
53,5
115
180
240
105
150
210
90
135
190
75
110
160
65
100
135
60
85
120
50
75
105
45
65
95
45
60
90
40
60
80
177
33,6
53,5
67,4
145
210
250
120
175
207
104
150
175
88
130
155
80
115
135
75
105
125
65
95
115
60
90
105
253
33,6
53,5
67,4
105
160
195
95
140
170
85
125
150
75
115
135
70
105
125
65
95
115
304
33,6
53,5
67,4
95
145
175
85
130
160
75
115
140
70
105
130
65
100
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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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
CONDUCTOR CALIBRE AWG /kcmil
CONDUCT. DE PUESTA A TIERRA
DEL EQUIPO CALIB.
AWG / kcmil
DISTANCIA ENTRE CONDUCTORES (cm)
15 30 90 180
4
6
4
2
0,96
0,94
0,91
0,95
0,92
0,88
0,93
0,89
0,84
0,91
0,86
0,82
2
6
4
2
0,96
0,92
0,86
0,94
0,89
0,84
0,91
0,86
0,78
0,89
0,83
0,75
1/0
6
4
2
0,94
0,90
0,84
0,93
0,86
0,80
0,90
0,82
0,73
0,88
0,80
0,69
2/0
4
2
1/0
0,90
0,83
0,75
0,86
0,77
0,67
0,81
0,70
0,59
0,77
0,66
0,55
4/0
4
2
1/0
0,90
0,81
0,70
0,85
0,74
0,62
0,79
0,66
0,53
0,75
0,62
0,49
250
2
1/0
2/0
0,89
0,80
0,64
0,84
0,73
0,60
0,81
0,68
0,54
0,76
0,62
0,49
350
2
1/0
2/0
0,80
0,68
0,61
0,73
0,59
0,52
0,67
0,53
0,47
0,61
0,47
0,41
500
2
1/0
2/0
0,81
0,67
0,61
0,73
0,58
0,51
0,67
0,52
0,45
0,61
0,46
0,39
600
2
1/0
2/0
0,82
0,69
0,62
0,72
0,57
0,49
0,67
0,51
0,44
0,60
0,44
0,38
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EQUIVALENTES ACEPTABLES SISTEMA INTERNACIONAL (SI)
CALIBRE CONDUCTOR LONGITUD
AWG O kcmil mm2 AWG O kcmil mm2 Pulg. mm
6 13,3 250 127 6 150
4 21,2 350 177 12 300
2 33,6 500 253 36 900
1/0 53,5 600 304 72 1800
2/0 67,4
4/0 107
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 MaterialesLas 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 BIBLIOGRAFIAL. 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
5A
4
BN
1 2 3
6
71,2,3 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)
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Fig 2. PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACION ALIMENTACION CON UPS
C 45
A
B N1 2 3
6 7
1,2,3 Equipos de instrumentación4 Barra colectora de puesta a tierra para referencia de señales
(aislada)
5 Transformador del UPS
6 Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia
7 Electrodo de puesta a tierra de instrumentación (local)
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Fig 3. PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACION
C
5A
4
B1 2 3
N
6 7
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
