Última actualización: 05 de mayo de 2017.

ARTÍCULO 15°. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

Toda instalación eléctrica que le aplique el RETIE, excepto donde se indique expresamente lo contrario, tiene que disponer de un Sistema de Puesta a Tierra (SPT), para evitar que personas en contacto con la misma, tanto en el interior como en el exterior, queden sometidas a tensiones de paso, de contacto o transferidas, que superen los umbrales de soportabilidad del ser humano cuando se presente una falla

La exigencia de puestas a tierra para instalaciones eléctricas cubre el sistema eléctrico como tal y los apoyos o estructuras metálicas que ante una sobretensión temporal, puedan desencadenar una falla permanente a frecuencia industrial, entre la estructura puesta a tierra y la red.

Los objetivos de un sistema de puesta a tierra (SPT) son: La seguridad de las personas, la protección de las instalaciones y la compatibilidad electromagnética.

Las funciones de un sistema de puesta a tierra son:

  • Garantizar condiciones de seguridad a los seres vivos.
  • Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas.
  • Servir de referencia común al sistema eléctrico.
  • Conducir y disipar con suficiente capacidad las corrientes de falla, electrostática y de rayo.
  • Transmitir señales de RF en onda media y larga.
  • Realizar una conexión de baja resistencia con la tierra y con puntos de referencia de los equipos.

Se debe tener presente que el criterio fundamental para garantizar la seguridad de los seres humanos, es la máxima energía eléctrica que pueden soportar, debida a las tensiones de paso, de contacto o transferidas y no el valor de resistencia de puesta a tierra tomado aisladamente. Sin embargo, un bajo valor de la resistencia de puesta a tierra es siempre deseable para disminuir la máxima elevación de potencial o GPR (Ground Potential Rise).

15.1 REQUISITOS GENERALES DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

El sistema de puesta a tierra debe cumplir los siguientes requisitos:

  • Los elementos metálicos que no forman parte de las instalaciones eléctricas, no podrán ser incluidos como parte de los conductores del sistema de puesta a tierra. Este requisito no excluye el hecho de que se deben conectar a tierra, en muchos casos.
  • Los elementos metálicos principales que actúan como refuerzo estructural de una edificación deben tener una conexión eléctrica permanente con el sistema de puesta a tierra general.
  • Las conexiones que van bajo el nivel del suelo (puesta a tierra), deben ser realizadas con soldadura exotérmica o conector certificado para enterramiento directo conforme a la norma IEEE 837 o la norma NTC 2206.
  • Para verificar que tas características del electrodo de puesta a tierra y su unión con la red equipotencial cumplan con el presente reglamento, se deben dejar puntos de conexión accesibles e inspeccionables al momento de la medición. Cuando para este efecto se construyan cajas de inspección, sus dimensiones internas deben ser mínimo de 30 cm x 30 cm, o de 30 cm de diámetro si es circular y su tapa debe ser removible, no aplica a los electrodos de líneas de transporte. Para evitar el sobrecalentamiento de conductores, en sistemas trifásicos de instalaciones de uso final con cargas no lineales, los conductores de neutro deben ser dimensionados por to menos al 173% de la corriente de fase según los lineamientos de las normas la IEEE 519 o IEEE1 100. Igualmente, se debe aceptar el dimensionamiento del conductor de neutro como se indica en la norma IEC 60364-5- 52 (artículos 523, 524 y Anexo E), cuando se conocen con precisión las corrientes armónicas de tercer orden, que efectivamente circulen por el neutro. En todo caso en el diseño se debe hacer mención expresa de ta norma utilizada.
  • Cuando por requerimientos de un edificio existan varias puestas a tierra, todas ellas deben estar interconectadas eléctricamente, según criterio adoptado de IEC-61000-5-2, tal como aparece en la Figura 15.1


    Figura 15.1. Sistemas con puestas a tierra dedicadas e interconectadas

    La anterior figura deja claro que se deben interconectar todas las puestas a tierra de un edificio, es decir, aquellas partes del sistema de puesta a tierra que están bajo el nivel del terreno y diseñadas para cada aplicación particular, tales como: Fallas a tierra de baja frecuencia, evacuación de electrostática, protección contra rayos o protección catódica. Esta interconexión puede hacerse por encima o por debajo del nivel del terreno.

  • Para un mismo edificio, quedan expresamente prohibidos los sistemas de puesta a tierra que aparecen en las Figuras 15.2 y 15.3, según criterio adoptado de la IEC 61000-5-2, el cual está establecido igualmente en la NTC 2050 y en la IEC 60364.
    Tierra no permitida

    Figura 15.3. Una sola puesta a tierra para todas las necesidades

    Tierra no permitida

    Figura 15.2. Puestas a tierra separadas o independientes


  • No se deben superar los valores dados en la Tabla 15.1, que corresponden a la máxima tensión de contacto aplicada al ser humano (con una resistencia equivalente de 1000Ω), la cual está dada en función del tiempo de despeje de la falla a tierra, de la resistividad del suelo y de la corriente de falla. Estos son los valores máximos de soportabilidad del ser humano a la circulación de corriente y consideran la resistencia o impedancia promedio netas del cuerpo humano entre mano y pie, sin que se presenten perforaciones en la piel y sin el efecto de las resistencias externas adicionalmente involucradas entre la persona y la estructura puesta a tierra o entre la persona y la superficie del terreno natural.

    Para el cálculo se tuvieron en cuenta los criterios establecidos en la IEEE 80, tomando como base la siguiente ecuación, para un ser humano de 50 kilos.

    Ecuación Tensión de Contacto

    La columna dos aplica a sitios con acceso al público en general y fue obtenida a partir de la norma IEC 60479 y tomando la curva C1 de la Figura 9.1 de este reglamento (probabilidad de fibrilación del 5%). La columna tres aplica para instalaciones de media, alta y extra alta tensión, donde se tenga la presencia de personal que conoce el riesgo y está dotado de elementos de protección personal.

    Tiempo de despeje de la falla

    Máxima tensión de contacto admisible (rms c.a.) según IEC para 95% de la población. (Público en general)

    Máxima tensión de contacto admisible (rms c.a.) según IEEE para personas de 50 kg (Ocupacional)

    Mayor a dos segundos

    50 voltios

    82 voltios

    Un segundo

    55 voltios

    116 voltios

    700 milisegundos

    70 voltios

    138 voltios

    500 milisegundos

    80 voltios

    164 voltios

    400 milisegundos

    130 voltios

    183 voltios

    300 milisegundos

    200 voltios

    211 voltios

    200 milisegundos

    270 voltios

    259 voltios

    150 milisegundos

    300 voltios

    299 voltios

    100 milisegundos

    320 voltios

    366 voltios

    50 milisegundos

    345 voltios

    518 voltios

    Tabla 15.1. Máxima tensión de contacto admisible para un ser humano

15.2 DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

El diseñador de sistemas de puesta a tierra para centrales de generación, líneas de transmisión de alta y extra alta tensión o subestaciones, debe comprobar mediante el empleo de un procedimiento de cálculo, reconocido por la práctica de la ingeniería actual, que los valores máximos de las tensiones de paso y de contacto a que puedan estar sometidos los seres humanos, no superen los umbrales de soportabilidad. Dichos cálculos deben tomar como base una resistencia del cuerpo de 1000 Ω y cada pie como una placa de 200 cm2 aplicando una fuerza de 250 N.

El procedimiento básico sugerido es el siguiente:

  • Investigar las características del suelo, especialmente la resistividad.
  • Determinar la corriente máxima de falla a tierra, que debe ser entregada por el Operador de Red, en media y alta tensión para cada caso particular.
  • Determinar el tiempo máximo de despeje de la falla para efectos de simulación.
  • Investigar el tipo de carga.
  • Calcular de forma preliminar la resistencia de puesta a tierra.
  • Calcular de forma preliminar las tensiones de paso, contacto y transferidas en la instalación.
  • Evaluar el valor de las tensiones de paso, contacto y transferidas calculadas con respecto a la soportabilidad del ser humano.
  • Investigar las posibles tensiones transferidas al exterior, debidas a tuberías, mallas, conductores de neutro, blindaje de cables, circuitos de señalización, además del estudio de las formas de mitigación.
  • Ajustar y corregir el diseño inicial hasta que se cumpla los requerimientos de seguridad.
  • Presentar un diseño definitivo.

En instalaciones de uso final con subestación tipo poste, el diseño de la puesta a tierra puede simplificarse, pero deben tenerse en cuenta los parámetros de resistividad del terreno, corrientes de falla que se puedan presentar y los tipos de cargas a instalar. En todo caso se deben controlar las tensiones de paso y contacto.

15.3 MATERIALES DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

Los materiales para sistemas de puesta a tierra deben ser certificados y cumplir los siguientes requisitos:

15.3.1 Electrodos de Puesta a Tierra

Para efectos del presente reglamento, los electrodos de puesta a tierra, deben cumplir los requisitos:

  • La puesta a tierra debe estar constituida por uno o varios de los siguientes tipos de electrodos: Varillas, tubos, placas, flejes, alambres o cables desnudos.
  • No se permite el uso de aluminio en los electrodos de las puestas a tierra.
  • Los productores de electrodos de puesta a tierra deben garantizar que la resistencia a la corrosión del electrodo, sea de mínimo 15 años contados a partir de la fecha de instalación. Para certificar este requisito se debe utilizar el método de la inmersión en cámara salina durante 1000 horas o usando muestras de suelo ácido, preparadas en laboratorio o en electrolitos de solución ácida con débil concentración, que permita simular los suelos más corrosivos donde se prevea instalar los electrodos de acuerdo con la norma ASTM G 162 o la ASTM G 1. Para electrodos en cables de acero galvanizado, no es suficiente el ensayo de cámara salina, adicionalmente se debe probar con muestras del suelo similar a donde se pretenda instalar.
  • El recubrimiento exigido en la Tabla 15.2, en ningún punto debe ser inferior a los valores indicados.
  • Debe probarse la adherencia y doblado del electrodo con recubrimiento, conforme a lo establecido en la norma NTC 2206 o equivalente.
  • El electrodo tipo varilla o tubo debe tener mínimo 2,4 m de longitud.
  • Los electrodos deben cumplir las dimensiones y valores de la Tabla 15.2, los cuales son adaptados de las normas IEC 62305-3, IEC 60364, BS 7430, AS 1768, UL 467, UNESA 6501F, NTC 4552, NTC 2206, NTC 2050, ASTM F 1136 y DIN ISO 10683.

    TIPO DE ELECTRODO

    MATERIALES

     

    DIMENSIONES MÍNIMAS

    Diámetro
    mm

    Área
    mm2

    Espesor
    mm

    Recubrimiento
    µm

    Varilla

    Cobre

    12,7

    Aleaciones de cobre

    12,7

    Acero inoxidable

    15

    Acero galvanizado en caliente

    16

    70

    Acero con recubrimiento electrodepositado de cobre

    14

    250

    Acero con recubrimiento total en cobre

    15

    2000

    Tubo

    Cobre

    20

    2

    Acero inoxidable

    25

    2

    Acero galvanizado en caliente

    25

    2

    55

    Fleje  o  cinta sólida

    Cobre

    50

    2

    Acero inoxidable

    100

    3

    Cobre cincado

    50

    2

    40

    Cable trenzado

    Cobre o cobre estañado

    1,8 para cada hilo

    50

    Acero galvanizado en cal ente

    1,8 para cada hilo

    70

    Alambre redondo

    Cobre

    8

    50

    Acero galvanizado

    10

    78,5

    70

    Acero inoxidable

    10

    Acero recubierto de cobre

    10

    250

    Placa sólida

    Cobre

    250000

    1,5

    Acero inoxidable

    360000

    6

    Tabla15.2. Requisitos para electrodos de puesta a tierra.

  • Marcación: el electrodo tipo varilla, debe estar identificado con la razón social o marca registrada del fabricante y sus dimensiones; esto debe hacerse dentro los primeros 30 cm medidos desde la parte superior.
  • Para la instalación de los electrodos se deben considerar los siguientes requisitos:
  • El productor debe informar al usuario si existe algún procedimiento específico para su instalación y adecuada conservación.
  • La unión entre el electrodo y el conductor a tierra, debe hacerse con soldadura exotérmica o con un conector certificado para enterramiento directo.
  • Cada electrodo debe quedar enterrado en su totalidad.
  • El punto de unión entre el conductor del; electrodo de puesta a tierra y la puesta a tierra debe ser accesible y la parte superior del electrodo enterrado debe quedar a mínimo 15 cm de la superficie. Este ítem no aplica a electrodos enterrados en las bases de estructuras de líneas de transmisión ni a los instalados horizontalmente.
  • El electrodo puede ser instalado en forma vertical, con una inclinación de 45° o de forma horizontal (a 75 cm de profundidad}, siempre que garantice el cumplimiento de su objetivo, conforme al numeral 3 del literal c del de la sección 250-83 de la NTC 2050.

15.3.2 Conductor del Electrodo de Puesta a Tierra o Conductor a Tierra

Es el conductor que une el electrodo o malla de la puesta a tierra con el barraje principal de puesta a tierra. Para baja tensión, se debe seleccionar con la Tabla 250-94 de la NTC 2050 o con la siguiente ecuación de la IEC 60364-5-54.Ecuacion

Para el conductor del electrodo de puesta a tierra o conductor a tierra, además del cobre, se pueden utilizar otros materiales conductores o aleación de ellos, siempre que se garantice su protección contra la corrosión durante la vida útil de la puesta a tierra y la resistencia del conductor no comprometa la efectividad de la puesta a tierra.

El conductor a tierra para media tensión, alta tensión y extra alta tensión, debe ser seleccionado con la siguiente ecuación, la cual fue adoptada de la norma . ecuacion

En donde:

A mm 2 es la sección del conductor en mm2. I es la corriente de falla a tierra, suministrada por el OR (rms en kA). Kf es la constante de la Tabla 15.3, para diferentes materiales y valores de Tm. (Tm es la temperatura de fusión o el límite de temperatura del conductor a una temperatura ambiente de 40°C). tc es el tiempo de despeje de la falla a tierra.

MATERIAL

CONDUCTIVIDAD (%)

Tm (°C)

KF

Cobre blando

100

1083

7

Cobre duro cuando se utiliza soldadura exotérmica.

97

1084

7,06

Cobre duro cuando se utiliza conector mecánico.

97

250

11,78

Alambre de acero recubierto de cobre

40

1084

10,45

Alambre de acero recubierto de cobre

30

1084

14,64

Varilla de acero recubierta de cobre

20

1084

14,64

Aluminio grado EC

61

657

12,12

Aleación de aluminio 5005

53,5

652

12,41

Aleación de aluminio 6201

52,5

654

12,47

Alambre de acero recubierto de aluminio

20,3

657

17,2

Acero 1020

10,8

1510

15,95

Varilla de acero recubierta en acero inoxidable

9,8

1400

14,72

Varilla de acero con baño de cinc (galvanizado)

8,5

419

28,96

Acero inoxidable 304

2,4

1400

30,05

Tabla 15.3. Constantes de materiales de la norma IEEE 80

Nota 1: De acuerdo con las disposiciones del presente reglamento no se debe utilizar aluminio enterrado.
Nota 2: Se permite el uso de cables de acero galvanizado en sistemas de puestas a tierra en líneas de transmisión, redes de distribución e instalaciones de uso final, para lo cual se podrán utilizar los parámetros de la varilla de acero recubierta en cinc.
Nota 3: Se permite el uso de conductores con distinta geometría (platinas en L o en T) y de otros materiales que demuestren su resistencia mecánica y a la corrosión, probados a 1000 horas de cámara salina.
Nota 4: El recubrimiento en cobre de la varilla de acero, no debe ser menor a 0,25 mm

15.3.3 Conductor de Protección o de Puesta a Tierra de Equipos

El conductor de protección, también llamado conductor de puesta a tierra de equipos, debe cumplir los siguientes requisitos:

  • El conductor para baja tensión, debe seleccionarse con la Tabla 250-95 de la NTC 2050.
  • El conductor para media tensión, alta tensión y extra alta tensión, debe seleccionarse de forma tal que su temperatura no supere la del aislamiento de los conductores activos alojados en la misma canalización, como se establece en el capítulo 9 de la IEEE 242.
  • Los conductores del sistema de puesta a tierra deben ser continuos, sin interruptores o medios de desconexión y cuando se empalmen, deben quedar mecánica y eléctricamente seguros mediante soldadura o conectores certificados para tal uso.
  • El conductor de puesta a tierra de equipos, debe acompañar los conductores activos durante todo su recorrido y por la misma canalización.
  • Los conductores de los cableados de puesta a tierra que por disposición de la instalación se requieran aislar, deben ser de aislamiento color verde, verde con rayas amarillas o identificados con marcas verdes en los puntos de inspección y extremos.

15.4 VALORES DE REFERENCIA DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Un buen diseño de puesta a tierra debe garantizar el control de las tensiones de paso, de contacto y transferidas. En razón a que la resistencia de puesta a tierra es un indicador que limita directamente la máxima elevación de potencial, pueden tomarse como referencia los valores máximos de la Tabla 15.4, adoptados de las normas técnicas IEC 60364-4-442, ANSI/IEEE 80, NTC 2050 y NTC 4552. El cumplimiento de estos valores, no exonera al diseñador y constructor de garantizar que las tensiones de paso, contacto y transferidas aplicadas al ser humano en caso de una falla a tierra, no superen las máximas permitidas.

APLICACIÓN

VALORES MÁXIMOS DE RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA

Estructuras y torrecillas metálicas de líneas o redes con cable de guarda

20 Ω

Subestaciones de alta y extra alta tensión.

1 Ω

Subestaciones de media tensión.

10 Ω

Protección contra rayos.

10 Ω

Punto neutro de acometida en baja tensión.

25 Ω

Redes para equipos electrónicos o sensibles

10 Ω

Tabla 15.4. Valores de referencia para resistencia de puesta a tierra

Cuando existan altos valores de resistividad del terreno, elevadas corrientes de falla a tierra o prolongados tiempos de despeje de las mismas, se deben tomar las siguientes medidas para no exponer a las personas a tensiones por encima de los umbrales de soportabilidad del ser humano:

  • Hacer inaccesibles zonas donde se prevea la superación de los umbrales de soportabilidad para seres humanos.
  • Instalar pisos o pavimentos de gran aislamiento.
  • Aislar todos los dispositivos que puedan ser sujetados por una persona.
  • Establecer conexiones equipotenciales en las zonas críticas.
  • Aislar el conductor del electrodo de puesta a tierra a su entrada en el terreno.
  • Disponer de señalización en las zonas críticas donde puedan trabajar profesionales competentes, siempre que cuenten con las instrucciones sobre el tipo de riesgo y estén dotados de los elementos de protección personal con aislamiento adecuado.

15.5 MEDICIONES PARA SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

15.5.1 Medición de Resistividad Aparente

Existen diversas técnicas para medir la resistividad aparente del terreno. Para efectos del presente reglamento, se puede aplicar el método tetraelectródico de Wenner, que es el más utilizado para aplicaciones eléctricas y que se muestra en la Figura 15.4. Se pueden usar otros métodos debidamente reconocidos y documentados en las normas y prácticas de la ingeniería.

Medición Tierra
Figura 15.4. Esquema de medición de resistividad aparente

La ecuación exacta para el cálculo es:

ecuacion Donde
ρ es la resistividad aparente del suelo en ohmios metro.
a es la distancia entre electrodos adyacentes en metros.
b es la profundidad de enterramiento de los electrodos en metros.
R es la resistencia eléctrica medida en ohmios, dada por V/I

Cuando b es muy pequeño comparado con a, se tiene la siguiente expresión: ρ=2πaR

15.5.2 Medición de Resistencia de Puesta a Tierra

La resistencia de puesta a tierra debe ser medida antes de la puesta en funcionamiento de un sistema eléctrico, como parte de la rutina de mantenimiento o excepcionalmente como parte de la verificación de un sistema de puesta a tierra. Para su medición se puede aplicar el método de Caída de Potencial, cuya disposición de montaje se muestra en la Figura 15.5.

medicion

Figura 15.5. Esquema de medición de resistencia de puesta a tierra

En donde,
d es la distancia de ubicación del electrodo auxiliar de corriente, la cual debe ser 6,5 veces la mayor dimensión de la puesta a tierra a medir, para lograr una precisión del 95% (según IEEE 81).
x es la distancia del electrodo auxiliar de tensión. La resistencia de puesta a tierra en ohmios, se calcula con V/I.

El valor de resistencia de puesta a tierra que se debe tomar al aplicar este método, es cuando la disposición del electrodo auxiliar de tensión se encuentra al 61,8 % de la distancia del electrodo auxiliar de corriente, siempre que el terreno sea uniforme. Igualmente, se podrán utilizar otros métodos debidamente reconocidos y documentados en las normas y prácticas de la ingeniería.

En líneas de transmisión con cable de guarda, la medición debe hacerse desacoplando el cable de guarda o usando un telurómetro de alta frecuencia (25 kHz).

15.5.3 Medición de tensiones de paso y contacto

Las tensiones de paso y contacto que se calculen en la fase de diseño, deben medirse antes de la puesta en servicio de subestaciones de alta y extra alta tensión, así como en las estructuras de las líneas de transmisión de tensiones mayores o iguales a 110 kV, localizadas en zonas urbanas o que estén localizadas a menos de 20 m de escuelas o viviendas de zonas rurales; para verificar que se encuentren dentro de los límites admitidos. En la medición deben seguirse los siguientes criterios adoptados de la IEEE-81.2 o los de una norma técnica que le aplique, tal como la lEC 61936-1:

  • Las mediciones se deben hacer preferiblemente en la periferia de la instalación de la puesta a tierra. Se emplearán fuentes de alimentación de potencia o generador de impulsos, adecuados para simular la falla, de forma que la corriente inyectada sea suficientemente alta, a fin de evitar que las medidas queden falseadas como consecuencia de corrientes espurias o parásitas circulantes por el terreno.
  • Para subestaciones, deben medirse hasta un metro por fuera del encerramiento y en el caso de torres o postes a un metro de la estructura.
  • Se debe procurar que la corriente inyectada sea del 1% de la corriente para la cual ha sido dimensionada la instalación y no inferior a 50 A.
  • Los electrodos de medida para simulación de los pies, deben tener cada uno una superficie de 200 cm2 y ejercer sobre el suelo una fuerza de 250 N.
  • Los cálculos para determinar las tensiones máximas posibles, se harán asumiendo que existe proporcionalidad.
  • Se aceptan otros métodos de medición siempre y cuando estén avalados por normas técnicas internacionales, regionales, de reconocimiento internacional o NTC; en tales casos, quien utilice dicho método dejará constancia escrita del método utilizado y la norma aplicada.

Parágrafo: En subestaciones de media tensión se deben medir las tensiones de paso y contacto al borde de la malla de cerramiento, si las corrientes de falla son superiores a 10 kA o si la medida de resistencia de puesta a tierra resulta dos o más veces el valor considerado en el diseño. En caso de que se superen los valores establecidos en la Tabla 15.1 del Anexo General se deberán tomar las medidas pertinentes de conformidad con este Reglamento.

15.6 MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

Los componentes del sistema de puesta a tierra tienden a perder su efectividad después de unos años, debido a corrosión, fallas eléctricas, daños mecánicos e impactos de rayos. Los trabajos de inspección y mantenimiento deben garantizar una continua actualización del SPT para el cumplimiento del RETIE. Si una inspección muestra que se requieren reparaciones, estas deben ser realizadas sin retraso y no ser pospuestas hasta el próximo ciclo de mantenimiento.

La inspección debe hacerse por un especialista en el tema, el cual debe entregar registros de lo observado, dicha inspección incluye la verificación de la documentación técnica, reportes visuales, pruebas y registros. Todo SPT debe ser inspeccionado de acuerdo con la Tabla 15.5.

Nivel de tensión de la instalación

Inspección visual
(años)

Inspección visual y mediciones (años)

Sistemas críticos(1) Inspección visual y mediciones
(años)

Baja

1

5

1

Media

3

6

1

Alta y Extra Alta

2

4

1

Tabla 15.5. Máximo período entre mantenimientos de un SPT

(1) Los sistemas críticos deben ser definidos por cada empresa o usuario.

15.6.1 PRUEBAS:

Las pruebas que deben realizarse como parte de inspección son:

  • Realizar ensayos de equipotencialidad.
  • Medir resistencia de puesta a tierra. Los resultados deben quedar consignados en los reportes de inspección.
  • Medir corrientes espurias o de modo común.

15.6.2 REGISTROS:

La inspección del SPT debe documentar y evidenciar mediante registros, como mínimo la siguiente información:

  • Condiciones generales de los conductores del sistema.
  • Nivel de corrosión.
  • Estado de las uniones de los conductores y componentes.
  • Valores de resistencia.
  • Desviaciones de los requisitos respecto del RETIE.
  • Documentar todos los cambios frente a la última inspección.
  • Resultados de las pruebas realizadas.
  • Registro fotográfico.
  • Rediseño o propuesta de mejoras del SPT si se requieren

15.7 PUESTAS A TIERRA TEMPORALES

El objeto de un equipo de puesta a tierra temporal es limitar la corriente que puede pasar por el cuerpo humano.

15.7.1 Requisitos de producto

El equipo de puesta a tierra temporal debe cumplir las siguientes especificaciones mínimas, adaptadas de las normas IEC 61230 y ASTM F 855:

  • Electrodo: Barreno con longitud mínima de 1,5 m.
  • Grapas o pinzas: El tipo de grapa debe ser el adecuado según la geometría del elemento a conectar (puede ser plana o con dientes).
  • Cable en cobre extraflexible, cilíndrico y con cubierta transparente o translucida que permita su inspección visual y cuyo calibre soporte una corriente de falla mínima de: En alta tensión 40 kA; en media tensión 8 kA y en baja tensión 3 kA eficaces en un segundo con temperatura final de 700 °C a criterio del Operador de Red o de la empresa de transmisión, se pueden utilizar cables de puestas a tierra de menor calibre, siempre que la corriente de falla calculada sea menor a los valores antes citados y el tiempo de despeje sea tal que la temperatura en el conductor no supere los 700 °C. Si la corriente de falla es superior a los valores indicados, se debe usar un cable de capacidad suficiente para soportarla.
  • El productor debe entregar una guía de instalación, inspección y mantenimiento.

15.7.2 Requisitos de instalación

La puesta a tierra temporal debe instalarse de acuerdo con los siguientes requisitos:

  • El montaje debe hacerse de tal manera que los pies del liniero queden al potencial de tierra y que los conductores que se conectan a las líneas tengan la menor longitud e impedancia posible, tal como se muestra en la Figura 15.6, adoptada de la guía IEEE 1048.
  • La secuencia de montaje debe ser desde la tierra hasta la última fase y para desmontarlo debe hacerse desde las fases hasta la tierra.
  • En el evento que la línea esté o sea susceptible de interrumpirse en la estructura, se debe conectar a tierra en ambos lados de la estructura.

  • Figura 15.6. Montajes típicos de puestas a tierra temporales