Proceso Evaluacion y Certificaciòn ante la NCL 280101001 Construir sistemas de Puestas a tierra requeridas para la protecciòn de personas y equpos.
Anexo 1. INFORME de Factibilidad para la instalación una por cada tipo (A,B,C,D)
EVIDENCIA DE DESEMPEÑO
Factibilidad para la instalación de una puesta a tierra tipo industrial
1. Introducción
Este informe es muy importante como fuente de conocimiento, se a elaborado con el objetivo de evidenciar las practicas que se realizaron en el campo de sistema de puesta a tierra ubicada detrás del edificio de bienestar, contiene todo lo relacionado con la instalación de un sistema de puesta a tierra para un transformador de 112.5 KVA los pasos que debemos seguir y las normas que debemos tener en cuenta para realizar una buena labor en el momento de presentarse un trabajo real de una puesta a tierra.
1.1 Objetivo
Analizar y adecuar un terreno óptimo con características en baja resistividad en el SENA C.I.M.I (centro industrial de mantenimiento integral) para realizar el proceso de instalar un sistema de puesta a tierra, para un transformador de 112.5 KVA en el campo de prácticas de media tensión.
1.2 Alcance
Este informe aplica el proceso requerido de un sistema de puesta a tierra y la normatividad vigente para instalar un transformador de 112.5 KVA en el campo de prácticas de media tensión.
2. Norma técnica para la instalación de una puesta a tierra
En el RETIE (Reglamento técnico de instalaciones eléctricas) articulo 15 establece que en el momento de realizar el diseño de un sistemas de puesta a tierra para centrales de generación, líneas de transmisión de alta, extra alta tensión y subestaciones, deberá comprobar mediante el empleo de un procedimiento de cálculo, reconocido por la práctica para identificar los niveles de resistividad de la 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 y controla las tensiones transferidas, pueden tomarse como referencia los valores máximos de resistencia de puesta a tierra. Establecidos en la siguiente tabla, adoptados de las normas técnicas IEC 60364-4-442, ANSI/IEEE 80, NTC 2050 y NTC 4552.
Aplicación Valores máximos de resistencia de puesta a tierra
Estructuras de líneas de
Factibilidad para la instalación de una puesta a tierra tipo industrial
1. Introducción
Este informe es muy importante como fuente de conocimiento, se a elaborado con el objetivo de evidenciar las practicas que se realizaron en el campo de sistema de puesta a tierra ubicada detrás del edificio de bienestar, contiene todo lo relacionado con la instalación de un sistema de puesta a tierra para un transformador de 112.5 KVA los pasos que debemos seguir y las normas que debemos tener en cuenta para realizar una buena labor en el momento de presentarse un trabajo real de una puesta a tierra.
1.1 Objetivo
Analizar y adecuar un terreno óptimo con características en baja resistividad en el SENA C.I.M.I (centro industrial de mantenimiento integral) para realizar el proceso de instalar un sistema de puesta a tierra, para un transformador de 112.5 KVA en el campo de prácticas de media tensión.
1.2 Alcance
Este informe aplica el proceso requerido de un sistema de puesta a tierra y la normatividad vigente para instalar un transformador de 112.5 KVA en el campo de prácticas de media tensión.
2. Norma técnica para la instalación de una puesta a tierra
En el RETIE (Reglamento técnico de instalaciones eléctricas) articulo 15 establece que en el momento de realizar el diseño de un sistemas de puesta a tierra para centrales de generación, líneas de transmisión de alta, extra alta tensión y subestaciones, deberá comprobar mediante el empleo de un procedimiento de cálculo, reconocido por la práctica para identificar los niveles de resistividad de la 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 y controla las tensiones transferidas, pueden tomarse como referencia los valores máximos de resistencia de puesta a tierra. Establecidos en la siguiente tabla, adoptados de las normas técnicas IEC 60364-4-442, ANSI/IEEE 80, NTC 2050 y NTC 4552.
Aplicación Valores máximos de resistencia de puesta a tierra
Estructuras de líneas de
transmisión o torrecillas metálicas
de distribución 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
Neutro de acometida en baja tensión 25 Ω
Tabla 1. 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 deberán tomar las siguientes medidas para no exponer a las personas a tensiones por encima de los umbrales de soportabilidad del ser humano:
v Hacer inaccesibles zonas donde se prevea la superación de los umbrales de soportabilidad para seres humanos y disponer de señalización en las zonas críticas.
v Instalar pisos o pavimentos de gran aislamiento.
v Aislar todos los dispositivos que puedan ser sujetados por una persona.
v Establecer conexiones equipotenciales en las zonas críticas.
v Aislar el conductor del electrodo de puesta a tierra a su entrada en el terreno.
v Disponer de señalización en las zonas críticas donde pueda actuar personal calificado, siempre que éste cuente con las instrucciones sobre el tipo de riesgo y esté dotado de los elementos de protección personal aislantes.
En la NTC 2050 (Norma técnica colombiana) sección 250 (Puesta a tierra) esta sección trata de los requisitos generales de puesta a tierra de conexiones equipotenciales de las instalaciones eléctricas y de los requisitos específicos que se indican a continuación:
v Sistemas, circuitos y equipos que se exige, se permite o no se permite que estén puestos a tierra.
v El conductor del circuito que debe ser puesto a tierra en los sistemas puestos a tierra.
v Ubicación de las conexiones de puesta a tierra.
v Tipos y calibres de los conductores de puesta a tierra, de los conductores de conexión equipotencial y de los electrodos de puesta a tierra.
v Métodos de puesta a tierra y de conexión equipotencial.
v Condiciones en las cuales los encerramientos de protección, distancias de seguridad eléctrica o aislamiento hacen que no se requiera puesta a tierra.
Tabla 1. 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 deberán tomar las siguientes medidas para no exponer a las personas a tensiones por encima de los umbrales de soportabilidad del ser humano:
v Hacer inaccesibles zonas donde se prevea la superación de los umbrales de soportabilidad para seres humanos y disponer de señalización en las zonas críticas.
v Instalar pisos o pavimentos de gran aislamiento.
v Aislar todos los dispositivos que puedan ser sujetados por una persona.
v Establecer conexiones equipotenciales en las zonas críticas.
v Aislar el conductor del electrodo de puesta a tierra a su entrada en el terreno.
v Disponer de señalización en las zonas críticas donde pueda actuar personal calificado, siempre que éste cuente con las instrucciones sobre el tipo de riesgo y esté dotado de los elementos de protección personal aislantes.
En la NTC 2050 (Norma técnica colombiana) sección 250 (Puesta a tierra) esta sección trata de los requisitos generales de puesta a tierra de conexiones equipotenciales de las instalaciones eléctricas y de los requisitos específicos que se indican a continuación:
v Sistemas, circuitos y equipos que se exige, se permite o no se permite que estén puestos a tierra.
v El conductor del circuito que debe ser puesto a tierra en los sistemas puestos a tierra.
v Ubicación de las conexiones de puesta a tierra.
v Tipos y calibres de los conductores de puesta a tierra, de los conductores de conexión equipotencial y de los electrodos de puesta a tierra.
v Métodos de puesta a tierra y de conexión equipotencial.
v Condiciones en las cuales los encerramientos de protección, distancias de seguridad eléctrica o aislamiento hacen que no se requiera puesta a tierra.
3. SELECCIÓN DEL AREA Y CONDICIONES OPTIMAS DE UBICACIÓN DE LA PUESTA A TIERRA
En el SENA C.I.M.I (centro industrial de mantenimiento integral) realizamos el análisis y la inspección requerida del terreno para instalar la puesta a tierra de un transformador de 112.5 KVA este procedimiento lo realizamos con la ayuda del telurometro y las picas de prueba que nos permitió medir la resistencia de varios puntos del (C.I.M.I) para tomar de referencia y así identificar el terreno mas optimo para realizar la puesta a tierra.
Falta Fotografía 1 Elementos utilizados para medir la resistencia del terreno
Telurometro, Picas de hierro de 50 cm aproximadamente, cable, porra, multimetro, instrucciones de uso del instrumento, hoja para tomar datos arrojados por el instrumento, flexo metro para medir la distancia entre las picas.
Luego de tener el anterior alistamiento, marcamos e identificamos el punto en el plano del SENA C.I.M.I (centro industrial de mantenimiento integral) donde vamos a tomar las muestras de la resistencia del terreno, para determinar el más adecuado, y así poder realizar la instalación de la puesta a tierra para el transformador de 112.5 KVA.
FALTA Plano SENA C.I.M.I – Girón
Sitios donde se realizaron las muestras de resistencia
con el telurometro y la picas de prueba.
3.1 Definir área y condiciones óptimas del terreno
En la (NTC) sección 250-1 establece que un sistema de puesta a tierra debe:
Ø Garantizar condiciones de seguridad a los seres vivos.
Ø Presentar mínima variación de la resistencia debida a cambios ambientales.
Ø Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas.
Ø Tener suficiente capacidad de conducción y disipación de corrientes de falla.
Ø Evitar ruidos eléctricos.
Ø Ser resistente a la corrosión.
Ø Tener facilidad de mantenimiento.
Ø Se deben tener en cuenta las normas técnicas NTC relacionadas con el tema.
El procedimiento básico sugerido en el (RETIE) es el siguiente:
Ø Investigar las características del suelo, especialmente la resistividad.
Ø 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.
Ø Determinar el tiempo máximo de despeje de la falla para efectos de simulación.
Ø Investigar el tipo de carga.
Ø Calculo preliminar de la resistencia de puesta a tierra.
Ø Calcular las tensiones de paso, contacto y transferidas en la instalación.
Ø Evaluar el valor de las tensiones de paso, contacto y transferidas calculadas con respecto a la soportabilidad del ser humano.
Ø 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.
Ø Ajustar y corregir el diseño inicial hasta que se cumpla los requerimientos de seguridad.
Ø Presentar un diseño definitivo.
Las partes metálicas expuestas no portadoras de corriente de las instalaciones de transformadores, como vallas, barreras, resguardos, etc., se deben poner a tierra cuando sea necesario, en las condiciones y con los métodos especificados en la Sección 250 para los equipos eléctricos y otras partes metálicas expuestas.
Fueron cinco aéreas en total las que definimos para realizar las muestras con el telurometro tuvimos en cuenta las condiciones del terreno si se encontraba seco o húmedo, rocoso o arcilloso, montañoso o plano, para realizar el análisis de los valor que nos arroja el telurometro, con el objetivo de establecer un resultado de muy baja resistencia para posteriormente utilizar la formula para hallar la resistividad del terreno.
Se emplearán fuentes de alimentación de potencia adecuada para simular la falla, de forma que la corriente inyectada sea suficientemente alta, a fin de evitar que las medidas queden falsas, como consecuencia de corrientes impuras o parásitas circulantes por el terreno.
1. CARACTERISTICAS FISICAS DEL TERRENO Y RESISTIVIDAD DEL TERRENO
Ø Muestras de toma de resistencia zona 1):
con el telurometro y la picas de prueba.
3.1 Definir área y condiciones óptimas del terreno
En la (NTC) sección 250-1 establece que un sistema de puesta a tierra debe:
Ø Garantizar condiciones de seguridad a los seres vivos.
Ø Presentar mínima variación de la resistencia debida a cambios ambientales.
Ø Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas.
Ø Tener suficiente capacidad de conducción y disipación de corrientes de falla.
Ø Evitar ruidos eléctricos.
Ø Ser resistente a la corrosión.
Ø Tener facilidad de mantenimiento.
Ø Se deben tener en cuenta las normas técnicas NTC relacionadas con el tema.
El procedimiento básico sugerido en el (RETIE) es el siguiente:
Ø Investigar las características del suelo, especialmente la resistividad.
Ø 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.
Ø Determinar el tiempo máximo de despeje de la falla para efectos de simulación.
Ø Investigar el tipo de carga.
Ø Calculo preliminar de la resistencia de puesta a tierra.
Ø Calcular las tensiones de paso, contacto y transferidas en la instalación.
Ø Evaluar el valor de las tensiones de paso, contacto y transferidas calculadas con respecto a la soportabilidad del ser humano.
Ø 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.
Ø Ajustar y corregir el diseño inicial hasta que se cumpla los requerimientos de seguridad.
Ø Presentar un diseño definitivo.
Las partes metálicas expuestas no portadoras de corriente de las instalaciones de transformadores, como vallas, barreras, resguardos, etc., se deben poner a tierra cuando sea necesario, en las condiciones y con los métodos especificados en la Sección 250 para los equipos eléctricos y otras partes metálicas expuestas.
Fueron cinco aéreas en total las que definimos para realizar las muestras con el telurometro tuvimos en cuenta las condiciones del terreno si se encontraba seco o húmedo, rocoso o arcilloso, montañoso o plano, para realizar el análisis de los valor que nos arroja el telurometro, con el objetivo de establecer un resultado de muy baja resistencia para posteriormente utilizar la formula para hallar la resistividad del terreno.
Se emplearán fuentes de alimentación de potencia adecuada para simular la falla, de forma que la corriente inyectada sea suficientemente alta, a fin de evitar que las medidas queden falsas, como consecuencia de corrientes impuras o parásitas circulantes por el terreno.
1. CARACTERISTICAS FISICAS DEL TERRENO Y RESISTIVIDAD DEL TERRENO
Ø Muestras de toma de resistencia zona 1):
FALTA FOTOS LOCALIZACIÓN Y SITIO
En esta zona el terreno es plano rocoso y presenta poca vegetación.
Campo de redes baja tension
Campo de redes baja tension
En este cuadro llevamos el seguimiento de los valores arojados por el telurometro de las 5 zonas identificadas para determinar el terreno mas optimo en baja resisitencia para realizar la instalacion de la puesta a tierra del transformador de 112.5 KVA en el C.I.M.I.
FALTA VA TABLA
4.1 Comprobación del nivel de resistividad
En el (RETIE) establecen que 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.
FALTA Esquema de medición de resistividad aparente
La ecuación exacta para el cálculo es:
FALTA ECUACION
ρ Es la resistividad aparente del suelo en ohmios metro.
a Es la distancia entre electrodos adyacentes en metro.
b Es la profundidad de enterramiento de los electrodos en metros.
R Es la resistencia eléctrica medida en ohmio, calculada como V / I
El método consiste en instalar cuatro electrodos de prueba alineados e igualmente espaciados a una distancia a, conectadas a los bornes del telurometro. Para obtener el valor de la resistividad se deben realizar varias mediciones con diferentes distancias entre electrodos. Se recomienda emplear las distancias de 1 m, 2 m, 3m, 5 m, 10 m y 20 m.
Con el telurometro de marca kyoritsu, y con las picas de prueba medimos las muestras de resistencia del terreno que identificamos, escogiendo la mas apropiada para realizar la instalación de la puesta a tierra, como el instrumento solo nos arrojaba el valor de la resistencia tuvimos que emplear la formula para hallar la resistividad del terreno las muestras de resistencia las tomamos en diferentes sentidos con las picas de prueba que fueron hacia el norte, sur, oriente, occidente.
FALTA Fotografía 12 Telurometro utilizado para tomar las muestras de resistencia
1. Pantalla del instrumento.
2. Perilla de selección de escala.
3. Escalas de ohmios establecidas por el instrumento.
4. Botón de mandar impulsos de voltaje al terreno.
5. Marca del instrumento.
1. Pantalla del instrumento.
2. Perilla de selección de escala.
3. Escalas de ohmios establecidas por el instrumento.
4. Botón de mandar impulsos de voltaje al terreno.
5. Marca del instrumento.
v Datos de resistencia arrojados por el telurometro asignados en el cuadro y graficados para analizar el comportamiento de la resistencia en cada zona:
Zona (1) Campo de redes media tensión (Transformador)
SIGUE TABLA FALTA
5- CALCULO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN DEL CENTRO INDUSTRIAL DEL MANTENIMIENTO INTEGRAL 112.5KVA (ver anexo)
1. TIPO Y CARACTERISTICAS DE LOS MATERIALES Y ELEMENTOS REQUERIDOS
1.1 Materiales para sistemas de puesta a tierra.
El RETIE establece que:
Los materiales de puesta a tierra deberán ser certificados y cumplir los siguientes requisitos.
v Electrodos de puesta a tierra
Para efectos del presente Reglamento serán de obligatorio cumplimiento que los electrodos de puesta a tierra, cumplan los siguientes requisitos, adoptados de las normas IEC 60364-5-54, BS 7430, AS 1768, UL 467, UNESA 6501F y NTC 2050:
Falta tabla Requisitos para electrodos de puesta a tierra
La puesta a tierra debe estar constituida por uno o varios de los siguientes tipos de electrodos: Varillas, tubos, placas, flejes o cables.
Se podrán utilizar electrodos de cable de acero galvanizado, siempre que se garanticen las condiciones de seguridad establecidas en este Reglamento.
Los fabricantes 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 podrá utilizar el método de la inmersión en cámara salina durante 1000 horas o usando muestras de suelo preparadas en laboratorio, utilizando arena lavada, greda limpia u otro medio uniforme conocido en electrolitos de solución ácida débil en concentración, que permita simular los suelos más corrosivos donde se prevea instalar los electrodos de acuerdo con la norma ASTM G 162 o la norma ASTM G 1.
El electrodo tipo varilla o tubo debe tener mínimo 2,4 m de longitud; además, debe estar identificado con la razón social o marca registrada del fabricante y sus dimensiones; esto debe hacerse dentro los primeros 30 cm desde la parte superior.
El espesor efectivo de los recubrimientos exigidos en los requisitos para electrodos de puesta a tierra, en ningún punto debe ser inferior a los valores indicados.
v Conductor del electrodo de puesta a tierra o conductor a tierra.
Este conductor une la puesta a tierra con el barraje principal de puesta a tierra y para baja tensión, se debe seleccionar con base en la Tabla 250-94 de la NTC 2050 o con la ecuación de la IEC 60364-5-54
Como material para el conductor del electrodo de puesta a tierra, además del cobre, se pueden utilizar otros materiales conductores o combinación 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.
FALTA Tabla 250-94 de la NTC 2050
El conductor a tierra para media tensión, alta tensión y extra alta tensión, debe ser seleccionado con la siguiente fórmula, la cual fue adoptada de la norma ANSI/IEEE 80.
Formula para el cálculo es:
Formula para el cálculo es:
FALTA FORMULA
En donde:
Amm2 : Es la sección del conductor en Amm2.
I : Es la corriente de falla a tierra, suministrada por el OR (rms en kA).
Kf : Es la constante de la Tabla 25, para diferentes materiales y varios valores
de .
tm: Es la temperatura de fusión o el límite de temperatura del conductor y una
temperatura ambiente de 40 °C.
tc: Es el tiempo de despeje de la falla a tierra.
FALTA Tabla de constante de materiales
1) De acuerdo con las disposiciones del presente Reglamento no se debe utilizar aluminio enterrado.
2) Se permite el uso de cables de acero galvanizado en sistemas de puestas a tierra en líneas de transmisión y redes de distribución, e instalaciones de uso final siempre que en condiciones de una descarga no se superen los niveles de soportabilidad del ser humano, para su cálculo podrá utilizar los parámetros de varilla de acero recubierta en cinc.
3) El espesor del recubrimiento en cobre de la varilla de acero, no debe ser menor a 0,25 mm.
v 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:
v El conductor para baja tensión, debe seleccionarse con la Tabla 250-95 de la NTC 2050.
v El conductor para media tensión, alta tensión y extra alta tensión, debe seleccionarse de forma tal que la temperatura del conductor no supere la temperatura del aislamiento de los conductores activos alojados en misma canalización, tal como se establece en el capítulo 9 de la IEEE 242.
v 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.
v El conductor de puesta a tierra de equipos, debe acompañar los conductores activos durante todo su recorrido y por la misma canalización.
v 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.
En la NTC 2050 sección 250-91 materiales para puestas a tierra
Los materiales de los conductores de puesta a tierra se especifican en los siguientes apartados. a), b) y c).
a) Conductor del electrodo de puesta a tierra.
El conductor del electrodo de puesta a tierra debe ser de cobre, aluminio o aluminio recubierto de cobre.
El material elegido debe ser resistente a la corrosión que se pueda producir en la instalación o debe estar adecuadamente protegido contra ella. El conductor debe ser macizo o trenzado, aislado, forrado o desnudo y debe ser de un solo tramo continuo, sin empalmes ni uniones.
1) Se permiten los empalmes en los conjuntos de barras.
2) Cuando haya una acometida con más de un encerramiento, como se permite en el Artículo 230-40 está permitido conectar terminales o derivaciones al conductor del electrodo de puesta a tierra. Cada una de estas derivaciones debe llegar hasta el interior del encerramiento metálico.
El calibre del conductor del electrodo de puesta a tierra se debe dimensionar de acuerdo con el Artículo 250-94, pero los conductores de la derivación pueden tener una sección transversal de acuerdo con los conductores del electrodo de puesta a tierra especificados en el Artículo 250-94, para el conductor de mayor sección transversal que entre en los respectivos encerramientos.
Los conductores de las derivaciones se deben conectar al conductor del electrodo de puesta a tierra de modo que este conductor no contenga ningún empalme o unión.
3) Se permite empalmar el conductor del electrodo de puesta a tierra por
medio de conectores irreversibles de presión certificados para ese fin o mediante un proceso de soldadura exotérmica.
b) Tipos de conductores para la puesta a tierra de equipos.
El conductor de puesta a tierra de equiposinstalado con los conductores del circuito o encerrado con ellos, debe ser de uno de los siguientes tipos o una combinación de varios de ellos:
1) Un conductor de cobre u otro material resistente a la corrosión. este conductor debe ser macizo o trenzado, aislado, forrado o desnudo y formar un alambre o barra de cualquier forma.
2) Un tubo conduit de metal rígido.
3) Un tubo conduit metálico intermedio.
4) Una tubería metálica eléctrica.
5) Un tubo conduit de metal flexible, si tanto el tubo como sus accesorios
están certificados para puesta a tierra.
6) La armadura de un cable de tipo AC.
7) El blindaje de cobre de un cable con recubrimiento metálico y aislamiento
Mineral.
8) El blindaje metálico o la combinación de blindaje metálico y conductores de
puesta a tierra en cables de tipo MC.
9) Las bandejas porta cables, tal como se permiten en los Artículos 318-3.c) y
318-7; 10) las armaduras de los buses de cables tal como permite el
Artículo 365-2.a); 11) otras canalizaciones metálicas con continuidad
eléctrica, certificadas para puesta a tierra.
c) Puesta a tierra complementaria. Se permiten electrodos complementarios
de puesta a tierra para aumentar los conductores de puesta a tierra de los equipos especificados en el Artículo 250-91.b), pero la tierra no se debe utilizar como el único conductor de puesta a tierra de los equipos.
4.1 Elementos requeridos de acuerdo con la norma técnica
Cada elemento debe cumplir con especificaciones técnicas recomendadas por las normas nacionales e internacionales.
Entre los elementos físicos para la instalación de una puesta a tierra encontramos:
Elementos requeridos de acuerdo con la norma técnica
Electrodo
Conectores
Varillas Tubos
Cables Flejes
Soldadura exotérmica
Conductores
NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y ELEMENTOS DE PROTECION PERSONAL
Electrodo
Conectores
Varillas Tubos
Cables Flejes
Soldadura exotérmica
Conductores
NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y ELEMENTOS DE PROTECION PERSONAL
7. Normas de seguridad industrial
Entre las normas de seguridad que debemos tener en cuenta durante el proceso de instalación de la puesta a tierra deben ser:
Ø Utilizar, en cada paso, las prendas de protección establecidas. Siempre las debemos de mantenlas en buen estado.
Ø No debemos quitar las señales de peligro sin a ver terminado de realizar el trabajo.
Ø Debemos de estar siempre atentos al trabajo que estemos realizando así evitaremos una lesión en nuestro cuerpo por nuestro descuido.
Ø Mantener limpio y ordenado el sitio de trabajo nos garantiza que nuestro estamos trabajo sea seguro.
Ø Cuando ternemos de realizar una actividad en nuestro sitio de trabajo debemos de guardar ordenadamente los materiales y herramientas.
Ø Siempre debemos de utilizar las herramientas manuales sólo para labores específicas.
Ø Las herramientas defectuosas debemos de reemplazarlas por unas que estén en buen estado y que nos garanticen seguridad durante nuestro trabajo.
Ø No llevar herramientas en los bolsillos salvo que estén adaptados para ello.
Ø Si hay riesgos de lesiones para tus pies, no dejes de usar calzado de seguridad.
Ø Las prendas de protección son necesarias. Valora lo que te juegas no utilizándolas.
Elementos de protección personal utilizados durante el proceso de instalación de la puesta a tierra.
FALTA Figuras de :
1) Camisa manga larga. 4) Casco dieléctrico
2) Pantalón jean. 5) Guantes de carnaza
3) Botas dieléctricas. 6) Gafas oscuras
8. BIBLIOGRAFIA
· Régimen legal de la profesión de técnico electricista y reglamento técnico de instalaciones eléctricas RETIE
· Tierras soporte de la seguridad eléctrica de Fabio casas. 1 Edición. Mayo 1998. SEGELECTRICA LTDA
· NTC 2050 Codigo Eléctrico Nacional 1 Actualización
· RETIE VIII-2008
· Normas para Diseños de sistemas de Distribución. Electrificadora de Santander Mayo 2005 .
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