Curso calidad potencia

CURSO CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A.
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Elaborado por: José Dariel Arcila
jose.arcila@ieb.com.co
Tabla de contenido
1 INTRODUCCIÓN..........................................................................................................................................5
1.1 La calidad de la potencia dentro del proceso .......................................................................................5
1.2 Que es la calidad de la potencia?..........................................................................................................5
2 PARÁMETROS QUE DEFINEN LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA....................................6
2.1 Continuidad del servicio........................................................................................................................6
2.2 Forma de onda......................................................................................................................................6
2.3 Desbalance, secuencia negativa y secuencia cero en sistemas trifásicos ............................................6
2.4 El sistema ideal......................................................................................................................................7
3 CARACTERÍSTICAS DE LA RED Y EVENTOS QUE AFECTAN LA CALIDAD DE LA POTENCIA ..........................8
3.1 Efectos de la impedancia de la red .......................................................................................................8
3.2 Efectos de los cortocircuitos.................................................................................................................8
3.3 Interacción entre las cargas y la red .....................................................................................................9
3.4 Transitorios originados por la conmutación de cargas.........................................................................9
3.5 Interrupciones y reconexión del servicio............................................................................................10
4 SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA...............................................................................................................11
4.1 Concepto de equipotencialidad y sus beneficios................................................................................11
4.2 Acoples eléctricos ...............................................................................................................................11
4.2.1 Acople resistivo o galvánico...................................................................................................11
4.2.2 Acople inductivo ....................................................................................................................12
4.2.3 Acople capacitivo...................................................................................................................13
4.3 Funciones de los sistemas de puesta a tierra .....................................................................................15
4.4 Concepto de resistividad y medida de resistividad............................................................................15
4.4.1 Procesamiento de medidas de resistividad ...........................................................................17
4.5 Mediciones de resistencia de puesta a tierra.....................................................................................19
4.5.1 Método de la caída de potencial ...........................................................................................19
4.5.2 Método de suma de resistencias...........................................................................................19
4.6 Criterios de diseño de sistemas de puestas a tierra ...........................................................................20
4.7 Distribución de corrientes a tierra......................................................................................................21
4.7.1 Tipo de falla............................................................................................................................21
4.7.2 Ubicación de la falla...............................................................................................................21
4.7.3 Niveles de tensión..................................................................................................................21
4.7.4 Resistencia de falla y de la malla ...........................................................................................21
4.7.5 Influencia de los cables de guarda.........................................................................................21
4.7.6 Simulación en programas de computador.............................................................................22
4.8 Metodología de diseño .......................................................................................................................23
4.8.1 Obtener y procesar medidas de resistividad .........................................................................23
4.8.2 Hacer un diseño preliminar....................................................................................................24

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4.8.3 Calcular la distribución de corrientes a tierra........................................................................24
4.8.4 Calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión................................................24
4.8.5 Calculo de potenciales de paso, toque y transferidos...........................................................25
5 APANTALLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS....................................................................29
5.1 Efectos de los rayos en estructuras y acometidas IEC 62305 - NTC 4552 ..........................................29
5.1.1 Efectos del rayo en estructuras .............................................................................................29
5.1.2 Efectos del rayo en acometidas.............................................................................................30
5.2 Fenómeno del rayo.............................................................................................................................31
5.2.1 Formación de la descarga ......................................................................................................31
5.2.2 Tipos de descargas.................................................................................................................31
5.2.3 Parámetros de las descargas .................................................................................................34
5.2.4 Cantidad de descargas a tierra ..............................................................................................35
5.3 El modelo electrogeométrico .............................................................................................................36
5.4 Apantallamiento contra descargas atmosféricas directas en edificaciones IEC 62305, NTC 4552,
NFPA 780......................................................................................................................................................38
5.4.1 Filosofía de las normas...........................................................................................................38
5.4.2 Daños y Pérdidas por los efectos del rayo.............................................................................38
5.5 Medidas de protección de acuerdo con IEC 62305 NTC 4552............................................................40
5.5.1 Zonas de protección contra rayo (ZPR)..................................................................................40
5.5.2 Medidas de protección para reducir lesiones en seres vivos causadas por tensiones de paso
y contacto.41
5.5.3 Medidas de protección para reducir daños físicos................................................................41
5.5.4 Medidas de protección para reducir fallas en sistemas eléctricos y electrónicos.................42
5.6 Niveles de protección contra rayo (NPR) NTC 4552 ...........................................................................42
5.7 Cálculo del riesgo por descargas atmosféricas según IEC 62305 – NTC 4552 ....................................43
1.1.1 Factores que influencian las componentes de riesgo............................................................46
5.7.1 Procedimiento básico ............................................................................................................47
5.7.2 Procedimiento para evaluar la necesidad de protección ......................................................48
5.7.3 Selección de medidas de protección .....................................................................................49
5.8 Diseño del sistema de protección externo .........................................................................................50
5.8.1 Ubicación de puntas...............................................................................................................50
5.8.2 Bajantes..................................................................................................................................55
5.8.3 Sistema de puesta a tierra .....................................................................................................55
6 EVENTOS QUE DETERIORAN LA CALIDAD DE LA POTENCIA.....................................................................57
6.1 Desviaciones de tensión permanentes...............................................................................................57
6.1.1 Sobretensiones permanentes................................................................................................57
6.1.2 Bajas tensiones permanentes................................................................................................58
6.1.3 Soluciones a las variaciones de tensión permanentes ..........................................................58

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6.2 Sobretensiones y bajas tensiones temporales de frecuencia industrial.............................................58
6.3 Interrupciones.....................................................................................................................................60
6.4 Desbalance de tensión........................................................................................................................61
6.5 Transitorios de tensión .......................................................................................................................61
7 ARMÓNICOS Y FACTOR DE POTENCIA .....................................................................................................63
7.1 Definición de armónicos .....................................................................................................................63
7.2 Análisis de Fourier...............................................................................................................................64
7.3 Fuentes de armónicos.........................................................................................................................65
7.4 Efectos de los armónicos ....................................................................................................................66
7.4.1 Efectos sobre los cables.........................................................................................................66
7.4.2 Efectos sobre los transformadores........................................................................................67
7.4.3 Efectos sobre los capacitores.................................................................................................68
7.4.4 Efectos sobre los motores......................................................................................................68
7.4.5 Efectos sobre otros equipos ..................................................................................................69
7.5 Concepto de secuencia de los armónicos...........................................................................................69
7.5.1 Análisis de impedancia en función de la frecuencia..............................................................71
7.6 Índices para la medición de armónicos...............................................................................................72
7.6.1 Índices para armónicos de corriente .....................................................................................72
7.6.2 Índices para armónicos de tensión........................................................................................73
7.6.3 Índices de armónicos para condensadores............................................................................73
7.6.4 Índices de armónicos para transformadores.........................................................................73
7.7 Medición de armónicos ......................................................................................................................74
7.7.1 Sitios donde debe realizarse el registro.................................................................................74
7.7.2 Selección del tipo de equipo a utilizar...................................................................................74
7.8 Norma IEEE 519 sobre control de armónicos .....................................................................................75
7.8.1 Límites aplicables al usuario ..................................................................................................75
7.8.2 Límites aplicables a la empresa suministradora....................................................................78
7.9 Armónicos y factor de potencia..........................................................................................................78
7.10 Modelación de elementos para análisis de armónicos.......................................................................79
7.10.1 Modelos para fuentes............................................................................................................79
7.10.2 Modelos para cargas generadoras de armónicos..................................................................79
7.10.3 Modelación de conductores ..................................................................................................80
7.10.4 Modelación de transformadores ...........................................................................................80
7.10.5 Cargas no generadoras de armónicos....................................................................................80
7.11 Medidas remediales para el control de armónicos ............................................................................81
7.11.1 Reubicación............................................................................................................................81
7.11.2 Cancelación de pasos de compensación reactiva..................................................................81
7.11.3 Instalación de filtros...............................................................................................................81
8 MODELACIÓN DE ELEMENTOS PARA ESTUDIOS DE CALIDAD DE POTENCIA...........................................84

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8.1 Inicialización de escenarios de cálculo................................................................................................84
8.2 Paso de simulación..............................................................................................................................84
8.3 Oscilaciones Numéricas ......................................................................................................................84
8.4 Modelos de líneas y cables .................................................................................................................84
8.4.1 Modelo PI...............................................................................................................................84
8.4.2 Modelo parámetros distribuidos constantes.........................................................................84
8.4.3 Modelo parámetros distribuidos variables con la frecuencia ...............................................85
8.4.4 Aspectos a considerar en las modelaciones de líneas y cables .............................................86
8.5 Modelos de transformadores .............................................................................................................86
8.5.1 Aspectos clave en la modelación de transformadores..........................................................88
8.6 Modelos de fuentes y máquinas.........................................................................................................88
8.6.1 Máquina sincrónica................................................................................................................88
8.6.2 Aspectos clave en la modelación de fuentes.........................................................................89
8.7 Modelos descargadores de sobretensiones .......................................................................................89
8.7.1 Aspectos clave para la modelación de descargadores ..........................................................90
1.1.1 Modelo del interruptor..........................................................................................................91
8.7.2 Aspectos clave en la modelación de interruptores ...............................................................91
9 ESTUDIOS DE CALIDAD DE LA POTENCIA .................................................................................................92
9.1 Objetivo...............................................................................................................................................92
9.2 Información requerida........................................................................................................................92
9.3 Historia del sitio ..................................................................................................................................92
9.4 Alcance de las actividades...................................................................................................................93
9.5 Recursos..............................................................................................................................................93
9.6 Inspección del sitio..............................................................................................................................93
9.6.1 Inspección visual....................................................................................................................93
9.6.2 Inspección física.....................................................................................................................93
9.6.3 Enchufes y cables de equipos de potencia ............................................................................94
9.6.4 Tomas.....................................................................................................................................94
9.6.5 Tableros de circuitos..............................................................................................................94
9.6.6 Transformadores....................................................................................................................95
9.7 Monitoreo...........................................................................................................................................95
9.7.1 Ubicación de los analizadores................................................................................................95
9.7.2 Proceso de monitoreo...........................................................................................................96
9.7.3 Precauciones de Seguridad....................................................................................................96
9.7.4 Modos de conexión................................................................................................................97

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1 INTRODUCCIÓN
La calidad de la potencia eléctrica es un tema bastante conocido y estudiado profundamente; sin
embargo, a la hora de afrontar problemas reales, existen vacíos relacionados con la orientación
que debe tener el diagnóstico y con la selección de las soluciones más adecuadas. Debido al
desconocimiento, en muchos casos no se realizan buenos diagnósticos y se adoptan soluciones
que no son óptimas o que, en los peores casos, no funcionan. En este documento se presenta la
calidad de la potencia eléctrica desde un punto de vista práctico, orientado a la solución de los
problemas que se presentan en la realidad.
1.1 La calidad de la potencia dentro del proceso
La calidad de la potencia debe verse dentro del marco del proceso industrial. La energía eléctrica
como insumo del proceso de producción tiene varios requerimientos que deben ser atendidos por
el personal encargado del sistema eléctrico:
- Seguridad del personal
- Preservar los equipos y las instalaciones
- Optimización del costo de las instalaciones, equipos y operación
- Uso eficiente de la energía
- Mantenimiento
- Continuidad y calidad
Generalmente la calidad de la potencia es un tema descuidado debido a que las labores que
tienen que ver con el día a día son percibidas como más importantes porque se ven más
directamente relacionadas con la producción. Sin embargo, cuando surgen problemas de calidad
de la potencia, las pérdidas por daños en equipos y por lucro cesante pueden ser bastante altas.
1.2 Que es la calidad de la potencia?
Calidad de la potencia es el concepto de alimentación y de puesta a tierra de equipo electrónico
sensible en una manera que sea adecuado para su operación. Se ocupa de la compatibilidad que
debe existir entre los equipos y la red eléctrica con base en una serie de parámetros y eventos de
la red que pueden afectar el funcionamiento o la integridad de los equipos que se le conectan.

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2 PARÁMETROS QUE DEFINEN LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA
ELÉCTRICA
Los equipos que se conectan a la red eléctrica están sometidos a las condiciones de
funcionamiento que esta les ofrezca. La red no siempre puede suministrar energía con los
parámetros adecuados, por lo cual sus condiciones pueden ser aptas o no aptas para que los
equipos conserven su integridad y funcionen adecuadamente.
Para comprender la calidad de la potencia es indispensable conocer los parámetros que
determinan si ésta es adecuada o no para alimentar determinado equipo. Estos parámetros son:
- Continuidad del servicio
- Amplitud, frecuencia y forma de onda
- Desbalance, secuencia negativa y secuencia cero en sistemas trifásicos
2.1 Continuidad del servicio
Ésta característica consiste en que la alimentación de los equipos se mantenga en forma
ininterrumpida. Las interrupciones afectan los equipos y los procesos, generando además
pérdidas por lucro cesante y por pérdida de materia prima.
2.2 Forma de onda
La onda de tensión que alimenta los diferentes equipos debe tener unas características de forma.
En los sistemas de corriente alterna, la forma de onda ideal es sinusoidal con una amplitud y
frecuencia determinada. La frecuencia de grandes sistemas de potencia es una variable bastante
estable que solo presenta variaciones significativas durante algunos eventos, la frecuencia de
redes aisladas con un solo generador o pocos generadores puede ser más inestable.
La magnitud de la tensión puede tener variaciones en estado estable normalmente entre el 90% y
el 110% de su valor nominal. Estas variaciones son debidas a las caídas de tensión en los
diferentes elementos de la red y a las compensaciones reactivas.
La forma de onda de tensión no es totalmente sinusoidal debido a la existencia de cargas no
lineales que generan armónicos e interarmónicos que producen componentes con frecuencias
diferentes a la frecuencia de la red.
2.3 Desbalance, secuencia negativa y secuencia cero en sistemas trifásicos
Los sistemas trifásicos deben ser balanceados, es decir que la magnitud debe ser igual en las tres
fases y el desfase entre ellas debe ser de 120º. Bajo estas condiciones, se dice que las
componentes son solo de secuencia positiva. Cuando el sistema trifásico no está completamente
balanceado tiene otras componentes, el desbalance o secuencia negativa y la secuencia cero.
Las características de los sistemas trifásicos balanceados y no balanceados se muestran en la
Figura 1. Los sistemas desbalanceados pueden afectar las cargas y equipos del sistema,
principalmente los motores y generadores.

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Figura 1. Sistemas balanceado y no balanceado
2.4 El sistema ideal
Para comprender y cuantificar los deterioros en la calidad de la potencia, se debe partir de la
definición de la fuente ideal que tiene la máxima calidad posible. Ésta fuente tendría las
siguientes características:
- La fuente nunca interrumpe el servicio, confiabilidad del 100%
- Tensión = Vn
- Frecuencia = fn
- Forma de onda: sinusoidal pura
- Tensión de secuencia positiva = Vn
- Tensión de secuencia negativa = 0
- Tensión de secuencia cero = 0
Este sistema ideal se muestra en la Figura 2.
Figura 2. Sistema trifásico ideal

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3 CARACTERÍSTICAS DE LA RED Y EVENTOS QUE AFECTAN LA CALIDAD DE
LA POTENCIA
Los generadores del sistema de potencia están concebidos para entregar a la salida una forma de
onda de tensión con una alta calidad. No obstante, la energía debe transportarse y distribuirse a
través de redes eléctricas donde se deteriora la calidad de la potencia eléctrica. Además, las
cargas tienen comportamientos que también deterioran la calidad. Por lo anterior, es importante
entender que en la práctica siempre se tendrá una forma de onda de tensión con parámetros
desviados de sus valores nominales niveles de calidad
3.1 Efectos de la impedancia de la red
La impedancia de la red determina factores tan fundamentales como el nivel de cortocircuito y la
regulación. Adicionalmente, la impedancia está relacionada con la diferencia angular entre los
diferentes generadores que determina la estabilidad del sistema. La Figura 1 muestra las caídas
de tensión que se presentan debido a la impedancia de los diferentes equipos del sistema.
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
GENERACIÓN
INDUSTRIA
V = I x Z
V = I x Z
V = I x Z
Figura 3. Caídas de tensión en las impedancias de la red
Las impedancias de la red no son completamente simétricas debido a las características físicas,
con lo cual las caídas de tensión en las líneas de transmisión y redes de distribución no son
iguales en las tres fases, apareciendo tensiones desbalanceadas. La Figura 4 muestra las
impedancias de una línea de transmisión, como puede observarse, cada fase tiene una posición
distinta respecto a tierra y respecto a las otras fases. Lo anterior conduce a que se generen
desbalances o secuencia negativa de tensión.
Figura 4. Impedancias de una línea de transmisión
3.2 Efectos de los cortocircuitos
Los cortocircuitos impactan bastante la calidad de la potencia porque inciden directamente en la

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tensión entregada a las cargas. Durante un cortocircuito la tensión en la fase o fases falladas
puede alcanzar valores muy bajos y puede aumentar en las fases no falladas. En la Figura 5 se
muestra como la falla en una línea de transmisión afecta la tensión en toda la red.
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
GENERACIÓN
INDUSTRIA
Punto falla
V = 0
V = 0.2 Vn
V = 0.5 Vn
V = 0.7 Vn
V = 0.7 Vn
V = 0.7 Vn
Figura 5. Tensiones en la red
3.3 Interacción entre las cargas y la red
Las cargas interactúan con la red debido a la corriente que requieren. Existen cargas con bajos
efectos sobre la red y otras que ocasionan eventos que pueden alterar el funcionamiento de la red
y de otras cargas. Los casos más comunes de cargas que afectan considerablemente la calidad
de la potencia son:
- Cargas no lineales que ocasionan armónicos
- Grandes motores con arranque directo
- Hornos de arco
- Corriente de arranque de transformadores
Las cargas afectan la calidad de la potencia principalmente cuando la impedancia de la red es alta
o el nivel de cortocircuito es bajo. Puede establecerse un criterio sobre el efecto de las cargas
sobre el sistema con base la relación entre el nivel de cortocircuito y la potencia de la carga, por
ejemplo, la tensión en la barra no se afectará en forma considerable ante el arranque de un motor
si la potencia de éste es inferior a 60 veces la potencia de cortocircuito en el punto de conexión.
La Figura 6 muestra como puede caer la tensión ante el arranque de un motor.
Figura 6. Caída de tensión durante el arranque de un motor
3.4 Transitorios originados por la conmutación de cargas
Se originan fenómenos transitorios de corta duración cuando se conmutan cargas y equipos.
Estos transitorios pueden ser nocivos para la red y otras cargas cuando se tienen sobretensiones
considerablemente altas. Algunos de los casos más críticos de conmutación son los siguientes:
- Bancos de condensadores
- Líneas de transmisión de gran longitud
La Figura 7 muestra el efecto de la energización de un banco de condensadores sobre la tensión

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de la red.
Figura 7. Tensión durante la energización de un condensador
3.5 Interrupciones y reconexión del servicio
Los cortocircuitos y las fallas que se presentan en el sistema conducen a la desconexión de
circuitos y en muchos casos a reconexiones automáticas. Las reconexiones pueden afectar las
cargas por los transitorios o por el cierre asincrónico entre el sistema y motores que no se hayan
desconectado del sistema. Una reconexión sobre un circuito donde la falla es permanente
equivale a un nuevo cortocircuito y caídas de tensión en la red.
(file Ener_C.pl4; x-var t) v:XX0002
0.00 0.03 0.06 0.09 0.12 0.15[s]
-500
-280
-60
160
380
600
[V]

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4 SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
4.1 Concepto de equipotencialidad y sus beneficios
Equipotencialidad es el efecto de garantizar un potencial igual en un equipo o instalación. En la
práctica se basa en conectar las partes conductivas de las instalaciones, equipos o sistemas
entre sí, o a un sistema de puesta a tierra, mediante un conductor de baja impedancia, para
garantizar que la diferencia de potencial sea mínima entre los puntos interconectados. La
seguridad eléctrica se basa en este concepto, ya que si no existen diferencias de potencial en un
cuerpo conductor (por ejemplo el cuerpo humano) o aislante cualquiera, no puede existir corriente
a través del mismo, o diferencias de tensión que pongan en riesgo la integridad del aislamiento.
Figura 8 Concepto de equipotenciadad
Los beneficios de la equipotencialidad son los siguientes:
- Se eliminan diferencias de potencial. Al eliminar las diferencias de potencial se eliminan:
o Chispas que pueden generar incendios
o Voltajes que pueden dañar el aislamiento de los equipos
o Voltajes de toque que generan riesgo de electrocución
- Cuando la red equipotencial se une al sistema de puesta a tierra se establece un camino
seguro para la corriente de falla en caso de fallas a las estructuras de los equipos, con lo cual
se busca proteger la vida.
Es importante anotar que las fases se equipotencializan durante eventos de alta frecuencia a
través de los DPS (Dispositivos de Protección contra Sobretensiones), buscando precisamente
que las diferencias de potencial no superen la capacidad de aislamiento de los equipos.
4.2 Acoples eléctricos
Un acople se refiere a la transferencia de energía entre dos sistemas aislados, básicamente hay
tres tipos de acoples, resistivo, inductivo y capacitivo. Los tres tipos de acoples siempre están
presentes, sin embargo los efectos de cada uno son variables o despreciables de acuerdo con la
configuración y parámetros del sistema eléctrico. A continuación se explica cada uno.
4.2.1 Acople resistivo o galvánico
El acople resistivo depende de la oposición a la circulación de corriente de los materiales y se
entiende como el efecto mediante el cual un punto de un sistema adquiere voltaje proporcional al
voltaje aplicado en otro punto, en virtud de la caída de potencial resistiva entre ambos puntos.

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Para el caso de los SPT, durante fallas a tierra o descargas atmosféricas, en sistemas el acople
resistivo genera elevaciones de potencial en puntos diferentes al punto de inyección de la
corriente.
En Sistemas de Puesta a Tierra una representación por circuitos, basada en parámetros
concentrados, como muestra la Figura 22.
Figura 9 Acople resistivo
La resistencia mutua, RM, representa el elemento común entre las dos tierras (1 y 2 de la Figura
9), aparentemente independientes, de tal forma que, una corriente entrando por el terminal 1
produce una tensión en terminal 2, aunque por éste último no se esté inyectando corriente.
4.2.2 Acople inductivo
El acople inductivo está asociado con el campo magnético y específicamente con el fenómeno de
almacenamiento de energía a través de la inductancia, de tal forma que cuando un conductor
genera un campo magnético variable debido a que circula por él una corriente, induce en los
conductores cercanos un voltaje que depende de la geometría y de la corriente que produce el
campo inductor (Leyes de Lenz y Faraday).
La Ley de Faraday establece que un campo magnético variable en el tiempo, produce una tensión
inducida en una espira abierta que atraviese, proporcional a su variación del flujo (E=-n dø/dt,
donde n es el número de espiras).
La Ley de Lenz por otro lado establece que, cuando una espira cerrada es atravesada por un flujo
magnético variable en el tiempo, la espira producirá una corriente de reacción que generará un
flujo opuesto al que la atraviesa.
Los acoples inductivos generan desbalances en bajo voltaje debido principalmente a asimetrías en
las configuraciones de los conductores en su recorrido, dado que las inductancias mutuas varían y
en consecuencia los efectos de las fases entre si y con los demás conductores cercanos,
producen inducciones diferentes, que no se anulan entre ellas.
Los efectos de los acoples inductivos son muy representativos en baja frecuencia y son de gran
importancia durante fallas debido a las altas corrientes generadas.
La protección contra acoples inductivos es muy difícil por lo que la mejor alternativa es impedir
I
V
V2
R = R' + R1 1 M
R = R' + R2 2 M
R'2R'1
MR
1 V2
d
V1
I
R , R : RESISTENCIAS PROPIAS
R : RESISTENCIA MUTUA
1
M
2
V

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que existan campos magnéticos residuales, lo cual se logra con adecuadas transposiciones de
conductores y garantizando que las corrientes de falla circulen por un único conductor de tierra
ubicado en simetría geométrica con las fases.
Figura 10 Acople inductivo corriente inducida
Figura 11 Acople inductivo - voltaje inducido
Los lazos inductivos de tierra se generan cuando en una instalación existen caminos que cierran
circuitos entre puestas a tierra, activando la posibilidad de que se produzcan corrientes debidas a
la Ley de Lenz, lo cual contamina dichos sistemas. Por esta razón, en puestas a tierra utilizadas
para señales de electrónica, se requiere generalmente que los cables de conexión a tierra de los
equipos, conformen un sistema de cables aislados interconectados en forma de árbol, como ilustra
la Figura 12.
Figura 12 Distribución de conductores de tierra en árbol
4.2.3 Acople capacitivo
El acople capacitivo está asociado con el campo eléctrico y con el fenómeno de almacenamiento
de energía a través de las capacitancias, cuando dos conductores se encuentran
geométricamente cercanos y uno de ellos presenta un potencial respecto a tierra, se crea un
potencial en el otro conductor por efecto de que queda envuelto en el campo eléctrico del primer
conductor, cuyo valor depende de la configuración y del voltaje del primer conductor, de tal forma
I
I'
LENZ
LAZO INDUCTIVO DE TIERRA
Lazo
ind

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que cualquier variación en el voltaje del primer conductor respecto de tierra, generará un cambio
en el campo y afectará el voltaje en el otro conductor.
La Figura 13 ilustra el acople entre conductores y el divisor capacitivo que resulta para explicar la
magnitud de tensión que se induce potencia reactiva.
Figura 13 Acople capacitivo en líneas
Figura 14 Acople capacitivo en transformadores, modelo simplificado
El acople capacitivo depende entonces de la relación entre las capacitancias del circuito
conformadas por los conductores, razón por la cual se presenta también en transformadores, tal
como se ilustra en la Figura 14.
La inducción por acople capacitivo es frecuentemente muy fácil de controlar a través del uso de
pantallas electrostáticas, las cuales para este efecto solo requieren ser aterrizadas en un único
punto y cuyo objeto es incrementar mucho la proporción de capacitancias C2/C12 que se ilustran
en la Figura 13.
C12
1
2
2CV
1
2V = V x
12
C
C
1+ 2
V= Variable o constante
FACTOR DE ACOPLE

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4.3 Funciones de los sistemas de puesta a tierra
El objetivo principal de los sistemas de puesta a tierra es garantizar la seguridad de las personas
durante fallas eléctricas.
En estado estacionario, las puestas a tierra disminuyen las tensiones de objetos metálicos que se
encuentran influenciados por inducciones de objetos energizados.
Cuando se presentan las descargas atmosféricas, proporcionan un camino seguro para la
corriente eléctrica del rayo.
Las funciones de los sistemas de puesta a tierra son:
- Garantizar las condiciones de seguridad de los seres vivos.
- Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas.
- Servir de referencia al sistema eléctrico.
- Conducir y disipar con suficiente capacidad las corrientes de falla, electrostáticas y de rayo.
- Realizar una conexión de baja resistencia con la tierra y con puntos de referencia de los
equipos.
4.4 Concepto de resistividad y medida de resistividad
La resistividad se define como la propiedad de un material descrita por un esfuerzo constante
indicando la oposición al flujo libre de electrones en el material, se refiere el esfuerzo del campo
eléctrico para establecer la corriente de conducción. La resistividad se mide en Ω m y se puede
calcular tomando muestras del material de acuerdo con lo indicado en la Figura 15 y la Figura 16
por medio de las expresiones dadas a continuación.
Para el caso de un cubo de 1 m de lado, se aplica una diferencia de potencial V en caras opuestas
del cubo y la resistividad puede ser calculada como:
I
V

Donde
 es la resistividad del material en [Ω m]
V es el voltaje aplicado entre dos caras opuestas del cubo en [V]
I Es la corriente medida en [A]
Para el caso de un material de sección transversal A y longitud L, se calcula como
L
A
R
Donde
resistividad del material en [Ω m]
R resistencia del elemento calculada como el voltaje aplicado divida por la
corriente generada, dada en [Ω]
A área de la sección trasversal de la muestra en [m2
]
L longitud de la muestra en [m]


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Figura 15 Concepto de resistividad
Figura 16 Cálculo de resistividad
En las medidas de resistividad se usa generalmente los métodos de Wenner y de
Schlumberger-Palmer, recomendados por la norma ANSI/IEEE Std 81.
En el método de Wenner los electrodos se disponen en línea recta espaciados uniformemente y la
resistividad aparente del suelo a una profundidad dada es la resistividad medida para un
espaciamiento entre electrodos igual a dicha profundidad y está dada por la siguiente ecuación:



  





4 a R
1
2 a
a 4b
a
a b2 2 2 2
Donde:
a: distancia horizontal entre los electrodos
R: resistencia de puesta a tierra medida
b: profundidad de enterramiento de los electrodos
En el método de Schlumberger-Palmer los electrodos se disponen en línea recta espaciados en
forma progresiva, requiriéndose que la separación entre los electrodos de potencial sea igual a la
profundidad a la cual se desea medir la resistividad. La resistividad aparente del suelo a una
profundidad d (igual al espaciamiento entre los electrodos de potencial), se puede determinar
como:
 


 

c c + d
d
R
Donde:
c: distancia horizontal entre los electrodos de corriente y potencial
d: distancia horizontal entre los electrodos de potencial
R: resistencia de puesta a tierra medida

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En la Figura 17 se muestra el esquema de conexión para los dos métodos.
Método de Wenner Método de Schlumberger-Palmer
Figura 17. Métodos de medición de resistividad
4.4.1 Procesamiento de medidas de resistividad
El método de las dos capas consiste en la modelación del suelo en dos capas de resistividad
uniforme con base en los valores de resistividad tomados en el terreno. Este modelo sirve para
estudiar el comportamiento del sistema de puesta a tierra frente a fallas originadas por
condiciones atmosféricas o en el sistema de potencia. En la Figura 18 se ilustra el significado del
modelo de dos capas.
Figura 18. Esquemático del modelo de las dos capas
Donde:
1: Resistividad de la capa superior del terreno
2: Resistividad de la capa inferior del terreno
Pocas medidas
Cuando se dispone de escasas mediciones para pocas profundidades (caso de subestaciones
muy pequeñas, líneas de transmisión, etc.) se recomienda el uso del método de Tagg el cual no
tiene procesamientos estadísticos y permite al diseñador escoger por sí mismo los valores más
razonables para 1, 2 y h.
Múltiples mediciones
Para subestaciones grandes, en las que el área de la subestación es apreciable se recomienda
hacer múltiples mediciones para varias profundidades. La secuencia de profundidades más
recomendable es 2, 4, 8, 16 y 32 m y para cada profundidad se recomienda un número de

PÁGINA 18
mediciones entre 4 y 10. Si el número de mediciones para cada profundidad es menor de 4 se
usa el promedio como resultante para cada profundidad. Si se tiene más de 4 medidas por cada
profundidad se recomienda hacer un tratamiento más exhaustivo normalizando las mediciones a
través de una transformación de Box-Cox y adoptando el criterio de obtener la resistividad del
70% de probabilidad no ser excedida. Los resultados serán obviamente, más confiables mientras
se disponga de más mediciones.
Cuando se mide a profundidades grandes (más de 32 m) el método de Wenner no es ya confiable
y se recomienda usar el método de Schlumberger Palmer.
Una vez obtenidas las medidas de campo para cada separación y luego de procesarlas
estadísticamente para obtener una equivalente a cada profundidad, se tratan de ajustar entre las
diversas separaciones a la ecuación teórica que produciría un modelo de dos capas.
 
n n
1 2 2
n = 1
2 1
2 1
K K
= 1 + 4 -
1 + (2 n h/a) 4 + (2 n h/a)
+
a
K
 
 
 
  
  
        



Donde,
 = Resistividad aparente
1 = Resistividad de la primera capa
2 = Resistividad de la segunda capa
h = Profundidad de la primera capa
a = Profundidad de la medida
NOTA: Para el caso de las medidas registradas con el método Schlumberger Palmer se cambia el
4 de la fórmula por la expresión 2 1
c
d
 
 
 
y a se cambia por d
Se varían 1, 2 y h para tratar de minimizar la diferencia entre la curva teórica y las mediciones
de campo.
Esta aproximación se puede hacer de tres formas:
 Minimizando el error cuadrático medio entre las resistividades aparentes (medidas y
teóricas).
 Minimizando el valor absoluto de la diferencia entre las resistividades aparentes.
 Hacer un ajuste gráfico superponiendo la curva de resistividad aparente a las curvas
teóricas.
Los procesos de minimización cuadrática presentan normalmente el mejor resultado y dada la no
linealidad de las ecuaciones, exigen un proceso iterativo para acercarse a la solución.
Estos métodos sin embargo presentan una alta tendencia a la inestabilidad numérica debido a la
gran no linealidad de las ecuaciones. La solución a este inconveniente puede lograrse a través
del uso de la aproximación. La Figura 19 muestra un ejemplo de ajuste de un modelo de dos
capas.

PÁGINA 19
Figura 19. Ajuste modelo de 2 capas
4.5 Mediciones de resistencia de puesta a tierra
4.5.1 Método de la caída de potencial
Se inyecta una corriente al sistema de puesta a tierra a medir (E) cerrando el circuito por medio de
un electrodo remoto (C2) y se registra la diferencia de potencial entre el sistema de puesta a tierra
y el electrodo de potencial (P2) ubicado en línea recta entre la puesta a tierra y el electrodo de
corriente, tal como se muestra en la Figura 20.
Figura 20. Método de la caída de potencial
Si el suelo es uniforme y la distancia entre la malla y el electrodo de corriente es apreciable en
relación con las dimensiones de la malla, el valor de resistencia de puesta a tierra se obtiene para
una separación del electrodo de potencial a la malla de tierra, igual al 61,8% de la distancia entre
ésta y el electrodo de corriente, sin embargo en el caso de mallas de gran tamaño, el valor de la
resistencia de puesta a tierra puede encontrarse a una distancia más cercanas a de la malla, por
lo tanto es necesario trazar la característica de resistencia de puesta a tierra contra distancia para
detectar la zona de equilibrio donde las influencias entre la resistencia propia del electrodo y de la
malla de puesta a tierra se anulan.
4.5.2 Método de suma de resistencias
Con este método se determina si un sistema de puesta a tierra está interconectado con otras
puestas a tierras. Se registra la suma de la resistencia total de las dos puestas a tierra
interconectadas:
R12 = R1 + R2
Donde,

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R12: Resistencia total
R1: Resistencia a medir
R2: Resistencia auxiliar
Con la aplicación de este método no es necesario desconectar los cables de puesta a tierra. La
Figura 21 ilustra el principio de aplicación del método.
Uso de pinza Uso de telurómetro
Figura 21 Método de la suma de resistencias
4.6 Criterios de diseño de sistemas de puestas a tierra
Los sistemas de puesta a tierra son el pilar de la seguridad eléctrica, la cual está orientada en
primer lugar a proteger a los seres vivos y en segundo lugar a proteger los sistemas eléctricos, en
este orden de ideas los criterios fundamentales para el diseño de los sistemas de puesta a tierra
son:
- Proteger a los seres vivos controlando tensiones de toque, paso y transferidas, estas tensiones
dependen del GPR y la equipotencialización lograda por el reticulado de la malla y las
conexiones entre las estructuras y equipos con la malla, el GPR depende de la corriente de
falla, la distribución de corrientes a tierra y el valor de puesta a tierra de la malla,
adicionalmente el reticulado de la malla ayuda con el control de las tensiones de toque y paso.
- Proteger los sistemas eléctricos minimizando las sobretensiones que pueden afectar el
aislamiento de los equipos.
En general las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta a la hora de diseñar sistemas
de puesta a tierra:
- La premisa fundamental es el control de tensiones de toque, paso y transferidas
- El cable de la malla debe ser dimensionado para la situación más crítica de conducción de
corriente en la malla, en general esta corriente es menor que la corriente máxima de falla de la
subestación.
- En subestaciones en general cada equipo tiene una cola para equipo y otra para estructura, por
ambas colas circulará corriente de falla, por lo que una cola no conducirá el 100% de la
corriente de falla.
- El GPR debe ser inferior al máximo permitido por los equipos y a lo indicado en la
normatividad.
- Un valor de puesta a tierra bajo es deseable para disminuir el GPR y las sobretensiones que se
presentan en la subestación, sin embargo no está definido un valor estándar.
- Los materiales del sistema de puesta a tierra deben ser escogidos de forma que soporten la
corrosión durante su vida útil. El RETIE habla de 15 Años para los electrodos de puesta a
tierra luego de su instalación.
- Al asignar la trayectoria de cables enterrados deben considerarse las fundaciones de las
estructuras a fin de evitar atravesarlas. Se recomienda en primer lugar trazar trayectorias con
el objetivo de llegar a los equipos, realizar un chequeo del control de las tensiones de toque y
paso, luego en segundo lugar añadir retículas donde sea necesario para lograr el control.
- Es fundamental realizar una adecuada simulación de la distribución de corrientes a tierra que

PÁGINA 21
considere cables de guarda e interconexiones de sistemas de puesta a tierra y neutros de
transformadores.
- El escenario de simulación para la distribución de corrientes a tierra debe considerar al menos
20 años a futuro lo que implica evaluar futuras interconexiones y nueva generación en la zona
con el correspondiente aumento del cortocircuito.
4.7 Distribución de corrientes a tierra
Uno de los temas más críticos en las puestas a tierra es la distribución de corrientes, básicamente
porque define el GPR. A continuación se explican los aspectos clave a tener en cuenta para el
cálculo de distribución de corrientes a tierra
4.7.1 Tipo de falla
No puede establecerse radicalmente cuál es el tipo de falla que causa un mayor flujo de
corriente hacia tierra. Aunque normalmente se cree que es la falla monofásica, es muy frecuente
que sea la falla bifásica a tierra, especialmente en sitios cercanos a transformadores con
devanado compensador.
4.7.2 Ubicación de la falla
Se deben explorar fallas dentro y fuera de la subestación, las fallas dentro de la subestación
tienden generalmente a ser más peligrosas cuando se tienen autotransformadores en la
subestación.
Las fallas fuera de la subestación tienden a ser más peligrosas cuando el circuito es radial (la
subestación actúa como fuente).
Las fallas fuera de la subestación comprenden los primeros 3 vanos de cada línea de la
subestación.
4.7.3 Niveles de tensión
Se deben explorar las fallas en los distintos niveles de tensión. La tendencia normal es que los
niveles de cortocircuito aumenten al disminuir el nivel de tensión.
4.7.4 Resistencia de falla y de la malla
Normalmente las resistencias de falla y de la malla se desprecian, sin embargo durante fallas en
baja tensión (menos de 13,2 kV) el despreciar la resistencia de la malla con el convencimiento de
hacer cálculos conservativos, es erróneo, ya que en la gran mayoría de los casos la influencia de
dicha resistencia es determinante de la corriente que debe disipar la malla y despreciarla conduce
a cálculos excesivamente conservativos. Debe observarse que en un diseño de mallas de tierra
con estas consideraciones el proceso se torna iterativo (se estima una resistencia preliminar para
la malla, se calcula la corriente a disipar, se diseña la malla, se calcula el nuevo valor de
resistencia, se corrige la corriente de diseño y se recalcula la malla).
La consideración de la resistencia de falla es más difícil de adoptar debido a que normalmente es
muy difícil saberla, no obstante se puede tomar en casos de líneas de distribución un valor inferior
al menor valor de puesta a tierra en los postes (en caso de que la línea no tenga neutro).
4.7.5 Influencia de los cables de guarda
Una de las principales consideraciones en el diseño de la malla es establecer la proporción de
corriente a tierra que se deriva por los cables de guarda hacia las puestas a tierra de las torres de
las líneas de transmisión que llegan a la subestación o de mallas de tierra interconectadas con la
malla a diseñar.
La proporción de la corriente que se deriva por los cables de guarda es función de la impedancia
de los cables de guarda, de la resistencia de puesta a tierra de las torres, del vano medio entre las
torres, de la distancia cable de guarda-conductor de fase, de la presencia o no de otros cables de
guarda y de la resistencia de puestas a tierra de la subestación.

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En la práctica el acople inductivo entre el conductor de fase que porta la corriente de falla y el
cable de guarda cercano y paralelo al mismo, puede ser tal que disminuya apreciablemente la
corriente que porta el cable de guarda. La Figura 22 muestra la distribución de corrientes en una
subestación típica.
Figura 22 Distribución de corrientes en falla monofásica
4.7.6 Simulación en programas de computador
Actualmente el método para calcular la distribución de corrientes a tierra es realizar la simulación
en el EMTP/ATP con modelos a frecuencia industrial. Debe tenerse presente que no toda la
corriente de falla genera GPR por lo cual es fundamental una adecuada simulación. La Figura 23
ilustra la situación descrita.
Figura 23 Distribución de corriente en falla de monofásica, aporte transformador (rojo)
aporte sistema (azul)
El montaje de una red debe tener en cuenta los siguientes puntos:

PÁGINA 23
Escenario de Simulación
El escenario de simulación debe considerar la vida útil del sistema de puesta a tierra, esto significa
estimar el aumento de cortocircuito por cada una de las líneas de la subestación, para esto se
recomienda considerar un horizonte de mínimo 20 años en los cuales se prevea nueva generación
en la zona y nuevas interconexiones. El escenario seleccionado debe considerar la condición de
máximas corrientes de cortocircuito y máximos voltajes en barras.
Equivalentes de cortocircuito
Normalmente los niveles de cortocircuito se obtienen de programas de flujo de carga que tienen
modelada toda la red del área o país, sin embargo debe tenerse mucho cuidado en modelar
adecuadamente los equivalentes primero por la conexión del neutro, la cual debe considerar el
valor de puesta a tierra equivalente o de la subestación y segundo porque debido a la complejidad
de las redes y la cantidad de interconexiones existe el riesgo de calcular cortocircuitos
retroalimentados llevando a una situación de sobre diseño.
Modelos de líneas
Los modelos de líneas deben considerar fielmente la topología de los conductores porque afecta
la corriente que portan los cables de guarda durante la falla. Generalmente se usa el modelo PI
calculado a 60 Hz por medio de la subrutina LCC del ATP.
Al usar LCC en los modelos de líneas con cables de guarda siempre es necesario tratar el cable
de guarda como una fase más para poder conectarlo exteriormente y emular adecuadamente la
distribución de corrientes a tierra.
Transformadores
Los transformadores son esenciales en los estudios de distribución de corrientes a tierra por
varias razones. En primer lugar la conexión de neutro y el tipo de aterrizamiento cambian los
aportes de corriente de cortocircuito, en segundo lugar su conexión en ocasiones altera la
impedancia equivalente de cortocircuito como por ejemplo transformadores Y-D en vacío en la
delta y transformadores Zigzag. Por otro lado de acuerdo con el punto de falla la no linealidad
puede afectar las corrientes de cortocircuito que aportan.
4.8 Metodología de diseño
Los principales pasos a desarrollar dentro de un diseño de mallas de tierra son:
- Obtener y procesar medidas de resistividad.
- Hacer un diseño preliminar (obtener valores aproximados de resistencia).
- Calcular la distribución de corrientes a tierra y el GPR
- Dimensionar el calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión
- Calcular los potenciales de paso, toque y transferidos
- Modificar el diseño preliminar.
- Verificar el diseño final
4.8.1 Obtener y procesar medidas de resistividad
Se recomienda hacer la medida de mínimo 4 ejes en las direcciones indicadas en la Figura 24 y
procesar los datos de acuerdo con lo indicado en el numeral 4.4.

PÁGINA 24
Figura 24. Ejes mínimos para medición de resistividad del terreno
4.8.2 Hacer un diseño preliminar
Como se mencionó en los criterios se recomienda trazar trayectorias con el objetivo de llegar a los
equipos considerando las fundaciones de las estructuras de soporte. La versión preliminar debe
considerar lo siguiente:
- Cable a 1 m por fuera de la malla de cerramiento con varillas de puesta a tierra en las
esquinas, debe interconectarse con la malla interna cada 20-50 m dependiendo de la
resistividad.
- Cable haciendo un rectángulo alrededor de los transformadores a 0.5 ó 1 m por fuera de la
fundación
- Cable haciendo un rectángulo por fuera de los pórticos a una distancia de 1 m
- Instalar varillas en bajantes de apantallamiento, descargadores de sobretensión y neutros de
transformadores
- Trazar retículas mínimas para llevar colas a equipos en los campos
4.8.3 Calcular la distribución de corrientes a tierra
La distribución de corrientes debe simularse en un programa como el ATP siguiendo las
recomendaciones dadas en el numeral 4.7.
4.8.4 Calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión
Al dimensionar el calibre de la malla debe tenerse en cuenta que cualquier corriente que entre a
un conductor de la malla tendrá una división. Para arreglos de cableado típicos de subestaciones
donde se tiene buen nivel de simetría, en el caso más extremo un conductor de la malla deberá
soportar el 75% de la corriente que se inyecta por una cola.
Una vez definido el valor de la corriente para evaluación de la soportabilidad del conductor se
calcula la sección mínima de acuerdo con la formulación de la IEEE 80 descrita a continuación:
2
4
1
10
ln
mm
o m
c r r o a
A I
K TTCAP
t K T 


   
   
   
Donde
I Corriente rms en kA
2
mm
A Sección mínima del conductor en mm2
mT Máxima temperatura permitida en °C
aT Temperatura ambiente °C
rT Temperatura de referencia del material en °C

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o Coeficiente térmico de la resistividad a 0° en 1/°C
r Coeficiente térmico de la resistividad a en 1/°C
r Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia en μΩ-cm
oK 1 o ó  1 o rT  en °C
ct Tiempo de duración de la corriente en s
TCAP Capacitad térmica por unidad de volumen en J/(cm3
°C)
La norma IEEE 80 sugiere utilizar tiempos de 1 s para subestaciones grandes y 3 s para
subestaciones pequeñas, estos tiempos son muy conservativos teniendo en cuenta que durante
fallas en subestaciones las protecciones de respaldo actúan en menos de 500 ms por lo cual se
recomienda utilizar 500 ms para la selección del conductor de la malla.
4.8.5 Calculo de potenciales de paso, toque y transferidos
Actualmente se usan programas de computador para calcular las tensiones superficiales con las
cuales se estiman las tensiones de toque, paso y trasferidas.
Ingeniería especializada ha desarrollado un programa para análisis de sistemas de puesta a tierra
llamado "IEB MALLAS", el cual hace uso del método de la matriz combinada de resistencia, el
método integral para la evaluación de tensiones a lo largo de los segmentos de un conductor y el
método de las imágenes para el modelo de las dos capas.
Normalmente los datos de entrada de los programas de simulación son el GRP, los datos del
modelo de dos capas y de la capa de superficial, el tiempo máximo de duración de la falla y la
indicación de las áreas donde se calcularán los potenciales.
Los valores obtenidos de la simulación se comparan con los valores tolerables que se calculan
con las siguientes expresiones
Voltaje de paso para una persona de 50 kg y 70 kg
 50
0.116
1000 6paso s s
s
V C
t
  
 70
0.157
1000 6paso s s
s
V C
t
  
Voltaje de toque para una persona de 50 kg y 70 kg
 toque 50
0.116
1000 1.5 s s
s
V C
t
  
 toque 70
0.157
1000 1.5 s s
s
V C
t
  
Donde
 resistividad de la primera capa del terreno
s resistividad de la capa superficial o de cascajo
st tiempo de duración de la falla, se recomienda 0.5 s
rT

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sC factor de reducción que depende del espesor de la capa de cascajo o capa superficial
sh espesor de la capa de cascajo o capa superficial
0.09 1
1
2 0.09
s
s
s
C
h


 
 
  

La Figura 25 muestra una malla simulada en el programa IEB Mallas y los perfiles para la
evaluación de las tensiones de toque y paso. Los resultados de las tensiones de toque y paso se
muestran de la Figura 26 a la Figura 28 en diferentes formatos.
Figura 25 Malla simulada y perfiles en el programa IEBMallas

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Figura 26 Resistencia de puesta a tierra y valores máximos de tensiones de toque y paso
Figura 27 Tensiones de toque - perfiles
Figura 28 Tensiones de paso - perfiles
Resultados del Programa
Resistencia de la malla (W)
Cs
Tensiones de toque y de paso Toque (V) Paso (V)
Tolerable 676.98 2215.79
Perfil 1 489.54 82.36
Perfil 2 475.12 79.37
Perfil 3 473.99 79.39
Perfil 4 485.28 81.57
Perfil 5 505.62 78.08
Perfil 6 451.50 62.85
Perfil 7 503.34 88.98
Perfil 8 163.63 107.64
Perfil 9 174.92 113.28
Perfil 10 167.35 82.62
Perfil 11 521.65 103.99
Perfil 12 419.48 68.80
Perfil 13 359.23 68.36
Perfil 14 351.10 63.66
Perfil 15 282.06 51.30
Perfil 16 436.17 69.43
Perfil 17 236.13 88.69
Perfil 18 225.78 91.88
Perfil 19 211.47 45.26
Perfil 20 213.47 45.15
Perfil 21 449.61 110.92
Perfil 22 480.24 102.86
Perfil 23 496.97 117.79
Perfil 24 431.48 107.50
0.695
Valor
0.105
Tensiones de Toque
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 50 100 150 200 250
Distancia (m)
Tensión(V)
Tolerable
Perfil 1
Perfil 2
Perfil 3
Perfil 4
Perfil 5
Perfil 6
Perfil 7
Perfil 8
Perfil 9
Perfil 10
Perfil 11
Perfil 12
Perfil 13
Perfil 14
Perfil 15
Perfil 16
Perfil 17
Perfil 18
Perfil 19
Perfil 20
Perfil 21
Perfil 22
Perfil 23
Perfil 24
Tensiones de Paso
0
500
1000
1500
2000
2500
0 50 100 150 200 250
Distancia (m)
Tensión(V)
Tolerable
Perfil 1
Perfil 2
Perfil 3
Perfil 4
Perfil 5
Perfil 6
Perfil 7
Perfil 8
Perfil 9
Perfil 10
Perfil 11
Perfil 12
Perfil 13
Perfil 14
Perfil 15
Perfil 16
Perfil 17
Perfil 18
Perfil 19
Perfil 20
Perfil 21
Perfil 22
Perfil 23
Perfil 24

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Figura 29 Tensiones de toque – grafico 3D

PÁGINA 29
5 APANTALLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Normalmente los impactos de rayos en las instalaciones ocasionan daños en el techo, en algunas
ocasiones y de acuerdo con el material del techo puede iniciarse un incendio con graves
consecuencias.
Cuando el acero de las columnas no es eléctricamente continuo y la descarga ingresa al acero
estructural se producen puntos con alta resistencia que generan grandes esfuerzos haciendo que
el concreto se agriete o explote.
Tradicionalmente las iglesias han sido los lugares más altos en muchos sitios es común ver
dañadas sus partes más altas e incluso se puede apreciar en muchas ocasiones la trayectoria de
la corriente.
En edificio el desprendimiento de material como consecuencia del impacto de un rayo es bastante
peligroso debido a la circulación de personas y vehículos. La Figura 30 muestra el caso típico de
impacto en la esquina con el efecto de desprendimiento de material.
Figura 30 Desprendimiento de material en edificio por impacto de rayo
5.1 Efectos de los rayos en estructuras y acometidas IEC 62305 - NTC 4552
5.1.1 Efectos del rayo en estructuras
El rayo que afecta a una estructura puede causar daño a la estructura misma, a sus ocupantes y a
su contenido, incluyendo fallas en sistemas internos. Los daños y las fallas pueden extenderse a
los alrededores de la estructura, incluso pueden envolver el medio ambiente local. La escala de
esta extensión depende de las características de la estructura y de las características de la
descarga atmosférica.
La Tabla 1 muestra los efectos del rayo en diversos tipos de estructura de acuerdo con la norma
NTC 4552
Tabla 1 Efecto de los rayos sobre estructuras típicas
Tipo de estructura según la
función y/o el contenido
Efectos del rayo
Casa de habitación
Perforación de instalaciones eléctricas, fuego y daños materiales
Daño limitado normalmente a los objetos expuestos al punto de
toque o a la trayectoria de la corriente del rayo.
Falla de equipo eléctrico y electrónico y de sistemas instalados
(ej. Sistemas de TV, computadoras, módems, teléfonos, etc.)

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Tipo de estructura según la
función y/o el contenido
Efectos del rayo
Edificación rural
Riesgo primario de fuego y tensiones de paso peligrosas, así como
daño material.
Riesgo secundario causado por pérdida de energía eléctrica, y
peligro de vida del ganado debido a la falta de control electrónico
de sistemas de ventilación y de suministro de alimentos, etc.
Teatro, Hotel, Escuela,
Almacén grande, Área deportiva
Daño de instalaciones eléctricas (ej. iluminación eléctrica)
probablemente causa de pánico.
Falla de alarmas contra incendio, dando por resultado retrasos en
las medidas de extinción del fuego
Banco, Compañía de seguros
Centros comerciales, etc.
Situaciones como las anteriores, más problemas resultado de
pérdida de comunicación, falla de computadoras y pérdida de
datos
Hospital, Clínica de reposo, Prisión
Situaciones como las anteriores, más complicaciones con las
personas en cuidados intensivos, y dificultades de rescatar a
gente inmóvil.
Industria
Efectos adicionales dependiendo del contenido de la fábricas,
extendiéndose de menor importancia por daño inaceptable y
pérdida de la producción.
Museos y sitios arqueológicos
Iglesias
Pérdida de patrimonio cultural irreemplazable.
Telecomunicaciones, Centrales
eléctricas
Pérdidas inaceptables de servicio al público.
Fábrica de fuegos artificiales
Trabajos con municiones
Fuego y explosión de la planta y a sus alrededores.
Planta química, Refinería
Central nuclear , Laboratorios
bioquímicos y plantas
Fuego y mal funcionamiento de la planta con consecuencias
perjudiciales al ambiente local y global.
5.1.2 Efectos del rayo en acometidas
La Tabla 2 muestra los efectos del rayo en acometidas típicas.
Tabla 2 Efectos del rayo en acometidas típicas
Tipo de acometida Efectos del rayo
Líneas de telecomunicaciones
Daños mecánicos de la línea, derretimiento de pantallas y
conductores, falla del aislamiento del cable y falla primaria del
equipo principal causa de inmediata pérdida del servicio.
Fallas secundarias en los cables de fibra óptica con daño del cable
pero sin pérdida del servicio.
Líneas de Energía
Daños en los aisladores de líneas aéreas de baja tensión.
Perforaciones del aislamiento del cable de la línea, falla del
aislamiento del equipo de la línea y de transformadores con la
consecuencia de perder el servicio.
Tuberías de agua
Daños a los equipos de control eléctrico y electrónico,
probablemente causando la pérdida del servicio.
Tuberías de gas, Tuberías de
combustible
Perforaciones de empaques no metálicos probablemente
causando fuego y/o la explosiones.
Daños a equipos de control eléctrico y electrónico probablemente
causando pérdida del servicio.

PÁGINA 31
5.2 Fenómeno del rayo
5.2.1 Formación de la descarga
Durante el transcurso de una tormenta, debido a la interacción entre las columnas de aire y el
agua contenida en las nubes, se favorece la formación de iones particulares que contiene la
atmósfera, como resultado de un proceso adiabático (sin intercambio de calor. Se ha encontrado
que normalmente los iones positivos tienden a ubicarse en la parte alta de las nubes tormentosas
(cumulus limbus), mientras los negativos tienden a hacerlo en la parte baja de la nube. Además,
la tierra también se carga generalmente con iones positivos resultantes del campo eléctrico
marcadamente negativo de la parte inferior de las nubes. Todo ello genera una diferencia de
potencial eléctrico que puede alcanzar varias centecenas de millones de voltios que acaban
originando descargas eléctricas entre distintos puntos de una misma nube, entre nubes distintas o
entre la nube y la tierra.
Los rayos o descargas atmosféricas pueden entonces ser definidas como descargas transitorias
de energía electrostática almacenada en los centros de carga de las nubes, que una vez rompen
el dieléctrico del aire, se traducen en altas corrientes que ocurren entre nube y tierra, nube y
ionosfera o dentro de la misma nube, siendo este último tipo el más frecuente. Para el caso de
este documento, las descargas atmosféricas entre nube y tierra serán las de interés.
5.2.2 Tipos de descargas
Las descargas atmosféricas entre nube y tierra pueden dividirse en cuatro tipos:
- Descarga nube - tierra negativa (NTN)
- Descarga nube - tierra positiva (NTP)
- Descarga tierra - nube negativa (TNN)
- Descarga tierra - nube positiva (TNP)
La proporción de la polaridad de los rayos nube-tierra se ha establecido a partir de mediciones
directas, entre el 90 % y 95 % para polaridad negativa y entre el 5 % y 10 % para positiva, aunque
existen indicios, al menos para el caso colombiano, de que dicha proporción puede cambiar
significativamente en ciertas épocas de año, y en ciertos sitios, para determinadas condiciones
meteorológicas, hipótesis que requiere muchos más datos para poderse corroborar, a partir del
análisis estadístico temporal de las bases de datos de los Sistemas de Detección de Descargas
atmosféricas de ISA (RECMA) o EPM.
Las descargas nube-tierra se propagan por medio de un líder descendente a una velocidad
promedio de 2 x 105
m/s. Las descargas NTN se inician en la parte baja de la nube, en la región
de carga negativa. Las descargas NTP son originadas por la región superior de carga positiva de
la nube, ocurriendo con más frecuencia en las últimas etapas de la tormenta debido al
desplazamiento y separación horizontal de las cargas positivas con respecto a la región negativa,
lo cual disminuye el efecto de apantallamiento de ésta a tierra. Este tipo de descarga no presenta
pasos escalonados tan marcados como la negativa pero tiene corrientes pico y cargas transferidas
mucho mayores.
Las descargas tierra-nube son iniciadas por líderes ascendentes originados generalmente por
picos de montañas y estructuras altas hechas por el hombre y cuya velocidad es similar a la del
líder de la descarga descendente. Las descargas TNP son más frecuentes que las TNN.
La guía de un rayo o líder escalonado, originada en una nube cargada, progresa en formas de
pasos discretos de una longitud variable (entre 10 m y 250 m para rayos negativos)
La longitud predominante de los pasos es 50 m y cada paso tiene una dirección variable de
acuerdo con las condiciones atmosféricas, Figura 31
Únicamente cuando la punta de la guía del rayo llega dentro de una distancia igual a la llamada
"distancia de descarga" de un cuerpo de polaridad contraria, empieza a progresar en dirección a
éste. Para ese entonces, se forma una pequeña descarga eléctrica desde el objeto, dirigida al
encuentro de la guía (chispa de retorno).

PÁGINA 32
Una vez la guía del rayo encuentra la chispa de retorno, se establece una ruta ionizada entre la
nube y el objeto, por la que circula una corriente hacia la nube (corriente de retorno) que
corresponde a la neutralización de la carga de la misma.
La magnitud de la corriente del líder escalonado o guía del rayo es del orden de las decenas de
Amperios, mientras que la corriente de retorno es del orden de las decenas de kilo-Amperios.
La forma de la corriente de descarga se compone generalmente de un pico que corresponde a la
neutralización de la punta del líder escalonado (sitio donde más se concentra carga por efecto de
cercanía a la polaridad opuesta), seguido de una cola que puede incluso cambiar de polaridad en
función de las ondas reflejadas en la tierra y de las ramas del líder que deben ser neutralizadas.
Figura 31 Proceso de formación de la descarga
La corriente de rayo se compone de una o varias descargas:
 Descargas cortas, con duración menor a 2 ms. Figura 32.
 Descargas largas, con duración mayor a 2 ms. Figura 33.
Figura 32. Definición de parámetros de descargas de corta duración (T2<2 ms)
C entro d e carga
cada u no con u n
cam po eléctrico
particu lar
Líder
escalonad o
10 a 20 p aso s
del líder escalonado
C h ispa de
reto rn o
N eu traliza
ram as C o rriente de
retorno
N eu traliza
el canal
C anal
ion izado
D escarga dentro de la
nu be po sterior a la
descarga a tierra

PÁGINA 33
Figura 33. Definición de parámetros de descargas de larga duración (2 ms < TLong <1 s)
Una clasificación más precisa de las descargas se realiza de acuerdo con su polaridad y su
posición; la Figura 34 muestra las posibles componentes para rayos descendentes y la Figura 35
lo hace para los rayos ascendentes.
Figura 34. Posibles componentes para rayos descendentes (normalmente en territorios
planos y hacia estructuras bajas), según IEC 62305

PÁGINA 34
Figura 35. Posibles componentes para rayos ascendentes (normalmente hacia estructuras
altas), según IEC 62305
5.2.3 Parámetros de las descargas
Los parámetros de corriente del rayo son dados por la IEC 62305. La distribución de estos
parámetros se considera Log-normal.
La siguiente ecuación muestra la función de densidad de probabilidad de una distribución log-
normal, con media  y desviación estándar.
 


















/ln
2
1
exp
2
1
)(
x
x
xf
Donde:
: Media
: Desviación Estándar
La corriente pico dada por la IEC 62306 puede ser usada para la determinación de la probabilidad
de obtenerse la corriente pico de una descarga.
Una relación simplificada para el uso estadístico del pico de la corriente es planteada por la norma
IEEE std 998-1996. Las siguientes relaciones corresponden a la probabilidad de que un
determinado valor de pico de corriente (I) negativa o positiva, de una primer descarga que impacta
sobre un conductor o estructura, sea superado.
%100
31
1
1
)( 6,2









I
IP
%100
40
1
1
)( 06,1









I
IP

PÁGINA 35
Polaridad Negativa Polaridad Positiva
Donde:
P(I): probabilidad de que la corriente I sea superada, [%]
I: corriente pico, [kA]
La Figura 36 muestra la relación para la corriente con polaridad negativa (Anderson).
Figura 36 Gráfico de probabilidad de que se supere una corriente I de una descarga
negativa que impacta un conductor o estructura (Anderson)
Figura 37 Gráfico de probabilidad de que se supere una corriente I de una descarga
negativa que impacta un conductor o estructura, de acuerdo con Mouse IEEE std 998-1996
La Figura 37 muestra la relación para la corriente con polaridad negativa (Mousa).
5.2.4 Cantidad de descargas a tierra
La DDT (Densidad de Descargas a Tierra) es un parámetro frecuentemente utilizado para estimar
el riesgo asociado con el rayo, y generalmente se mide a través del nivel ceráunico, que permite
cuantificar la cantidad de días tormentosos en el año para una zona determinada. De acuerdo con
la norma colombiana, se sugiere que la DDT para Colombia se puede estimar como:
56,1
017,0 NCDDT 
Donde:
DDT: Densidad de descargas a tierra, [Rayos/km2
/año]
NC: Nivel ceráunico; [Días tormentosos/año]
Sin embargo, esta forma de estimar la DDT no es confiable ya que no discrimina el número de

PÁGINA 36
rayos en un mismo día (se cuenta días y no rayos), y es menos recomendable para el caso
colombiano, donde ya se dispone de un sistema de medición y ubicación de rayos en cabeza de
ISA (sistema RECMA).
Tabla 3 Densidad de descargas a tierra de las principales ciudades y poblaciones de
Colombia, de acuerdo con la NTC 4552
Ciudad Latitud Longitud
Densidad
promedio
(Rayos/km2
/año)
Barranquilla 10,9 -74,8 1
Cartagena 10,5 -75,5 2
Corozal 9,3 -75,3 3
El Banco 9,1 -74,0 10
Magangue 9,3 -74,8 5
Montería 8,8 -75,9 2
Quibdo 5,7 -76,6 9
Santa Marta 11,1 -74,2 2
Tumaco 1,8 -78,8 1
Turbo 8,1 -76,7 5
Valledupar 10,4 -73,3 2
Riohacha 11,5 -72,9 2
Armenia 4,5 -75,8 2
Barranca 7,0 -73,8 7
Bogota 4,7 -74,2 1
Bucaramanga 7,1 -73,1 1
Cali 3,6 -76,4 1
Cúcuta 7,9 -72,5 1
Girardot 4,3 -74,8 5
Ibagué 4,4 -75,2 2
Ipiales 0,8 -77,6 1
Manizales 5,0 -75,5 2
Medellín 6,1 -75,4 1
Neiva 3,0 -75,3 1
Ocaña 8,3 -73,4 2
Pasto 1,4 -77,3 1
Pereira 4,8 -75,7 4
Popayán 2,4 -76,6 1
Remedios 7,0 -74,7 12
Villavicencio 4,2 -73,5 1
Bagre 7,8 -75,2 12
Samaná 5,4 -74,8 9
5.3 El modelo electrogeométrico
Si bien los parámetros de la descarga son conocidos como un fenómeno aleatorio, el modelo
electrogeométrico plantea que una vez asumida una corriente de retorno, el último paso del líder
escalonado estadísticamente manejable, con una media y desviación estándar calculada en
pruebas de laboratorio y a partir de fotografías y lecturas de rayos reales.
La principal hipótesis en la que se basa el modelo electrogeométrico es que la carga espacial
contenida en la punta del líder escalonado, previa a la descarga de retorno, está relacionada con
la magnitud pico esperada de la corriente del rayo. Con base en estudios teóricos y
experimentales de la tensión de ruptura dieléctrica de grandes espacios interelectródicos.
Varios investigadores han trabajado en la expresión que relaciona la magnitud máxima de la

PÁGINA 37
corriente de retorno y la distancia media de impacto (Distancia de Descarga). Wagner desarrolló
una primera expresión para la relación entre la distancia de impacto y la corriente, esta expresión
se aplicaba para conductores y cables de guarda y para descargas a tierra; posteriormente varios
investigadores fueron presentado cambios, Young, Whitehead, Love, Anderson, Mousa. Los
cambios obedecen a ajustes de acuerdo con las mediciones, y a diversos errores que han sido
detectados en las consideraciones de cada formulación. La Tabla 4 presenta un resumen de la
evolución de las formulaciones para la distancia de impacto.
Tabla 4 Evolución de los parámetros de la ecuación de la distancia de impacto
La Figura 38 presenta el concepto.
Figura 38 Concepto de distancia de impacto (descarga), Sm, del método electrogeométrico

PÁGINA 38
5.4 Apantallamiento contra descargas atmosféricas directas en edificaciones IEC
62305, NTC 4552, NFPA 780
5.4.1 Filosofía de las normas
La norma NFPA 780 ha sido por muchos años la principal referencia en cuanto a diseño de
sistemas de apantallamiento, es una norma orientada a la instalación de sistemas de protección
contra rayo, en esencia es una norma práctica desarrollada alrededor de la experiencia y
parámetros del rayo en los Estados Unidos.
La Norma IEC 62305 es una publicación reciente (2006) que buscó mejorar la norma existente de
protección contra rayos (IEC 61024), se divide en 4 partes, la primera de principios generales, la
segunda el cálculo del riesgo, la tercera daño físico a estructuras amenazas contra la vida que da
las pautas para el diseño del sistema de protección externo y la cuarta sistemas eléctricos y
electrónicos en estructuras que básicamente se refiere a DPS.
En cuanto a fundamentación se refiere ambas normas consideran datos estadísticos del rayo y se
usa el modelo electrogeométrico, sin embargo los parámetros utilizados son diferentes. La norma
IEC presenta una fundamentación más robusta en cuanto al análisis del rayo y sus efectos en las
edificaciones, este análisis conduce a una detallada formulación del cálculo del riesgo que
involucra más de 50 variables en edificaciones complejas, mientras que en la norma NFPA el
análisis del riesgo se enfoca en comparar la frecuencia de impactos con la frecuencia tolerable de
impactos, estas variables consideran solo algunos aspectos de las edificaciones: localización y
área, uso, material, contenido, ocupación y posibles efectos del rayo.
La norma IEC presenta 4 niveles de protección contra rayos que básicamente definen parámetros
de rayo con una probabilidad de no ser superados y especifican la corriente de diseño para el
sistema de protección externo, la norma NFPA define un radio de descarga de 45 m
correspondiente a una corriente de diseño de 10 kA para edificaciones cubriendo el 91% de
descargas y para zonas con riesgo de explosión define un radio de descarga de 30 m
correspondiente a 5 kA. Los niveles de protección IEC I, II, III y IV definen radios de descarga de
20, 30, 45 y 60 m correspondientes a corrientes de diseño de 3, 5, 10 y 16 kA cubriendo el 99, 97,
91 y 84 % de las descargas respectivamente.
Tanto IEC como NFPA trabajan con la misma ecuación que relaciona el radio de descarga con la
corriente, sin embargo la NTC 4552 (basada en IEC) ha modificado esta relación considerando los
resultados de un trabajo doctoral, obteniendo para los niveles de protección I, II, III y IV radios de
descarga de 35, 40, 50, 55 m correspondientes a corrientes de diseño de 17, 21, 26 y 30 kA con
iguales probabilidades que IEC.
En términos de especificaciones de diseño del sistema de protección externo tanto IEC como
NFPA cubren los temas básicos, sin embargo IEC profundiza más en varios temas como
materiales, corrosión, acero estructural entro otros.
En el tema de la protección interna y los DPS la norma IEC es mucho más extensa que la norma
NFPA. En la NFPA 780 se dan parámetros mínimos de los DPS ubicados en la entrada y máximos
niveles de protección de acuerdo con el tipo de sistema de potencia, en la IEC 62305 para cada
nivel de protección hay exigencias de los DPS y además de acuerdo con la zona o interfaz de
zonas donde se ubique el DPS se exige que sea de una clase determinada de acuerdo con la
norma IEC 61643.
En conclusión la norma IEC de protección contra rayos es una norma más robusta y compleja que
la NFPA. La norma NFPA es más práctica y está enfocada principalmente al sistema de
protección externo, la protección interna es tratada con profundidad en los EEUU en las normas
IEEE y UL.
5.4.2 Daños y Pérdidas por los efectos del rayo
Cada tipo de daño, solo o conjuntamente con otros, pueden producir diferentes consecuencias
perjudiciales en el objeto a proteger. El tipo de pérdida que puede aparecer depende de las
características del objeto mismo.

PÁGINA 39
Para propósitos de la norma son considerados los siguientes tipos de pérdidas:
L1 Pérdida de vidas humanas
L2 Pérdida de servicios públicos
L3 Pérdida de bienes culturales
L4 Pérdidas económicas
Las pérdidas del Tipo L1, L2 y L3 se pueden considerar como pérdidas de valor social, mientras
que las pérdidas del Tipo L4 se pueden considerar como pérdidas económicas.
Las pérdidas que pueden asociarse con los impactos en o cerca de las estructuras son L1, L2, L3
y L4.
Las pérdidas que pueden asociarse con los impactos en o cerca de las acometidas de servicio son
L2 y L4.
La relación entre la fuente de daño, el tipo de daño y la pérdida para las estructuras y para las
acometidas se presenta en la Tabla 5 y Tabla 6 respectivamente.
Tabla 5 Daños y pérdidas en una estructura de acuerdo con diferentes puntos de impacto
Punto de Impacto
Fuente de
Daño
Tipo de
Daño
Tipo de
Pérdida
Estructura S1
D1
D2
D3
L1, L4(2)
L1, L2, L3, L4
L1, L2, L4
Cerca de la estructura S2 D2**, D3 L1(1)
, L2, L4
Acometida de servicio
entrando a la
estructura
S3
D1
D2
D3
L1, L4(2)
L1, L2, L3, L4
L1(1)
, L2, L4
Cerca de la acometida
de servicio
S4 D3 L1(1)
, L2, L4
(1)
Solo para estructuras con riesgo de explosión, hospitales u otra estructura en donde las fallas del
sistema interno ponga en peligro la vida humana.
(2)
Solo para propiedades donde exista pérdida de animales.
** En el caso de estructuras con riesgo de explosión.

PÁGINA 40
Tabla 6 Daños y pérdidas en la acometida de servicio de acuerdo con diferentes puntos de
impacto de rayo
Punto de impacto Fuente de daño Tipo de daño Tipo de pérdida
Acometida de Servicio S3 D2*
,D3 L1, L2,L4
Cerca a la acometida de
servicio
S4 D3 L2,L4
Estructura suplida S1 D2*
,D3 L1,L2,L4
* En el caso de tuberías con empaques o bridas no metálicos transportando fluidos explosivos
5.5 Medidas de protección de acuerdo con IEC 62305 NTC 4552
Las medidas de protección se pueden adoptar para reducir el riesgo según el tipo de daño.
5.5.1 Zonas de protección contra rayo (ZPR)
Las zonas de protección contra rayos ZPR son un concepto tomado de la teoría de compatibilidad
electromagnética.
Las protecciones aguas abajo de la ZPR se caracterizan por una reducción significativa del IER,
que pueda existir aguas arriba de la ZPR.
Con respecto a la protección contra el rayo se definen las siguientes ZPR (Figura 39):
- ZPR 0A Expuesto a impactos directos del rayo. La Corriente y el campo magnético del rayo no
son amortiguados.
- ZPR 0B Protegido contra impactos directos de rayo. La corriente parcial o inducida del rayo
y el campo magnético no son amortiguados.
- ZPR 1 Protegido contra impactos directos del rayo. La corriente parcial o inducida del rayo
y el campo magnético son amortiguados.
- ZPR 2 n Como la ZPR 1 pero el campo magnético es más amortiguado.
Como regla general para la protección, el objeto protegido estará en una ZPR cuyas
características electromagnéticas sean compatibles con la capacidad del objeto para soportar el
esfuerzo causa del daño a reducir (daños físicos, fallas de los sistemas eléctricos y electrónicos
debidas a sobretensiones).
La estructura protegida estará dentro de un ZPR 0B o mayor. Esto se alcanza por medio de un
sistema integral de protección contra rayo (SIPRA).
s
s
Estructura
Sistema de
interceptación
Sistema de
bajantes
Sistema de tierra
Servicio
entrando
Servicio
entrando
S3
S1
S2S4
BZPR 0 ZPR 0B
ZPR 1
ZPR 0A
DPS 0A/1
A/1DPS
r r
S1
S2
S4
S3
s
r
Impacto a la estructura
Impacto cerca de la estructura
Impacto en servicio entrando a la estructura
Impacto cerca servicio entrando a la estructura
Radio esfera rodante
Distancia separación contra peligros de impacto
Barraje equipotencial de rayos (DPS)
ZPR 0A Impactos directos, corriente total del rayo
No impactos directos, corriente parcial de rayo o corriente inducidaZPR 0B
No impactos directos, corriente parcial de rayo a corriente inducidaZPR 1
Volúmen protegido dentro de ZPR 1 tiene que respetar
distancia de separación s
Figura 39. Zonas de Protección contra Rayos ZPR definidas para un SIPRA (NTC 4552-3)

PÁGINA 41
Sistema de
interceptación
Sistema de tierra
r
S4
DPS 0A/1
BZPR 0
s
DPS 0A/1
ZPR 1
S3
Estructura
apantallada
por ZPR 1
ZPR 0
Servicio
entrando
A
S1
Sistema de
bajantes
r
ZPR 0B
2S
ZPR 0B
Servicio
entrando
DPS 1
2
DPS 1
2
ZPR 2
ds
sd
DPS 0B/1
Cuarto
apantallado
por ZPR 2
r Radio esfera rodante No impactos directos, corriente parcial de rayo a corriente inducida
Volúmen protegido dentro de ZPR 1 tiene que respetar
distancia de separación ds
Distancia de seguridad a muy altos campos magnéticoss
ZPR 1
Barraje equipotencial de rayos (DPS)
Impactos directos, corriente total del rayo
No impactos directos, corriente parcial de rayo o corriente inducida
Impacto a la estructura
Impacto cerca de la estructura
Impacto en servicio entrando a la estructura
Impacto cerca servicio entrando a la estructura
S2
S
S
3
4
S1
ZPR 0
ZPR 0B
A
d
1 Estructura apantallada por ZPR1 S1 Impacto a la
estructura
2 Sistema de Interceptación S2 Impacto cerca de la
estructura
3 Sistema de bajantes S3 Impacto en servicio
entrando a la estructura
4 Puesta a Tierra S4 Impacto cerca servicio
entrando a la estructura
5 Cuarto apantallado por ZPR2 r Radio esfera rodante
6 Servicio entrando ds Distancia de
seguridad a muy altos campos magnéticos
O Barraje equipotencial de rayos (DPS)
ZPR 0A Impactos directos, corriente total del rayo
ZPR 0B No impactos directos, corriente parcial de rayo o corriente inducida
ZPR 1 No impactos directos, corriente parcial de rayo a corriente inducida
ZPR 2 Volumen protegido dentro de ZPR 1 y ZPR 2 tiene que respetar
distancia de separación ds
Figura 40 Zonas de Protección contra rayos ZPR definidas para medidas de protección
contra IER (NTC 4552-3)
5.5.2 Medidas de protección para reducir lesiones en seres vivos causadas por tensiones
de paso y contacto.
Las posibles medidas de protección son:
- Adecuado aislamiento de piezas conductoras expuestas.
- Equipotencialización por medio de un sistema de puesta a tierra.
- Restricciones físicas y avisos de prevención.
NOTA La equipotencialización no es efectiva contra tensiones de contacto.
NOTA Un aumento de la resistencia superficial del suelo dentro y fuera de la estructura puede reducir el peligro
para la vida.
5.5.3 Medidas de protección para reducir daños físicos
a) para estructuras
- El Sistema integral de protección contra rayos (SIPRA)
NOTA Cuando un SIPRA está instalado, la equipotencialización es una medida muy importante para reducir

PÁGINA 42
peligro: de perder la vida, de incendio y de explosión. Para más detalle vea la publicación en la NTC 4552-3.
NOTA Se pueden reducir daños físicos si se usan elementos que limitan el desarrollo y la propagación del fuego tal
como compartimientos, extintores, hidrantes, instalaciones incombustibles, alarmas contra incendio e instalaciones
extintoras de fuego.
NOTA Rutas de evacuación seguras proporcionan protección al personal.
b) para acometidas
- Conductor blindado
NOTA Para cables enterrados una protección muy eficaz es dada mediante los ductos metálicos.
5.5.4 Medidas de protección para reducir fallas en sistemas eléctricos y electrónicos
a) para estructuras
- El sistema de protección contra IER (SPIER) es un conjunto de las siguientes medidas que
pueden ser usadas solas o en combinación:
- Dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) en el punto de entrada de las líneas
que incorporan la estructura y en las instalaciones internas,
- Protectores magnéticos en la estructura y/o en las instalaciones de la estructura y/o en las
líneas que incorporan la estructura,
- Establecer rutas adecuadas del cableado interno en la estructura.
- Conexión a tierra y unión de conductores
b) para acometidas
- Dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) a lo largo de la acometida y en la
terminación de línea;
- Apantallamientos magnéticos de cables.
NOTA Para cables enterrados, una protección muy eficaz es una continua pantalla metálica de calibre
adecuado.
NOTA Circuitos auxiliares, equipo redundante, sistemas de autoabastecimiento energético, sistemas
continuos de energía, sistemas de almacenamiento de agua, sistemas automáticos de detección de falla son
medidas de protección eficaces para reducir la pérdida de actividad de algún servicio.
NOTA Un incremento de la tensión disruptiva del aislamiento del equipo y de los cables es una medida eficaz
de protección contra fallas causadas por sobretensiones.
5.6 Niveles de protección contra rayo (NPR) NTC 4552
La norma NTC 4552 introduce cuatro niveles de protección contra rayo (I a IV). Para cada nivel
(NPR) se genera un sistema fijo de parámetros máximos y mínimos de corriente de rayo.
Los valores máximos de los parámetros de corriente de rayo para diversos niveles de protección
contra rayo (NPR) se muestran en la Tabla 7, y son usados para diseñar los componentes de la
protección (ej. sección transversal de los conductores, grueso de las hojas de metal, capacidad de
corriente del DPS, distancia de separación contra disrupciones peligrosas) y para definir los
parámetros de la prueba que simula los efectos del rayo en estos componentes.
Tabla 7 Valores máximos de parámetros del rayo de acuerdo con el NPR
Primera descarga corta NPR
Parámetro Símbolo Unidad I II III IV
Corriente pico I KA 200 150 100
Carga corta Qcorta C 100 75 50
Energía específica W/R kJ/Ω 10 000 5 625 2 500
Descarga corta subsecuente NPR

PÁGINA 43
Corriente pico I KA 54 40,5 27
Pendiente Promedio di/dt kAµs 120 90 60
Parámetros de tiempo T1/T2 µs/µs 0,4/50
Descarga larga NPR
Carga larga Qlarga C 100 75 50
Parámetro de tiempo Tlargo s 0,5
Rayo NPR
Carga Qrayo C 300 225 150
Los valores mínimos de amplitud de la corriente de rayo para los diversos niveles (NPR) se
utilizan para derivar el radio de la esfera rodante en función de definir la zona de protección contra
rayo, que no se puede alcanzar por descarga directa. Los valores mínimos de los parámetros de
la corriente de rayo junto con el radio relacionado de la esfera rodante se dan en la Tabla 8. Estos
se utilizan para posicionar los bornes aéreos y para definir la zona ZPR 0B de la protección contra
rayo.
Tabla 8 Valores mínimos de parámetros del rayo relativos al radio de la esfera rodante
correspondiente a cada NPR
Criterio de interceptación NPR
Símbolo Unidad I II III IV
Corriente pico mínima I kA 17 21 26 30
Radio esfera rodante R m 35 40 50 55
NOTA Estas corrientes están basadas con las probabilidades de zona tropical, el procedimiento
de obtención de estos radios para zona tropical esta descrito en el numeral A.4 de la norma NTC
4552.
La Tabla 9 presenta las probabilidades para los límites de los parámetros del rayo.
Tabla 9 Probabilidades para los límites de los parámetros del rayo
Probabilidad que los parámetros sean
NPR
I II III IV
Menores que el máximo definido en la Tabla 5 0,99 0,98 0,97 0,96
Mayores que el mínimo definido en la Tabla 6 0,99 0,97 0,91 0,84
5.7 Cálculo del riesgo por descargas atmosféricas según IEC 62305 – NTC 4552
A continuación se describe brevemente la metodología para la evaluación del riesgo. El riesgo R
es el valor promedio de pérdidas anuales y debe ser evaluado para los tipos de pérdida asociados
con la estructura y las acometidas de servicios. La norma considera cuatro tipos de riesgos y se
tiene en cuenta el análisis en la estructura y en las acometidas de servicio.
Los riesgos a evaluar en una estructura son:
- R1 - Riesgo de pérdida de vida humana.
- R2 - Riesgo de pérdida del servicio público, aplica para estructuras donde se maneje algunos
de los servicios de energía, comunicaciones, agua o gas
- R3 - Riesgo de pérdida de patrimonio cultural, solo para estructuras como museos donde se
almacenen objetos del patrimonio cultural
- R4 - Riesgo de pérdida de valor económico.
Los riesgos a evaluar en las acometidas de servicio son:

PÁGINA 44
- R'1 - Riesgo de pérdida de vida humana.
- R'2 - Riesgo de pérdida del servicio público.
- R'4 - Riesgo de pérdidas de valor económico.
Los riesgos para las acometidas se deben calcular para minimizar la pérdida del servicio y
pérdidas económicas por falta de suministro, esto normalmente corresponde al encargado del
servicio.
Cada riesgo está constituido por la suma de varias componentes tal como se presenta en las
Tablas Tabla 10 y Tabla 11. Adicionalmente los componentes de riesgo pueden ser agrupados de
acuerdo con el tipo de riesgo y tipo de daño con el objetivo de visualizar las mejores medidas de
protección (véanse la Tabla 12 y la Tabla 13).

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