Sistema de tierras torres2

Universidad Veracruzana
Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica
Zona Xalapa
Sistemas de Tierra en
Líneas de Transmisión
Monografía
Que para obtener el Título de:
Ingeniero Mecánico Electricista
Presenta:
Salazar Jorge Rafael
Xalapa Enríquez, Ver.
Septiembre 2010

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión
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Para Alicia…
A quién debo todo lo que soy y deberé, lo que seré…

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A mi Madre, por su apoyo en más de veintitrés años, más…
nueve meses…

5
A todos aquellos que hicieron posible la elaboración de este trabajo:
Al Ingeniero Eduardo Reynoso Guillaumín, por su gran
apoyo durante el desarrollo del mismo.
Al Doctor Alfredo Ramírez Ramírez por todo su apoyo
durante y después de mi Servicio Social realizado bajo su
responsabilidad.
Al Maestro Walter Luis Sáiz González por sus comentarios
positivos hacia mi trabajo.

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Contenido
6
Índice
Introducción.......................................................................................................................................9
Capítulo I
Conceptos Básicos............................................................................................................................10
Línea de Transmisión ...................................................................................................................11
Características de una Línea de Transmisión............................................................................14
Tipos de líneas de transmisión.................................................................................................15
Longitud Eléctrica de una Línea de Transmisión ......................................................................16
Pérdidas en la línea de transmisión..........................................................................................17
Estructuras Normalizadas para Líneas de Transmisión ................................................................18
Seguridad de las Obras Civiles..................................................................................................20
Clasificación de las diferentes Fallas Eléctricas en Líneas de Transmisión ..................................24
Incidencia de Descargas Atmosféricas .........................................................................................28
Densidad de Rayos a Tierra......................................................................................................31
Número de descargas que inciden en una Línea de Transmisión.............................................32
Capítulo II
Determinación del Ángulo de Blindaje.............................................................................................33
Ángulo de blindaje .......................................................................................................................34
Características de la línea en estudio.......................................................................................35
Métodos de ubicación del cable de guardia.............................................................................36
Métodos clásicos..........................................................................................................................37

7
Falla de Blindaje ...........................................................................................................................43
Índices de Salidas de Líneas de Transmisión por fallas de Blindaje..............................................46
Capítulo III
Sistemas de Tierra............................................................................................................................48
Sistemas de Conexión a Tierra .....................................................................................................49
Tipos de Puesta a Tierra...............................................................................................................51
Puesta a Tierra para Protección ...............................................................................................51
Puesta a Tierra para Funcionamiento ......................................................................................51
Definiciones .................................................................................................................................52
Métodos para conocer el valor de la Resistencia Eléctrica de un Sistema de Tierra ....................53
Método Wenner o de los Cuatro Electrodos............................................................................55
Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Construcción 60
Método de Caída de Potencial .................................................................................................62
Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Operación ....65
Reducción de Valores de Resistencia de Conexión a Tierra en Torres de Transmisión ................68
Métodos de mejoramiento ......................................................................................................69
Recomendaciones para diferentes resistividades del terreno .....................................................72
Anexo I
Índice de Interrupciones por Flameo Inverso...................................................................................76
Flameo Inverso.............................................................................................................................77
Número de salidas por flameo inverso ........................................................................................80
Anexo II
Principio de Medición de Resistencia Eléctrica de Redes de Tierra..................................................82
Anexo III
Requerimientos de Calibración de Medidores de Resistencia de Tierra ..........................................85

8
Anexo IV
Errores Frecuentes en la Medición de Resistividad y Resistencia ...................................................88
Anexo V
Fabricación de Electrodos en Campo para Sistemas de Tierra.........................................................92
Conclusión........................................................................................................................................96
Bibliografía.......................................................................................................................................97

9
Introducción
Las líneas de transmisión son un medio de transporte eléctrico que brinda la oportunidad
de transportar potencia eléctrica a grandes distancias desde su punto de generación. En Ingeniería
es importante contar con los conocimientos para diseñar este tipo de rutas eléctricas que
permitan satisfacer diferentes necesidades pero también es importante contar con las bases para
poder proteger un sistema de este tipo.
La presente Monografía titulada: “Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión”, tiene
como objetivo primordial el de establecer en el lector, bases de fácil entendimiento para
comprender el origen de una falla, su comportamiento en la línea, la función del cable de guarda y
el drenado de una corriente indeseada a tierra.
En este trabajo, se encontrarán las bases para realizar los estudios previos a la instalación
de una Red de Tierra en una Línea de Transmisión, se detallarán los métodos empleados para la
obtención de datos requeridos para esta y se describirán los componentes, procedimientos y
procesos para establecer una. Así mismo, se darán a conocer técnicas empleadas para mejorar
dicha protección de una forma sencilla y amena.
Esta Monografía ha sido realizada con el fin de complementar los estudios de Licenciatura
y establecer las bases para poder comprender el diseño de una Red de Tierra, las necesidades y
ventajas de contar con una, así como los procedimientos para optimizarla. Este trabajo, es un
complemento recomendado para estudiantes que luego de haber cursado Experiencias Educativas
como Líneas de Transmisión, Corto Circuito y Flujos de Cargas y Protecciones a Sistemas de
Potencias, deciden adentrarse en el estudio de una Red de Tierra.
Atte. Salazar Jorge Rafael

10
Capítulo I
Conceptos Básicos

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Capítulo I
11
Línea de Transmisión
Las líneas de transmisión eléctricas sirven para transportar y distribuir energía eléctrica, se
dividen principalmente en dos grandes categorías, líneas de transmisión aéreas y líneas de
transmisión subterráneas.
En 1891, se realizó la primera transmisión de potencia alterna trifásica, esta, se llevo a
cabo desde una central hidroeléctrica de 200 kw en Alemania, a una distancia de 170 km, dicha
energía se aplicaba a un motor asincrónico trifásico de 75 kw que accionaba a una unidad de
bombeo.
El desarrollo de las aplicaciones industriales de la electricidad que iniciaron a fines del siglo
XIX, se orientaron sobre dos caminos, la corriente continua y la corriente alterna, esta última en
distintas frecuencias exigidas en algunos casos por distintas necesidades. Pasado el tiempo se
fueron unificando en las hoy difundidas 50 y 60 Hz.
Si se analiza cual es la mejor frecuencia para la transmisión de potencia eléctrica a gran
distancia, se observa que 50 Hz es mejor que 60 Hz, y si se intenta optimizar, se llega a la
conclusión que a menor frecuencia, mejor transmisión.
Dado que la transmisión de potencia eléctrica a distancia fue difundida hasta el año de
1930, la optimización en el aspecto de la frecuencia no fue tomada como un factor de diseño y
cuando, en años posteriores, se comenzó a considerar dicho aspecto, la frecuencia a 60 o 50 Hz

12
era ya de uso estandarizado y difícilmente se cambiaría. Esto debido a que, tanto empresas como
usuarios, contaban con sistemas que trabajaban en las frecuencias establecidas desde un
principio.
Poco a poco las necesidades implicaban transmisiones de potencia eléctrica a través de
canales o estrechos en el mar con distancias que superaban los 100 km, donde la transmisión de
corriente alterna se hizo imposible. Dando como resultado, la aparición de las primeras
transmisiones de corriente directa con dispositivos de gran tamaño con los que se contaba en la
década de los sesenta.
Para su estudio y de acuerdo a su longitud, las líneas de transmisión se pueden dividir en:
 Cortas: Con una longitud menor a los 80 km.
 Medianas: Con longitudes entre los 80 y 220 km.
 Largas: Con longitudes mayores a los 220 km.
Las líneas aéreas están constituidas por conductores en el aire apoyados en estructuras
metálicas (torres) y sujetas por medio de aisladores. El aislamiento entre conductores lo
proporciona el aire y el aislamiento entre los conductores y tierra se obtiene por medio de las
cadenas de los aisladores.
Desde el punto de vista del proyecto de las líneas de transmisión, los principales
componentes a considerar son:
 Estructuras
 Conductores
 Aislamientos y herrajes
Las estructuras mecánicas que soportan las líneas serán
tratadas en páginas posteriores, mientras que para conductores, la
CFE emplea normalmente conductores ACSR que están compuestos
de un alma de acero que tiene principalmente funciones mecánicas
y externamente una o más capas de hilos de aluminio devanadas en
forma de espiral. En las líneas de 400 KV se usan dos conductores
por fase con el objetivo de reducir la inductancia y el efecto corona.
Cable ACSR

13
Los tipos y calibres de conductores normalmente usados en las líneas de transmisión por la
CFE son los siguientes:
 Para 400 KV: ACSR 1113 KCM
 Para 230 KV: ACSR 900 KCM, ACSR 795 KCM, ACSR 1113 KCM
 Para 115 KV: ACSR 477 KCM, ACSR 795 KCM
Desde el punto de vista eléctrico, los factores que se deben considerar para la selección de
un determinado tipo de conductor son:
 Capacidad de conducción de corriente
 Máxima caída de tensión permisible
 Límite económico de pérdidas
 Límite de pérdidas por efecto corona
 Nivel máximo permisible de ruido
Como estudio de planeación asociado a las condiciones de operación que presentará la
línea, se puede hacer un estudio de capabilidad o cargabilidad en dicha línea de transmisión.
La capabilidad se expresa por medio de curvas que relacionan la longitud de la línea con la
carga de la misma, el término capabilidad no se refiere específicamente a las propiedades físicas
del conductor, como por ejemplo el límite térmico, más bien se analizan ciertos criterios que
definen esta capabilidad y que básicamente los siguientes:
 El límite térmico permisible
 La máxima caída de voltaje permisible en la línea
 El margen de estabilidad en estado permanente
Por otra parte, los aisladores representan el punto mecánico de soporte de los
conductores en la estructura y cumplen también con la función de proporcionar el aislamiento
ente conductor y tierra dando la distancia eléctrica requerida en el aire y siendo estos de vidrio y
porcelana.
Los herrajes aportan la seguridad en la operación de una línea, dependiendo en forma
particular de la confiabilidad que deben tener los elementos de unión de los conductores, para la
fijación de los conductores a los aisladores y para la fijación de estos últimos a la torre.

14
Características de una Línea de Transmisión
Las características de una línea de transmisión se determinan por sus propiedades
eléctricas, como la conductancia y la constante dieléctrica del aislante, y sus propiedades físicas,
como el diámetro del cable y los espaciamientos entre conductores.
Estas propiedades, a su vez, determinan las constantes eléctricas primarias:
 Resistencia.
 Inductancia.
 Capacitancia en derivación.
 Conductancia en derivación.
La resistencia y la inductancia se presentan a lo largo de la línea, mientras que entre
conductores y tierra ocurren la capacitancia y la conductancia.
Las constantes primarias se distribuyen de manera uniforme a lo largo de la línea, por lo
tanto, se les llama comúnmente parámetros distribuidos.
Los parámetros distribuidos se agrupan por una longitud unitaria dada, para formar un
modelo eléctrico artificial de la línea.
Las características de una línea de transmisión se llaman constantes secundarias y se
determinan con las cuatro constantes primarias.
Impedancia Característica
Cuando se desprecian las pérdidas, es decir, la resistencia en serie, en una línea de
transmisión, se obtienen expresiones más sencillas para los parámetros de la línea y por
consiguiente los análisis se hacen más sencillos.
La impedancia característica de una línea de transmisión real , es una cantidad
compleja expresada en ohms, sin embargo en una línea considerada sin pérdidas, la impedancia
característica es una cantidad real pura, es decir, resistiva.
Por lo anterior si una línea se considera sin pérdidas y con una carga igual a su impedancia
característica, el flujo de potencia real será igual a , tomando en cuenta que el perfil de
voltaje es plano. Dicha potencia se considera como “La cargabilidad de la línea a la impedancia
característica” (SIL) (Surge Impedance Loading).

15
Dependiendo de la longitud de la línea, su capacidad de carga de la misma será desde una
fracción de su SIL hasta múltiplos (2 o 3 veces).
Tipos de líneas de transmisión
Para su estudio, las líneas de transmisión se clasifican generalmente como balanceadas.
Con líneas balanceadas de dos cables, ambos conductores llevan una corriente; un conductor lleva
la señal y el otro es el regreso. Este tipo de transmisión se llama transmisión de señal diferencial o
balanceada.
La señal que se propaga a lo largo del cable se mide como la diferencia de potencial entre
los dos cables. Las corrientes que fluyen en direcciones opuestas por un par de cable balanceados
se les llaman corriente de circuito metálico.
Las corrientes que fluyen en las mismas direcciones se llaman corrientes longitudinales. Un
par de cables balanceados tiene la ventaja que la mayoría de la interferencia por ruido (voltaje de
modo común) se induce igualmente en ambos cables, produciendo corrientes longitudinales que
se cancelan en la carga.
Cualquier par de cable puede operar en el modo balanceado siempre y cuando ninguno de
los dos cables esté con el potencial a tierra, como por ejemplo, el cable coaxial que tiene dos
conductores centrales y una cubierta metálica.
La cubierta metálica generalmente se conecta a tierra para evitar interferencia estática al
penetrar a los conductores centrales. Con una línea de transmisión desbalanceada, un cable se
encuentra en el potencial de tierra, mientras que el otro cable se encuentra en el potencial de la
señal.
Este tipo de transmisión se le llama transmisión de señal desbalanceada o de terminación
sencilla. Con la transmisión de una señal desbalanceada, el cable de la tierra también puede ser la
referencia a otros cables que llevan señales.

16
Líneas de Transmisión de Cable Abierto
Una línea de transmisión de cable abierto es un conductor paralelo de dos cables. Consiste
simplemente de dos cables paralelos, espaciados muy cerca y sólo separado por aire.
Los espaciadores no conductivos se colocan a intervalos periódicos para apoyarse y
mantenerse a la distancia entre las constantes entre los conductores. Las distancias entre los dos
conductores generalmente están entre 2 y 6 pulgadas.
El dieléctrico es simplemente el aire, entre y alrededor de los conductores en donde se
propaga la onda transversal electromagnética. La única ventaja real de este tipo de línea de
transmisión de cable abierto es su construcción sencilla. Ya que no hay cubiertas, las pérdidas por
radiación son altas y susceptibles a recoger ruido. Por lo tanto, las líneas de transmisión de cable
abierto normalmente operan en el modo balanceado.
Par de Cables Protegido con Armadura
Para reducir las pérdidas por radiación e interferencia, frecuentemente se encierran las
líneas de transmisión de dos cables para lelos en una malla metálica conductiva. La malla se
conecta a tierra y actúa como una protección.
La malla también evita que las señales se difundan más allá de sus límites y evita que la
interferencia electromagnética llegue a los conductores de señales.
Longitud Eléctrica de una Línea de Transmisión
La longitud de una línea de transmisión relativa a la longitud de onda que se propaga hacia
abajo es una consideración importante, cuando se analiza el comportamiento de una línea de
transmisión. A frecuencias bajas, el voltaje a lo largo de la línea permanece relativamente
constante. Sin embargo, para frecuencias altas, varias longitudes de onda de la señal pueden estar
presentes en la línea al mismo tiempo.
Por lo tanto, el voltaje a lo largo de la línea puede variar de manera apreciable. En
consecuencia, la longitud de una línea de transmisión frecuentemente se da en longitudes de
onda, en lugar de dimensiones lineales. Los fenómenos de las líneas de transmisión se aplican a las
líneas largas.

17
Pérdidas en la línea de transmisión
Las líneas de transmisión frecuentemente se consideran totalmente sin perdidas. Sin
embargo, en realidad, hay varias formas en que la potencia se pierde en la línea de transmisión,
son:
 Pérdida en el conductor
 Pérdida por radiación por el calentamiento dieléctrico
 Pérdida por acoplamiento
 Descarga luminosa (efecto corona)
Debido a que la corriente fluye a través de una línea de transmisión y la línea de
transmisión tiene una resistencia finita, hay una pérdida de potencia inherente e inevitable. Esto a
veces se llama pérdida del conductor o pérdida por calentamiento del conductor y es,
simplemente, una perdida por Efecto Joule.
Debido a que la resistencia se distribuye a lo largo de la línea de transmisión, la pérdida
por calentamiento del conductor es directamente proporcional a la longitud de la línea. Además,
porque la disipación de potencia es directamente proporcional a la corriente, la pérdida del
conductor es inversamente proporcional a la impedancia característica.
Para reducir las pérdidas del
conductor, simplemente debe acortarse la
línea de transmisión, o utilizar un cable de
diámetro más grande, debe considerarse que
al cambiar el diámetro del cable, también
cambia la impedancia característica y en
consecuencia, la corriente.
Efecto Corona presente en una
Línea de Transmisión en Media Tensión

18
Estructuras Normalizadas para
Líneas de Transmisión
La industria en general necesita del diseño de estructuras que por su complejidad y
exigencias de operación requieren de un análisis especial que también garantice su buen
funcionamiento y bajo costo. Estas acciones implican una fuerte actividad de análisis y diseño
estructural. La solución a problemas del análisis y diseño de estructuras se basa
fundamentalmente en el desarrollo, elaboración y uso de modelos numéricos y matemáticos que
permitan predecir la respuesta de las estructuras y técnicas para optimar los diseños. Así se han
desarrollado e implementado metodologías especializadas para optimar el diseño de las
estructuras y el análisis de casos específicos. Dichas metodologías y han sido elaboradas por el
Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE).

19
La Comisión Federal de Electricidad busca
garantizar el funcionamiento y disponibilidad de
sus estructuras, así como reducir los costos
asociados de diseño, fabricación, instalación y
mantenimiento, por esta razón, debe apegarse a
dichos estándares.
Hasta el momento, el IIE ha diseñado 21 torres y se han detallado 14, lo cual implica la
elaboración de los planos de taller y montaje, y las listas de materiales para pruebas de prototipos.
En conjunto con la CFE se supervisó la fabricación y el armado de prototipos de cuatro de
las torres normalizadas, correspondientes a líneas de transmisión de 115 KV para verificar el
ensamble y aplicar pruebas de resistencia mecánica. También se ha desarrollado la ingeniería
básica para el diseño de torres de transmisión en líneas de 765 KV.
La normalización que se llevó a cabo permitirá contar con un número reducido de torres
de diseño óptimo que podrán utilizarse en forma segura y económica en el diseño de líneas de
transmisión de 115, 230 y 400 KV en cualquier zona del país bajo condiciones climáticas y
topográficas diversas. Además del diseño de las torres, también se tiene un proyecto para el
diseño de las cimentaciones de las torres de transmisión.
Por otra parte, la posible expansión de líneas en zonas montañosas obliga a tomar
medidas para prever la inestabilidad aerodinámica de líneas de transmisión. Una de las
inestabilidades que se presentan en los cables de líneas de transmisión es el galopeo, el cual
consiste en la aparición de vibraciones importantes de los cables, sobre todo cuando el flujo del
viento incide ortogonalmente a la línea.
En relación con el tema de las torres de transmisión, es necesario revisar las normas, por
ejemplo sobre condiciones de carga, además de actualizar el mapa de vientos realizado por el
Instituto de Investigaciones Eléctricas y revisar constantemente las condiciones de carga de las
torres de transmisión para ver si se requiere algún ajuste en los diseños y así mejorar
paulatinamente los diseños de las nuevas líneas que se van requiriendo.

20
Seguridad de las Obras Civiles
El sector energético y la industria en general requieren establecer procedimientos que
ayuden a mantener su infraestructura en óptimas condiciones de operación, aun ante acciones
extremas como las causadas por vientos y sismos intensos. Por ejemplo, el sismo de 1995 en
Manzanillo, Colima, y el huracán Paulina que azotó las costas del Pacífico en 1997 provocaron
daños en estructuras y la interrupción del suministro de energía en algunas regiones. Sin embargo,
los efectos que producen dichos eventos naturales pueden mitigarse mediante el uso adecuado de
información ambiental y de datos de sitio, lo que a su vez, conduce a establecer mejoras en los
criterios de diseño.
En este campo se han creado herramientas de cómputo de tipo sistema experto o
integrado basados en el conocimiento y experiencia de la Ingeniería Civil, con el fin de tener un
mejor control de las obras civiles o durante el desarrollo de proyectos.
Se cuenta con el Sistema de
Información de Reportes de Inspección
(SIRI), el cual se usa para las actividades de
los programas de inspección estructural de
las obras civiles existentes en las centrales
generadoras de energía eléctrica.
El Instituto desarrolló un sistema de
información para el manejo de datos de la
instrumentación de las obras civiles de las
centrales generadoras llamado Sistema de
Información de Medición de Estructuras
(SIME). El objetivo de este sistema es
facilitar a los ingenieros expertos la tarea de
realizar los análisis del comportamiento estructural y evaluación de la seguridad de las obras
civiles de las centrales generadoras de energía eléctrica. El SIME captura, almacena, ordena y
maneja la información que obtiene con los instrumentos instalados en las obras.
También se está conformando el Sistema Integrado de Seguridad de Estructuras (SISE),
que tiene como objeto obtener índices y parámetros para conocer el comportamiento de las
estructuras y evaluar su seguridad, así como para mejorar los planes de inspección y
mantenimiento de las mismas.
Estructuras para distribución en Alta Tensión

21
Torres de Acero
Las torres o estructuras metálicas como se sabe constituyen el soporte mecánico de las
líneas de transmisión y económicamente hablando representan la mayor inversión, en México se
construyen principalmente de acero o cemento armado para distribución y subestación. En
algunos países se pueden encontrar líneas de transmisión de otros materiales como madera.
Por su tipo, pueden ser:
- Torres autosoportadas por celosía.
- Torres autosoportadas tubulares.
- Torres con retenidas.
Torres Autosoportadas por Celosías
Las torres autosoportadas constituyen prácticamente la totalidad de las estructuras usadas
en líneas de transmisión en alta tensión. Su nombre se debe a que mecánicamente no requieren
apoyos adicionales para trabajar como elementos sujetos a los esfuerzos de tensión y compresión
debidos a cargas de conductores, aisladores y elementos externos de presión de viento, carga de
hielo en algunas regiones, etc., además del tensionado normal para montaje; distancia interpostal
(es decir distancia media entre dos torres también
conocidas como horizontal).
Clasificación:
- Tipo Suspensión.
- Tipo Tensión.
- Tipo Remate.
- De Transposición.
La gran mayoría de las líneas de transmisión
usadas en la CFE son del tipo autosoportadas con
celosía de las llamadas de suspensión. Las torres de
tensión se aplican en menor número para cambios de
dirección, cruzamientos y zonas en donde se requiere
obtener una mayor altura de los conductores.
Las torres de remate se usan en las llegadas o
salidas de subestaciones eléctricas y pueden ser de
Torre Autosoportada 440 KV

22
suspensión o de tensión dependiendo del ángulo de llegada o salida a la subestación
preferentemente se usan de tipo suspensión.
Las torres de transposición tienen un diseño similar a las de suspensión y se usan para
alternar la posición de los conductores de fase de las líneas de transmisión, se aplican pocas en
una línea de transmisión y dependen en cierto modo de la longitud de las mismas.
Torres Autosoportadas Tubulares
Estas también son soportadas en el mismo concepto de
las tipo celosía, la diferencia está en que no se construyen como
las de celosía con ángulos o perfiles, sino que se usa un tubo de
acero, lo que hace que sean más compactas pero también su
costo es superior a igualdad de condiciones de operación, son
diseñadas para trabajar en suspensión o tensión al igual que las
de celosía.
Debido a su alto costo, su uso está restringido a zonas
donde se tienen problemas de disponibilidad de terreno para
construir la línea y de estética, es decir, se aplican
preferentemente en zonas urbanas con diseños compactos en
donde se usan aislamientos sintéticos, es decir, un aislamiento
no convencional a base de discos de vidrio o porcelana.
Torre Autosoportada 230 KV

23
Torres con Retenidas
Se usan en CFE con un trabe horizontal sostenida con
uno o dos puntos que trabajan exclusivamente a
compresión, la estabilidad mecánica se asegura por medio
de tirantes (retenidas) con la disposición apropiada.
Torre Retenida 230 KV

24
Clasificación de las diferentes Fallas
Eléctricas en Líneas de Transmisión
Los Sistemas eléctricos de Transmisión están sometidos a diversos fenómenos que
producen distintos tipos de fallas o perturbaciones eléctricas. Entre los fenómenos físicos
causantes de una falla eléctrica, podemos mencionar: viento, incendios, caída de torres, fallas en
maniobras, descargas atmosféricas, etc. Estos fenómenos pueden originar diversos tipos de fallas
como por ejemplo: falla monofásica, falla bifásica, falla trifásica, sobretensión, etc.
Las fallas que se producen en un Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica se aíslan
mediante la actuación de sistemas automáticos llamados Protecciones, los cuales producen la
salida de servicio de uno o más segmentos de, en este caso, la línea, afectados por la falla. La
consecuencia directa de esta acción cuyo objetivo es proteger al equipamiento de las
solicitaciones generadas por la falla, produce como efecto colateral, la reducción de la capacidad
de transmisión, lo cual significa una afectación directa tanto a usuarios como generadores.
Ante una falla, la empresa encargada del suministro de energía eléctrica debe hacerse
cargo de la reposición de las partes afectadas, los gastos de mantenimiento y también la mano de
obra necesaria.

25
Existen multas que se calculan en función del segmento afectado (un transformador, una
línea, una barra, etc.) y del tiempo de permanencia fuera de servicio. Este último componente de
la penalización es tan importante que si por ejemplo, la recuperación del suministro se produce
antes de los 10 minutos de producida la falla, la empresa de transporte resulta exenta del pago de
la multa, es por ese motivo que dichas empresas invierten grandes recursos en adquirir tecnología,
adiestramiento y estudios, a fin de lograr resultados concretos en este tema.
El análisis de fallas es una tarea esencial del especialista en protecciones. Luego de
ocurrida la falla el especialista accede a la información capturada por el Registrador Cronológico
de Eventos (RCE), que es almacenada en una base de datos. Con esta información el especialista
realiza el diagnostico de donde se produjo la falla y cual es su causa. En el transcurso de una falla,
se generan eventos de diversa índole, no todos ellos relacionados con el fenómeno a estudiar, por
esto el especialista debe identificar el comienzo de la falla y filtrar la información que es relevante
para el análisis.
Como tarea complementaria al diagnóstico, los especialistas monitorean ante cada falla, la
actuación de las protecciones con el objeto de detectar cualquier indicio de defecto que pueda
ocasionar en el futuro, problemas graves como por ejemplo: la salida incorrecta de algún
segmento del sistema, la actuación retardada de la protección, la actuación incorrecta de algún
módulo de la protección etc.
Una falla eléctrica puede ocurrir en cualquier parte de un sistema eléctrico de potencia,
esto quiere decir que podemos encontrar una falla en la línea de transmisión del sistema, en
terminales de algún transformador, en terminales de cargas dinámicas como lo son los motores
eléctricos, etc.
Generalmente las fallas se clasifican en Falla Simétricas y Fallas Asimétricas, la Falla
Simétrica es también conocida como Falla Trifásica y tiene lugar cuando las tres líneas de
transmisión o un punto de cada una de ellas, tiene contacto entre sí simultáneamente, mientras
que las Fallas Asimétricas se clasifican a su vez en:
 Fallas de Línea a Tierra (LT):
Tiene lugar cuando una de las tres líneas de transmisión hacen contacto con un punto de
diferencial cero, tierra.
 Fallas de Línea a Línea (LL):
Se lleva acabo cuando dos líneas de transmisión hacen contacto entre ellas.

26
 Fallas de Línea Línea a Tierra (LLT):
Tiene lugar cuando tres diferentes puntos entran en contacto, dos de ellos provenientes
de diferentes líneas y el resultante de la tierra.
Para el análisis y obtención de una corriente de corto circuito en Fallas Asimétricas es
necesario utilizar procedimientos matemáticos basados en redes secuenciales que tienen la
intención de formular un comportamiento simétrico a partir de uno asimétrico, que es el
proveniente del problema.
Para poder analizar un sistema en falla, serán necesarias tres redes diferentes que
representarán al sistema en:
 Red de secuencia Positiva. (+)
 Red de secuencia Negativa. (-)
 Red de secuencia Cero. (0)
Una vez obtenidas dichas fallas, que deberán ser calculadas por separado, a menos que,
los valores en análisis se repitan para dichos procedimientos, se procederá a la obtención de un
valor de impedancia equivalente de Thevenin respecto al lugar de la falla.
Al contar con los tres valores de impedancia equivalente respecto a la falla, se procederá a
crear arreglos para la obtención de la corriente secuencial de corto circuito de la siguiente
manera:
 Fallas de Línea a Tierra. (LT):
- Todas las redes secuenciales se conectarán en serie.
 Fallas de Línea a Línea. (LL):
- Se conectará en serie la red de secuencia positiva con la red de secuencia
negativa.
 Fallas de Línea Línea a Tierra. (LLT):
- Todas las redes secuenciales se conectarán en paralelo.

27
Notas:
Es importante destacar que:
- La red de secuencia positiva incluirá una fuente de voltaje de Thévenin
respecto al lugar donde se localice la falla.
- Dicha fuente de voltaje será, generalmente, igual a 1∟0° a menos que se
especifique que se trabaja a un voltaje diferente al nominal.
- Una vez obtenida la corriente de falla se deberá llevar a cabo otro procedimiento
para obtener los valores asimétricos, puesto que los calculados son valores
secuenciales.

28
Incidencia de
Descargas Atmosféricas
A aquellas descargas naturales producidas normalmente durante las tormentas eléctricas,
se les conoce como descargas atmosféricas. Las descargas atmosféricas se clasifican por la
polaridad de la carga en la nube, ya sea positiva o negativa y por la dirección de propagación del
líder inicial o guía escalonada, ya sea ascendente
o descendente.
En zonas cercanas a los polos, las
descargas más frecuentes son aquellas que
tienen polaridad positiva, en nuestro país, en
promedio, el 90% de rayos a tierra son de
polaridad negativa con 45 a 55% de estas con un
solo rayo de retorno. En una línea de
Transmisión, el tipo de descarga más común que
suele producir problemas es la descarga a tierra
con polaridad negativa.

29
Durante una descarga se llevan a cabo procesos muy variables tanto en espacio como en
tiempo. Luego de que ocurre un rayo de retorno, existe una gran probabilidad de que ocurra una o
varias descargas subsecuentes por el mismo canal de descarga, en promedio, luego de este
fenómeno se presentan tres descargas subsecuentes.
Procesos de una descarga atmosférica con polaridad negativa
Proceso Tiempo Lugar
Predescarga
Duración menor de un
microsegundo
Descarga dentro de la nube.
Guía Escalonada
Sucede a intervalos de
tiempo de alrededor 50 µs
con una duración total de
aproximadamente 100 ms.
Desde la nube se prolonga
hasta cerca del nivel de
tierra, cambia de dirección
en forma de escalones, con
secuencias aproximadas de
50m cada uno
Guía Ascendente
Se forma antes que la guía
escalonada llegue a tierra.
Comienza en la superficie
de la tierra u objetos altos.
Rayo de Retorno
Neutralización de la carga
en la guía escalonada
aproximadamente de 100 µs
a 200 µs
Desde la unión de las guías
hasta la base de la nube.
Guía Subsecuente
Más rápida que la
escalonada.
El mismo canal que el rayo
de retorno, sin
ramificaciones.
Descarga Subsecuente
Descargas con intervalos de
tiempo de aprox. 50 ms
En el mismo canal del rayo
de retorno
La Guía Ascendente es el proceso en el cual ambas guías se unen, es considerado en
estudio del radio de atracción para el diseño de blindaje como protección contra rayos directos en
líneas de transmisión de energía eléctrica. Mientras que en el proceso llamado Rayo de Retorno se
presentan los mayores valores de corriente y es el que produce mayor daño debido a la energía de
la descarga. Los valores típicos de las corrientes de los rayos de retorno son de aproximadamente
30 KA y su frente de onda varía entre 1.8 µs y 18 µs con un valor promedio de 5.5 µs.
La figura que se muestra a continuación muestra la última etapa antes de que el rayo de
retorno se produzca, en esta etapa se desarrolla la guía ascendente cuya longitud depende de la
carga que tenga la guía descendente.

30
Proceso de la propagación de la guía descendente y
formación de la guía ascendente.

31
Densidad de Rayos a Tierra
La densidad de rayos a tierra es uno de los parámetros de importancia en el diseño de la
protección a líneas de transmisión eléctricas. Con la ayuda de contadores de rayos, los cuales
registran el número de rayos a tierra en un área determinada, podemos determinar la densidad de
rayos a tierra. Gracias a estos datos, podemos obtener una idea basada en estudios estadísticos
que nos permitirán organizar un sistema de protecciones que garantice la seguridad del sistema
durante una falla.
En México se tiene la información obtenida por una red de contadores de rayos en toda la
República, esta información se fue recabada con la operación de los contadores durante once
años. A continuación se muestra un mapa de la República Mexicana con áreas de una misma
densidad de rayos a tierra, indicando el número de rayos a tierra por kilómetro cuadrado y por
año. Estos valores representan un promedio de los valores registrados durante estos once años de
operación y recopilación de datos.

32
Número de descargas que inciden en una Línea de Transmisión
El estudio del blindaje de una línea de transmisión comienza por el cálculo de la distancia
de atracción o radio crítico para los conductores de fase e hilos de guarda de acuerdo a la fórmula
propuesta por Erikson, quien a través de su experimentación con torres de transmisión de
diferentes alturas, propuso una relación entre el radio crítico o de atracción y la altura promedio
de la torre. Esta relación se obtuvo por medio del ajuste de sus curvas experimentales de todos
sus datos experimentales usando mínimos cuadrados.
donde:
Posteriormente, se obtiene el número de rayos directos a la línea de acuerdo al tipo de
terreno donde se encuentra la línea de transmisión. Mediante un modelo dinámico matemático
del desarrollo de la guía escalonada, se han obtenido resultados del número de rayos que inciden
en líneas de transmisión para diferentes condiciones de terreno, como lo son el terreno plano, en
laderas y picos de montañas.

33
7
Capítulo II
Determinación del
Ángulo de Blindaje

34
Ángulo de blindaje
Uno de los métodos de protección de líneas contra descargas atmosféricas es por medio
del blindaje, este método consiste en interceptar las descargas atmosféricas y conducirlas a tierra
por medio de un conductor conectado a tierra, éste conductor recibe el nombre de hilo de guarda.
El hilo de guarda se instala en la parte más elevada de la estructura mecánica que soporta a la
línea de transmisión con un ángulo respecto a su línea vertical y el conductor de fase más externo,
éste ángulo es conocido como ángulo de blindaje.
La siguiente figura muestra la variación del ángulo de blindaje, de positivo a negativo, al
variar la posición del hilo de guarda con respecto a un conductor de fase. El objetivo de la
selección del número de hilos de guarda y su posición es interceptar los rayos y reducir las fallas
de blindaje a un número aceptable.
Ángulo de Blindaje Positivo Ángulo de Blindaje Negativo

35
Características de la línea en estudio
En éste capítulo se estudiará el desempeño de frente a descargas atmosféricas tomando
como ejemplo una línea de 500 KV de disposición coplanar horizontal, soportada por una torre
reticulada de acero autosoportada por celosía, con un vano de 465 m. Los conductores se
consideran del tipo Al-Ac 300/50 mm2 de 24.5 mm de diámetro y están dispuestos en forma de haz
de 4 sub-conductores cuadrado de 50 cm entre centros.
La protección frente a descargas atmosféricas se realiza mediante doble cable de guarda.
La forma y dimensiones principales de la torre de suspensión se pueden apreciar en la figura
siguiente:
Torre de la Línea a 500 KV (m)

36
Métodos de ubicación del cable de guardia
Existen diferentes métodos para ubicar los cables de guardia y cada uno de ellos
proporciona una zona de protección contra descargas directas diferente.
Los métodos clásicos se basan principalmente en criterios geométricos sin mayores
fundamentos teóricos que los resultados obtenidos de su aplicación. Los métodos clásicos que se
utilizan en este trabajo son:
 Charles
 Wagner y Mac Cann
 Schwaiger
A continuación se analiza la protección brindada por los cables de guarda de la línea de
500 KV según los diferentes métodos. En algunos casos se indica también la ubicación que
deberían tener los cables de guardia para brindar una protección óptima según cada criterio.

37
Métodos clásicos
Método Charles
Este criterio establece un ángulo de apantallamiento α= 45º con la vertical, de modo tal
que la descarga atmosférica no caerá sobre ningún objeto que se encuentre dentro del cono
delimitado por dicho ángulo. Este criterio es poco severo y permite ubicar el cable de guardia a
menor altura.
El apantallamiento que brindan los cables de guarda de la línea según este criterio se
puede ver en la siguiente figura, se observa que las fases exteriores tienen un apantallamiento
excesivo mientras que la fase central no resulta protegida.
Zona de Protección Charles
Según este criterio tenemos dos alternativas, cable de guarda doble o simple. La ubicación
de dos cables evita colocar una estructura adicional como se muestra en la siguiente figura.

38
Zona de Protección Charles

39
Zona de Protección Wagner y Mac Cann
Método Wagner y Mac Cann
De forma similar al criterio anterior, en este caso los autores consideran que los cables de
guarda protegen un ángulo α= 30º con la vertical, esto resulta en una combinación más elevada
del cable de guarda.
El apantallamiento que brindad los cables de guardia de la línea según este criterio se
puede ver en la siguiente figura, se observa que solamente las fases laterales resultan protegidas.

40
Podemos reubicar los cables de guarda bajo este criterio de manera tal que resulten
protegidos todos los conductores, como se muestra a continuación:
Zona de Protección Wagner y Mac Cann

41
Método Schwaiger
Este método considera que cuando el trazador de una descarga atmosférica se aproxima a
la tierra, este alcanza una altura H (medida desde el suelo) en la cual elige para caer el punto
conectado a tierra más cercano. Teniendo en cuenta la afirmación anterior se puede determinar
una altura h a la cual instalar un elemento captador, de forma tal de proporcionar una zona de
protección.
Schwaiger, autor del método toma la relación H/h = 1 siendo H el punto donde se
encuentra la punta del rayo, y h la altura del cable de guardia. La zona de protección resultante
queda determinada por un cuarto de circunferencia de radio h, como se puede ver a continuación,
de modo tal que resultará protegido lo que se encuentre por debajo de esta.
Zona de Protección Schwaiger

42
Se puede determinar la altura a la que deberían instalarse los cables de guardia, según
este criterio, para lograr que los conductores de potencia resulten protegidos. Para esto se calcula
la altura mediante la siguiente ecuación:
Donde:
yc= Altura del conductor de fase
h = Altura del cable de guardia
xc = distancia media entre conductores de fase.
El resultado indica que el cable de guardia se debe instalar a 49,2 [m] de altura, esto
resulta impracticable desde un punto de vista técnico económico.

43
Falla de Blindaje
Para la obtención del índice de fallas por blindaje inapropiado, se tienen dos alternativas,
una es considerando la corriente mínima e incidencia del rayo obtenida de la curva de
probabilidad y la otra es considerando la corriente mínima del rayo en el conductor de fase que
produzca flameo en el aislamiento obteniendo el índice de fallas de blindaje que producen flameo
(ver Anexo I).
La falla de blindaje se puede definir como el flameo de un aislador debido a la incidencia
de un rayo en el conductor de fase en vez de incidir en el cable de guarda diseñado con cierto
ángulo de blindaje.
Adicionalmente, las condiciones para las cuales se producen flameos inversos, como son
altos valores de resistencia a tierra y/o bajo nivel de aislamiento, se deben de tomar en cuenta
para obtener las bases de un diseño total de protección por descargas atmosféricas. De esta
manera se puede considerar un solo hilo de guarda para zonas con baja densidad de rayos a tierra
y dos hilos para zonas con alta densidad. Los niveles críticos para los índices de fallas de blindaje
que producen flameos, se dejan a consideración del diseñador. Por ejemplo, para las líneas que
den un servicio a cargas críticas, se pueden seleccionar un valor de diseño de falla de blindaje que
producen flameo menor o igual a 0.05 por cada cien kilómetros de línea por año.

44
Basado en la formulación del radio crítico de Brown-Whitehead, para condiciones severas
y considerando rayos verticales, se puede sugerir el uso de la siguiente figura respecto a la
selección del ángulo de blindaje:
Relación entre valores de diseño de fallas de blindaje que producen flameo
de rayos a tierra y ángulo de blindaje promedio considerado en terreno plano.
En esta figura se presentan los ángulos de blindaje promedio a medio claro, por lo que los
ángulos de blindaje en las torres pueden ser mayores.
Con estas curvas se obtiene el ángulo de blindaje promedio para diferentes valores de
diseño y se considera terreno plano. En la figura, es la altura del cable de guarda es la altura
del conductor de fase. Los ángulos de blindaje , se obtienen con las alturas promedio de los
conductores en la torre, , para valores de corriente de 5 a 10 KA, los cuales representan los
límites para obtener fallas de blindaje que producirán flameos al rebasar el nivel básico de
aislamiento. Estos ángulos de blindaje son promedios tomados a medio claro, por lo que en las
torres pueden llegar a tener un valor mayor. También se considera un terreno plano para estos
ángulos.
Para torres en laderas, el ángulo promedio se obtiene como el valor del ángulo en la
gráfica menos el ángulo de inclinación de la ladera. Para el caso de estructuras en áreas arboladas
o con estructuras altas, se pueden usar ángulos mayores, ya que el radio de atracción de la tierra
se incrementa por las alturas de árboles y torres.

45
Torres construidas en topes de colinas son más vulnerables debido al aumento del número
de rayos, sin embargo, los flameos inversos llegan a ser más representativos debido a que la
resistencia al pie de la torre tiende a ser mayor en estas áreas.

46
Índices de Salidas de Líneas de
Transmisión por fallas de Blindaje
En este apartado se presentan las relaciones entre el número de salidas por kilómetro de
línea por año debidas a fallas por blindaje y el ángulo de blindaje. Estas relaciones se establecen
para cada nivel de tensión.
Normalmente se permite un cierto riesgo de falla del blindaje en su diseño, el cual influye
en la construcción o modificación de topes o copetes en las torres para la instalación del hilo de
guarda. El cálculo del índice de salidas de línea se realiza con el modelo electromagnético por
medio de una computadora.
Se tienen resultados válidos a nivel internacional, en donde se da el número de salidas por
año por 100 km de línea en función del ángulo de blindaje.

47
Las gráficas se dan para una densidad de rayos a tierra de 2 rayos/km2
/año ( ), para
diferentes alturas promedio del cable de guarda y diferentes niveles de aislamiento al impulso por
rayo. La altura promedio del cable de guarda se calcula de la manera siguiente:
 Para terreno plano:
 Para terreno ondulado:
 Para terreno montañoso:
Donde es la altura promedio, es la altura del cable de guarda y es la flecha
máxima del hilo de guarda.

48
Capítulo III
Sistemas de Tierra

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Capítulo III
49
Sistemas de Conexión a Tierra
Las funciones básicas de un sistema de conexión a tierra se pueden resumir en:
1. Proveer de una baja resistencia de dispersión de la corriente a tierra para:
a. Evitar daños por sobretensiones que se presenten por descargas atmosféricas o
maniobras.
b. La descarga a tierra de dispositivos de protección (contra sobretensiones
atmosféricas o internas)
c. Camino a tierra de corrientes de falla.
d. Conectar los sistemas que usen neutro común aterrizado (más comunes)
e. Asegurar que las partes metálicas de los sistemas o equipos se encuentren al
mismo potencial de tierra. Esto para la protección personal.

50
2. Disipar y resistir repetidamente las corrientes de falla y de las descargas atmosféricas.
Las características de los movimientos de los sistemas de conexión a tierra deben ser:
a) Tener una resistencia a la corrosión en suelos de variada composición química, de manera
que asegure un comportamiento continuo durante la operación del equipo a proteger.
b) Tener buenas propiedades de resistencia mecánica.
c) El diseño de la red de tierras debe ser económico.
Uno de los elementos principales de una instalación de red de tierras es el electrodo de
puesta a tierra. La resistencia del electrodo de puesta a tierra, llamado también varilla de tierra,
tiene tres componentes:
1. Una es su propia resistencia eléctrica, la cual puede ser despreciable para efectos de
cálculo, esto debido a que idealmente es cero, así el drenado de corriente será mediante
él como es deseado. Pero las conexiones entre electrodo y conductor de bajada pueden
llegar a tener una resistencia considerable con el tiempo.
2. La resistencia eléctrica de contacto entre electrodo y suelo, cuando el electrodo está libre
de grasa o pintura es despreciable. Sin embargo a resistencia de contacto puede aumentar
significativamente en terrenos secos, aumentando rápidamente cuando el contenido de
humedad disminuye por debajo de un 15%.
3. Resistividad del terreno alrededor del electrodo. Introduciendo un electrodo en un
terreno uniforme, la corriente se dispersará uniformemente alrededor del electrodo. La
resistividad del terreno varía ampliamente según su composición y zonas climáticas,
también varía estacionalmente debido a que la resistividad se determina en gran
proporción por el contenido de electrolito, consistente de agua, minerales y sales.
Adicionalmente también varía con la temperatura. Algunos valores típicos de
resistividades de suelos se resumen en la siguiente tabla:
Tipo de suelo Resistividad (Ω-m)
Suelo de superficie, greda, etc. 1 -50
Arcilla 2 – 100
Arena y grava 50 – 1,000
Piedra caliza de superficie 100 – 10, 000
Piedra caliza 5 – 4, 000
Esquisto o pizarra 5 – 100
Piedra arenisca 20 – 2, 000
Granito, basalto 1, 000
Valores típicos de resistividad en diferentes tipos de suelos.

51
Tipos de Puesta a Tierra
Puesta a Tierra para Protección
En este tipo de puesta a tierra, es necesario conectar eléctricamente al suelo todas
aquellas partes de las instalaciones eléctricas que en condiciones normales no se encuentren
sujetas a tensión pero que pueden tener diferencias de potencial a causa de una falla, como por
ejemplo: tanques de transformadores o interruptores, carcasas de máquinas en operación,
tableros eléctricos, soportes metálicos de aparatos y equipos, etc.
Puesta a Tierra para Funcionamiento
Con el fin de dar una mayor seguridad, un mejor funcionamiento y eventualmente una
mayor confiabilidad respecto a la operación, es necesario establecer una conexión a tierra en
determinados puntos del sistema, para ello, es necesario conectar a tierra ciertos puntos del
sistema como son los siguientes: neutros de generadores y transformadores con devanados
conectados en estrella, la conexión a tierra de los apartarrayos, la conexión a tierra de los hilos de
guarda de los transformadores de potencial, etc.

52
Definiciones
Para un mayor entendimiento del capítulo se establecerán las siguientes definiciones:
 Tensión de Paso (Vp): Es la tensión que resulta entre los pies de una persona apoyada en
el suelo a la distancia de un metro.
 Tensión de Contacto (Vc): Es la tensión a la cual se puede ver sometido el cuerpo humano
por contacto con una carcasa o estructura metálica de una máquina, aparato eléctrico o
estructura de montaje, que en condiciones normales no se encuentra con tensión.
 Resistencia Eléctrica del Cuerpo Humano: La resistencia interna del cuerpo humano es de
aproximadamente de 200 Ω. La resistencia de contacto entre una mano y un conductor o
una parte metálica bajo tensión varía dentro de límites muy amplios, según sea la
extensión y naturaleza de la superficie de contacto, de la naturaleza de la piel de las
personas (lisa ó caIlosa), del grado de humedad de la piel, etc.
La resistencia de contacto entre el pie y el suelo puede variar considerablemente
según sean las condiciones del calzado y del suelo.
 Tensiones de Seguridad: Se recomienda que en ningún punto de una instalación eléctrica se
presenten tensiones de paso o de contacto superiores a los siguientes valores:
- 60 V cuando no se prevé la eliminación rápida de una falla de línea a tierra.
- 120 V cuando la falla se elimine en un período de un segundo.

53
Métodos para conocer el valor de la
Resistencia Eléctrica de un Sistema de Tierra
Uno de los aspectos más importantes en el diseño de una red de tierra, es el valor de
resistencia eléctrica que presentará el terreno donde se localice nuestro sistema, es bien sabido
que la resistencia eléctrica es el factor más importante a considerar cuando se requiere manipular
la dirección de una corriente, en nuestro caso, la corriente de falla.
Como sabemos, una ruta que implique menor resistencia eléctrica tendrá preferencia en el
momento que la corriente se transmita de un punto a otro, por ello, podemos “maniobrar” su
dirección dentro de un sistema presentándole caminos donde su traslado de un punto a otro, sea
prácticamente directo, es decir, que no presente resistencia eléctrica de valores considerables, a
este proceso dentro de un sistema eléctrico lo denominamos drenado. Cuando se presenta una
falla, se intenta drenar la corriente originada, corriente de falla, a un punto donde no produzca
daños al sistema eléctrico de potencia donde tuvo lugar, a ese punto lo denominamos Tierra y
tiene la función de impedir la llegada de corrientes indeseadas o de falla a nuestros elementos de
circuito.

54
La resistividad del terreno se mide por medio de diferentes procedimientos, cada uno de
ellos presenta diferentes particularidades y tendrá como herramientas diferentes aparatos para
un mismo fin, que será conocer el valor de resistencia eléctrica que presente el terreno de prueba.
Es importante destacar que se recomienda elaborar dichas pruebas en temporadas de
sequia, es decir, las condiciones más críticas, esto nos permitirá conocer los valores extremos a los
que se encontrará trabajando el sistema, por ejemplo, si se presentara humedad en el terreno, el
valor de resistencia sería menor al que tendríamos en un día templado y sin presencia de lluvia,
debemos recordar que en el diseño es importante considerar los valores críticos de operación a los
que estará expuesto nuestro sistema, por ello, debemos obtener los datos de resistencia en días
donde el terreno presente su resistencia máxima tal como sucede en los días de sequía.
Tomando como base una resistencia máxima podremos asegurar que en los días donde las
condiciones climáticas mejoren la resistencia del terreno, es decir, en días húmedos, nuestro
sistema operará en óptimas condiciones.
Una vez determinada la posición de las estructuras y por consecuencia lógica las
cimentaciones de las mismas, se procede a ejecutar la medición de la resistividad del suelo.
En las siguientes páginas se presentará el procedimiento, aparatos y equipo necesarios con
los cuales podemos realizar una medición de resistencia en un terreno de acuerdo al Método
Wenner también conocido como el Método de los cuatro electrodos. El Método de los cuatro
electrodos se usa para conocer la resistividad del terreno antes de colocar las estructuras que
soportarán las líneas de transmisión, cuando el caso solicita conocer un valor de resistividad del
terreno con estructuras que soportan líneas en operación o sin ella se utilizan variaciones del
método también expuestas en las siguientes páginas.

55
Método Wenner o de los Cuatro Electrodos
Aparatos y Equipo:
 Megger de tierra o Vibroground.
 Electrodos: Normalmente son cuatro varillas Copperweld de 15.9 mm de diámetro y con
una longitud que puede variar desde los 7.5 m hasta los 10 m.
El diámetro de las varillas debe ser menor cuando el suelo sea suave o cuando se requiera
medir la resistividad superficial con una pequeña separación entre varillas.
 Cables: Los cables deberán ser de cobre con un aislamiento para 600 V calibre 14 AWG o
mayor. La longitud estará en función de la separación máxima que exista entre los
electrodos.
 4 Conectores mecánicos de grapa.
 Cinta métrica.
Procedimiento:
1. Colocar las varillas clavándolas en el suelo a una profundidad de 2 a 3 m dispuestas en
línea recta con una separación uniforme entre ellas. Se debe procurar que las varillas
queden en un plano horizontal y no hacer huecos alrededor de las varillas, ya que esto
aumentaría el valor de la resistencia al no tener contacto electrodo-tierra y nos daría un
valor errado.
2. Las terminales de corriente del instrumento C1 y C2 se conectan a través de los cables a las
varillas de los extremos, las de potencial P1 Y P2 a las varillas intermedias como se indica en
la siguiente figura:

56
3. Energizar el instrumento tomando en cuenta las indicaciones del instructivo y tomar las
lecturas respectivas de resistencia en Ohms.
4. Calcular la resistencia mediante la fórmula:
Donde:
.
Normalmente se considera una profundidad igual a la separación entre los
electrodos. La fórmula anterior es válida sólo si la distancia entre los electrodos es mayor
que la profundidad a la que se entierran las varillas, aproximadamente .
En el caso que se debe usar la fórmula en su versión general, que es la
siguiente:
donde tiene un valor entre 1 y 2 dependiendo de la relación como se indica en la
siguiente tabla:
Cuando:
1.187
1.038
1.002
Si es muy pequeña comparada con , usaremos .

57
Procedimiento de campo:
1. En el área que se desea medir la resistividad, se trazan dos líneas de prueba como se
indica en la siguiente figura:
Pueden escogerse L1 y L2 o L3 y L4 o ambas si se requiere mayor información,
dependiendo del tamaño del terreno.
2. Medir la resistencia R en cada línea de prueba con el método de medición indicado en el
punto, comenzando en el centro de la línea y variando cada vez, la separación entre los
electrodos como se indica a continuación:
a1 2 m
a2 4 m
a3 8 m
a4 12 m
a5 16 m
a6 20 m
a7 24 m
a8 28 m
a9 32 m
an 0.5 L

58
3. Si se observa inestabilidad en el equipo se debe aumentar el número de mediciones de
terreno y el número de ellas se limitará aproximadamente a 0.5L. Por ejemplo, si L=100m
la máxima será de 50 m y sería necesario realizar cinco mediciones más aumentando
cada vez 4m.
4. Repetir el punto dos para la otra línea de prueba.
5. Calcular la resistividad de acuerdo a como se definió anteriormente.
6. Registrar datos y elaborar las gráficas correspondientes.
Errores comunes:
Durante el proceso para conocer el valor de la resistencia del terreno suelen cometerse
errores, por ello es recomendable poner atención en algunos factores, condiciones o
consideraciones como lo son las siguientes:
a) El uso apropiado de la fórmula cuando como se indicó con
anterioridad.
b) Cuando la distancia entre los electrodos es muy grande (valores pequeños de R en el límite
o por debajo de la escala menor del instrumento) se puede presentar inestabilidad en el
instrumento. En este caso, se deberá aumentar la distancia entre los electrodos de
potencial como lo indica la siguiente figura:

59
El emplear esta distancia entre los electrodos de potencial requiere el uso de la
siguiente fórmula para conocer el valor de la resistencia:
Los resultados concuerdan con dentro del 10% o menos,
generalmente 4% cuando la distancia de los electrodos de potencial no exceden el 80%
entre los electrodos de corriente si .
Con resistividades elevadas, aproximadamente de 300 Ω · m, y la separación
desigual de los electrodos se pueden llegar a presentar ciertas inestabilidades en el
instrumento.
c) Falta de calibración del instrumento de medición, antes de usar el instrumento, se debe
comprobar que el valor que registre sea correcto, esto se hace con dos o tres resistencias
diferentes y de valor conocido. Se pueden aceptar diferencias entre el valor de la
resistencia y el valor indicado por el instrumento del orden de diez. La conexión se hará
como se muestra a continuación:
Nota: Es recomendable la lectura del Anexo III y IV de esta Monografía, Requerimientos de
Calibración de Medidores de Resistencia de Tierra y Errores Frecuentes en la Medición de
Resistividad y Resistencia respectivamente.

60
Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia
Eléctrica en Líneas Aéreas en Construcción
Una vez determinada la posición de las estructuras y por consecuencia las cimentaciones
de las mismas, si se procede a ejecutar la medición de la resistividad del suelo se deberá seguir el
Método de los cuatro electrodos.
Para estructuras autosoportadas se deben hacer del centro a partir de la base de la torre
en diagonal respecto al sentido de la línea de acuerdo al primer arreglo representado en las
siguientes figuras, considerando la medición hacia fuera de las patas 1 y 3 o el segundo arreglo de
la misma figura, que involucra las patas 2 y 4
Arreglo 1: Patas a medir 1 y 3 Arreglo 2: Patas a medir 2 y 4

61
Como podemos observar, los puntos C1, C2, P1 y P2 muestran las conexiones que deben
realizarse en las terminales del instrumento de medición, podemos apreciar dos puntos de cada
una con excepción de C1, esto debido a que se realizan dos mediciones por arreglo, cada una en
dirección de una pata teniendo como punto común C1, por tanto este electrodo no variará de
posición durante el procedimiento. Las mediciones deben ser en función de las mejores
condiciones o facilidades que ofrezca el terreno para la localización de los electrodos verticales.
Para otro tipo de estructuras como lo son el poste de madera o el poste troncocónico, el
procedimiento debe se a partir del centro de la base siguiendo la misma metodología, es decir, en
forma diagonal respecto al sentido de la línea. En zonas urbanas las mediciones se harán a partir
del centro de la base en sentido de la instalación de la red de tierra.
En cualquiera de los arreglos se deberán realizar siete mediciones en cada dirección para
dar un total de 14. La primera lectura se debe de hacer con una separación entre electrodos de 1.6
m, aumentándose la misma en incrementos de 1.6 m hasta alcanzar un total de 11.2 m. Los
valores obtenidos se deberán registrar, en la mayoría de los casos, en formatos facilitados por
parte de la empresa y el o los valores representativos de la resistividad del suelo para el diseño de
la red de tierra son responsabilidad del diseñador.
Para la medición de la resistencia eléctrica de la red de tierra, se debe utilizar el método de
la Caída de Potencial y su valor máximo aceptable es de 10 Ω.

62
Método de Caída de Potencial
El método de la Caída de Potencial se basa en la inyección de una corriente de prueba en
el electrodo bajo análisis, es decir, la propia red de tierra. Se toman mediciones de la tensión a
diferentes distancias entre el electrodo bajo análisis y el electrodo auxiliar de potencial, llamados E
y P respectivamente para efectos de entendimiento. El valor representativo de la resistencia se
tendrá cuando la diferencia entre dos o tres mediciones sea despreciable.
El procedimiento para la realización de las mediciones con este método se debe realizar
con el hilo de guarda desconectado y con un medidor de resistencia de baja frecuencia,
aproximadamente 120 a 150 Hz y que la corriente de inyección sea mayor a 1 mA, siguiendo los
siguientes pasos:
1) Seleccionar la dirección en que se realizará la medición y ésta, de preferencia, que sea
perpendicular a la línea aérea como se muestra a continuación:
Direcciones preferentes para la medición de la resistencia de la Red de Tierra

63
2) Instalar el electrodo auxiliar de corriente C y su cable asociado en la dirección seleccionada a
una distancia de 75 m del electrodo E.
3) Colocar el electrodo auxiliar de potencial P y su cable asociado en dirección al electrodo de
corriente a una distancia de 39 m del electrodo E.
4) Realizar la primera medición de la resistencia del electrodo E conectando el medidor de
resistencia de acuerdo a las instrucciones del equipo de medición empleado.
5) La segunda medición se realiza instalando el electrodo P a 46.5 m del electrodo E y finalmente
la tercera se efectuará a 54 m de separación.
6) Estas tres mediciones corresponden al 52, 62 y 72% de la distancia entre los electrodos E y C
respectivamente y se deben registrar debidamente.
7) Se debe verificar que las diferencias entre los valores medidos al 52 y 72% no sean mayores al
5% respecto al del 62%.
a) Si las diferencias entre los valores medidos son menores al 5%, el valor real de la
resistencia de la Red de Tierras es igual al valor de la lectura en el instrumento de
medición.
b) Si alguna de las diferencias es mayor la distancia entre el electrodo E y C se debe duplicar
al igual que las distancias al electrodo P hasta que esta sea menor al 5%
8) El valor representativo de la resistencia eléctrica de la red de tierra se considerará el de la
lectura realizada cuando el electrodo de potencial se encuentre a una distancia del 62% de la
distancia entre los electrodos E y C.
9) Si el valor de la resistencia eléctrica de la red de tierra es mayor a 10 Ω debe corregirse.

64
La siguiente figura tiene como objetivo el ilustrar el Método de la Caída de Potencial:
Método de la Caída de Potencial

65
Medición de la Resistividad del Suelo y
Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Operación
Para medir la resistividad del suelo nuevamente utilizaremos el Método Wenner
presentado con anterioridad.
Tendremos que medir la resistencia del suelo colocando el instrumento en el centro de la
estructura y los electrodos verticales se deben de colocar paralelos al sentido de la línea de
transmisión con una separación de 1.6 m para la primera medición y 3.2 m para la segunda. La
siguiente figura ilustra el procedimiento:
Medición de la Resistividad del Suelo para
Estructuras con Líneas en Operación

66
Cuando no sea práctico colocar los electrodos verticales y paralelos al sentido de la línea
de transmisión, la medición se puede realizar en sentido perpendicular. Cada valor obtenido en las
pruebas debe ser registrado, generalmente también se proporcionan los formatos a llenar por la
empresa que presta el servicio.
Para medir la resistencia eléctrica en la Red de Tierra debemos utilizar una sola medición
de resistencia por estructura. La distancia de instalación de los electrodos verticales de corriente y
de Potencial, C y P deberán ser de 75 m y de 46.5 m respectivamente (ver Anexo II).
La dirección de la medición se debe realizar de preferencia perpendicular a la línea en
cualquier sentido, de no poder realizarse en esa dirección, se puede realizar longitudinalmente a la
línea y, en el último de los casos en forma diagonal, siempre y cuando no existan contraantenas
instaladas. En el caso de estructuras de deflexión, la medición se debe hacer en la dirección de la
cruceta como lo muestra la siguiente figura:
Dirección de medición para Torres

67
La red de tierra será adecuada cuando su resistencia eléctrica sea menor o igual a 10 Ω, en
caso contrario, se deberán verificar los procedimientos de medición y/o mejorarse.

68
Reducción de Valores de Resistencia de
Conexión a Tierra en Torres de Transmisión
Debido a que el valor de resistencia de conexión a tierra se ve afectado por las
características del terreno, arreglos de las varillas de tierra y las conexiones entre ellas, los
métodos de mejoramiento de los valores de resistencias de conexión a tierra en torres de
transmisión hacen uso de los puntos mencionados con anterioridad. Para las características del
terreno se usan métodos para disminuir la resistividad del terreno por medio de sales o productos
químicos.
Con los arreglos de varillas a tierra se recomiendan tanto número como disposición de
éstas para disminuir la resistencia de conexión para ciertas resistividades de terreno. Y por último,
se recomiendan tipos de uniones para asegurar que las conexiones no pierdan sus características.

69
Métodos de mejoramiento
A continuación se enumeran algunos de los métodos usados para reducir o mejorar los
valores de conexiones a tierra:
1. Electrodos Profundos:
Cuando el terreno es penetrable se puede usar este método para mejorar el valor de
resistencia de tierra. A mayor profundidad se tienen mejores valores de resistividad de terreno,
especialmente en terrenos donde se tienen mantos freáticos no muy profundos. Debido a las
longitudes de electrodos y los métodos para enterrar las varillas, este método puede resultar
antieconómico y muy poco práctico.
2. Electrodos Múltiples en Paralelo:
Cuando se tienen valores de la resistividad del terreno de las capas superiores más baja
que la de las capas profundas o en casos donde no se pueden obtener las profundidades
adecuadas de las varillas de tierra, se recomienda el uso de dos o más electrodos en paralelo, ya
que como es sabido, un arreglo en paralelo reduce la resistencia total equivalente del sistema.
3. Contraantenas:
En terrenos donde no es posible la penetración de varillas teniéndose un manto delgado
de suelo sobre subsuelo de roca, se recomienda el uso de conductores enterrados a baja
profundidad a lo largo de zanjas construidas específicamente para contener el conductor llamadas
contraantenas. Este arreglo se debe realizar en forma horizontal y en una sola dirección.
4. Hormigón armado:
El hormigón armado puede considerarse como electrodo metálico inmerso en un medio
razonablemente homogéneo (el hormigón), cuya resistividad está en el orden de los 30 Ω-m. El
hormigón, a su vez está inmerso en el terreno, cuya resistividad puede variar desde uno hasta mil
ohms por metro. La relación de resistividades de hormigón y terreno determina la resistencia de
dispersión a tierra resultante.

70
5. Reducción de la resistividad del suelo mediante procedimientos artificiales:
En algunos terrenos con alta resistividad, las prácticas de los métodos resumidos
anteriormente pueden resultar prácticamente imposibles de aplicar para obtener valores de
resistencia de conexión a tierra aceptables. En estos casos puede resultar aceptable el uso de
procedimientos para reducir artificialmente la resistividad del terreno que circunda al electrodo de
tierra. Los métodos más usados se resumen a continuación.
5.1. Agregado de sales simples:
Un método simple de tratamiento químico de suelos es mediante sales. Esta se dispersa
en una zanja alrededor del electrodo de tierra formando un círculo y tapada con tierra, sin llegar a
tener contacto directo con el electrodo, como se muestra en la siguiente figura:
El sulfato de magnesio, el sulfato de cobre y la sal común o cloruro de sodio, son sales que
pueden utilizarse para este propósito. Una de las desventajas de este método es la degradación
que existe durante las lluvias, que drenan la sal a través de la porosidad del suelo y la corrosión
que se genera en la varilla por la presencia de dichas sales. Por lo que este método no se
recomienda.

71
5.2. Agregado de coque:
La resistividad del coque es de aproximadamente 1.3 Ω-m y además es independiente del
contenido de humedad debido pero al colocarse e el terreno se hace dependiente de la humedad
debido al resto del terreno. Una de las desventajas del uso del coque y de la sal es su efecto
corrosivo, el cual disminuya la vida útil del electrodo de tierra.
5.3. Aporte de sales “gel”:
Este método consiste en irrigar el terreno con dos o más sales combinadas con una
solución acuosa acompañada de catalizadores que reaccionan entre sí formando un precipitado en
forma de “gel” estable, con una elevada conductividad eléctrica. Esta mezcla es resistente a los
ácidos del terreno y es insoluble en agua, lo que le da al método un mayor tiempo de
permanencia.
5.4. Inyección de bentonita:
Este método consiste en el uso de bentonita en grietas naturales formadas alrededor del
electrodo de tierra o formando una capa alrededor de este. La bentonita es un mineral de
composición compleja, básicamente arcilla de notables características higroscópica, un buen
conductor de electricidad y que además protege al electrodo de la corrosión.

72
Recomendaciones para diferentes
resistividades del terreno
Los métodos básicos de conexiones de tierra en líneas de transmisión son:
 El uso de varillas de conexión de tierra de 19 mm de diámetro y 3 m de longitud,
enterradas verticalmente, interconectadas con longitudes cortas de conductores y unidas a
las patas de las estructuras.
 El uso de contraantenas, las cuales consisten de uno o varios conductores enterrados
horizontalmente en zanjas de 30 cm de profundidad y unidos a las patas de la estructura.

73
Desde el punto de vista práctico el método más usado para reducir el valor de resistencia a
tierra es el uso de contraantenas. Estas se recomiendan usar en casos en que la resistividad del
terreno sea mayor a 200 Ω-m. Estas se caracterizan por una impedancia inicial entre 150 y 200 Ω
(impedancia característica). Su comportamiento al impulso del rayo presenta esta impedancia
inicial que disminuye exponencialmente después de un tiempo aproximado a 1µs, como se
muestra a continuación:
Comportamiento al impulso de la
impedancia de contraantenas
Después de este tiempo la impedancia decrece a valores de la resistencia de conexión a
tierra en estado estable. Este comportamiento al impulso de la impedancia nos da las longitudes
máximas efectivas para el diseño de contraantenas, por ejemplo, si consideramos una
contraantena de 50 m de largo (considerando un tiempo de viaje de la onda de corriente del rayo
a 300 m/µs), se tiene que en 1µs la onda viajará 300 m, seis veces la longitud de la contraantena.
De este comportamiento, la longitud de las contraantenas se puede limitar a valores
característicos dependientes de la resistividad del terreno. En la siguiente figura se muestra la
relación entre la longitud eficaz de contraantenas y la resistividad del terreno:

74
Relación entre la longitud eficaz de contraantenas y resistividad del terreno
La longitud eficaz de contraantenas deberá estar comprendida entre 20 y 70 m. y su
multiplicidad entre 2 y 4.
El uso de contraantenas en torres de transmisión se puede resumir con las
recomendaciones mostradas en la siguiente tabla y figuras:
Resistividad del Terreno (Ω-m) Configuración de la Contraantena
< 300
Dos contraantenas de 30 m de longitud en
patas opuestas. (Figura A)
300– 500
Dos contraantenas de 45 m de longitud en
patas opuestas. (Figura A)
500 – 1000
Cuatro contraantenas de 30 m de longitud en
patas opuestas. (Figura B)
> 1000
Cuatro contraantenas de 50 m de longitud.
(Figura B)

75
Figura A:
Configuración de dos contraantenas
Figura B:
Configuración de cuatro contraantenas
Estas recomendaciones dan un enfoque general de las conexiones de tierra en las torres
de transmisión, la solución para cada línea dependerá del nivel de confiabilidad deseado, la
variación de la resistividad del terreno a lo largo de la línea y de la densidad de los ratos a tierra.

76
Anexo I
Índice de Interrupciones
por Flameo Inverso

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo I
77
Flameo Inverso
El proceso de flameos inversos depende de varios factores, uno de los principales es la
resistencia al pie de la torre la cual puede ser diseñada para obtener un índice de fallas por
flameos inversos.
Cuando se tiene una descarga atmosférica en el hilo de guarda se crean ondas transitorias
de corriente y voltaje que viajan hacia ambos lados del conductor, como se muestra en la
siguiente figura:

78
Al llegar la onda a un punto de cambio de impedancia, como lo es la torre, se producen
ondas reflejadas y transmitidas en la punta de esta estructura, estas ondas crean diferencias de
potencial en los aislamientos entre los conductores de tierra y los conductores de fase, en
diferentes puntos de la línea, estos puntos pueden ser a lo largo del claro o en los aisladores
sostenidos en las torres. En el caso de que este potencial exceda los potenciales del aislamiento se
producirán flameos inversos. En la siguiente figura se presenta el concepto general del flameo
inverso:
Concepto general del flameo inverso

79
Los flameos inversos en las torres son los más frecuentes. Por lo que para el diseño de
protección por flameos inversos se deben considerar problemas por flameos inversos en las
torres, despreciando los flameos inversos en los claros de las líneas. En general el flameo inverso
es influenciado por los siguientes factores:
 Distancias entre conductores y distancia entre el conductor y la estructura.
 Longitud de claro entre las torres.
 Número de hilos de guarda y su posición.
 Geometría de la estructura.
 Resistencia de conexión a tierra de la estructura.
 Punto de incidencia del rayo.
 Distribución de amplitudes de corrientes de rayo y formas de onda.
 Densidad de rayos a tierra de la zona.
 Tensión de operación de la línea.

80
Número de salidas por flameo inverso
Para la obtención del número de salidas
por flameos inversos se consideran todos los
parámetros mencionados en el apartado
anterior, los cuales varían de acuerdo a sus
distribuciones de probabilidad. Los parámetros
mencionados se ingresan a un software para
realizar el análisis y calcular el número de salidas
por flameo inverso. En todos los análisis
obtenidos se consideró un valor de
. La gráfica de la derecha
muestra los resultados de estos cálculos para un
nivel de tensión de 115 KV.

81
Las siguientes gráficas muestran familias de curvas para obtener un índice de salidas por
flameos inversos con determinada resistencia de conexión a tierra. En la primera, se muestran
para un nivel de tensión de 230 KV y en la segunda se muestran para 400 KV y para algunos tipos
de torres de líneas de transmisión usadas en Comisión Federal de Electricidad.
Número de salidas por flameos inversos contra resistencia de conexión a tierra
en torres de 230 KV usadas en C. F. E.
Número de salidas por flameo inversos contra resistencia de conexión a tierra
para torres de transmisión de 400 KV usadas en C. F. E.

82
Anexo II
Principio de Medición
de Resistencia Eléctrica
de Redes de Tierra

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo II
83
Principio de Medición de Resistencia
Eléctrica de Redes de Tierra
Generalidades:
El objetivo principal es determinar de la manera más simple y práctica el valor de la
resistencia entre la estructura de la línea de transmisión y el terreno donde se encuentra.
Esta medición se basa en la Ley de Ohm, en la cual e requiere la medición de la diferencia
de potencial y de la corriente eléctrica.
Material y Equipo:
a) Voltímetro, amperímetro y batería. Los medidores de resistencia comerciales integran
estos componentes.
b) Electrodos verticales de acero inoxidable, galvanizado o con revestimiento de cobre
soldado de 40 a 60 cm de longitud por 6 mm de diámetro mínimo y con punta en un
extremo.
c) Cables de cobre aislado para la conexión de sección transversal mínima de 2 mm2
, con
caimán en un extremo y en el otro una terminal adecuada al medidor de resistencia que
vayamos a utilizar. El cable de corriente más largo debe tener pantalla.

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo II
84
Principio de Medición:
Se clavan dos electrodos verticales llamados también sondas o electrodos a ciertas
distancias de la pata de la estructura. Se aplica una corriente entre la pata y el electrodo vertical C
y se mide con un amperímetro y la diferencia de potencial se mide con un voltímetro entre la pata
y el electrodo vertical P como se muestra en la figura:
Colocación de los Electrodos verticales de Corriente C y de Potencial P
Si el electrodo P se coloca en varios puntos entre la pata y el electrodo C de preferencia en
línea recta se puede obtener una serie de lecturas de tensión y por la Ley de Ohm, determinar la
resistencia eléctrica en cualquier punto medido.
Moviendo el electrodo vertical P de la pata de la estructura hacia el electrodo vertical C
podemos obtener una serie de valores de resistencia eléctrica los cuales nos pueden ser de
utilidad al representarlos en una forma gráfica como lo son las gráficas mismas.

85
Anexo III
Requerimientos de
Calibración de Medidores de
Resistencia de Tierra

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo III
86
Requerimientos de Calibración de
Medidores de Resistencia de Tierra
Los medidores de resistencia de tierra existentes en las áreas de CFE, excepto los de tipo
gancho, son:
 Medidores de baja frecuencia (analógicos o digitales).
 Medidores de alta frecuencia (analógicos o digitales).
Los medidores de baja frecuencia (menores de 200 Hz) deben tener una exactitud igual o
mejor al 2% de la lectura y los de alta frecuencia (igual o mayor de 5kHz) deben ser mejores del
5%, y deben ser calibrados anualmente por un laboratorio de calibración acreditado a nivel
nacional, como el LAPEM dentro de la propia Comisión Federal de Electricidad.
La calibración de los medidores de baja frecuencia debe hacerse con resistencias externas
de exactitud igual o mejor al 0.5%, de disipación suficiente. Los medidores de alta frecuencia se
calibran con resistencias externas no inductivas de exactitud igual o mejor al 1,0%, conectadas
entre los bornes E y S del medidor y con un puente entre los bornes S y H. La calibración de los
dos tipos de medidores debe hacerse para cada una de sus escalas, incluyendo siempre la de 10 .

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo III
87
No se aceptan calibraciones realizadas con el propio calibrador del instrumento.
Los medidores de alta frecuencia requieren también una calibración adicional con el
arreglo indicado en la siguiente figura. Entre los bornes E y S se conecta una resistencia de
calibración Rc, algo menor que la escala completa considerada, en serie con una inductancia de
200 µH. Entre los bornes S y H se conecta una resistencia no inductiva de aproximadamente 20Ω.
Se hace la medición ajustando la capacitancia C del medidor hasta obtener la indicación mínima de
resistencia. El error en la medición de la resistencia de calibración en serie con la resistencia
óhmica RL de la propia inductancia, debe ser igual o menor del 10% de la escala completa. Esta
calibración debe incluir siempre la escala de 10Ω. La escala mínima (3Ω o menos) no se calibra
debido al gran error que tiene.
Cada área de CFE será responsable de que se apliquen los métodos de calibración de esta
especificación.
Conexiones para la calibración adicional de un
Medidor de Tierras de Alta frecuencia
E, S y H son los bornes del medidor correspondiente a Estructura, Potencial y Corriente
respectivamente.

88
Anexo IV
Errores Frecuentes en
la Medición de
Resistividad y Resistencia

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo IV
89
Errores Frecuentes en la Medición de
Resistividad y Resistencia
Durante la medición se pueden tener errores debidos principalmente a:
a) Falta de calibración o mal funcionamiento del medidor.
Revisar si esta vigente la ultima calibración o si hay una indicación de “uso
limitado” o “no usarse”, en la calcomanía de calibración pegada al medidor.
En el campo se puede verificar el funcionamiento del medidor de una manera
práctica como la siguiente: se conecta una resistencia externa de valor conocido a los
bornes del medidor como se muestra en las siguientes figuras y se hace la medición
ajustando la capacitancia C hasta obtener la lectura mínima de resistencia. La resistencia
medida debe quedar dentro del ±5% del valor de la resistencia externa para los medidores
de baja frecuencia y del ±10% en los medidores de alta frecuencia, para considerar que el
medidor funcione y mida razonablemente.
Verificación del funcionamiento del
Medidor de Resistividad de Baja Frecuencia

90
Verificación del funcionamiento del
Medidor de Resistividad de Alta Frecuencia
La resistencia externa deberá ser de carbón, como las utilizadas en electrónica, de
al menos 1 W y ±5% de tolerancia. Su valor se obtiene mediante medición con un
multímetro (óhmetro) digital de exactitud igual o mejor al ±1%, realizada preferentemente
en el sitio.
Conviene contar con varias resistencias externas de valores próximos pero
menores a las escalas completas del medidor para hacer una verificación más completa,
en cualquier caso, se recomienda contar con una resistencia externa de 10Ω.
b) Falso contacto entre el caimán de conexión y la varilla.
Limpiar el caimán y la varilla hasta eliminar la capa de óxido en las superficies de
contacto.
c) Baterías de instrumento bajas.
Reemplazarlas por baterías nuevas o en su caso, recargarlas.
d) Algún cable de medición está abierto.
Verificar la continuidad del cable y si está abierto repárelo o reemplácelo.
e) No se ajusto el cero mecánico del instrumento para equipo analógico.
Antes de reemplazar cualquier medición, se debe colocar la aguja en el cero de la
carátula del equipo, por medio del tornillo de ajuste.

91
f) Tomar un valor equivocado del multiplicador de la escala de resistencia para equipo
analógico.
Considerar siempre el valor del multiplicador que éste indique.
g) Valor fuera del intervalo del instrumento.
Realizar una nueva medición humedeciendo ligeramente y solamente alrededor
de cada varilla.
h) La lectura de la aguja no se estabilizan.
Existe mucha interferencia o ruido eléctrico. Medir en otro sitio cercano donde no
haya interferencia, utilizar un equipo que cuente con filtro o cambiar la orientación de la
alineación de las varillas o medir en otra ocasión.

92
Anexo V
Fabricación de Electrodos en
Campo para Sistemas de Tierra

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Anexo V
93
Fabricación de Electrodos en
Campo para Sistemas de Tierra
Previamente, se debe fabricar un armazón de madera de 100 cm de alto por 25 cm de
lado, utilizando un cuadrado de 25 cm. El armazón debe tener dos crucetas colocadas a 30 cm de
cada lado, tal y como se muestra en la siguiente figura:
Armazón de madera

94
Empezando a 20 cm de la parte inferior del armazón, se hará una bobina de cobre de 25
cm de diámetro nominal, utilizando para tal fin 6,5 m de alambre de cobre de 33,62 mm² de
sección transversal. La separación entre los devanados de la bobina es de 9 cm aproximadamente,
de tal manera que se tenga una longitud de 60 cm, con la finalidad de obtener una distribución
uniforme en toda la superficie del electrodo.
Adicionalmente, se debe fabricar una chaqueta cilíndrica de lámina de acero inoxidable
de 33 cm de diámetro y 95 cm de longitud, con dos agarraderas en un extremo.
Posteriormente se deben realizar las cepas para la instalación de los electrodos a 1,6 m de
profundidad y diámetro entre 35 a 55 cm. Instalar en el fondo de la cepa la chaqueta cilíndrica con
las agarraderas hacia arriba e introducir la bobina de cobre, procurando de que quede centrada.
Cepa necesaria para la Instalación del Electrodo
Preparar el relleno químico utilizando alguna de las dos siguientes mezclas:
d) Mezcla A:
Se requieren 80 kg de una mezcla de 75% de yeso, 20% de bentonita y 5% de
sulfato de sodio. Agregar la mezcla en el interior de la chaqueta y en el exterior, tierra de
la misma excavación. Posteriormente agregar 40 litros de agua al interior de la chaqueta
poco a poco, utilizando un tubo para agitar la mezcla. Inmediatamente, retirar la chaqueta
de acero.

95
e) Mezcla B:
Preparar en un recipiente abierto, de preferencia en una carretilla o cajón de
madera, 50 kg de químico intensificador nacional, agregándole agua poco a poco hasta
completar 60 litros, tratando de homogeneizar la mezcla con una cuchara de albañil.
Agregar la mezcla en el interior de la chaqueta y en el exterior tierra de la misma
excavación. Inmediatamente, retirar la chaqueta de acero.
Realizar la conexión de la bobina de cobre a la estructura por medio de un cable conductor
que puede ser de cobre o de hilo de guarda de alumoweld o galvanizado.
Terminar de rellenar la cepa con tierra de la misma excavación.

96
Conclusión
En esta Monografía se ha justificado la necesidad de establecer una Red de Tierra como
protección eléctrica a una línea de transmisión, hemos podido apreciar como las descargas
atmosféricas son un factor que debemos considerar en el momento de diseñar una transmisión
mediante líneas y comprender la importancia del cable de guarda.
Se han establecido métodos para obtener datos que permitirán el diseño de una Red de
Tierra y podemos afirmar que cada método es preciso en ciertas condiciones, cada método
presenta variables dependiendo de las variantes bajo las cuales se trabaje pero cada una de ellas
está fundamentada en conceptos de la Ingeniería Eléctrica.
El diseño de una Red de Tierra es complejo y su complejidad parte desde el conocer cómo
elaborar una medición adecuada, ya sea de resistividad o resistencia, hasta la colocación de los
electrodos. Existen diferentes recomendaciones para establecer una Red basándose en el tipo de
suelo como también existen factores que pueden optimizar nuestra conductividad y por tanto
contar con una protección más confiable.
Una red de tierra en conjunto con el cable de guarda proporcionarán una protección
eléctrica para descargas atmosféricas, que fundamentada en principios eléctricos relativamente
simples, aislarán nuestro sistema de corrientes de falla.
Atte. Salazar Jorge Rafael

97
Bibliografía
Coordinación de Aislamiento por Descargas
Atmosféricas en Líneas de Transmisión
Instituto de Investigaciones Eléctricas
Enero de 1996
Métodos de ubicación del cable de guardia 2009
Universidad Nacional de La Plata
Facultad de Ingeniería
Año 2009
A Survey on cigré and ieee procedures for the estimation of the lightning performance of
overhead transmission and distribution lines.
C.A. Nucci
X SIPDA, Curitiba Brazil, 2009
Guía para la coordinación de Aislamiento en líneas de Alta Tensión
ASINEL Asociación de Investigación de la Industria Eléctrica
Mayo de 1979
Guide to Procedures for Estimating the Lightning Performance
of Transmission Lines
CIGRÉ WG 33-01 (A. Eriksson)
Cigré Brochure 63, October 1991

98
CFE 00JL0 -28-1999
Redes de Tierra para Estructuras de Líneas de Transmisión Aéreas de 69 a 400 KV.
CFE 56100-16-1996
Electrodos para Tierra.
CFE D8CME-07-1998
Protección Anticorrosiva para Cimentación de Estructuras Autosoportadas
de Líneas de Transmisión.
NOM-008-SCFI-1993
Sistema General de Unidades de Medida.
CFE 00J00 -01-1980
Recomendaciones para el Cálculo Preliminar de Redes de Tierra en Plantas y
Subestaciones Eléctricas.
IEE No. 80
Guide of Safety in A. C. Substations Groundins.
Guía para la Protección de Tierra en Subestaciones de C. A.

99

Sistema de tierras torres2

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