8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE CONSTRUCCIÓN 5 · Tabla 8.11 Capacidades utilizadas a nivel de...

COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P.

CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA

CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES DE

DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE LA ENERGÍA

CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE

CONSTRUCCIÓN PÁGINA: 1 de 119

ELABORÓ: GESTOR DE NUEVAS CONEXIONES

REVISÓ: DIRECTOR DE INGENIERIA

APROBÓ: GERENTE DE DISTRIBUCIÓN

FECHA: 08-08-2018 FECHA: 08-08-2018 FECHA: 08-08-2018

TABLA DE CONTENIDO

8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE CONSTRUCCIÓN ............................................................ 5

8.1 INTRODUCCION ................................................................................................................... 5

8.2 NIVELES DE TENSIÓN. .......................................................................................................... 5

8.3 SISTEMA ELÉCTRICO DE ENERTOLIMA................................................................................... 6

8.4 DISPOSICIONES GENERALES ................................................................................................. 7 8.4.1 Conexión de clientes a la red de media tensión. ...................................................................................... 7 8.4.2 Instalaciones provisionales. ..................................................................................................................... 8 8.4.3 Certificados de Conformidad de producto. .............................................................................................. 9 8.4.4 Derechos de paso y servidumbre. ............................................................................................................ 9 8.4.5 Licencia ambiental. ................................................................................................................................. 13 8.4.6 Prohibiciones. ......................................................................................................................................... 17 8.4.7 Estética de las Instalaciones. .................................................................................................................. 19 8.4.8 Dictámenes de inspección. ..................................................................................................................... 19 8.4.9 Instalaciones de uso final. ...................................................................................................................... 20 8.4.10 Alumbrado público. ........................................................................................................................... 20

8.5 GENERALIDADES EN REDES AEREAS DE MEDIA Y BAJA TENSION.......................................... 21 8.5.1 Apoyos. ................................................................................................................................................... 21 8.5.2 Crucetas. ................................................................................................................................................. 25 8.5.3 Herrajes. ................................................................................................................................................. 27 8.5.4 Aisladores ............................................................................................................................................... 28 8.5.5 Separador de fases en redes aéreas de MT ........................................................................................... 30 8.5.6 Amarre de los conductores a los aisladores. .......................................................................................... 30 8.5.7 Uso de las varillas de armar. .................................................................................................................. 30 8.5.8 Derivaciones y estribos. ......................................................................................................................... 31 8.5.9 Conectores: ............................................................................................................................................ 32 8.5.10 Retenidas (templetes). ....................................................................................................................... 32

8.6 REDES DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN (NIVELES 13,2 KV Y 34,5 KV) .......................... 36 8.6.1 Conductores en redes aéreas MT. ......................................................................................................... 37 8.6.2 Uso de cable semi-aislado – redes tipo compacta: ................................................................................ 39 8.6.3 Uso del cable de media tensión aislado. ................................................................................................ 39 8.6.4 Uso del puente flojo: .............................................................................................................................. 40

8.7 REDES DE DISTRIBUCION DE BAJA TENSION. ....................................................................... 40 8.7.1 Generalidades redes distribución de baja tensión. ................................................................................ 40 8.7.2 Calibre de los conductores. .................................................................................................................... 41 8.7.3 Empalme de conductores....................................................................................................................... 41 8.7.4 Marcación de fases en baja tensión. ...................................................................................................... 41 8.7.5 Esfuerzos permisibles. ............................................................................................................................ 42





CAPÍTULO VIII

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8.7.6 Redes de distribución urbanas en baja tensión (red trenzada).............................................................. 43 8.7.7 Grapas de retención y suspensión para cable trenzado. ....................................................................... 43 8.7.8 Fusible A.P.R tipo NH .............................................................................................................................. 44 8.7.9 Cajas para derivación de acometidas. .................................................................................................... 44 8.7.10 Conectores para conexión a la red. ................................................................................................... 45 8.7.11 Anclaje de acometida sobre el poste. ................................................................................................ 46 8.7.12 Cinta y hebilla de acero inoxidable. ................................................................................................... 46 8.7.13 Grapa de retención (tensor) para acometida en poste. .................................................................... 46 8.7.14 Conexión de acometida domiciliaria red trenzada. ........................................................................... 46 8.7.15 Cable para conexión de la caja a red trenzada. ................................................................................. 46 8.7.16 Tableros eléctricos. ............................................................................................................................ 46

8.8 REDES SUBTERRÁNEAS MEDIA Y BAJA TENSION. ................................................................ 49 8.8.1 Rotulado de conductores subterráneos. ................................................................................................ 49 8.8.2 Cámaras de inspección subterránea. ..................................................................................................... 49 8.8.3 Transiciones aéreas – subterráneas. ...................................................................................................... 51 8.8.4 Canalizaciones o banco de ductos. ......................................................................................................... 52

8.9 SUBESTACIONES ELECTRICAS ............................................................................................. 60 8.9.1 Generalidades. ....................................................................................................................................... 60 8.9.2 Transformadores de Distribución........................................................................................................... 63 8.9.3 Capacidad de los Transformadores. ....................................................................................................... 64 8.9.4 Montaje de transformadores. ................................................................................................................ 66 8.9.5 Cargabilidad de transformadores. .......................................................................................................... 66 8.9.6 Bajantes MT de transformadores:.......................................................................................................... 66 8.9.7 Tipos normalizados de subestaciones. ................................................................................................... 67

8.10 PROTECCIONES ELÉCTRICAS. .............................................................................................. 85 8.10.1 Uso de protecciones en baja tensión. ................................................................................................ 85 8.10.2 Uso de protecciones en derivaciones de media tensión. .................................................................. 89 8.10.3 Configuración de circuitos industriales a 34,5 kV. ............................................................................. 89 8.10.4 Elementos de protección contra sobrecorriente. .............................................................................. 91 8.10.5 Coordinación de protecciones. .......................................................................................................... 95 8.10.6 Estudio de coordinación de protecciones .......................................................................................... 97 8.10.7 Cable de guarda. ................................................................................................................................ 99

8.11 PUESTA A TIERRA............................................................................................................. 100 8.11.1 Sistema de puesta a tierra tipo circular. .......................................................................................... 102 8.11.2 Compensación del sistema de puesta a tierra mediante contrapesos. ........................................... 103 8.11.3 Instalación de sistema de Puesta a Tierra en Redes Aéreas ............................................................ 103

8.12 INSTALACIONES ELÉCTRICAS BÁSICAS O DE USO FINAL. .................................................... 104 8.12.1 Conductores. .................................................................................................................................... 104 8.12.2 Conductores de Aluminio serie AA 8000 para uso final................................................................... 106 8.12.3 Conectores. ...................................................................................................................................... 106 8.12.4 Capacete. ......................................................................................................................................... 107 8.12.5 Acometidas. ..................................................................................................................................... 107 8.12.6 Tuberías de Acometidas................................................................................................................... 108 8.12.7 Protecciones. ................................................................................................................................... 108





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8.12.8 Canalizaciones Superficiales. ........................................................................................................... 110 8.12.9 Cajas de Paso, Inspección, Reparto y Terminales. ........................................................................... 110 8.12.10 Interruptores de Pared. ................................................................................................................... 111 8.12.11 Salidas de Iluminación. .................................................................................................................... 112 8.12.12 Salidas normales de toma de energía. ............................................................................................. 113 8.12.13 Salidas especiales de toma de energía. ........................................................................................... 116 8.12.14 Conexión entre cajas y tierra. .......................................................................................................... 116 8.12.15 Puesta a tierra. ................................................................................................................................. 116 8.12.16 Conexión de Puesta a Tierra en Acometidas en Baja Tensión. ........................................................ 119

LISTA DE TABLAS

Tabla 8.1 Subestaciones del sistema eléctrico de ENERTOLIMA......................................... 6 Tabla 8.2 Ancho de la zona de servidumbre de líneas [m].............................................. 11 Tabla 8.3 Procedimiento para el trámite de la licencia ambiental - Decreto 1753 de 1994. . 15 Tabla 8.4 Especificaciones técnicas aislador tensor. ...................................................... 29 Tabla 8.5 Conductores en redes aéreas MT. ................................................................. 37 Tabla 8.6 Conectores DBH. ........................................................................................ 45 Tabla 8.7 Ductos de acuerdo al nivel de tensión. .......................................................... 53 Tabla 8.8 Profundidades mínimas de enterramiento de redes de distribución subterráneas. 56 Tabla 8.9 Capacidades utilizadas a nivel de 34,5 kV. ..................................................... 65 Tabla 8.10 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV. ................................................... 65 Tabla 8.11 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (trifásicos). ........... 65 Tabla 8.12 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (monofásicos). ....... 65 Tabla 8.13 Fusibles normalizados transformador tipo PEDESTAL. .................................... 76 Tabla 8.14 Tipos de construcción ................................................................................ 81 Tabla 8.15 Valores Característicos de los líquidos dieléctricos usados en transformadores. . 83 Tabla 8.16 Protecciones a instalar a 13.2 kV. ............................................................... 88 Tabla 8.17 Protecciones a instalar a 34.5 KV. ............................................................... 89 Tabla 8.18 Protecciones normalizadas para clientes industriales a 34,5 kV. ...................... 90 Tabla 8.19 Tipos de fusibles. Fuente norma técnica EBSA. ............................................. 92 Tabla 8.20 . Coordinación reconectador-fusible. ........................................................... 96 Tabla 8.21 Valores de referencia para resistencia de puesta a tierra. ............................ 101





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LISTA DE FIGURAS Figura 8.1 Crucetas autosoportadas. ................................................................... 27 Figura 8.2 Varillas de armar. .............................................................................. 31 Figura 8.3 Retenida tipo cuerda de guitarra. ........................................................ 35 Figura 8.4 Retenida para terminal en bandera. ..................................................... 36 Figura 8.5 Marcación de fases en redes de media tensión. ..................................... 38 Figura 8.6 Ejemplo marcación de las fases en Baja tensión en transformadores ...........

(Sistema c.a 208/120 V). .................................................................................. 42 Figura 8.7 Conector DBH. .................................................................................. 45 Figura 8.8 Cuarto para subestación. Fuente articulo 89 acuerdo 009 de 2002. ......... 61 Figura 8.9 Tipos de reconectadores según su ubicación. ........................................ 95 Figura 8.10 Molde para ejecución de la soldadura exotérmica. ..............................101 Figura 8.11 Cajas para inspección de las varillas del sistema de puesta a tierra. ......102 Figura 8.12 Sistema de puesta a tierra en forma de anillo. ...................................102 Figura 8.13 Sistema de puesta a tierra con contrapesos. ......................................103 Figura 8.14 Sistemas con puestas a tierra dedicadas e interconectadas. .................118





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8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE CONSTRUCCIÓN

8.1 INTRODUCCION

Los profesionales involucrados en el diseño, supervisión, construcción, operación,

mantenimiento, reposición y otras actividades relacionadas con la puesta en funcionamiento de un proyecto eléctrico, deberán consultar a la compañía sobre la

infraestructura eléctrica instalada en las subestaciones, respecto a los equipos de protección y seccionamiento, los sistemas de comunicación asociados al mando y

control instalados, para cumplir con los procesos de aprobación de diseños, la puesta en servicio y la conexión del proyecto al sistema, garantizando confiabilidad, seguridad, selectividad y rapidez de desconexión necesarias para mantener la estabilidad del

sistema.1

Lo anterior, en virtud de la responsabilidad que tiene el OR por la calidad de la potencia (desviaciones de los valores especificados para las variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente), y del servicio suministrado a los usuarios

conectados a su sistema.

8.2 NIVELES DE TENSIÓN.

Para el sistema eléctrico de la COMPAÑÍA se especifican los siguientes niveles de

tensión: • Baja Tensión: Son las redes de distribución eléctrica urbanas o rurales cuyos

niveles de tensión están comprendidos entre 25 y 1.000 Voltios.

• Media Tensión (M.T.): Son las redes de distribución eléctrica urbanas o rurales cuyos niveles de tensión son 13.200 Voltios (13, 2 kV) y 34.500 Voltios (34,5 kV).

• Alta Tensión (A.T): son las redes de distribución eléctrica urbanas o rurales cuyos niveles de tensión son 115.000 y 230.000 voltios.

De acuerdo con la resolución 024 de 2005, la cual modifica los numerales 6.21 y 6.2.2 del Anexo General del Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica las tensiones

en estado estacionario a 60 Hz no podrán ser inferiores al 90% de la tensión nominal ni ser superiores al 110% de esta durante un periodo superior a un minuto.

1 Resolución 070/98 numeral 4.3.3





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8.3 SISTEMA ELÉCTRICO DE ENERTOLIMA.

El sistema eléctrico de ENERTOLIMA comprende un Sistema de Transmisión Regional (STR) y un Sistema de Distribución Local (SDL) conformado por 75 subestaciones,

que alimentan a los 47 municipios del departamento del Tolima a través de líneas y equipos asociados que enlazan dichas subestaciones.

El sistema de distribución de ENERTOLIMA está divido en cuatro zonas (centro, norte, sur y oriente); cada una de ellas está compuesta por subestaciones que alimentan

las diferentes sub-áreas, a través de circuitos de distribución con niveles de tensión apropiados para la conexión de transformadores locales.

Tabla 8.1 Subestaciones del sistema eléctrico de ENERTOLIMA

El sistema eléctrico de distribución de ENERTOLIMA ofrece los siguientes niveles de tensión:

a. Media Tensión: 34.5 y 13.2 kV. b. Baja Tensión:

• Sistema trifásico tetrafilar: 208 voltios entre fases y 120 Voltios fase-neutro. • Sistema bifásico: 240 voltios entre fases y 120 Voltios fase-neutro.

NIVEL DE

TENSION

ZONA

CENTRO

ZONA

NORTE

ZONA

ORIENTEZONA SUR TOTAL

230/115/34,5 1 1 2

115/34,5/13,2 3 1 3 7

115/34,5 1 1 1 3

34,5/13,2 11 14 22 16 63

TOTALES 16 16 26 17 75

Cantidad 2 Cantidad 10 Cantidad 63

Carga

instalada427,5 MVA

Carga

instalada409,5 MVA

Carga

instalada324,68 MVA

SUBESTACIONES DEL SISTEMA ELECTRICO DE ENERTOLIMA

SUBESTACIONES POR ZONA Y NIVEL DE TENSION

SUBESTACIONES

230/115 kV

SUBESTACIONES

115/34,5/13,2 kV

SUBESTACIONES

34,5/13,2 kV





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En media tensión el sistema monofásico monofilar no es aceptado debido a que el Reglamento Técnico prohibió la construcción de instalaciones eléctricas donde se use

la tierra como único conductor de retorno de la corriente. No se permite la reposición de equipos de sistemas monofilares así estos hubieran

sido construidos con anterioridad a la vigencia del RETIE, estos sistemas se deberán remodelar plenamente, cumpliendo los requisitos del presente reglamento2

8.4 DISPOSICIONES GENERALES

El presente capitulo contiene los valores, tablas e información relacionada que ha sido adoptada del reglamento técnico de instalaciones eléctricas RETIE según lo

establecido en la resolución 90708 de agosto del 2013 y las resoluciones CREG que apliquen a cada caso.

8.4.1 Conexión de clientes a la red de media tensión. El punto de conexión para nuevos suministros se fija de acuerdo con la legislación vigente, de forma que la nueva carga no afecte al funcionamiento normal de la red

de distribución y no genere cambios indeseados en los parámetros del sistema ni en la arquitectura de la red eléctrica, de conformidad con Reglamento Técnico – RETIE.

Como norma general, debe existir siempre un elemento de seccionamiento y protección, con acceso libre al personal de ENERTOLIMA, que permita la realización

de maniobras de conexión y desconexión de redes particulares a la red de distribución de la compañía.

Las líneas de media tensión de propiedad particular que se proyecten conectar a la red de alimentación deberán conservar las mismas o mejores características técnicas,

debidamente justificadas, teniendo en cuenta la arquitectura general y longitud de los circuitos, los esquemas de control y protección implementados y demás equipos

instalados en las subestaciones de distribución de ENERTOLIMA. El levantamiento, georreferenciado, de la ruta y detalles de la canalización proyectada

debe incluir todas las líneas de paramento, aceras, zonas verdes, vías, separadores e incluso se deben indicar las redes subterráneas existentes de energía,

telecomunicaciones, acueducto, alcantarillado y gas.3

2 RETIE Artículo 31.4. 3 EPM RSO-002.





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El OR podrá especificar un nivel de tensión de conexión diferente al solicitado por el usuario por razones técnicas debidamente sustentadas.4

8.4.2 Instalaciones provisionales. Son aquellas que se ejecutan para suministrar temporalmente el servicio de energía a un proyecto durante el periodo de construcción, rehabilitación, mantenimiento,

reparación o demolición de edificaciones, estructuras o a instalaciones transitorias como ferias o espectáculos, montajes de equipos, proyectos de investigación; el

suministro de energía debe ser de carácter temporal, no mayor a seis (6) meses, prorrogables según el criterio de la compañía para la terminación de la construcción, previa solicitud del usuario.

El servicio de energía a instalaciones provisionales debe estar condicionado a que un

profesional competente presente un procedimiento escrito de control de los riesgos eléctricos de esta instalación y se responsabilice del cumplimiento del mismo directamente o en cabeza de otro profesional competente. El procedimiento, así como

el nombre y número de matrícula profesional del responsable, debe estar a disposición del Operador de Red y de cualquier autoridad competente.5

Por su carácter transitorio y las continuas modificaciones que presentan este tipo de instalaciones, no se requiere la certificación, la cual se remplaza por el documento

establecido para el control de la misma y durante el tiempo de existencia de este tipo de instalación. En ningún caso la instalación provisional se debe dejar como

definitiva.6. En las instalaciones provisionales se deben cumplir mínimo los siguientes requisitos:7

- Debe tener un tablero o un sistema de distribución provisional con protección de falla a tierra, excepto para los equipos que no lo permitan porque la protección

diferencial puede causar mayor riesgo.8 - Se deben desmontar inmediatamente después de terminar la construcción o el fin

para el que fueron instaladas. - Todo circuito ramales debe tener una protección de sobre-corriente, con el

encerramiento apropiado contra contacto directo o indirecto de personas.

- No se permite la instalación directa en el piso de cables que puedan ser pisados por las personas o vehículos al menos que estén certificados para esta aplicación.

- No se permite el uso de tomacorrientes sin su encerramiento apropiado.

4 Articulo 27 Resolución 156 de 2011 5 Artículo 28.2.b del RETIE. 6 Artículo 28.2.d del RETIE. 7 Artículo 28.2.e del RETIE. 8 Artículo 28.2.a del RETIE.





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- Toda instalación provisional deberá incorporar equipos de medida seleccionados de acuerdo con la resolución 038-2014.

- Este tipo de instalaciones debe cumplir lo establecido en el Artículo 28.2 del Reglamento Técnico y lo especificado en la sección 305 del Código Eléctrico

Colombiano (NTC 2050 Primera Actualización). En todo caso, ENERTOLIMA suspenderá el suministro de energía a instalaciones que

presentan peligro inminente:

1. Instalaciones provisionales que presenten alto riesgo o en la operación se apliquen prácticas inseguras, que pongan en peligro inminente la salud o la vida de las personas, el medio ambiente o los bienes físicos conexos a la instalación.

2. Instalaciones eléctricas provisionales de ferias y espectáculos, cuya

responsabilidad es de las autoridades locales, quienes deben exigir y verificar que se cumplan los requisitos de seguridad en dichas instalaciones.

8.4.3 Certificados de Conformidad de producto. Para efectos de la demostración de conformidad con el reglamento de instalaciones eléctricas RETIE, sólo se aceptan los certificados de conformidad de productos

emitidos por organismos de certificación de producto acreditados por el ONAC y los que homologue o convalide la SIC9.

Los productos usados en las instalaciones eléctricas objeto del RETIE y que estén listados en el Tabla 2.1 del mismo, deben demostrar la conformidad con el RETIE

mediante un Certificado de Conformidad de Producto expedido por un organismo de certificación acreditado.

Se debe tener en cuenta los productos que tienen excepciones.10

8.4.4 Derechos de paso y servidumbre.

La zona de servidumbre es una franja de terreno que se deja sin obstáculos a lo largo de una línea de transporte o distribución de energía eléctrica, como margen de seguridad para la construcción, inspección, operación y mantenimiento de la línea, y

de esta manera tener una interrelación segura con el entorno.

En el reglamento se especifican los anchos de franjas de servidumbre para líneas de tensión igual o superior a 57.500 V, sin embargo, para tensiones menores el ancho

9 RETIE, Articulo 32.1.2. 10 RETIE, Articulo 2.4.





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de servidumbre se debe tomar como la franja resultante de aplicar dos veces la distancia mínima de seguridad horizontal, más la distancia de separación entre los

conductores externos de la red.

Teniendo en cuenta que las redes de nivel 2 y 3 se construyen en postes sencillos, en estructuras tipo “H” o en tres postes se indican a continuación las posibles configuraciones, las cuales, por temas de expansión de redes, en los circuitos bifásicos

se deben considerar el tercer conductor para fijar la franja de servidumbre.

a) En vanos cortos, los circuitos se construyen en postes sencillos, y las estructuras

se visten con crucetas de 2,4 m para 34,5 kV con separación entre los conductores externos de 2,2 m y con crucetas de 2,0 m para 13,2 kV y separación entre los conductores externos de 1,8 m.

b) En vanos largos o estructuras que comparten varios circuitos, ya sea en 13.2 kV

o 34.5 kV, las estructuras se construyen en dos postes en disposición tipo “H”, con crucetas de 4 m, con separación entre los conductores externos de 3,8 m y con

crucetas de 6 m, con separación entre los conductores externos de 5,8 m.

c) En vanos muy largos donde las estructuras se construyen con tres postes, se debe

tener en cuenta que la componente de la franja de servidumbre varia por la distancia de separación entre los conductores externos de la red, los cuales

dependen de la longitud de los vanos adyacentes.

En la siguiente tabla se complementan las franjas de servidumbre:

TIPO DE ESTRUCTURA TENSIÓN (kV) ANCHO MÍNIMO (m)

Torres/postes 500 (2 Ctos.) 65

500 (1 Cto.) 60

Torres/postes 400 (2 Ctos.) 55

400 (1 Cto.) 50

Torres 220/230 (2 Ctos.) 32

220/230 (1 Cto.) 30

Postes 220/230 (2 Ctos.) 30

220/230 (1 Cto.) 28

Torres 110/115 (2 Ctos.) 20

110/115 (1 Cto.) 20

Postes 110/115 (2 Ctos.) 15

110/115 (1 Cto.) 15





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Torres/postes 57,5/66 (1 o 2 Ctos.) 15

Poste sencillo 34,5/13.2 6,8/6,4

Postes dobles en

estructura tipo “H” 34,5 y 13.2 8,4/10,4

Postes triples 34,5 y 13.2 4,6 + separación entre

conductores externos

Postes 0,240/0,208/0,120

(tipo abierta) 3,4

Tabla 8.2 Ancho de la zona de servidumbre de líneas [m]

Generalmente la proyección de redes eléctricas requiere cruzar terrenos particulares,

para lo cual se deberán concertar, tramitar y obtener los correspondientes derechos de paso y servidumbre ante propietarios de predios con apoyo de las autoridades

municipales del lugar donde se va a efectuar el proyecto. Esto basado en el artículo 56 de la Ley 142 de 1994, en el cual se declara de utilidad pública e interés social de la ejecución de obras para prestar los servicios públicos y la adquisición de espacios

suficientes para garantizar la protección de las instalaciones respectivas. En caso de no llegar a acuerdos con los propietarios se aplicará la imposición de servidumbres

tal como lo establece el artículo 57 de la mencionada ley y de acuerdo con los términos establecidos en la Ley 56 de 1981, el propietario del predio afectado tendrá derecho a indemnización por las incomodidades y perjuicios que ello le ocasione.

La Compañía dará trámite a los diseños siempre y cuando se hayan obtenido los

permisos correspondientes. Las distancias mínimas de seguridad y los anchos de franjas de servidumbre deben

ser objeto de especial atención por parte de diseñadores, constructores e inspectores, así como de las autoridades de planeación local y entidades responsables de la

expedición y control de licencias o permisos de parcelación, urbanización y construcción.

Dentro de la zona de servidumbre se debe impedir la siembra o crecimiento natural

de árboles o arbustos que con el transcurrir del tiempo comprometan la distancia de seguridad y se constituyan en un peligro para las personas o afecten la confiabilidad

de la línea. El propietario u operador de la línea debe hacer uso periódico de la servidumbre ya sea con el mantenimiento de la línea o poda de la vegetación y debe dejar evidencia de ello. En los casos que la servidumbre se vea amenazada, en

particular con la construcción de edificaciones, debe solicitar el amparo policivo.

Se debe denunciar ante las entidades de control y vigilancia a quien al modificar una construcción viole las distancias mínimas de seguridad o franjas de servidumbre, que





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pongan en alto riesgo de electrocución no sólo a los moradores de la construcción objeto de la violación, sino a terceras personas y en riesgo de incendio o explosión a

las edificaciones contiguas.

Los diseños de edificaciones aledañas a las zonas de servidumbre deben incluir memorias de cálculo de campos electromagnéticos que se puedan presentar en cada piso a un metro de altura y el propietario u operador de la línea debe entregar, cuando

le soliciten, los máximos valores de tensión y corriente del circuito.

La repotenciación de líneas existentes, cambiando el calibre o el tipo de conductor, sin incrementar el valor de la tensión, no requiere ampliación de la zona de servidumbre; sin embargo, cuando las zonas de servidumbres son reducidas, se debe

estudiar la implementación de nuevas tecnologías, que permitan minimizar riesgos de origen eléctrico.

Los propietarios u operadores de líneas de transmisión deben informar

periódicamente a los residentes aledaños a las franjas de servidumbre de la línea, sobre los riesgos de origen eléctrico que se puedan generar por el desarrollo de prácticas indebidas dentro de la franja de servidumbre y deben dejar evidencias del

hecho. Se recomienda colocar letreros o placas sobre las estructuras en partes visible al público.

En todo caso, los permisos requeridos para la ejecución de un proyecto deben ser tramitados por el interesado, los cuales para entrar en operación deberán tener los dominios y servidumbres constituidas.

Mantenimiento del área de servidumbre.

El mantenimiento consiste en podar árboles y cortar malezas, arbustos y toda vegetación de las redes eléctricas para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.

La poda debe hacerse con los circuitos desenergizados y cortando las ramas de tal forma que se guarden las distancias fase a tierra indicadas en el RETIE.

Los trabajos se deben enfocar a la limpieza de aquellas zonas donde haya árboles que representen riesgo para la confiabilidad del circuito. En todos los circuitos eléctricos

deberán eliminarse elementos extraños al circuito como son: Los nidos de pájaros, colmenas, hormigueros o basuras que se encuentren adheridos a los postes, crucetas,

bajantes y en los conductores eléctricos. ENERTOLIMA realizará la limpieza de la servidumbre en condiciones favorables de

seguridad industrial y los productos de la limpieza se deberá recoger y disponerlo acorde a las normas ambientales vigentes.





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8.4.5 Licencia ambiental.

Es la autorización que otorga la autoridad ambiental competente para la ejecución de un proyecto, obra o actividad, que pueda producir deterioro grave a los recursos

naturales renovables o al medio ambiente o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje, exigiendo al beneficiario a cumplir los requisitos, términos, condiciones y obligaciones que la misma establezca en relación con la prevención,

mitigación, corrección, compensación y manejo de los efectos ambientales, y lleva implícitos todos los permisos, autorizaciones y/o concesiones para el uso,

aprovechamiento y/o afectación de los recursos naturales renovables del proyecto, obra o actividad autorizada.

La licencia ambiental deberá obtenerse antes de iniciar la construcción del proyecto, obra o actividad.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales -ANLA- otorgará o negará de manera

privativa la licencia ambiental para los siguientes proyectos, obras o actividades en el sector eléctrico:

a) La construcción y operación de centrales generadoras de energía eléctrica con capacidad instalada igual o superior a cien (100) MW.

b) Los proyectos de exploración y uso de fuentes de energía alternativa virtualmente

contaminantes con capacidad instalada superior o igual cien (100) MW.

c) El tendido de las líneas de transmisión del Sistema de Transmisión Nacional (STN),

compuesto por el conjunto de líneas con sus correspondientes subestaciones que se proyecte operen a tensiones iguales o superiores a doscientos veinte (220) KV.

Las Corporaciones Autónomas Regionales, las de Desarrollo Sostenible, los Grandes Centros Urbanos y las autoridades ambientales creadas mediante la Ley 768 de 2002,

otorgarán o negarán la licencia ambiental para los siguientes proyectos, obras o actividades, que se ejecuten en el área de su jurisdicción en el sector eléctrico:

a) La construcción y operación de centrales generadoras con una capacidad mayor o igual a diez (10) y menor de cien (100) MW, diferentes a las centrales generadoras

de energía a partir del recurso hídrico.

b) El tendido de líneas del Sistema de Transmisión Regional conformado por el

conjunto de líneas con sus módulos de conexión y/o subestaciones, que operan a tensiones entre cincuenta (50) KV y menores de doscientos veinte (220) KV.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



c) Los proyectos de exploración y uso de fuentes de energía virtualmente contaminantes con capacidad instalada de igual o mayor a diez (10) MW y menor

de cien (100) MW.

Proyectos que No requieren de licencia ambiental: Las subestaciones eléctricas sobre líneas existentes; la restitución o sustitución de unidades de generación térmica por otras de tecnologías más limpias; la ampliación de líneas de transmisión de

circuito sencillo a doble y triple circuito; repotenciación de líneas de energía existentes; sistemas de generación sobre instalaciones preexistentes de desarrollo

hidráulico; líneas de conexión de plantas de generación al sistema interconectado nacional no mayor de treinta (30) kilómetros; las pequeñas centrales hidroeléctricas; las centrales térmicas con capacidad de generación menor o igual a diez (10)

megavatios; las plantas de generación de energía con fuentes solar o de biomasa, menores de un (1) megavatio; las redes de distribución eléctrica del Sistema

Interconectado Nacional; los sistemas de telecomunicaciones sobre infraestructura existente; la construcción o instalación de grandes torres electromagnéticas entre

otros. Recientemente se excluyó de licencia ambiental a las centrales generadoras de energía a partir del recurso hídrico menor de 100 MW.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Tabla 8.3 Procedimiento para el trámite de la licencia ambiental - Decreto 1753 de 1994.

Todo proyecto, de acuerdo con la normatividad vigente, que genere un impacto sobre el medio ambiente deberá tramitar y obtener la respectiva “licencia o permiso ambiental, de acuerdo con el nivel de tensión del proyecto”, y elaborará el “plan de

manejo ambiental” que será avalado por autoridad competente de acuerdo con el artículo 9 decreto 2041 de 2014.

Estudio de impacto ambiental (EIA): es un procedimiento jurídico-administrativo

de recolección de información, análisis y predicción destinada a anticipar, corregir y

Descripcion

1

El interesado solicita en la etapa de factibilidad a la

autoridad ambiental, que se pronuncie sobre la

necesidad de presentar o no un DAA. Debe anexar

la información pertinente - Inscripción

2

La autoridad ambiental decide si se requiere o no el

DAA En caso afirmativo define los términos de

referencia.

3 El interesado realiza el D.A.A

4El interesado presenta el D.A.A a la autoridad

ambiental

5

La autoridad ambiental elige la alternativa y/o fija los

términos de referencia sobre los cuales se hará el

E.I.A

6 El interesado realiza el E.I.A

7

El interesado presenta la solicitud de Licencia

Ambiental Unica ante la autoridad pertinente

acompañada del E.I.A

8La autoridad ambiental solicita información adicional

al interes ado, si se requiere.

9 El interesado presenta información adicional

10

La autoridad ambiental solicita a otras entidades o

autoridades conceptos técnicos o información

pertinente

11

Entrega de información pertinente de otras

autoridades o entidades al Ministerio del Medio

Ambiente

60 días

hábiles

12

La autoridad ambiental mediante RESOLUCION

MOTIVADA decide la VIABILIDAD AMBIENTAL del

proyecto y otorga o niega la LICENCIA AMBIENTAL

UNICA que incluye los permisos, concesiones y

autorizaciones para adelantar la obra.

120 ó 60

días

hábiles

DAA Diagnóstico Ambiental de Alternativas

EIA Estudio de Impacto Ambiental

PROCEDIMIENTO PARA EL TRÁMITE DE LA LICENCIA AMBIENTAL - DECRETO 1753 DE 1994

Este diagrama no incorpora los tiempos de realización de los estudios, ni la eventual suspensión de los

trámites por Audiencias Públicas.

ESTUDIOS

60 días

hábiles

30 días

hábiles

ESTUDIOS

15 días hábiles

ESTUDIOS Tiempo

Tiempo

30 días

hábiles





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



prevenir los posibles efectos directos e indirectos que la ejecución de una determinada obra o proyecto causa sobre el medio ambiente.

Estudios ambientales: El decreto 1728 de 2002 excluye las líneas y redes de

distribución de la obligación de obtener Licencia Ambiental, no obstante, para la ejecución de los proyectos y actividades a ejecutar se deben tramitar y obtener los permisos, autorizaciones y concesiones a que haya lugar por el aprovechamiento o

afectación de los recursos naturales renovables, así como la ejecución de las medidas de manejo ambiental respectivas.

Las medidas de manejo ambiental se definen como: “medidas detalladas de las acciones que se requieren para prevenir, mitigar, controlar, compensar y corregir los

posibles efectos o impactos ambientales negativos causados en el desarrollo de un proyecto, obra o actividad. Incluye medidas de seguimiento, evaluación, monitoreo y

contingencias.

Operación y mantenimiento de una red de energía: La operación del proyecto consiste en la transmisión de la energía en forma continua, de acuerdo con las normas de seguridad y cumpliendo los criterios de calidad respecto a la frecuencia, la

regulación de tensión, las pérdidas de energía y la distorsión producida por armónicos; sin embargo, las medidas adoptadas durante la etapa de selección del

conductor y la definición del ancho de servidumbre previenen la afectación a terceros por estos posibles eventos. Por otra parte, el mantenimiento de las redes consiste en evitar o arreglar los posibles daños en las mismas y puede ser preventivo o correctivo.

Las actividades que se deben realizar en las obras de distribución eléctrica no cesan

después de la construcción de la línea, sino que deben cumplir con un mantenimiento riguroso durante toda la vida útil del activo con el fin de compensar, mitigar y corregir los impactos con el objeto de garantizar la seguridad de las personas que viven o

transitan cerca de estas líneas.

El proceso de obtención de la licencia y permisos ambientales pueden verse alterados y dependiendo del caso en particular, por la inclusión de otros subprocesos, tales como: realización de Consultas Previas, Audiencias Públicas u otro tipo de

instrumentos de participación y de protección al ambiente.

Permisos de uso y aprovechamiento de recursos naturales: Los proyectos de construcción de redes y/o subestaciones eléctricas deben adquirir el material de construcción de fuentes autorizadas, con licencias de explotación (otorgada por el

ministerio de minas y energía) y ambiental (otorgada por la autoridad ambiental competente). La construcción y montaje de redes requieren relativamente poca

cantidad de material, comparado con la construcción y/o ampliación de subestaciones, las cuales requieren mayores volúmenes para las obras civiles. En





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



caso de no encontrarse una fuente autorizada de explotación de material de arrastre o cantera en el área de influencia del proyecto, dentro del estudio de impacto

ambiental se debe incluir la información referente a estos aspectos siguiendo los lineamientos y requerimientos descritos en los términos de referencia para el estudio.

Permiso o concesión de aguas superficiales o subterráneas: los requerimientos de agua para la construcción y montaje de líneas son tan solo para las mezclas de

concreto en las cimentaciones de torres y para los campamentos (para oficinas o vivienda); para la ampliación de subestaciones existentes y/o la construcción y

operación de subestaciones nuevas, las cuales para cada fase del proyecto (construcción u operación) se debe tramitar y mantener vigente los permisos.

Vertimiento de residuos: La construcción y operación de líneas de distribución produce bajos volúmenes de residuos líquidos y por tanto no se requiere de la

obtención de un permiso de vertimientos de agua. Sin embargo, para la ampliación de subestaciones existentes y/o la construcción y operación de subestaciones nuevas

se pueden generar vertimientos de aguas residuales, de tipo doméstico o industrial provenientes de campamentos y de manejo de aceites y lubricantes, las cuales deben ser sometidas a un tratamiento antes de ser vertidas al cuerpo receptor.

Aprovechamiento forestal: La obtención de un permiso de aprovechamiento

forestal para proyectos que no requieren de licencia ambiental, podría regirse por el decreto 1791 de 1996 o por acuerdos y resoluciones de cada corporación autónoma regional, o departamentos administrativos del medio ambiente con jurisdicción en el

área de influencia del proyecto. Para proyectos que requieren de licencia ambiental, el permiso de aprovechamiento forestal no se rige por dicho decreto, sino por las

exigencias y requerimientos que establezca la autoridad ambiental competente. Las empresas distribuidoras de energía y a las corporaciones autónomas regionales pueden establecer, fomentar y mantener acuerdos mutuos que permitan optimizar

los procesos y que estén basados en los principios de buena fe y en el compromiso de prevención, minimización y compensación de impactos.

En zonas con restricción para aprovechamientos forestales como las áreas de reserva forestal y parques nacionales naturales, se debe elevar la solicitud ante el ministerio

del medio ambiente.

8.4.6 Prohibiciones.

Se prohíbe el paso de la red de media tensión, sobre inmuebles (techos, terrazas, etc.), ya que constituyen un riesgo inminente de energización o rompimiento de las





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



distancias de seguridad en cualquier momento o tiempo después de la energización del proyecto.11

El Operador de Red debe negar la conexión a la red de distribución local, a una

instalación que invada la zona de servidumbre, por el riesgo que representa para la vida de las personas.12

De acuerdo con lo dispuesto en la Ley 388 de 1997 instrumento básico para desarrollar el proceso de ordenamiento del territorio municipal, se deberá dar

cumplimiento a las disposiciones que se adopten en los diferentes Planes de Ordenamiento Territorial (POT), Planes Básicos de Ordenamiento Territorial (PBOT) y Esquemas de Ordenamiento Territorial (EOT), respecto a la proyección y/o

construcción de redes aéreas e infraestructura eléctrica; en especial, en urbanizaciones de estratos 4, 5 y 6, en áreas de conservación y protección del

patrimonio histórico, cultural y arquitectónico.

Sin embargo, atendiendo el Artículo 4º y 5º, de la mencionada Ley, los intereses sociales, económicos y urbanísticos que conformen las actividades de la acción urbanística, deben ser concertados, para orientar el desarrollo del territorio y regular

la utilización, transformación y ocupación del espacio público; por lo tanto, las estrategias implementadas deberán ser concordantes con la infraestructura existente

de ciudad y ser factibles o por el contrario, otorgar plazos para su implementación. Los operadores de otros servicios que compartan infraestructura en M.T y B.T. de

ENERTOLIMA deben garantizar la disponibilidad de espacios y cumplir los procedimientos seguros para el montaje, adecuación, operación y mantenimiento de

la infraestructura de esos servicios y del servicio de energía.

De acuerdo con el artículo séptimo de la ley 1228 de 2008 se prohíbe prestar el servicio público de energía, a los inmuebles que se construyan a partir de la entrada

en vigencia de esta ley en las áreas de exclusión. En el diseño de un proyecto que contemple la intervención, modificación de estructuras existentes o la instalación de nuevas estructuras en las áreas de exclusión de vía, deberán haber obtenido el

permiso de la entidad pública que tenga a cargo la vía, de acuerdo con los procedimientos que dichas instituciones tengan establecidos.

En el sistema de corredores estructurales, se deberá realizar cruce subterráneo de alimentadores en media tensión. No se permitirá el cruce de acometidas aéreas en

vías amplias, definidas en la resolución 1228 de 2008. En cruces de carreteras en

11 Artículo 22.2 RETIE. 12 Artículo 22.2 f del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



áreas no pobladas con autorización y supervisión de la compañía se podrán realizar cruces aéreos, instalando postería a ambos lados de la vía, cumpliendo las distancias

de seguridad establecidas en el RETIE y los debidos permisos temporales otorgados por la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI).

8.4.7 Estética de las Instalaciones. Las instalaciones eléctricas deberán cumplir además de los aspectos técnicos que

garanticen la seguridad de la vida y convivencia con el medio ambiente, aspectos de carácter armónico y paisajístico que redunden en la transparencia en el uso de los espacios urbanos y rurales.

8.4.8 Dictámenes de inspección. La Compañía exigirá la presentación del certificado de conformidad de la instalación

RETIE en transformación, distribución, uso final y RETILAP (cuando aplique), expedido por una entidad autorizada (organismo de certificación RETIE) por la ONAC, cuando

por características del proyecto así lo requiera, para ello se debe de tener en cuenta la capacidad de la instalación, adicionalmente los dictámenes tendrán una validez de cinco años para instalaciones especiales, de 10 años para instalaciones básicas e

instalaciones de redes de distribución y de 15 años para plantas de generación, líneas y subestaciones asociadas a trasmisión.13

Proceso de transformación.

El proceso de transformación se entenderá como el aplicado a las subestaciones, para ello, se debe hacer distinción entre los diferentes tipos de subestaciones, uso, nivel

de tensión y potencia que manejan. Todo propietario de subestación o unidades constructivas componentes de la subestación debe responder por el cumplimiento de RETIE en lo que le corresponda. 14

Proceso de distribución.

Adicional a lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 o las que la modifiquen o sustituyan en lo referente a la operación y mantenimiento de las redes de

distribución, el Operador de Red o propietario de la instalación de distribución eléctrica, debe cumplir con todos los requisitos establecidos en el RETIE artículo

25.15

13 Artículo 34 del RETIE. 14 Artículo 23 del RETIE. 15 Artículo 25 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



8.4.9 Instalaciones de uso final.

Comprende los sistemas eléctricos que van desde el punto de conexión hacia el interior de una edificación e incluye la acometida o ramales de acometida que entregan la energía a los usuarios, ya sean de carácter público o privado, los

requisitos establecidos en el reglamento se aplican a condiciones normales y nominales de la instalación y se mantendrán los criterios de la selección de

conductores, protecciones, materiales y equipos adecuados para su correcto funcionamiento. ENERTOLIMA verificará las condiciones técnicas de la instalación, de manera previa a la conexión del servicio, y en los casos en que las condiciones

técnicas no cumplen con lo establecido, se abstendrá de prestar el servicio de energía eléctrica.16

8.4.10 Alumbrado público. El sistema de alumbrado público en el departamento del Tolima es responsabilidad de

los municipios, los cuales lo podrá prestar directa o indirectamente, a través de empresas de servicios públicos domiciliarios u otros prestadores del servicio de alumbrado público, para el caso del municipio de Ibagué, actualmente lo realiza a

través del INSTITUTO DE FINANCIAMIENTO, PROMOCION Y DESARROLLO DE IBAGUE –INFIBAGUE.

Los proyectos de alumbrado público que se construyan deberán cumplir con las condiciones técnicas expuestas en la presente Norma, lo cual es concordante con la

resolución 180540 del 30 de marzo de 2010, que colocó en vigencia el REGLAMENTO TÉCNICO DE ILUMINACIÓN Y ALUMBRADO PÚBLICO – RETILAP, cuyo objetivo

fundamental es establecer los requisitos y medidas que deben cumplir los sistemas de iluminación y alumbrado público, tendientes a garantizar: Los niveles y calidades de la energía lumínica requerida en la actividad visual, la seguridad en el

abastecimiento energético, la protección del consumidor y la prevención del medio ambiente; previniendo, minimizando o eliminando los riesgos originados por la

instalación y uso de sistemas de iluminación. La iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas o en los

edificios o conjuntos residenciales, comerciales o mixtos, sometidos al régimen de propiedad respectivo, no hace parte del servicio de alumbrado público y estará a

cargo de la copropiedad o propiedad horizontal. También se excluyen del servicio de

16 Artículo 27 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



alumbrado público la iluminación de carreteras que no estén a cargo de los municipios.

Ubicación de alumbrado público.

Se dará cumplimiento a lo establecido en el POT vigente. Se utilizarán los costados de las vías o los carriles centrales donde no haya arborización, así como iluminación

bilateral cuando el ancho de las vías lo exija.

Los municipios y distritos podrán proveer de infraestructura adicional o complementaria de todo tipo o alumbrado público a aquellos corredores viales nacionales o departamentales que se encuentren dentro de su perímetro urbano y

rural aunque no estén a su cargo, para garantizar la seguridad y mejorar el nivel de servicio a la población en el uso de la infraestructura de transporte, previa

autorización de la entidad titular del respectivo corredor vial.17

8.5 GENERALIDADES EN REDES AEREAS DE MEDIA Y BAJA TENSION

8.5.1 Apoyos. En los postes donde se realice el montaje de transformadores o de derivaciones de

red subterránea, es obligación del constructor ubicar los puntos físicos y placas que la Compañía suministre al constructor; Los puntos físicos deben pintarse en la cara del poste que mira en sentido longitudinal de la vía y en sentido de circulación

vehicular de las calzadas. Este deberá quedar a una altura de 4 m sobre el nivel del piso, en forma vertical y con pintura tipo intemperie, en fondo blanco y números de

color rojo de acuerdo con las especificaciones indicadas en el instructivo de codificación de equipos de ENERTOLIMA. Las placas serán instaladas con cinta bandit lo más cerca al equipo identificado y de forma totalmente visible.18

Cuando una línea de media tensión se diseñe sobre el mismo eje de una línea de baja

tensión, las dos deberán compartir los apoyos y no se aceptan postes intermedios de menor longitud. En las áreas donde se permita la instalación de redes aéreas se mantendrá el criterio de ubicación óptima de estructuras con el fin de evitar el exceso

y diversidad en la especificación de la postería; es decir que, un apoyo permita sostener las redes de media, baja tensión y de comunicaciones con el mínimo número

de apoyos y que se acomode a las limitantes de urbanismo.

17 Artículo 68 de la Ley 1682 de 2013. 18 INSTRUCTIVO PARA LA CODIFICACIÓN DE EQUIPOS ENERTOLIMA.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



En zonas urbanas o semiurbanas, susceptibles de iluminación con alumbrado público, las estructuras deben instalarse teniendo en cuenta alturas e interdistancias

apropiadas para un sistema de alumbrado público que atienda los objetivos y requisitos del RETILAP.19

Los cruces de redes de media y baja tensión debajo de líneas de alta tensión, donde no se cumplan las distancias de seguridad vertical y horizontal que deben guardarse

entre las redes eléctricas de diferentes niveles de tensión y/o elementos físicos existentes a lo largo de su trazado deben proyectarse y construirse en forma

subterránea. Todo poste metálico o concreto que se instale para soportar redes de baja o media

tensión dentro de la zona de servidumbre de una línea de alta tensión debe ser aterrizado de forma efectiva, debido al riesgo de inducción de corriente en la

estructura metálica en situaciones climatológicas desfavorables.

De acuerdo con el ángulo de apantallamiento de las redes aéreas de media tensión, el paso por zonas arborizadas y la posibilidad futura de construir circuitos adicionales de baja y media tensión, y alumbrado público, se deben proyectar postes cuya

longitud mínima sea de la siguiente forma:

1. De 16 metros para redes de 34,5 kV en el sector urbano. 2. De 14 metros para redes de 34,5 kV en el sector rural. 3. De 14 metros para redes de 13.2 kV en sector urbano.

4. De 12 metros para redes de 13.2 kV en el sector rural. 5. De 8 y 10 metros para redes de baja tensión trenzada en el sector urbano.

6. De 10 metros para redes de baja tensión trenzada en el sector rural. 7. De longitudes mayores a las anteriores en zonas arborizadas.

En zonas urbanas o semiurbanas, susceptibles de iluminación con alumbrado público, las estructuras deben instalarse teniendo en cuenta alturas e interdistancias

apropiadas para un sistema de alumbrado público que atienda los objetivos y requisitos del RETILAP y la longitud máxima de las acometidas; en todo caso, ENERTOLIMA establece una interdistancia máxima de 30 metros en contextos

urbanos; cuando la postería solo se requiera para el alumbrado público, las interdistancia serán las indicadas por el diseños fotométricos. En áreas rurales, la

interdistancia entre la postería será la obtenida de acuerdo con la selección económica del conductor, y en el plantillado y cálculos mecánicos de las estructuras y apoyos para cada línea en particular.

19 Retie 25.4





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



En todo caso, la proyección de redes eléctricas debe revisarse con el área de ingeniería de la compañía con el objeto de visualizar futuras ampliaciones de redes

en los sectores donde se desarrollen los proyectos y poder de manera conjunta acometerlos de tal forma que se proyecten conductores de mayor calibre y postería

de mayores características y evitar encarecer los proyectos de particulares.

Cimentación de apoyos.

Los diseños electromecánicos, los materiales utilizados, la forma constructiva y el

montaje de estructuras deben garantizar el cumplimiento de los requerimientos mecánicos a los que pueden quedar sometidas los apoyos que soportaran las redes eléctricas. La excavación para hincar el poste se debe realizar con un ancho uniforme

en toda su profundidad.

La postería debe permanecer siempre en posición vertical, aplomada, independientemente de los esfuerzos mecánicos a los cuales sea sometida. En

muchos casos se determine el uso de templetes o retenidas, las cuales se instalarán en los apoyos donde la red eléctrica presente cambios de dirección (ángulos), en estructuras terminales o doble terminal; además, en los apoyos donde el cálculo

mecánico de la línea lo prescriba.

Para la ubicación de los apoyos y templetes para las redes, se debe tomar en consideración los linderos (paramentos) de las viviendas, y la presencia actual o futura de garajes o accesos a las viviendas, para que no se conviertan en obstáculos

e inconvenientes, tanto para los residentes como para la Compañía. Los postes de concreto deben disponer de una platina u otro elemento metálico de

sección no menor a 78 mm2, localizado a menos de un metro de la marcación de enterramiento, que sirva de contacto eléctrico entre el acero del armazón del poste y el medio exterior de conexión de la puesta a tierra.

Los postes con núcleo hueco deben suministrarse con dos perforaciones de diámetro

no menor a 2 cm, localizadas a una distancia entre 20 y 50 cm por debajo de la marcación de enterramiento.20

Se prohíbe la instalación de templetes directos a tierra en esquinas de calles o vías y en zonas donde interfieran con el tráfico peatonal o automotor.

20 Artículo 20.17.1 g y h del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Localización de postes

En el perímetro urbano deben estar localizados en las calles por el costado norte y en las carreras por el costado occidental. La distancia máxima entre postes será de 60

m para MT y 30 m para BT, en los separadores de las avenidas las interdistancias serán definidas por el diseño de iluminación; deberán ser hincados en los linderos de las edificaciones y en el límite del andén y la vía (borde del sardinel) conservando las

distancias de seguridad y estar a la profundidad de enterramiento indicada por el fabricante, además de estar correctamente, aplomados, apisonados y cimentados,

con sus perforaciones orientadas en la dirección correcta como lo establece en el capítulo 3 y el RETIE. Lo anterior deberá corresponder también con los estudios fotométricos, usando la información de luminarias certificadas con bombillas de las

potencias normalmente utilizadas y eficacia lumínica no menores a las establecidas en el RETILAP21 para cada caso según el tipo de vía y el flujo vehicular.

En todos los casos, las estructuras de soporte, accesorios, puentes y cajas de

distribución de las redes aéreas deberán ubicarse por el costado de la vía. No se permite la instalación de postería de menor altura en vanos intermedios a las

redes de media tensión.

Cuando por condiciones del terreno o técnicas no se puedan construir los cruces de línea, se permitirán los pasos en puente flojo (previa autorización de la empresa); la distancia máxima del puente flojo será de 10 m.

En zonas urbanas los postes de estructuras terminales y en ángulos se deben diseñar

autosoportados, y cimentados de acuerdo con las especificaciones del fabricante con el fin de no utilizar templetes o retenidas.

Cuando la red es la prolongación de una red principal o troncal de ENERTOLIMA, por vías principales o carreteras intermunicipales se debe proyectar conductores de

calibre 4/0 para 13.2 kV o el calibre que indique ENERTOLIMA, y se podrán realizar negociaciones para no encarecer los proyectos.

Toda expansión urbana se debe realizar de tal forma que se garanticen las distancias de seguridad durante todo su trazado. Para su construcción se deben tener en cuenta

las estructuras del capítulo 9. La impedancia de puesta a tierra en cada punto de aterrizaje debe cumplir con lo

indicado en las normas para el diseño y construcción de redes de distribución, respecto a la selección de los electrodos y bajantes de puesta a tierra.

21 Decreto 3450 de 2008.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Postería en zonas rurales.

Para la proyección de las redes eléctricas en zonas rurales se debe contar con los permisos de los propietarios de los predios y en las vías, cumpliendo con la ley 1228

de 2008. Se especificará la postería de concreto o de fibra de vidrio debe ser 12 m por 510Kg-f, 750 Kg-f o de mayor capacidad de ruptura para estructuras de suspensión o retención, respectivamente, en circuitos principales.

Para zonas de difícil acceso, se podrá proyectar apoyos de otras características, pero

se deberá sustentar su utilización. Consideraciones diferentes a las indicadas deberán ser sustentadas técnicamente y aceptadas por la Compañía para su posterior construcción.

8.5.2 Crucetas. Son herrajes que se ubican en la parte superior de la postería en posición transversal

y que tiene como propósito soportar los accesorios requeridos para sostener líneas aéreas destinadas a la conducción de energía eléctrica y el equipamiento eléctrico en

subestaciones de distribución de energía; permiten sujetar Los conductores de fases en línea de distribución para alcanzar las distancias de seguridad.

Las crucetas deberán fijarse al poste a través de pernos pasantes, collarines, abrazaderas en U o en forma ahorcada con espárragos justo al lado y lado del poste,

de tal manera que los espárragos queden rosando el poste, lo cual permite mayor estabilidad de la cruceta a girarse, deben utilizarse las diagonales, en cantidad y dimensiones indicadas en la norma correspondiente al tipo de estructura, además de

lo establecido en el artículo 25.5 del RETIE.

Se construyen en diferentes materiales, especificaciones y dimensiones.

Crucetas metálicas. Fabricadas en ángulo galvanizado en caliente de distintos tamaños constructivos. De acuerdo con el ángulo utilizado para su fabricación, se fabrican de 1, 1.5, 2, 2.4, 3, 4 y 6 metros de longitud y con las siguientes

especificaciones:

- Cruceta metálica de 2.1/2”x2.1/2”x3/16”. - Cruceta metálica de 2.1/2”x2.1/2”x1/4”. - Cruceta metálica de 3”x3”x3/16”.

- Cruceta metálica de 3”x3”x1/4”.

Crucetas en poliéster reforzado con fibra de vidrio. Fabricadas a partir de perfiles tubulares por el método de poltrusión o por enrollamiento; se utilizan en





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



ambientes de alta contaminación, zonas costeras y con alto nivel de descargas atmosféricas; por lo tanto, deberán ser resistentes a los rayos solares, a

la humedad, a la lluvia y a la llama.

La superficie debe ser lisa y auto limpiante con el fin de evitar la acumulación de la suciedad; y su parte interna debe ser hueca y deberá tener un relleno de poliuretano u otro compuesto para evitar el ingreso de humedad, agua, animales e

insectos; en las perforaciones deben instalarse tapones de caucho o de polietileno de alta densidad que sean resistentes a los rayos solares y a la intemperie.

La cruceta será de sección transversal rectangular de 100 mm x 115 mm y de 1.5, 2.4 y 3.6 metros de longitud.

Crucetas de madera: Deben ser aserradas y/o maquinadas e inmunizadas, de

madera de eucalipto (tereticornis, globulus, eucaliptus sp), pino (oocarpa, tecunumanii, caribeño, ocote, pátula) o moncoro, inmunizados con sales.

Todas las crucetas antes del proceso de inmunización deben someterse a un proceso de secado artificial. Este secado debe hacerse técnicamente, evitando la creación de

zonas de decadencia (secamiento no uniforme) por ciclos incorrectos, hasta que se llegue a un porcentaje de humedad uniforme del 20% en la profundidad máxima de

la albura cuando se realice la medición respectiva. Se debe evitar el uso de crucetas de madera, aunque todavía se encuentran

contemplados en el RETIE, estos presentan varias desventajas en cuanto a su vida útil y su resistencia; además, no se usan debido al deterioro que sufren en diferentes

zonas, por ejemplo, las rurales donde son víctimas de los pájaros carpinteros y las termitas. Además, presentan desventaja con las crucetas metálicas en el momento de la instalación ya que se necesitan de más herrajes, haciendo lento el trabajo.

Crucetas autosoportadas: Son aquellas que se fijan a través de una platina central

que les ofrece la estabilidad mecánica necesaria y por lo tanto no requieren diagonales. Presentan ventajas muy importantes desde el punto de vista ecológico, estético de las estructuras, simplicidad, y económico. Para mayor información ver

capítulo 4.

Las crucetas autosoportadas se proyecta en disposición simétrica y en bandera; estas últimas, deben ser construidas en ángulo 3” x 3” calibre 5/16” y para vanos no mayores de 90 metros.

Su uso principal se da en el sector urbano para la instalación de redes en

semibandera, instalación de cortacircuitos, cuchillas, equipos de medida, estructuras de afloramiento.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Figura 8.1 Crucetas autosoportadas.

8.5.3 Herrajes. Se considera bajo esta denominación todos los elementos utilizados para la fijación de los conductores a los aisladores y a las estructuras, los de fijación de cable de

tierra a la estructura, los elementos de protección eléctrica de los aisladores y los accesorios del conductor.

Comprenden elementos tales como: collarines, espárragos, espigo para cruceta metálica, pernos de máquina, varilla de anclaje, tuerca de ojo, perno de ojo, eslabón

tipo U, grapa de suspensión, grapa de retención, grapa prensahilo, grapa de operar en caliente, espigo para extremo de poste y accesorios de conexión, descargadores,

camisas para cable, varillas de blindaje, amortiguadores, separadores de línea, crucetas y diagonales.

Todos los herrajes metálicos deben ser galvanizados en caliente y deberán soportar los esfuerzos en las condiciones de trabajo.

Los herrajes empleados en los circuitos de media tensión serán de diseño adecuado

a su función mecánica, eléctrica y deben resistir a la acción corrosiva durante su vida útil, para estos efectos se tendrán en cuenta las características predominantes del ambiente en la zona donde se requieran instalar.22

22 Artículo 25.5.b del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Los herrajes sometidos a tensión mecánica por los conductores y cables de guarda o por los aisladores, deben tener un coeficiente de seguridad mecánica no inferior a 2,5

respecto a su carga de trabajo.

Las grapas de retención del conductor deben soportar un esfuerzo mecánico en el cable no menor del 80% de la carga de rotura del mismo, sin que se produzca deslizamiento.23

8.5.4 Aisladores En las líneas de transmisión y distribución de energía eléctrica, el aislamiento eléctrico

es realizado principalmente por dos elementos el aire y los aisladores, los cuales son fabricados en diferentes materiales como porcelana, vidrio y resina epóxica.

Porcelana: es el material más utilizado en la fabricación de aisladores, está conformado por arcilla, feldespato y cuarzo ó alúmina; la porcelana ofrece baja

porosidad lo que ayuda a la baja absorción de agua, alta resistencia al calor y resistencia mecánica. presenta altas propiedades aislantes, alta resistencia mecánica,

Toda la superficie expuesta del aislador de porcelana debe estar cubierta con un vitrificado de tipo compresión duro, liso, brillante, impermeable que le permita mantenerse fácilmente libre de polvo o suciedades residuales ocasionadas por la

contaminación ambiental.

Se empleará recubrimiento de esmalte RF para radio interferencia en los aisladores tipo pin sencillo y doble, según norma aplicable a cada aislador.

Vidrio: está compuesto por sílice, oxido de calcio y oxido de sodio, por ser un material frágil debe sufrir un proceso de endurecimiento; son muy empleados en zonas de alta

contaminación. Presenta alta inercia química, elevado punto de fusión, esmalte anti-radio interferencia (Radio Freed), porosidad nula, libre de defectos tales como grietas,

calcinaciones, burbujas y están completamente vitrificados. Resina Epóxica: Las características principales de este tipo de aisladores es la gran

resistencia que presenta contra impactos, brinda una baja posibilidad de filtración y tiene un excelente dieléctrico en comparación con los aisladores de porcelana. Mas

información técnica respecto a su aplicación y ventajas ver capítulo 4.

23 Artículo 25.5.d del RETIE





CAPÍTULO VIII

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Tipos de aisladores.

Aislador tensor.

El aislador tipo tensor es utilizado para suspender los conductores en redes aéreas y aislar la parte superior de la estructura de la varilla de anclaje ante contactos accidentales. Debe soportar grandes esfuerzos mecánicos de compresión razón por

la cual deben ser debidamente seleccionados.

Los aisladores deben cumplir las siguientes características mecánicas y eléctricas Tabla 8.4. Se fabricará bajo lo especificado en la norma técnica colombiana NTC 694, referenciada de la ANSI NEMA C29.4., este tipo de aislador debe ser construido con

porcelana de excelente calidad, libre de porosidad o fisuras, con alta rigidez dieléctrica y proceso de formación en húmedo24:

Descripción Aislador tipo tensor

Nivel de tensión: < 1 kV 13.2 kV 34.5 kV

ANSI 54,1 54,2 54.4

Resistencia a la tracción (kN) 44 54 89

Tensión de flameo a:

Baja frecuencia en seco (kV) 25 30 40

Baja frecuencia en húmedo (kV) 12 15 23

Distancia de fuga (mm) 41 48 76

Tabla 8.4 Especificaciones técnicas aislador tensor.

Nota: La clase determina el nivel de tensión para el cual aplica cada tipo de aislador:

1. ANSI clase 54.1 empleado para red de baja tensión menor a 1 kV. 2. ANSI clase 54.2 empleado para 15 kV.

3. ANSI clase 54.4 empleado para 34.5kV.

Aisladores de pin. Se utilizarán los construidos bajo la norma ANSI 56-3 en las estructuras en

suspensión para 34,5 kV. Para 13,2 kV se utilizarán aisladores tipo espigo ANSI 55-5. Con la autorización de la Compañía se podrán usar aisladores fabricados en resina

polimérica EPDM, o tipo Line Post (ANSI 57-2 y 57-1), y que presenten certificados de homologación y de conformidad de producto.

24 IPSE 12.5.6.; EPM 5.2.7.





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8.5.5 Separador de fases en redes aéreas de MT25

El separador de fases en redes aéreas de MT, tiene como función evitar los acercamientos entre fases y corresponden a aisladores poliméricos con conectores

deslizables o fijos; no cumple funciones de retención y solo está expuesto a fuerzas de vientos y esfuerzos por cortocircuito. De fácil instalación, graduable de acuerdo con la distancia entre fases y permitir su fijación en cualquier punto de la red. Ver

más información en el capítulo 4.

8.5.6 Amarre de los conductores a los aisladores.

Se deberá proteger el conductor con encamisados. Los “entices” de amarre, se deben realizar con hilos del mismo material y calibre del conductor a amarrar, mínimo dos

(2) enrollamientos de 8 cm a lo largo del conductor. En los aisladores de suspensión, luego de sujetar el conductor a la grapa terminal, se debe realizar el bucle de seguridad, amarrando la punta terminal en el mismo conductor. En los aisladores de

pin se realizará utilizando “varillas de armar” de acuerdo al calibre del conductor soportado y rematadas adecuadamente realizando en el hilo de sujeción un bucle en

ojo de tal forma que sea muy fácil su desconexión estando la red energizada.

8.5.7 Uso de las varillas de armar. Se usan para la fijación de los conductores a los aisladores tipo pin y sobre grapas

tipo silletas en los montajes de suspensión; se seleccionan de acuerdo con el calibre de los conductores. Estas varillas brindan protección mecánica y eléctrica al conductor en sus puntos de apoyo, para evitar el desgaste del mismo provocado por las

vibraciones y/o descargas por picos de tensión.

Además, su uso en revestimiento de conductores permite emplearlas como elemento de reparación del conductor cuando sus alambres se encuentran dañados hasta un 30 %.

25 Likinormas ET265





CAPÍTULO VIII

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Figura 8.2 Varillas de armar.

8.5.8 Derivaciones y estribos. Cuando se requiera conectar una red (derivación aérea o subterránea) a redes existentes de media tensión 13,2 kV y 34.5 kV, esta se debe realizar a través de

estribos o bucles, los cuales deberán ser realizados con conductores del mismo calibre y material de la red existente, y fijados con conectores de compresión.

Teniendo en cuenta que toda red aérea es susceptible a sobretensiones y descargas

atmosféricas, se debe en las derivaciones instalar equipos de protección (DPS) y seccionamiento, tal como se indica en las normas de estructuras de derivaciones.

En las derivaciones desde la red aérea principal a un ramal o a una red subterránea, la conexión del conductor desde el DPS al bucle podrá hacer con grapas de operar en

caliente para cargas instaladas menores a 1.000 kVA (45 amperios en 13.2 kV o 17 amperios en 34.5 kV); y para cargas superiores se debe realizar la conexión con conector bimetálico.

En las derivaciones con cable ecológico, tanto los bucles como la derivación deben

realizarse con conector de compresión al cual se le debe recuperar el aislamiento con cintas adecuadas.





CAPÍTULO VIII

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Se debe garantizar el mejor y máximo ajuste entre los elementos, así como también la compatibilidad entre los materiales para evitar calentamientos adicionales a los

propios del conductor y el medio ambiente, que deterioren rápidamente los conductores y generen baja calidad en el servicio prestado.

8.5.9 Conectores: En derivaciones realizadas en una estructura y no se requiera desconexión utilizar

conector de compresión, y si por el contrario se requiere desconexión, utilizar conector tipo cuña.

En estructuras doble terminal, los puentes se realizan dejando dos tramos largos unidos en cada extremo con el conector de compresión adecuado.

Para la conexión de equipos (seccionadores, reconectadores, reguladores, condensadores etc.), si se requiere desconexión, conector tipo cuña, de lo contrario

se utiliza conector de compresión.

Los puentes aéreos en vanos de líneas que se cruzan se deben realizar con doble conductor y seis conectores de compresión por fase.

8.5.10 Retenidas (templetes). Los templetes o retenidas se utilizan para equilibrar las fuerzas longitudinales

originadas por tensiones desequilibradas de los apoyos, generadas al templar los conductores en una estructura terminal o doble terminal o en estructuras con

disposición en ángulo, fuerzas externas debidas al viento y en los sitios donde el

http://likinormas.micodensa.com/Norma/lineas_aereas_urbanas_distribucion/generalidades/la011_utilizacion_conectores_lineas_aereas_11_4





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cálculo mecánico realizado en la etapa de diseño lo requiera, los cuales se deben realizar con el objeto de evitar el colapso de las estructuras ante rotura de

conductores.

Para su instalación o montaje han de seguirse las recomendaciones que señala la norma sobre la orientación, uso de todos los elementos normalizados, especialmente la selección del aislador tensor adecuado al nivel de tensión y los esfuerzos resultantes

y las recomendaciones de tensionado. Esta norma presenta opciones de cálculo de esfuerzos en el Capítulo 3.

Se utilizarán cables de acero galvanizado 3/8” extra resistente (6,992 kgf – 15,200 lbf), aislador tensor y por seguridad, las colas del cable deben ser aseguradas a través

de grapas y entices.

Debido a que las retenidas obstaculizan el tránsito peatonal y vehicular en accesos a edificaciones, garajes, etc., la compañía exigirá en contextos urbanos el uso de

postería autosoportada para evitar su instalación. 1.1.3 Factores de seguridad y sobrecarga:

a) Para cargas normales: las cargas de ángulo, las cargas de viento (con

velocidad de viento promedio de la zona donde se desarrollará el proyecto) y las cargas longitudinales de las estructuras terminales.

Los factores de sobrecarga utilizados son:

Para cargas de ángulo: 1.5 Para cargas de viento: 2.0 Para cargas longitudinales: 1.5

Factor de seguridad del templete: 2.0

b) Para cargas anormales: se consideran las cargas longitudinales ocasionadas por rotura de conductor o por las maniobras de tendido en las estructuras de retención.

Factor de sobrecarga: 1.3

Factor de seguridad del templete: 1.15 Para obtener un factor de seguridad adicional se asume que los postes no

absorben ninguna carga horizontal.





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Tipos de retenidas.

Retenida directa a tierra.

Consisten en la instalación del cable extra resistente desde el punto de donde se generan los esfuerzos en el poste hasta su punto de sujeción en la tierra.

Se utiliza en todos aquellos casos donde se disponga del espacio suficiente para su instalación y su localización no ocasione conflictos a su entorno.

La varilla de anclaje se ubica a una distancia igual a d= 0.466*h, (ángulo de 62°), donde “h” corresponde a la altura del amarre sobre el piso. La distancia crítica se

obtiene cuando la distancia entre la base del poste y el anclaje es un tercio de la altura libre (del amarre).

Retenida poste a poste.

Su construcción consiste en instalar el cable extra resistente desde el punto donde se generan los esfuerzos en una estructura hasta un poste contiguo.

Se empleará para retener dos tendidos entre sí, cuyos apoyos (postes) están contiguos y las redes en alineamiento. Se utilizan en contextos urbanos donde existan postes reforzados o sobre dicho poste existan redes eléctricas que contrarresten los nuevos esfuerzos.

Retenida poste a poste con varilla de anclaje:

Su construcción consiste en instalar el cable extra resistente desde el punto donde se

generan los esfuerzos en una estructura hasta un poste contiguo y adicional a ello se instala una retenida directa.

Este templete es usado en los casos en que la estructura se encuentra muy cerca de

una vía y la línea llega transversal a ésta y no es posible el uso de otro tipo de retenida.

Retenida pie de amigo

Consiste en la instalación de un poste a una distancia de 1/3 de la altura libre del poste al cual se retiene, recostándolo en el sentido contrario a las tensiones mecánicas de las estructuras a través de una grapa metálica al poste para retenerlo.

El poste utilizado como retenida pie de amigo debe ser de iguales características al poste retenido.





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Esta retención se usa cuando en el sitio no permite la ubicación o permanencia de

otro tipo de templete.

Retenida tipo cuerda de guitarra. Consiste en la instalación del cable extra resistente totalmente vertical en la

estructura y para ello requiere de un brazo separador ubicado en el poste a 2/3 de la altura desde el piso. Este tipo de retenidas se instalarán únicamente en contextos

urbanos y para postes de 8 y 10 metros presentando el cálculo mecánico correspondiente y considerando los factores de seguridad previstos.

El herraje de la retenida está formado por dos brazos, uno horizontal y otro inclinado

a 45°, con los cuales se obtienen dos puntos de fijación al poste que evitan su deformación, además se logra mayor soporte mecánico al conjunto.

Retenida para terminal en bandera.

Se utiliza en los finales de circuito de estructuras terminales tipo bandera; esta

retenida se sujeta en la parte superior de la estructura en sus dos extremos; es decir, se sujeta del poste y del extremo de la cruceta pasando por el aislador tensor y el otro extremo de la retenida se sujeta a un poste contiguo.

Figura 8.3 Retenid tipo cuerda de guitarra.





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Se debe asegurar el aislador tensor cruzando el cable que forma una V desde el poste y el extremo de la cruceta para que dicho aislador quede fijo y no se deslice ante

algún esfuerzo.

Retenida a riel:

Conformada por un cable extra-resistente soportado a un riel o perfil metálico, de 4 metros de longitud mínima que está anclado al piso con una inclinación de 40°

respecto a la vertical, en sentido contrario a la fuerza ejercida por los conductores al poste. Este tipo de retenida no debe proyectarse en sectores urbanos y sectores

donde se presente flujo de personas, debido a que se convierte en un obstáculo que puede ser impactado por los transeúntes.

El riel o perfil metálico debe ser instalado a una profundidad de 2 metros y completamente cimentado en concreto de 3000 PSI; además, cuando se requiera

debe ser señalizado en franjas de pintura reflectiva de color amarillo y negro intercaladas.

8.6 REDES DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN (NIVELES 13,2

KV Y 34,5 KV)

Los circuitos de distribución de ENERTOLIMA consisten en sistemas de tres hilos, uniaterrizadas, es decir el neutro se encuentra aterrizado directamente en el transformador de la subestación; la configuración es radial vertebrada, a partir del

circuito principal disponible que es trifásico, del cual se derivan los diferentes ramales trifásicos y en dos fases o monofásicos únicamente a 13.2 kV, según la carga

existente o proyectada.

Figura 8.4 Retenida para terminal en bandera.





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El sistema adquirido por la compañía presenta circuitos construidos en conductores de diferentes calibres, cuyos criterios de expansión estaba asociada al crecimiento de

la demanda del momento.

En muchos circuitos del departamento se tienen construidas algunas suplencias con otros circuitos, con el objeto de mantener la continuidad del servicio.

8.6.1 Conductores en redes aéreas MT. El cable instalado en las redes de media y baja tensión en el sistema de distribución de ENERTOLIMA es el ACSR, pero pueden ser reemplazados por cables de Aleación

de Aluminio 6201-T81 (Conductividad 52,5%, densidad 2,690 g/cm3) denominados AAAC (All Aluminum Alloy Conductor), el cual presenta varias ventajas. Ver capítulo

4. En la construcción o repotenciación de circuitos principales de media tensión y/o

ramales principales, se debe tener la siguiente configuración mínima para el caso de los calibres de los conductores.

Nivel de

tensión (kV)

Circuito principal Ramal principal Ramal secundario

13.2

4/0 (359 Amp) 4/0 (359 Amp) 2/0 – 2

(275 – 183 Amp)

8.21 MVA 8.21 MVA 6,29 – 4,18 MVA

34.5

266.8 (457 Amp) 266.8 (457 Amp) 4/0 – 2/0 (359 -

275 Amp)

27.31 MVA 27.31 MVA 21.45 - 16.43

MVA

Tabla 8.5 Conductores en redes aéreas MT.

Los alimentadores principales en el sector urbano deberán ser trifásicos hasta el último transformador instalado.

La proyección de conductores de mayor calibre en alimentadores y ramales principales tiene como referencia las consideraciones del Reglamento de

Distribución26.

26 Artículo 4.3.4 Resolución CREG 070 de 1998.





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• La Compañía solicitará que los calibres seleccionados para proyectos específicos sean consecuentes con las políticas de expansión de la misma.

• Los conductores de los circuitos aéreos en Media Tensión podrán ser desnudos de

aleación de aluminio (con silicio y magnesio 6201-T81) AAAC, cable semiaislado (ecológico o red Compacta), o aislados, ciñéndose a los requisitos de distancias de seguridad o a criterios ecológicos27.

• La derivación aérea que va de la red de Media Tensión al transformador debe ser

en calibre de conductor que soporte la capacidad de corriente exigida por la capacidad del transformador, que en ningún caso será menor al AAAC No 2 AWG.

Algunos operadores de red realizan la marcación de fases en media tensión empleando placas en forma de rombo de 95 mm x 95 mm con perforación de 3.1 mm

de diámetro, construidas en poliestireno o un material de alta resistencia al impacto y a los rayos UV, marcada con material adhesivo retroreflectivo tipo IX o superior28.

El color de fondo de las placas será el indicado en el código de colores establecido en el RETIE artículo 6, tabla 6.5, y las letras en color negro, de 48 mm x 6 mm,

material reflectivo.

• La marcación violeta corresponde a la fase A. • La marcación café corresponde a la fase B. • La marcación roja corresponde a la fase C.

Figura 8.5 Marcación de fases en redes de media tensión.

27 Articulo 13 RETIE. 28 Norma Técnica Colombiana 4739.





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8.6.2 Uso de cable semi-aislado – redes tipo compacta:

En zona rural y en cascos urbanos con zonas arborizadas o donde por restricciones ambientales no se puedan usar conductores desnudos o donde se requiera compactar

la red para cumplimiento de distancias de seguridad se realizará el diseño y posterior construcción, usando conductor semiaislado “red compacta” con sus herrajes asociados. Ver capítulo 4.

En la norma se indican diferentes modelos constructivos de estructuras, con las cuales

se busca el cumplimiento de distancias de seguridad especialmente en el área urbana y se designan con el código alfabético CP.

El cable semiaislado o ecológico puede ser instalado en dos configuraciones:

1. En red abierta, utilizando los herrajes convencionales para redes desnudas; esto únicamente aplica para el reemplazo de redes existentes, donde ya existe

un corredor establecido por las líneas desnudas como una servidumbre de hecho.

2. Configuración tipo compacto utilizando los separadores, aplica para la

proyección de redes nuevas.

8.6.3 Uso del cable de media tensión aislado.

Es un cable cuya característica principal es que posee un nivel de aislamiento alto lo cual genera la aplicación de una configuración cuádruplex que hace más eficiente los espacios, ya las fases quedan a la menor distancia posible29. Ver capítulo 4.

Ventajas:

• Mayor capacidad de corriente.

• Mayor aprovechamiento de la estructura. • Se evitan las podas. • Mayor confiabilidad del circuito.

La compañía definirá en qué casos será viable utilizar este tipo de cable.

29 Procables cable de media tensión aislado





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8.6.4 Uso del puente flojo:

En los apoyos que lleven circuitos principales a 13,2 kV y/o 34,5 kV, las derivaciones se realizaran a través del “puente o paso flojo” el cual tendrá una longitud inferior a

10 m (o según las consideraciones justificadas por el ingeniero diseñador) y se construirá con aisladores de retención en sus extremos.

El ramal principal es aquel definido por la Compañía con capacidad instalada o con capacidad de transporte de 2 MVA en el corto o mediano plazo.

8.7 REDES DE DISTRIBUCION DE BAJA TENSION.

8.7.1 Generalidades redes distribución de baja tensión. En el nivel de tensión I, la distribución se hace en configuración radial saliendo desde

el transformador y consiste en un alimentador principal trifásico de donde se derivan en forma radial ramales trifásicos o monofásicos dependiendo de la carga y la distancia. Estos circuitos tendrán la posibilidad de ser alimentados en condiciones de

emergencia a través de otro circuito de suplencia30.

Los circuitos principales de baja tensión serán construidos en un solo calibre por circuito, no obstante, en los ramales los calibres pueden ser iguales o menores. En todo caso, se deberá garantizar la estabilidad mecánica de los apoyos, mediante

retenidas o utilización de postes con mayor capacidad de rotura.

La disposición de las redes en Baja Tensión (en áreas urbanas y rurales), independientemente de su configuración (red abierta (rural) o trenzada (urbano)) tendrá cuatro (4) conductores para sistema trifásico, en los calibres AWG No. 4/0,

2/0, 1/0, 2 o 4, incluido el neutro. El control de las luminarias se hará de manera individual, a través de fotocelda.

La distribución en Baja Tensión puede ser monofásica bifilar (2 hilos) y monofásica trifilar (3 hilos), sin embargo, dependiendo de las condiciones de la carga a instalar,

puede ser trifásica tetrafilar (4 hilos).

No se permite que en el mismo poste finalicen dos circuitos, del mismo transformador

o de diferente transformador, en el caso de redes abiertas desnudas de baja tensión o trenzadas.

30 IPSE 4.1.1.





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No se permitirá la utilización de redes alimentadas por transformadores con tensión secundario nominal 220/127 V en zonas residenciales. En zonas industriales se podrá

analizar su conveniencia, pero la autorización será impartida por la Compañía.

Los conductores de baja tensión son de cable cuádruplex, triplex o dúplex de aluminio tipo XLPE 600V, el cual consta de un neutro mensajero y tres o dos cables de las fases en aluminio trenzados alrededor del neutro aislados en polietileno reticulado

XLPE. 90ºC. El neutro será en aleación de aluminio AAAC, cuyo calibre puede ser como máximo un calibre inmediatamente inferior al de las fases.

En las redes áreas rurales, se diseñarán redes tipo abierta en baja tensión, y los conductores serán desnudos tipo AAAC, o en red trenzada multiplex (dos, tres y

cuatro conductores), en los calibres 4/0 AWG, 2/0 AWG, 1/0 AWG, 2 AWG y 4 AWG.

8.7.2 Calibre de los conductores.

Los conductores de baja tensión son de cable cuádruplex, triplex o dúplex de aluminio y aislamiento tipo XLPE 600V tal como se muestra en la especificación de producto

del capítulo XIV. El calibre del neutro puede ser como máximo un calibre inmediatamente inferior al

de las fases.

Los conductores de las salidas del transformador deben ser en cable trenzado de un

calibre que cumpla con la capacidad de corriente, regulación y pérdidas de potencia. Los extremos de los cables en finalizaciones de circuito se deben cubrir con tapones

adecuados para tal fin o con cinta auto fundente y una capa de cinta aislante, para protegerlos contra contactos accidentales y entrada de humedad al cable.

8.7.3 Empalme de conductores Los conductores se empalmarán de acuerdo al tipo de conductor. Para la red trenzada

no se permiten empalmes en cruces o derivaciones aéreas; solo se aceptan derivaciones en los postes utilizando conectores tipo compresión (DBH) para lo cual se aplicarán las estructuras TZ 323 y/o TZ 325.

8.7.4 Marcación de fases en baja tensión. La marcación de los conductores en el lado de baja tensión se debe realizar en los

bajantes secundarios del transformador como lo muestra la figura, teniendo en cuenta





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que para los casos donde los transformadores llevan TC´s (transformadores de corriente para la medida de energía) instalados directamente sobre los bornes

secundarios, las cajas de protección en acrílico no oculten la marcación.

Figura 8.6 Ejemplo marcación de las fases en Baja tensión en transformadores (Sistema c.a. 208/120 V).

En todo caso, se debe tener en cuenta la tabla 6.5 del artículo 6.3 del RETIE para los

códigos de colores de acuerdo con el tipo de conexión y nivel de tensión.

8.7.5 Esfuerzos permisibles.

Al efectuar la verificación de los esfuerzos mecánicos en los conductores deben observarse los siguientes requisitos:

• La tensión a la temperatura promedio de diseño no deberá ser superior al 25%

del esfuerzo de rotura del conductor.

• La tensión a la temperatura extrema de diseño no deberá ser superior al 50%

del esfuerzo de rotura31.

31 IPSE 7.5.





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Para la instalación de cable cuádruplex, el conductor neutro en los vanos superiores

a 150 m debe calcularse para soportar adecuadamente el peso compartido del conductor, sin sobrepasar la carga crítica calculada con un factor de seguridad de 2.8

como mínimo (tensión mecánica de trabajo del 35.7%).

8.7.6 Redes de distribución urbanas en baja tensión (red trenzada). No se admiten redes abiertas en zonas urbanas para evitar riesgos y mantener

distancias de seguridad. El diseño de proyectos urbanos y centros poblados que contengan redes aéreas de

distribución en baja tensión, los de alumbrado público e instalaciones temporales para construcción de obras se harán en cables múltiplex (trenzado), los cuales están

conformados por conductores de aluminio aislado y un conductor neutro mensajero, aislado o desnudo. Se instalará red trenzada de manera obligatoria cuando las viviendas estén contiguas unas de otras. Estos criterios aplican incluso para

remodelaciones de red de baja tensión.

8.7.7 Grapas de retención y suspensión para cable trenzado.

Su fabricación debe ser de tal forma que resistan las condiciones corrosivas del medio ambiente. Deberán ser de un material resistente a la tensión ejercida y al peso de los

conductores. Las grapas de retención del conductor y los empalmes deben soportar una tensión

mecánica en el cable de por lo menos el 90% de la carga de rotura del mismo, sin que se produzca deslizamiento.32

Las grapas de retención tomarán sólo al conductor neutro portante y tendrán un diseño tal que no origine sobre el conductor esfuerzos concentrados que produzcan

su deterioro. La garganta de la grapa donde se aloje el conductor, deberá tener un perfil adecuado, sin aristas vivas ni radios de curvatura pequeños, en todos los puntos

que puedan tomar contacto con el cable. El material donde se aloje el conductor será de la suficiente rigidez dieléctrica, a fin de cumplir con el concepto de doble aislamiento.33

32 CENS 3.3.1.10. 33 CODENSA ET 354.

http://likinormas.micodensa.com/Especificacion/herrajes_conectores/et354_grapa_retencion_aislada_red_trenzada_bt

http://likinormas.micodensa.com/Especificacion/herrajes_conectores/et354_grapa_retencion_aislada_red_trenzada_bt





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8.7.8 Fusible A.P.R tipo NH

Fusible A.P.R tipo NH utilizados para la protección de redes aéreas trenzadas de B.T intensidad nominal 16 A hasta 500 A, tensión nominal 500 V.

Condiciones eléctricas

• Tensión nominal de la red 208/120 V, 120/240V • Tensión máxima de servicio 10% de la nominal

• Sistema Trifásico tetrafilar • Corriente nominal del fusible 16, 25, 40, 50, 63, 80, 100, 125,160, 200, 250, 315,

400, 500 A.

• Poder de corte 120 kA

Los fusibles serán instalados en las bases portafusibles de porcelana o resina en seccionadores portafusibles instalados en la línea aérea de B.T. y serán tipo

intemperie. Deberán soportar las solicitaciones térmicas y eléctricas derivadas de posibles

cortocircuitos y sobretensiones, y cortar eficazmente las corrientes de cortocircuito, desde la mínima corriente de fusión hasta la máxima que pueda ofrecer en el caso

más desfavorable Además deberán ofrecer una seguridad absoluta de manera que no presente peligro alguno al personal que lo utilice, ni deteriorar los contactos del portafusible.

8.7.9 Cajas para derivación de acometidas. La caja deberá ser instalada en cada poste sobre los cuales pasa la red trenzada a

una distancia horizontal entre 30 y 50 cm respectivamente de la parte superior del poste. En el caso de poste de 12 m o de mayor altura, la ubicación del soporte para

los conductores y la caja se hará siguiendo la horizontal del tendido de la red.34 El diseño de la caja de derivación debe ser tal que resista la radiación de los rayos

solares y un ambiente con alta contaminación industrial. Debe ser construida en material polimérico, tener espacio suficiente para la entrada del alimentador principal

y derivación de mínimo 8 acometidas domiciliarias todas ellas por la parte inferior, los barrajes tendrán la capacidad de corriente necesaria para la conexión de usuarios residenciales y comerciales, estar certificadas por una entidad acreditada por la

34 CENS cap 3.3.1.2





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autoridad correspondiente, poseer una cerradura y medios adecuados para asegurar en el poste.35

La conexión del cable a la red se debe hacer de izquierda a derecha o de arriba hacia

abajo para las fases R S T ó A B C con los conductores marcados con el código de colores de la tabla 6.5 RETIE de 2013 respectivamente con el neutro en la parte inferior.

8.7.10 Conectores para conexión a la red. Para la conexión y derivación desde el transformador hacia red abierta, se deben

utilizar los conectores DBH (de compresión) con su respectivo estribo; en la tabla Anexa se relacionan los empleados en baja tensión.

Tabla 8.6 Conectores DBH.

Donde el termino ACS hace referencia a un tipo de conductor bimetálico de acero con

recubrimiento de cobre por sus siglas ASC (Acero Cobre soldado) y NM (norma).

Figura 8.7 Conector DBH.

35 CENS cap 3.3.1.2

ACS ó Cu ACSR ACS ó Cu ACSR

1053 1 a 2/0 3 a 1/0 6 a 1 6 a 2

1054 6 a 1 6 a 2 6 a 1 6 a 2

1055 1 a 2/0 1 a 1/0 1 a 2/0 1 a 1/0

1056 2/0 a 3/0 4/0 a 3/0 6 a 1 6 a 2

1057 4/0 a 500 4/0 a 3/0 6 a 1 6 a 2

1058 1 a 4/0 4/0 a 3/0 1 a 4/0 2/0 a 4/0

1059 4/0 a 500 266.8 a 400 1 a 4/0 2/0 a 4/0

1060 4/0 a 500 336 a 556 2/0 a 400 2/0 a 400

Salida A Salida BNM





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8.7.11 Anclaje de acometida sobre el poste.

Las acometidas se sujetarán al poste por medio de una grapa de retención (tensor) aislada para cable concéntrico36 y a su vez esta estará pendiendo de una percha porta-

aislador de un puesto ver estructuras TZ 319 y TZ 331.

8.7.12 Cinta y hebilla de acero inoxidable.

La cinta y hebilla deben ser de acero inoxidable, ¾” de ancho, baja en carbono y alta resistencia mecánica con las especificaciones descritas en el capítulo 14 de la norma ENERTOLIMA, será utilizada como elemento de fijación de medidores en poste,

perchas de un puesto, fijación de ductos bajantes, entre otros. 37

8.7.13 Grapa de retención (tensor) para acometida en poste.

Su fabricación debe ser de tal forma que resista las condiciones corrosivas del medio ambiente, con resistencia mecánica mínima de 200 kg, los anclajes deben venir para

alojar la acometida de concéntrico de varios calibres. Los anclajes pueden ser de tipo cuña o preformado. 38

8.7.14 Conexión de acometida domiciliaria red trenzada. La derivación de acometidas desde las redes trenzadas se hará mediante el uso de cajas de derivación de acometida (CDA) instaladas en los postes, como se aprecia en

los diagramas constructivos correspondientes en el Capítulo 9 de esta norma.

8.7.15 Cable para conexión de la caja a red trenzada.

Se debe utilizar conductores de cable trenzado con aislamiento y chaqueta en polietileno reticulado XLPE-90ºC, de calibre mínimo 2 AWG con neutro.

8.7.16 Tableros eléctricos. Los tableros eléctricos de baja tensión principales y de distribución deberán cumplir las normas NTC 3475, NTC 3278, NTC-IEC 60439-3, NORMA UL 67 y NTC 2050.

36 CENS 3.3.1.5. 37 CENS 3.3.1.5 38 CENS 3.3.1.6





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



La Compañía solicitará el Certificado de Conformidad de producto (RETIE, artículo 33).

Las pinturas a emplearse en los tableros no deben contener TGIC (triglicidilisocianurato) dentro de sus compuestos químicos39.

Los tableros deben fabricarse de tal manera que las partes energizadas peligrosas no deben ser accesibles y las partes energizadas accesibles no deben ser peligrosas,

tanto en operación normal como en caso de falla40.

El tablero de distribución (gabinete o panel de empotrar o sobreponer, accesible sólo desde el frente) debe construirse en lámina de acero de espesor mínimo 0,9 mm para tableros hasta de 12 circuitos y en lámina de acero de espesor mínimo 1,2 mm para

tableros desde 13 hasta 42 circuitos41.

Un tablero general de acometidas autosoportado (tipo armario), tanto el cofre como su tapa, debe ser construido en lámina de acero, cuyo espesor y acabado deben

resistir los esfuerzos mecánicos, eléctricos y térmicos, así como los efectos de la humedad y la corrosión. Máximo 6 equipos de conexión.

Los encerramientos deben tener un grado de protección contra sólidos no mayores de 12,5 mm, líquidos de acuerdo al lugar de operación y contacto directo, mínimo IP

2XC o su equivalente NEMA42. Para los tableros de distribución se admite la construcción de encerramientos plásticos

o una combinación metal-plástico, siempre que sean auto extinguibles (soportar 650°C durante 30 segundos), resistentes al impacto contra choques mecánicos

mínimo grado IK 05 y tengan un grado de protección contra sólidos, líquidos y contacto directo, mínimo IP 2XC43. La capacidad de corriente de los barrajes de fase no debe ser menor que la de los

conductores del alimentador del tablero, debidamente proyectada. Todos los barrajes, incluido el del neutro, se deben montar sobre aisladores44.

La disposición de las fases de los barrajes en los tableros trifásicos, debe ser A, B, C, tomada desde el frente hasta la parte posterior; de la parte superior a la inferior, o

de izquierda a derecha, vista desde el frente del tablero45.

39 Artículo 20.23.1.1.g 40 Artículo 20.23.1.1.a del RETIE. 41 Artículo 20.23.1.1.c del RETIE 42 Artículo 20.23.1.1.d del RETIE. 43 Artículo 20.23.1.1 del RETIE 44 Artículo 20.23.1.2 del RETIE. 45 Artículo 20.23.1.2.d del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Todas las partes externas del panel deben ser puestas sólidamente a tierra mediante conductores de protección y sus terminales se deben identificar con el símbolo de

puesta a tierra46.

Todos los elementos internos que soportan equipos eléctricos deben estar en condiciones de resistir los esfuerzos electrodinámicos producidos por las corrientes de falla del sistema47.

Las partes fabricadas con materiales aislantes serán resistentes al calor, al fuego y a

la aparición de caminos de fuga. La puerta o barrera que cubre los interruptores automáticos debe permitir su desmonte48.

Cada circuito de derivación debe disponer de un terminal de salida, para la conexión de los conductores de neutro o tierra requeridos49.

El fabricante debe indicar las características físicas, eléctricas y mecánicas

correspondientes del tablero de acuerdo con el uso recomendado. Debe indicarse la tensión de trabajo del tablero y la capacidad de corriente de los

barrajes de las fases, el neutro y la tierra50.

Debe proveerse un barraje aislado para los conductores del neutro del circuito alimentador y los circuitos derivados, de acuerdo a la corriente nominales. Solo en el tablero principal, se debe instalar el puente equipotencial principal51.

La capacidad de interrupción del totalizador del tablero, debe ser al menos del mismo

valor que la capacidad de los interruptores que protegen los circuitos derivados. No se permite la unión de varios terminales eléctricos mediante cable o alambres para

simular barrajes en aplicaciones tanto de fuerza como de control. Sin embargo, para el caso de circuitos de control estas conexiones equipotenciales se podrán lograr

mediante bornera52. El tablero debe conectarse a tierra mediante un barraje terminal para el cable del

alimentador. Dicho barraje deberá tener suficientes terminales de salida para los circuitos derivados53.

46 Artículo 20.23.1.2.e del RETIE. 47 Artículo 20.23.1.2.f del RETIE. 48 Artículo 20.23.1.2.g del RETIE. 49 Artículo 20.23.1.2.a del RETIE. 50 Artículo 20.23.1.4 del RETIE. 51 Artículo 20.23.1.3.d del RETIE. 52 Artículo 20.23.4.n del RETIE. 53 Artículo 20.23.1.3 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Deberá tener un rótulo donde aparezca la información técnica y de fabricante54.

Indicar la posición que debe tener las palancas de accionamiento de los interruptores

al cerrar o abrir el circuito55. El barraje de baja tensión se debe instalar en sentido horizontal o vertical,

únicamente, y debe ser accesible a su parte anterior y posterior 56.

8.8 REDES SUBTERRÁNEAS MEDIA Y BAJA TENSION.

8.8.1 Rotulado de conductores subterráneos.

Deberá realizarse el rotulado de redes y acometidas en cajas de inspección subterráneas de acuerdo a la NTC 2050 sección 310 y sección 339-1 b. Se

utilizarán cintas y placas de material resistente a la inmersión en agua y contendrán de manera impresa, la información del circuito al que pertenece, e identificación de las fases (en el caso de cable monopolar).

En los puntos de derivación se incluirá el código asignado por la Compañía (punto

físico). También se rotularán los puntos de origen y destino de la acometida, adicional se deben marcar cada una de las acometidas que salen de barraje y cajas.

8.8.2 Cámaras de inspección subterránea. Las cajas de inspección no son prefabricadas, y sus paredes son en ladrillo tolete recocido colocado en forma “trabada “, con las superficies internas pañetadas, el piso

es en concreto de 175 Kg./cm2 (2.500 PSI) sobre una capa de recebo previamente compactada, lo que constituye una construcción en mampostería.

En algunos casos, la profundidad de las cajas de inspección subterráneas dependerá del nivel freático del terreno donde sea construida. Toda caja de inspección de

acuerdo a norma incorporará un sistema de drenaje. Deberá proveerse un mecanismo de filtro o sifón que impida el acceso de olores hacia el resto de la instalación. El

desagüe irá instalado en la parte más baja de la caja.

54 Artículo 20.23.1.4 del RETIE. 55 Artículo 20.23.1.4 del RETIE. 56 Artículo 20.23.1.4 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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En el piso de las cajas, se ubicará un drenaje (caja o tubería), dependiendo del nivel freático de la zona donde esté instalando el sistema subterráneo.

En las Normas SB 274, SB 275, SB 276, SB 277, SB 280 y SB 281 del capítulo 10, se muestran los detalles constructivos de las diferentes cajas. Las tapas de las cajas son

prefabricadas y deben ser construidas de acuerdo con las Normas SB 274-2, SB 278 y SB 280-3 del mismo capítulo.

Al llegar a una de las cajas, los ductos deberán estar provistos de campanas (ductos de PVC) o de boquillas terminales (ductos de acero galvanizado), ver Norma SB 205

del capítulo 10. Se deben construir desagües en las cajas de inspección para acometidas de MT y BT,

en la parte más baja de cada proyecto y donde se requiera.

Los desagües deben construirse en tubería de 1½” o 3.81 cm a 2½”o 6,35 cm de diámetro y conectarse a la red de aguas lluvias de la vía.

Cuando la red de aguas lluvias se encuentre a nivel superior al piso de la cámara de inspección, se debe construir una cámara sencilla intermedia en la cual los ductos y el drenaje tengan un nivel superior a la red de aguas lluvias.

En el sistema subterráneo se utilizan cajas de inspección dobles (Norma SB 276),

cajas de inspección sencillas (Norma SB 275) y cajas de inspección para acometidas de Baja Tensión y Alumbrado Público (Norma SB 274), y cajas para alojar elementos premoldeados (Normas SB 281, 293 y 405).

Deberán verificarse las medidas internas y la fabricación de las tapas; estás deben tener el rotulo (placa) correspondiente. Tendrán desagüe interno (20 x 20 cm), con gravilla; si no fuese suficiente con el desagüe, se implementará otro sistema para que

la cámara se conserve limpia y seca. Los conductores deben estar correctamente rotulados. Los barrajes son uso exclusivo de la Compañía, por lo tanto, en la cámara

se debe instalar una tapa interior, con dispositivos que permitan colocar sellos e impedir la manipulación del usuario. El barraje del neutro debe estar aterrizado a través de un cable bajante y una varilla soldada al conductor. Los empalmes que

existan dentro de las cámaras deben ser en resina epóxica. La tubería debe dejarse con guía, emboquillada y sellados los espacios con espumas expansivas para evitar

el acceso de humedad, suciedad o animales, además los ductos o tuberías no ocupadas se sellarán también con espumas expansivas en ambos extremos.57

57 sección 300-5 (g) NTC 2050.





CAPÍTULO VIII

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En vías vehiculares los bancos de ductos para redes subterráneas de baja y media tensión se deben construir de tal manera que las crucen en forma perpendicular y

proyectando cámaras al lado y lado de la misma.

8.8.3 Transiciones aéreas – subterráneas.

La mayoría de los sistemas subterráneos son alimentados desde líneas aéreas. La transición de aérea a subterránea se realiza en un poste ya sea para tensiones de

media o baja tensión primaria o secundaria. Los cables conductores son bajados del poste al nivel subterráneo a través de tubería galvanizada y de allí en adelante se instalarán ductos en material PVC lisos o corrugados, con certificado de conformidad

de producto con el RETIE, que conectarán los tramos entre cajas de inspección subterránea (en mampostería) DB (Norma NTC 1630), TDP (Norma NTC 3363).

Para efectuar un proyecto de canalización subterránea de circuitos es necesario evaluar, entre otros:

A. Tipo de terreno.

B. Planeamiento urbanístico. C. Reglamentaciones de Organismos de Regulación y Control. D. Calidad del servicio.

E. Disponibilidad de presupuesto F. POT.

En las transiciones de red aérea a subterránea y viceversa se instalará ductos metálicos galvanizados con sus respectivos accesorios para los circuitos de red de

distribución eléctrica de media tensión a 34,5 kV, 13,2kV y baja tensión.

En las transiciones aéreas a subterráneas se instalará dos (2) ductos por poste en media tensión y hasta tres (3) ductos por poste en baja tensión.

Toda canalización de media tensión debe ir ubicada cerca de la calzada y a mayor profundidad que la ductería de baja y debe ir lo más cerca posible del andén de tal

forma que la tubería de alta está cerca de la calzada y la tubería de baja está cerca a las edificaciones.

Cuando excepcionalmente se instalen ductos de diferentes materiales, deberá haber cámaras o cajas de paso en cada uno de los puntos de transición.

No se admite la instalación de cables sobre el nivel del suelo terminado, se entiende por “suelo terminado” el que habitualmente es pisado por las personas.58

58 RETIE 25.7.2.e.





CAPÍTULO VIII

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8.8.4 Canalizaciones o banco de ductos.

Deben cumplir con las disposiciones establecidas en el capítulo 3 de la NTC 2050 revisión de noviembre de 1998 en especial las secciones 341-352 de la misma y el

capítulo 7 del RETIE. La profundidad de las zanjas tiene en cuenta los requerimientos de esfuerzos a que

puedan estar sometidos los ductos según el sitio donde estén instalados. Ver Normas SB 207 a SB 218 del capítulo 10.

Si la excavación, de las zanjas, se realiza con equipo mecánico se deben dejar los últimos 20 centímetros para ejecutarlos manualmente.

Si al hacer la excavación de la zanja se encuentra en el fondo, material de mala

calidad como arcillas expansivas por ejemplo, se debe extraer y rellenar con recebo compactado en una profundidad de sobre excavación de 30 centímetros. El fondo de

la zanja debe ser uniforme y debe compactarse para evitar posibles pandeos de la canalización.

Los ductos más profundos deben descansar uniformemente sobre lechos nivelados y compactados. Se debe colocar una capa de arena de peña con un espesor mínimo de

4 centímetros en el fondo de la zanja. Las uniones de ductos dentro del tendido de la ductería deben quedar traslapadas,

nunca deben quedar una sobre otra.

Los espacios entre ductos deben ser llenados exclusivamente con arena de peña compactada, libre de piedras.

Para mantener la separación entre ductos se deben colocar estacas o guías de madera mínimo 4 centímetros de espesor a lado y lado de cada tramo de ducto y rellenar con

arena de peña cada una de las filas de ductos instalados horizontalmente para luego retirar las estacas.

Después de haber colocado una capa de 20 centímetros de material de relleno sobre la primera fila de ductos (la más superficial), se debe compactar el material con “vibro

compactador manual “o “pisón“ y así sucesivamente en capas de 15 centímetros hasta la superficie.

El relleno de las zanjas por encima de la arena que cubre los ductos se hará según el caso en capas de materiales de la misma excavación o de materiales seleccionados y

compactados ver Normas SB 207 a SB 218 del capítulo X.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



La excavación se debe entibar o apuntalar cuando exista la posibilidad de derrumbes. Los entibados serán retirados cuando la excavación haya sido rellenada y

compactada.

Los ductos de reserva deben taponarse a fin de mantenerlos libres de basura, tierra etc. ver tapones en Normas SB 201 y SB 201-1 del capítulo 10.

Como señal preventiva de presencia de ductos eléctricos instalados se debe instalar

dos cintas a lo largo de la zanja, la primera cinta instalada a una profundidad de 30 cm del piso terminado y la segunda cinta a 20 cm sobre la última cama de ductos. La

cinta plástica deberá contener las siguientes leyendas: “RIESGO ELÉCTRICO - ENERTOLIMA” con letras de color negro y fondo amarillo y “PELIGRO, DUCTOS CON REDES ELÉCTRICAS” con letras de color negro y fondo rojo, la banda plástica

se especifica en la Norma SB 273 del capítulo 10.

Los ductos se colocarán, con pendiente mínima del 0,1% hacia las cámaras de inspección, en una zanja de profundidad suficiente que permita el recubrimiento de

relleno sobre el ducto.59 En terrenos escarpados la ductería- no debe tener una pendiente superior al 30%.

TABLA PARA LOS DIAMETROS MINIMOS DE

TUBERIAS

TIPO DE RED DIMENSION DEL DUCTO

EN PULGADAS

RED MEDIA TENSION 34.5KV

ф 6”, 150mm

RED MEDIA TENSION 13.2KV

ф 4”, 150mm

RED DE BAJA TENSION ф 4”, 100mm

ALUMBRADO PUBLICO ф 3”, 150mm

BAJANTES PARA TRANSICION REDES BT

ф 2”, 150mm

Tabla 8.7 Ductos de acuerdo con el nivel de tensión.

En la tabla 8.8 se muestran las capacidades de los ductos de acuerdo al nivel de tensión, es de aclarar que en todos los casos se debe garantizar un espacio de

ocupación del 40% o un espacio libre del 60% en la canalización.60

59 RETIE 25.7.2. g. 60 NTC 2050 sección 620-33 y RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



En casos excepcionales cuando se necesitan más de 9 ductos, éstos se deben construir en bancos separados con cámaras de inspección independientes.

Para el uso de los ductos, se utilizarán los del fondo de la caja de inspección para las

tensiones mayores y los más superficiales con circuitos de tensiones en BT. Esta disposición de los conductores de diferentes tensiones será previamente autorizada por la empresa y solo se considera para los casos donde se demuestre su necesidad

y que se realice un rotulado claro sobre los diferentes circuitos a diferentes niveles de tensión.

La canalización eléctrica de baja tensión se utilizará de manera exclusiva. Únicamente se admite compartir canalización con las redes subterráneas de alumbrado público.

Se utilizan para canalizar redes de distribución de MT y BT, alumbrado público y

acometidas. Los ductos metálicos tienen aplicación en casos especiales como en el cruce de vías férreas, transferencia de redes aéreas a redes subterráneas y vías con

alto volumen de tránsito liviano y pesado. Igualmente, el Artículo 20.6 del RETIE, “CANALIZACIONES” Cables Subterráneos,

establece los requerimientos que deben cumplir para el tendido de cables subterráneos.

Las canalizaciones o ductos deben ser de materiales que reúnan las siguientes condiciones de acuerdo al artículo 25.7.2.a del RETIE:

• No higroscópicos.

• Mantener un grado de protección adecuado al tipo de uso. • Garantizar que no rasguen o deterioren el aislamiento de los conductores.

Para las zonas de las ciudades donde las canalizaciones subterráneas sean obligatorias, se instalarán como mínimo cuatro (4) ductos de 4” o 10,32cm de

diámetro, incluyendo el utilizado. En instalaciones de uso exclusivo por el usuario, el número de ductos libres se determinará con base en las necesidades particulares.

Se acepta el uso de tubos corrugados de PVC de doble pared (tipo TDP) o de polietileno alta densidad para la protección mecánica térmica de cables de redes de

media y baja tensión.

Deberá mantenerse una distancia útil de 0,2 metros entre el borde externo del

conductor y cualquier otro servicio (gas, agua, calefacción, vapor, aire comprimido, etc.). Si esta distancia no puede ser mantenida se debe separar en forma efectiva las

instalaciones a través de una hilera cerrada de ladrillos u otros materiales dieléctricos,





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



resistentes al fuego, a los arcos eléctricos y malos conductores de calor y de por lo menos 5 cm de espesor.

Los conductores dentro del ducto deben conservar la misma disposición y adecuación

a lo largo de todo su recorrido, asegurando que se mantenga la separación de los circuitos.

No se permite la instalación de cables sobre el nivel del suelo terminado, se entiende por “suelo terminado” el que habitualmente es pisado por las personas.

En los circuitos de 34,5 kV y 13,2 kV el número de ductos de un banco debe ser superior al número de circuitos proyectados, en razón a que deben dejarse ductos de

reserva para trabajos de mantenimiento y para refrigeración de los mismos. Por cada dos ductos ocupados debe existir un ducto de reserva, lo que implica que en los

bancos de 6 ductos se podrán instalar hasta 4 circuitos.

Tendido de cables en canalizaciones.

Previo al tendido de cables se debe determinar las longitudes máximas, de los tramos de cables y las tensiones mecánicas a los que serán sometidos éstos.

Los esfuerzos mecánicos que soporta un cable durante la instalación no deben

sobrepasar los límites elásticos del conductor ni exceder la presión lateral permisible sobre el aislamiento o chaqueta del cable.

Se debe prestar especial atención a la curvatura de los conductores dentro de las cajas, de tal forma que estos no se afecten ni mecánica ni eléctricamente; si fuese

necesario el uso de empalmes en una red subterránea, estos deberán quedar en una caja de inspección y deberán ser del tipo premoldeados de tal forma que así se pueda garantizar la continuidad eléctrica y mecánica de los conductores.

No se permite compartir los ductos de energía eléctrica con los de otros servicios

como agua, gas, telefonía etc. En lo posible no deberá haber acercamientos menores a 30 cm. y el ducto eléctrico se instalará a la mayor profundidad.

Los ductos que terminan en las cámaras de inspección o sótanos de empalme deberán estar provistos de juntas tipo campana del mismo material que el ducto.

Las profundidades mínimas (en lo posible se tendrán en cuenta las profundidades expresas en las Normas de construcción) para redes de distribución.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



La profundidad de enterramiento de ductos para redes de distribución subterráneas, tomada desde la superficie superior del suelo terminado hasta la parte superior del

conductor o del ducto, no debe ser menor a los valores de la Tabla 8.9.

Excepción: cuando existan conflictos con otras instalaciones subterráneas existentes en áreas peatonales para menos de 150 V pueden ser enterradas a una profundidad no menor a 0,45 m.61

Tabla 8.8 Profundidades mínimas de enterramiento de redes de distribución

subterráneas62.

Los diferentes arreglos de bancos de ductos, dependiendo del diámetro de los mismos o el sitio que atraviesen, pueden verse en las Normas SB 205 a SB 405 del capítulo 10 de la presentes norma.

Las canalizaciones subterráneas en base a ductos deben tener cámaras de inspección

o de paso, se deben instalar en tramos rectos a distancias no mayores a 80 m, salvo cuando existan causas debidamente justificadas en cálculos de tensión de halado que

exijan una distancia diferente (por ejemplo, cruce de grandes avenidas), en cuyo caso debe quedar asentado en la memoria o especificación técnica del proyecto.63

Todas las transiciones entre tipos de cables, las conexiones a las cargas, o las derivaciones, deben realizarse en cámaras o cajas de inspección que permitan

mantener las condiciones y grados de protección aplicables. Las dimensiones internas útiles de las cajas o cámaras de paso, derivación, conexión o salida deben ser adecuadas a las funciones específicas y permitir el tendido en función de la sección

de los conductores.64

Se permite el uso de conductores de aluminio en redes subterráneas de baja y media tensión siempre que el cable este certificado para uso subterráneo, sea instalado por

61 RETIE 25.7.2.f. 62 TABLA 25.1.del RETIE. 63 RETIE 25.7.2.j 64 RETIE 25.7.2.l





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



profesionales competentes y se cumpla una norma técnica internacional, de reconocimiento internacional o NTC, tanto del producto como en la instalación.65

La distribución subterránea de redes de distribución de media tensión a 13,2 kV se

hará en forma trifásica con conductores monopolares o tripolares aislados en polietileno reticulado termoestable (XLPE).

Al instalar los cables subterráneos es necesario dejar una tolerancia en el cable realizando bucles en cajas de inspección de tal forma que se facilite el manejo de las

curvas, desde el punto de vista eléctrico y mecánico, o cualquier deterioro de ellos; para ello se tendrá en cuenta la sección 300-34 de la NTC 2050, la cual establece que el radio de curvatura de los cables de potencia debe ser de doce (12) veces el

diámetro exterior del conductor.

Relleno.

No se debe rellenar una zanja con piedras grandes, materiales de pavimentación, escoria, otros elementos grandes o con bordes afilados ni con material corrosivo, donde esos materiales puedan afectar a cables, canalizaciones u otras estructuras o

puedan impedir una buena compactación del relleno o contribuir a la corrosión de dichos cables, canalizaciones o estructuras. Cuando sea necesario para evitar daños

físicos al cable o canalización, se les debe proteger con materiales granulados o seleccionados, con tablones, cubiertas u otros medios adecuados y aprobados.66

Redes subterráneas de Baja Tensión.

Cuando se construyan redes subterráneas en baja tensión se dejará como tubos de reserva un número igual a la cantidad de ductos ocupados.

El tubo que sirve para bajar una acometida aérea y convertirla en subterránea (transición aéreo-subterránea) debe ser de acero galvanizado hasta la primera caja

subterránea de inspección; de aquí hacia adelante se acepta el uso de tubos corrugados de PVC de doble pared (tipo TDP) o de polietileno alta densidad para la protección mecánica térmica de cables de redes de media y baja tensión RETIE

25.7.2.b y con Certificado de Conformidad de producto, según lo establece el RETIE, que conectarán los tramos entre cajas de inspección subterránea (en mampostería).

65 RETIE 25.7.2.q. 66 NTC 2050 sección 300-5 f.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Los conductores de acometidas deben ser en cable concéntrico de cobre, no deben presentar interrupciones entre el punto de conexión y el medidor de energía. A un

costado del poste solo se permitirá una caja de inspección.

Máxima cantidad de acometidas subterráneas desde el sistema aéreo:

Se instalarán hasta tres (3) ductos por poste en Baja Tensión. Para evitar riesgos eléctricos por concurrencia de uno o más circuitos de Baja Tensión de diferentes

fuentes y eliminar retornos o energizaciones por plantas de emergencia no se permitirá compartir dos o más circuitos diferentes en Baja Tensión en un mismo poste

(caso: finales de circuito). En algunos casos, la profundidad de las cajas de inspección subterráneas dependerá

del nivel freático del terreno en donde sea construida. Toda caja de inspección, de acuerdo con la norma, incorporará un sistema de drenaje. Deberá proveerse un

mecanismo de filtro o sifón que impida el acceso de olores hacia el resto de la instalación. El desagüe irá instalado en la parte más baja de la caja.

En las cámaras subterráneas, los alimentadores, barrajes y acometidas son de uso exclusivo de la Compañía, por lo tanto, en la cámara se debe instalar una tapa

interior, con dispositivos que permitan colocar sellos e impedir la manipulación del usuario.

Entre cajas de inspección no debe haber más de 80 m de separación RETIE 25.7.2.j, se debe prestar especial atención a la curvatura de los conductores dentro de las

cajas, de tal forma que estos no se afecten ni mecánica ni eléctricamente; si fuese necesario el uso de empalmes en una red subterránea estos deberán quedar en una

caja de inspección y deberán ser del tipo premoldeados de tal forma que así se pueda garantizar la continuidad eléctrica y mecánica de los conductores.

Es importante resaltar la obligatoriedad, como medida de precaución, de instalar la banda plástica de color amarillo que lleve impreso en forma visible aviso de peligro

por electricidad de Baja/Alta tensión en letras y símbolos indelebles, a todo lo largo de las zanjas y a una distancia 20 cm por encima del banco de ductos.

En general, la canalización eléctrica de baja tensión se utilizará de manera exclusiva. ENERTOLIMA podrá admitir que se comparta canalización con otras redes

subterráneas (alumbrado público, comunicaciones y televisión por cable), previa aprobación de la Compañía y cumplimiento del manual de convivencia para Cable operadores del sistema eléctrico del Tolima.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Cajas de Inspección.

Las modificaciones en obra que tengan que hacerse a las especificaciones de las cajas de inspección, por situaciones excepcionales deberán ser consultadas y aprobadas

por la Compañía. Las cajas de inspección doble se construirán perentoriamente en las esquinas de las

manzanas y en los sitios donde se planeen o ejecuten derivaciones subterráneas y en las transiciones aérea – subterránea.

Cuando haya cambio del tipo de ducto, este debe hacerse a través de una caja de inspección.

Los barrajes preformados deben instalarse en cámaras tipo sencillas según norma SB

275, esto debido a lo establecido en la norma NTC 2050 sección 110-16 Espacio alrededor de los equipos eléctricos; las normas SB 293 y SB 405 del capítulo 10 de

esta norma, debidamente identificadas. En el interior de la cámara se debe instalar una tapa interior, con dispositivos que permitan colocar sellos e impedir la manipulación del usuario.

En la Norma NMSB 340 del capítulo 15 se presenta la configuración del barraje

preformado para baja tensión.

Canalizaciones o banco de ductos.

Cuando se construyan redes subterráneas en baja tensión se dejará como tubos de

reserva un número igual a la cantidad de los ocupados. La construcción por medio de canalizaciones o banco de ductos se puede realizar de

las siguientes formas:

Cárcamos: Los cables van instalados en una excavación o trinchera con paredes y piso en mampostería y parrillas o bandejas de soporte y tapas en láminas alfajor reforzadas con ángulo de 1 ½”. En la construcción del cárcamo se prevén dispositivos

para asegurar los cables. Este tipo de construcción es recomendable para patios de subestaciones. No recomendable en áreas públicas.

Bandejas: Los cables instalados en bandejas usan soportes horizontales abiertos asegurados a las paredes o al techo de las edificaciones. Presenta las mismas ventajas

y desventajas de la construcción en cárcamos.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Ductos: Los cables van protegidos en tuberías que pueden ser de acero, PVC o polietileno de alta densidad y resistencia. Debe preverse que los conductores tendrán

menor capacidad de corriente y que no puede ser empalmado.

Los ductos son los elementos de blindaje y aislamiento de los conductores, garantizando la calidad y estabilidad de las redes, deben cumplir con lo exigido en el numeral 20.6 del RETIE “bandejas, portacables y canalizaciones (canaletas, bancos

ductos, tubos, tuberías y bus de barras)”.

Las características generales de construcción de las zanjas e instalación de ductos deben realizarse tal como lo muestran las diferentes figuras que hay incorporadas en esta norma en el capítulo 10.

Se podrán utilizar ductos de PVC tipo DB o tipo TDP según las características técnicas

de la Norma NTC 1630 y Norma NTC 3363. Los ductos deben estar en perfecto estado a simple vista, no presentar perforaciones, fisuras, deformaciones en el

sentido del eje del ducto (curvatura) ni en el sentido diametral o transversal del ducto (disminución del diámetro, signos de maltrato).

El diámetro del ducto estará determinado por el número y calibre de los conductores que alojará, dejándose siempre una superficie libre de al menos el 60% del área del

ducto. Cada ducto sólo podrá contener un alimentador o circuito eléctrico, independientemente de que exista capacidad para albergar más conductores.

En el caso de los circuitos de baja tensión, debe dejarse como mínimo un ducto de reserva por banco.

8.9 SUBESTACIONES ELECTRICAS

8.9.1 Generalidades. Se entiende por subestación, al punto de un sistema eléctrico donde hay transformación de tensión ya sea 34.500 – 220/127; 34.500 – 440/254 y 13.200 –

220/127; 13.200 – 208/127; 13.200 – 440/254; 13.200 – 240/120. Pueden ser del tipo intemperie o interior.

Para el caso de realizar construcción de obra eléctrica en el municipio de Ibagué, se debe dar cumplimiento al Acuerdo 009/02 emitido por el Concejo Municipal de Ibagué,

que señala:





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Cuartos para subestaciones de energía (Artículo 89): toda edificación para uso multifamiliar, comercial, industrial, o de equipamientos municipales, contará con sitio

dedicado exclusivamente a la instalación de equipos de medición, elementos generales de protección y los transformadores que se requieran en la edificación, así:

se podrán localizar espacios a la intemperie en áreas privadas o en locales cubiertos diseñados y construidos para tal fin, y deberán tener el área suficiente para la colocación de los equipos y para el trabajo, manipulación y mantenimiento,

cumpliendo con las distancias de seguridad establecidas en el capítulo II, articulo 21.2 RETIE y las establecidas en la sección 110 de la NTC 2050 primera

actualización para espacios de trabajo.

Figura 8.8 Cuarto para subestación. Fuente articulo 89 acuerdo 009 de 2002.

Normas mínimas para Energía (Artículo 136): todos los desarrollos urbanísticos que

se ejecuten en el Municipio de Ibagué y los de las otras zonas administrativas de la Compañía, diseñarán y construirán sus redes eléctricas según la norma establecida

por la Compañía o quien haga sus veces. Para el diseño y construcción de subestaciones eléctricas se deberán cumplir las

prescripciones establecidas en el RETIE. En particular deberán tenerse en cuenta los requisitos específicos para el proceso de transformación (subestaciones).67

Para las subestaciones de media tensión tipo interior deberán cumplirse las reglas relacionadas en el Numeral 24.2 del RETIE.

Deben ubicarse en un sitio que permita el libre acceso y tener amplitud de espacio

con el propósito de garantizar un seguro y adecuado manejo de celdas y equipos y

67 Capítulo 6 RETIE.





CAPÍTULO VIII

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para la realización de maniobras y mantenimientos. El cuarto de la subestación se debe mantener libre de elementos ajenos a la subestación y en ningún caso podrá

usarse como sitio de almacenamiento.

Para prevenir accidentes por arcos eléctricos al interior de la subestación, debe cumplir los requisitos del artículo 24.2.b del RETIE.

Toda subestación alojada en cuartos debe disponer del número y forma apropiada de

salidas de emergencia, para evitar que un operador quede atrapado en caso de un accidente.68

Toda subestación eléctrica alojada en cuartos, sótanos, debe contar con los elementos de drenaje o bombeo que impida la inundación; en caso que esta condición no se

pueda garantizar, el equipo debe ser tipo sumergible.69

En los Capítulos 11 y 12 se presentan los esquemas constructivos de los centros de transformación aéreos y subterráneos normalizados denominados “Subestaciones”,

las cuales incluyen celdas de maniobra y protección. Al igual que para cualquier material eléctrico, todos los materiales y equipos utilizados

en las Subestaciones deben cumplir con las certificaciones de homologación emitidas por los entes acreditados ante Organismo Nacional de Acreditación de Colombia -

ONAC así como el Certificado de Conformidad de producto con el RETIE. Se prestará especial atención a las celdas, seccionadores, transformadores, cables, terminales.

Las instalaciones eléctricas canalizadas cerca de bombas de combustible deberán cumplir las prescripciones de la sección 514 (Gasolineras y Estaciones de Servicio).70

En los casos de instalaciones de transformadores en postes de concreto, se debe verificar que los bornes de los transformadores en baja tensión queden mirando hacia

la vía con el fin de garantizar para el futuro el mantenimiento del mismo.

Las subestaciones con transformadores en aceite instalados en el interior de edificaciones deben cumplir las recomendaciones de la Norma NTC 2050 Artículo 450 respecto a la seguridad contra incendios; además no se deben ubicar en áreas

clasificadas como peligrosas, donde puede existir peligro de fuego o explosión debido a líquidos, gases o vapores inflamables, polvo combustible, fibras, cenizas o

sustancias volátiles inflamables.71

68 Artículo 24.2.e del RETIE. 69 Artículo 24.2.f del RETIE. 70 NTC 2050. 71 NTC 2050 secciones 500 a 517.





CAPÍTULO VIII

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8.9.2 Transformadores de Distribución.

Los transformadores a instalar en el casco urbano serán exclusivamente trifásicos, a excepción de los de alumbrado público o los de uso exclusivo para un predio. Sin

embargo, la Compañía se reserva el derecho de exigir el tipo más conveniente para el caso específico.

Los transformadores deben estar diseñados y construidos para soportar esfuerzos de tipo mecánico y térmico resultantes de falla externas. En general, el aumento de

temperatura de este tipo de fallas es aceptable; sin embargo, los efectos mecánicos son intolerables cuando las fallas externas tienen un carácter repetitivo, debido al efecto acumulativo de los fenómenos de compresión, fatiga y desplazamiento interno

en el material del aislamiento.

El tiempo de operación del fusible para la interrupción de la corriente simétrica de cortocircuito del transformador, deben ser inferior al tiempo establecido para que el

transformador soporte el cortocircuito. Cuando un transformador se energiza, existe una corriente de excitación cuya

magnitud viene definida por el flujo residual en el núcleo del transformador y el punto de conexión en la curva de tensión.

Los transformadores a instalar en las redes de la Compañía serán nuevos. Los reparados serán admitidos únicamente para uso exclusivo de un usuario.

La Compañía exigirá para la instalación de transformadores la presentación de la carta

de garantía de calidad del equipo, que debe estar vigente, y el original del protocolo de pruebas expedido por el reparador o fabricante con fecha de expedición no superior a cuatro (4) meses.

La Compañía podrá realizar las pruebas que considere pertinentes a los

transformadores que se instalen en su sistema de distribución. Si los resultados no cumplen los límites técnicos normalizados, no se autorizará su instalación.

Los transformadores deberán tener, igualmente, el certificado de conformidad de producto con el RETIE de acuerdo a lo prescrito en su Artículo 2.

Se deberá seleccionar el transformador entre las siguientes capacidades normalizadas:

• Como máximo, la capacidad inmediatamente superior a la carga de diseño. No

se permitirán proyecciones a futuro por encima de este margen, cuando las pérdidas del transformador sean asumidas por la Compañía.





CAPÍTULO VIII

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• Para los transformadores monofásicos, 13.200/240/120V, se admitirá hasta los

37,5 kVA inclusive.

El grado de cargabilidad del transformador se mantendrá dentro de los límites establecidos por la Guía Técnica Colombiana GTC 50. Ella permite, para períodos cortos, una cargabilidad del 110%. El uso de los transformadores de manera

permanente en condiciones de sobrecarga superior a los establecidos genera una drástica reducción de su vida útil.

Excepcionalmente, en los casos en que el transformador alimente a un solo usuario y sea de su propiedad, se permitirá que la carga pico sea como máximo el 120% (en

períodos preferiblemente cortos) de la capacidad nominal del transformador.

En los transformadores instalados en poste en el área urbana, las protecciones deberán quedar para su fácil maniobrabilidad desde la vía y en el sector rural pueden

instalarse por detrás del transformador. La Compañía recomienda que los transformadores de 112,5 KVA se instalen en postes

que tenga una resistencia de rotura no menor a 1050 kgf.

En los casos que aplique, se hará uso de transformadores tipo seco y sumergible para dar cumplimiento a lo dispuesto en el RETIE. Los transformadores con aislamiento en aceite deberán ir dentro de una bóveda exclusiva, dentro de la cual no se permite

el uso de equipamiento alguno.

La Compañía revisará los casos especiales, sin embargo, no se prevé la instalación de equipo de maniobra en baja tensión al interior del cuarto de la Subestación. Este criterio busca mantener fuera de esta área al personal no calificado.

8.9.3 Capacidad de los Transformadores. A continuación, se presentan las capacidades de los transformadores, utilizados en el sistema de distribución por la Compañía.





CAPÍTULO VIII

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• Transformadores trifásicos nivel 34,5 kV.

34,5 kV/440-254 V (KVA) 34,5 kV/13,2 kV (KVA)

500 500 - 800

630 1000

800 1250

1000 1600

1250 2000

2500

Tabla 8.9 Capacidades utilizadas a nivel de 34,5 kV.

• Transformadores trifásicos nivel 13,2 kV.

13,2 kV/208-120 V (KVA)

15 150

30 225

45 300

75 400

112,5 500

Tabla 8.10 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV.

• Transformadores trifásicos nivel 13,2 kV. Áreas Rurales.

13,2 kV/208-120 V (KVA)

15

30

45

Tabla 8.11 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (trifásicos).

• Transformadores monofásicos nivel 13,2 kV. Áreas Rurales.

13,2 kV/240-120 V (KVA)

3

5

10

15

25

37,5

Tabla 8.12 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (monofásicos).





CAPÍTULO VIII

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NOTAS:

• Cualquier otra capacidad requerida, debe ser sometida a consideración y

aprobación por parte de ENERTOLIMA.

• La Compañía aceptará transformadores trifásicos de tensión nominal secundaria 220/127 V, 440 /254 V, siempre y cuando el uso sea en proyectos industriales, o involucre a un sólo cliente.

Queda prohibida la construcción de instalaciones eléctricas donde se use la tierra

como único conductor de retorno de la corriente, es decir, no se aceptan sistemas monofilares, a excepción de las que conecten la señal de salida de pulsadores de cercas eléctricas.72

8.9.4 Montaje de transformadores.

Para el montaje de los transformadores se utilizarán los materiales normalizados. Se deberá instalar sobre la red de alimentación los estribos sujetados con conectores de

compresión adecuados al calibre del conductor, al cual se conectarán las grapas de operación en caliente. Para la instalación y conexión de elementos de protección, se deberá tener en cuenta lo establecido en el RETIE, figura 20.2; en las instalaciones

hechas en sitio, la separación mínima entre conductores energizados desnudos y entre tales conductores y las superficies adyacentes puestas a tierra no debe ser

menor a los valores dados en la Tabla 710-33 de la NTC 2050, para el caso de montaje de cortacircuitos se debe utilizar doble cruceta para garantizar la estabilidad en caso de maniobras, además se deben instalar “cubos o dados metálicos de 3x3

pulgadas” o de acuerdo a las dimensiones de la cruceta.

8.9.5 Cargabilidad de transformadores.

La Compañía podrá exigir la curva de cargabilidad de los transformadores que se incorporen a su sistema, la cual será de máximo del 90% de acuerdo a la GTC 50.

8.9.6 Bajantes MT de transformadores: Los bajantes de media tensión para los transformadores se harán en cable AAAC

calibre mínimo No. 2 AWG, por rigidez, conductividad y facilidad en la conexión a bujes primarios.

72 Artículo 31.4 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Los conductores diseñados para instalar en los bornes secundarios del transformador

a la red de Baja Tensión deben ser en cobre aislado en PVC, o PE a 600 Voltios, 75º C de calibre adecuado paras soportar la capacidad nominal del transformador.

En montajes con redes trenzadas de B.T, se permite que los conductores o bajantes salgan desde los bornes del transformador hacia arriba, y luego doblen hacia abajo, para evitar el ingreso de agua a los conductores.

8.9.7 Tipos normalizados de subestaciones. En el Artículo 23 y 24 RETIE establece la siguiente clasificación de las

subestaciones:

• Subestaciones de patio de alta y extra alta tensión (puede incluir, maniobra, transformación o compensación).

• Subestaciones de alta y extra alta tensión tipo interior (encapsulada,

generalmente aislada en gas). • Subestaciones de patio de distribución de media tensión.

• Subestaciones en interiores de distribución en media tensión (de control y operación del operador de red).

• Subestaciones en interiores de edificaciones. (de propiedad y operación del

usuario). • Subestaciones tipo Pedestal, las cuales solo se deben instalar en zonas de

circulación restringidas. • Subestaciones sumergibles (tanto el transformador como los equipos asociados

de maniobra deben ser este tipo) IP X8.

• Subestaciones semi–sumergibles o a prueba de inundación (el equipo debe estar protegido a una inmersión temporal IP X7 y la bóveda o cámara debe

garantizar el drenaje en un tiempo menor al soportado por el equipo). • Subestaciones de distribución tipo poste.

Las subestaciones, cualquiera que sea su tipo, deben cumplir con los requisitos establecidos en el Reglamento Técnico RETIE artículo 23.1.

Entre los principales requisitos para subestaciones está el que toda

subestación debe contar con un diseño eléctrico y que además Todas las partes metálicas puestas a tierra y que no pertenezcan a los circuitos principales o auxiliares, también deberán ser conectadas al conductor de

tierra directamente o a través de la estructura metálica. RETIE artículo 23.1.





CAPÍTULO VIII

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Para la red de distribución subterránea de la Compañía, se emplearán básicamente tres tipos de subestaciones: subestación encapsulada, de pedestal

y subterráneas y para subestaciones de distribución aéreas se encuentran las subestaciones tipo poste y de patio.

Las subestaciones encapsuladas se instalan en un local y se componen de celdas con seccionadores de entrada-salida, seccionadores de protección, celdas de protección y

transformadores.

Las subestaciones encapsuladas industriales de 34,5 kV pueden instalarse en local:

A. Con los elementos de maniobra, medida y protección dentro de celdas, y el transformador interior desprovisto o sin celda.

B. Con los equipos de maniobra, medida y protección en celdas a la intemperie y

el (los) transformador (es) a la intemperie.

Las subestaciones tipo interior se utilizan en edificios y conjuntos multifamiliares, donde la conformación urbanística no permite la instalación de transformadores en poste, como por ejemplo en urbanizaciones donde el POT lo establezca, donde las

redes deben ser subterráneas. El local de la subestación debe estar dentro del predio.

En subestaciones subterráneas que se instalan bajo el andén o en zonas verdes, sus equipos deben operar ocasionalmente sumergidos en agua, bajo condiciones específicas de tiempo y presión, y debe tener conexiones eléctricas de frente muerto.

De acuerdo con el tipo de acceso a la subestación, las características del local y el

aislamiento del transformador, los equipos de maniobra y protección pueden estar ubicados ya sea en local independiente o en el mismo local del transformador.

Los transformadores aislados en aceite para uso en interiores se deben instalar en una bóveda construida como se indica en la sección 450-26 NTC 2050.

En subestaciones capsuladas, cuando se instalen transformadores con aislamiento en aceite, se necesita bóveda para el transformador, trampa de aceite, cárcamos para cables, puertas cortafuego, dampers, brocales, pasamuros y barreras y en un local

independiente los equipos de maniobra y protección; todo debidamente señalizado de acuerdo al RETIE. El transformador debe estar dotado de válvula de alivio de

seguridad. La bóveda debe cumplir con el Artículo 450 (Transformadores y Bóvedas para

transformadores) de la norma NTC 2050, para transformadores y equipos de maniobra aislados en aceite, o cualquier caso donde no se cumpla las condiciones de

uso de otros tipos de transformadores que se quieran instalar como el transformador





CAPÍTULO VIII

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tipo seco. Ver normas TSB 511, TSB 518, TSB 520 y las normas que se refieran la utilización de los seccionadores como TSB 503 del capítulo 12.

En los casos donde se utilicen transformadores secos o aislados en líquido de alto

punto de ignición (silicona o hidrocarburos de alto peso molecular), éstos se instalarán en celdas, con los equipos de maniobras y protección en el mismo local.

El local para las subestaciones se debe ubicar en un sitio de fácil acceso desde el exterior con el fin de facilitar al personal de la Compañía realizar las labores de

mantenimiento, revisión e inspección, así como para la movilización de los diferentes equipos y sobre todo para evitar que un operador quede atrapado en caso de un accidente.

El local del Centro de Transformación no puede ser ubicado en un área clasificada

como peligrosa, ver norma NTC 2050 artículos 500 a 517, en los cuales cubren los requisitos de instalación donde puede existir peligro de fuego o explosión debido a

líquidos, gases o vapores inflamables, polvo combustible, fibras, cenizas o sustancias volátiles inflamables. Cada área deberá ser considerada individualmente para determinar su clasificación.

En locales ubicados en semisótanos y sótanos de edificios, con el techo debajo de

antejardines y paredes que limiten con muros de contención deben ser debidamente impermeabilizadas para evitar humedad y oxidación dentro del local.

Frente a la puerta del local de la subestación, no deben instalarse vehículos o equipos y materiales que impidan el fácil acceso. Tampoco se deben colocar tanques de

combustible o materiales inflamables.

Por el local del Centro de Transformación no podrán pasar tuberías extrañas a la instalación eléctrica tales como agua, alcantarillado, gas o cualquier otro tipo de

instalación excepto las de los equipos de extinción de incendios.

El local para los equipos de maniobra debe tener el espacio necesario para alojar según el caso:

• Celdas encapsuladas Entrada-Salida y Protección.

• Celda de Protección. • Seccionadores de Maniobra.

• Celda de MT, tablero general de acometida y seccionador dúplex, opcionalmente pueden estar incluidos el gabinete de medida y el de control.

En la subestación subterránea el equipo de maniobra (caja de maniobra) al igual que el transformador se alojan en una caja de inspección (bóveda) independiente con

dimensiones de acuerdo con el tamaño de los equipos.





CAPÍTULO VIII

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Los transformadores con potencia igual o mayor 100 kVA, ubicados al interior de la

casa de máquinas deben ser instalados en celdas diseñadas con muros y puertas anti-explosión. Cada celda debe tener un sistema automático de extinción de incendio y

además un sistema de renovación de aire por medio de una unidad manejadora73. Los transformadores instalados dentro de las edificaciones necesitan especial atención

debido a los peligros por incendios que puedan ocasionar. Se deben tener precauciones con el fin de salvaguardar la vida de las personas y la propiedad privada.

Los transformadores aislados en aceite podrán ser ubicados a nivel del piso de acceso o cualquier nivel de sótano, siempre y cuando no queden encima de habitaciones o lugares de trabajo.

Los transformadores con potencia igual o mayor 100 kVA, ubicados en las

subestaciones deben ser instalados en espacios protegidos por muros y puertas cortafuego.74

Los transformadores tipo seco deben instalarse dentro de celdas de tal forma que se impida la entrada de objetos extraños y deben ser protegidos mediante un

cerramiento que no permita la accesibilidad de personas no autorizadas y animales.

Como medida de seguridad se debe evitar la posibilidad que puedan introducir cables

y varillas por los espacios de ventilación de la celda, que puedan entrar en contacto con las partes energizadas. De acuerdo con las normas NEMA y ANSI no se permite el ingreso de varillas o cuerpos mayores de ½” de diámetro a través de las ventanas

de ventilación, por lo que deben tener grado de protección IP20.

La celda del transformador también debe evitar la entrada de pequeños animales y objetos extraños, cuando se instalen encima de cárcamos o cuando el paso de los cables se haga a través de las paredes de la celda. En las perforaciones para la

entrada y la salida de los cables, se utilizarán medios adecuados o tapas removibles en baquelita de acuerdo con los diámetros de los conductores.

Los transformadores sumergidos en líquidos de alto punto de ignición en subestaciones de piso deben llevar su foso recolector de líquido aislante con un medio

de drenaje que facilite la evacuación del mismo, para darle un tratamiento adecuado y así evitar los riesgos de contaminación ambiental.

73 Artículo 21.1.v del RETIE. 74 Artículo 21.1.w del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Todos los transformadores sumergidos en líquido refrigerante que tengan cambiador o conmutador de derivación de operación exterior sin tensión deben tener un aviso:

“manióbrese sin tensión.75

Los diseños de malla de puesta a tierra para las subestaciones tendrán en cuenta fundamentalmente los conceptos de tensión de paso y tensión de contacto y transferidas, y cubrirá toda el área de la subestación. A ella se conectarán todos los

equipos, estructuras metálicas y demás elementos que lo requieran para garantizar la máxima seguridad de las personas y los equipos. Ver las prescripciones que sobre

el tema de puesta a tierra trata el RETIE en su Artículo 15. La metodología de cálculo se presenta en el Capítulo 3.

Las áreas donde se instalen las subestaciones y equipos asociados deben contar con un sistema de iluminación en nivel adecuado a las tareas que allí se desarrollarán;

preferiblemente autónomos y de larga duración.76

Tanto los equipos, celdas y los locales o áreas ocupadas por ellos deben tener las señalizaciones adecuadas en lo que se refiere a su tamaño, forma y simbología que relacionen las normas de seguridad a seguir y los riesgos potenciales que en ellos

existen. Tomar como obligatorio lo establecido por el RETIE en el artículo 6.2 (Señalización de Seguridad).

El área de las subestaciones tipo intemperie debe ser cerrada con muros o mallas eslabonadas de una altura mínimo de 2,5 m y un espaciamiento alrededor de los

equipos dados por lo establecido en el artículo 23.1 del RETIE, de igual manera, los accesos deben ser lo suficientemente amplios para la manipulación de los equipos

tanto por tamaño como por peso. El área de la subestación será cubierta con una capa de material permeable de alta

resistividad como la gravilla, cuyo espesor será de 1” o el determinado por el diseñador. Ver detalle de cerramientos en el capítulo 11 del presente documento.

Los locales de subestaciones tipo interior estarán protegidos contra la humedad, la oxidación, poseer ventilación adecuada, estar libres de elementos diferentes a los

equipos que la conforman, no pueden tomarse como sitios de depósito o almacenamiento; por ellos no debe cruzar ningún tipo de ducto. La altura libre mínima

debe ser 2 m desde el piso, los cárcamos que se utilicen para instalar conductores eléctricos deben ser en concreto afinado tanto el piso como las paredes y con tapa antideslizante.

75 Artículo 20.25.1.b. del RETIE. 76 Artículo 17 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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La comunicación entre las celdas para el paso de los conductores eléctricos puede ser

hecha a través de cárcamos o perforaciones en las láminas, en este caso debe garantizarse la seguridad del aislamiento y el adecuado soporte de los conductores

para que no se vean sometidos a esfuerzos innecesarios que vayan en contra de su vida útil.

Las celdas de protección y las de entrada salida poseerán un enclavamiento mecánico que garantice que la puerta no puede ser abierta si el seccionador está cerrado y

viceversa, por lo cual, además, deberá ser lo suficientemente fuerte y robusto para admitir estas situaciones.

Subestación de tipo Poste.

Consiste en el montaje de transformadores en poste (concreto, metálico, en fibra de vidrio) o en torrecillas, sin ningún tipo de encerramiento siempre y cuando no superen

250 kVA ni 800 kgf de peso, además deberán cumplir con los siguientes requisitos de montaje.77

Los transformadores menores o iguales a 112,5 kVA y con un peso inferior a

600 kgf, se podrán instalar en un solo poste cuya resistencia de rotura no sea menor a 510 kgf.

Transformadores de potencia superior a 112,5 y menor o igual a 150 kVA con

pesos menores a 700 Kgf en un solo poste con carga de ruptura no menor a

750 kgf.

Transformadores de capacidad superior a 150 kVA y menor o igual a 250 kVA deben montarse en estructuras tipo H.

Toda subestación tipo poste debe tener por lo menos en el lado primario del transformador protección contra sobrecorrientes y contra sobretensiones

(DPS).78

En instalaciones de uso final con subestación tipo poste, el diseño de la puesta

a tierra puede simplificarse, pero deben tenerse en cuenta los parámetros de resistividad del terreno, corrientes de falla que se puedan presentar y los tipos

de cargas a instalar. En todo caso se deben controlar las tensiones de paso y contacto.79

77 Artículo 24.3.a del RETIE. 78 Artículo 24.3.c del RETIE. 79 Artículo 15.2 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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La capacidad máxima de los fusibles debe ser la establecida por un estudio de

coordinación de protecciones y debe garantizar la adecuada protección del transformador y la desenergización del circuito en el evento que se requiera.

Esta capacidad de fusibles y tipo de acción de los mismos debe ser aprobada por la Compañía.

El DPS debe instalarse en el camino de la corriente de impulso y lo más cerca posible de los bujes del transformador.80

El transformador deberá tener el punto neutro y la carcasa sólidamente

conectados a tierra.81

Los elementos de fijación del transformador deben soportar por lo menos 2,5

veces el peso de este82. Las conexiones en media tensión deberán tener una forma y rigidez mecánica

que no les permita moverse con el viento o vibraciones, de tal forma que las ponga en contacto con partes que no se deben energizar83.

El DPS que protege el transformador debe instalarse cumpliendo la Figura 20.2 del RETIE.

Subestación de Pedestal.

Las características constructivas de la Subestación tipo pedestal se pueden consultar en las Normas del Capítulo XII de la presente norma, además se debe cumplir lo

establecido en la NTC 3997 para construcción de transformador tipo pedestal. La subestación de pedestal consiste en dos gabinetes independientes tipo intemperie,

uno para el transformador internamente protegido contra cortocircuito y sobrecarga, y el otro para el seccionador de maniobras con terminales de media tensión de frente

muerto. Los gabinetes deben estar provistos de puertas con cerraduras, de tal forma que los mandos, accesorios y conexiones eléctricas queden inaccesibles al público.84

Los gabinetes de la subestación de pedestal deben ser fabricados en lámina Cold Rolled No. 12 BWG como mínimo. El calibre mínimo del tanque del transformador es

12 BWG, para capacidades hasta 150 KVA y No. 10 BWG para capacidades mayores.

80 Artículo 24.3.d del RETIE. 81 Artículo 24.3.e. del RETIE. 82 Artículo 24.3.g.del RETIE 83 Artículo 24.3.h. del RETIE. 84 Artículo 24.4.e. del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Cuando los radiadores del transformador queden a la vista, éstos deben tener refuerzos metálicos que los protejan del vandalismo.

Los terminales de conexión de los cables eléctricos se ubican en la pared frontal del

transformador. Debe ser fabricado con los compartimientos de alta y baja tensión separados y equipados con puertas frontales.85

Las subestaciones de pedestal son para instalación intemperie, pero se pueden instalar en locales cubiertos con adecuada ventilación. Las subestaciones de pedestal

instaladas a la intemperie se aceptan en conjuntos residenciales cerrados, sobre áreas de servicios comunes, y su ubicación debe permitir acceso del vehículo grúa o montacargas con capacidad de izar y transportar el transformador, hasta el sitio de

instalación de la subestación y quede a la vista del servicio de celaduría o usuarios. Consultar los detalles constructivos en el Capítulo 12. (Normas TSB 520, TSB 520-

2).

Para subestaciones tipo pedestal o tipo jardín expuestas al contacto del público en general, que en condiciones normales de operación la temperatura exterior del cubículo supere en 45 °C la temperatura ambiente, debe instalarse una barrera de

protección para evitar quemaduras y debe colocar avisos que indiquen la existencia de una “superficie caliente”. Si el transformador posee una protección que garantice

el corte o desenergización cuando exista una sobretemperatura o no este localizada en espacios accesibles al público, no requiere dicha barrera.86

El compartimiento de alta tensión no debe ser accesible mientras la puerta del compartimiento de baja tensión este abierta.87

La subestación de pedestal deberá estar provista de dos tornillos, de diámetro mínimo de media pulgada, para puesta a tierra; uno para el lado primario y otro para el lado

secundario. A esta tierra se conectarán sólidamente todas las partes metálicas de la subestación que no transporten corriente y estén descubiertas: el neutro del

transformador, la pantalla metálica de los cables de media tensión M.T., los puntos de tierra de los terminales preformados y los pararrayos.88

Cada compartimiento debe tener una puerta construida para proporcionar acceso al compartimiento de alta tensión solamente después de que la puerta del

compartimiento de baja tensión haya sido abierta. Debe haber uno o más dispositivos de seguridad que tengan que ser removidos antes que la puerta del compartimiento de alta tensión pueda ser abierta. Si la puerta del compartimiento de baja tensión es

85 Artículo 24.4.b. del RETIE. 86 Artículo 24.4.g. del RETIE. 87 Artículo 24.4.c. del RETIE. 88 Artículo 24.4 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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de diseño de panel plano, la puerta del compartimiento debe tener seguro en tres puntos con una manija provista de un dispositivo de seguridad. Las bisagras y

pasadores de tapas y puertas deben ser construidas en acero inoxidable.89

Elementos Preformados de la Subestación Pedestal. La subestación pedestal es una subestación tipo intemperie y se deberá instalar sobre

una placa de concreto. Frente a ella se debe construir una caja de inspección, cuando la instalación es exterior.

La entrada y salida de la subestación de pedestal debe tener terminales preformados tipo codo de 600 A cuando el calibre del conductor sea 336,4 kcmil o 4/0, y codos de

200 A para cable de calibre 2/0 AWG; con el fin de disponer de una capacidad apropiada dentro de la configuración de los circuitos de M.T. en anillo abierto (loop)

y poder modificar dicho esquema en cuanto a la ruta normal de alimentación y los puntos de suplencia.

Todos los terminales preformados tipo codo, tanto de 600 A como de 200 A, deben tener punto de prueba para identificar fases y comprobar ausencia de tensión.

En una subestación de pedestal se utilizan los siguientes elementos preformados de

Media Tensión:

A. Terminal tipo T de 600 A.

B. Terminal tipo codo de 200 A. C. Bujes.

D. Receptáculo de parqueo. Cuando sea necesaria la instalación de DPS, se deben utilizar además de los

anteriores, los siguientes accesorios:

A. Interfaces reductoras del terminal.

B. DPS’s tipo terminal preformado. Protección transformador de pedestal.

De acuerdo a lo establecido en el reglamento técnico en el artículo 18.1, para el

cumplimiento de la primer regla de oro, se debe efectuar el corte visible de todas las fuentes de tensión, mediante interruptores y seccionadores, de tal forma que se asegure la imposibilidad de su cierre intempestivo, por lo tanto, en aquellos aparatos

donde el corte no pueda ser visible, debe existir un dispositivo que garantice que el

89 Artículo 7.1.3. de la NTC 3997.





CAPÍTULO VIII

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corte sea efectivo, por ello, este tipo de transformador debe ir alimentado desde un seccionador de protección, un seccionador de maniobras, de operación selectiva, al

cual se pueden conectar hasta tres transformadores de subestaciones diferentes. Por razones operativas estas derivaciones no deben tener una longitud del cable mayor

de 100m. La protección de Media Tensión del transformador de pedestal consiste en un fusible

de expulsión tipo bayoneta, en serie con el fusible limitador de corriente. La protección en Baja Tensión consta de un interruptor automático seleccionado de acuerdo con la

curva de capacidad térmica que pueda soportar el transformador y la corriente de corto circuito.

Para proteger el transformador contra sobretensiones por maniobra, La Compañía podrá exigir de acuerdo con la ubicación, la instalación de DPS (pararrayos) tipo codo

o terminal preformado.

La siguiente Tabla describe los fusibles de protección para los transformadores tipo pedestal. (Ver tabla 4.11) de acuerdo con el artículo 3.1 de la norma NTC 3997.

CAPACIDAD

KVA

FUSIBLES

TIPO BAYONETA LIMITADOR DE

CORRIENTE

45 6 A 40ª

75 10 A 40ª

112,5 10 A 40ª

150 15 A 50ª

225 25 A 80ª

300 25 A 80ª

400 40 A 100ª

500 40 A 100ª

Tabla 8.13 Fusibles normalizados transformador tipo PEDESTAL.

Protección contra cortocircuito.

El transformador de la subestación de pedestal llevará un fusible de expulsión tipo bayoneta accesible desde el exterior en serie con el fusible limitador de corriente.

El fusible limitador de corriente es un fusible de respaldo que sólo actúa en el caso de fallas internas en el devanado del transformador, por lo tanto, su coordinación y

tiempo de respuesta debe ser ajustada para operar únicamente en este tipo de fallas.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



En baja tensión estos transformadores requieren un interruptor automático como protección contra cortocircuitos.90

Las fallas externas de baja tensión deben ser despejadas por el interruptor automático

de baja tensión, y como respaldo el fusible tipo bayoneta. Cuando actúa el fusible limitador de corriente, se asegura que la falla fue interna del

transformador, lo cual permite una mayor seguridad de los operarios, puesto que el transformador no puede ser energizado nuevamente en el sitio de instalación ya que

el fusible está ubicado en el interior del tanque, obligando el retiro del transformador para su revisión.

En fallas internas del transformador (cortocircuito entre espiras en el devanado de

alta tensión) puede presentarse el caso que actúen ambos fusibles. En este caso al cambiarse el fusible tipo bayoneta, el operario no sufre ningún riesgo puesto que el

transformador no queda energizado.

Seccionador de Maniobras. El seccionador de maniobras debe ser de accionamiento tripolar bajo carga, que

permita la operación de la subestación de distribución y las modificaciones topológicas del circuito de Media Tensión, minimizando los tiempos de interrupción del servicio.

Estos equipos deben ser de construcción robusta para uso en intemperie; en el tipo pedestal los mandos y conexiones eléctricas deben quedar inaccesibles al público; en el tipo inundable las conexiones y mandos deben estar protegidos y aislados de la

acción del agua y ubicados, en lo posible, en la parte superior del equipo. El seccionador de maniobra debe ser de operación selectiva, fácil de manejar y con

capacidad eléctrica similar a la presentada por los seccionadores tripolares de operación bajo carga.

Los terminales del cable de Media tensión y los bujes de conexión del seccionador, de maniobra, deben ser de tipo preformados de frente muerto. En el exterior del gabinete

del seccionador de maniobra deben existir señales preventivas de peligro (Artículo 6.2 del RETIE). La extinción del arco, producido en la interrupción del circuito de media tensión, puede ser hecha en aceite dieléctrico o en vacío. En lo posible, no se

deben usar interruptores ni reconectadores con SF6 como medio de aislamiento en MT; en caso de utilizarse, no deben tener fugas mayores a las establecidas en la

norma internacional que les aplique.91

90 Artículo 20.16.2.1. del RETIE. 91 Artículo 20.16.4 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Subestación encapsulada.

Los detalles constructivos de esta subestación se pueden consultar en la Norma TSB 508 del Capítulo XII.

Por el cuarto de la subestación no podrán pasar tuberías de agua, aguas negras, gas o cualquier otro tipo de instalación a excepción de tubería del sistema de extinción de

incendios.92

El cuarto de la subestación se debe ubicar en un sitio de fácil acceso para personal de inspección y mantenimiento de La Compañía, así como para la movilización de los diferentes equipos.

Las subestaciones con transformadores en aceite sólo podrán instalarse en sótanos,

semisótanos o primer piso, siempre y cuando no existan habitaciones o lugares de trabajo debajo. Cuando se necesite montar una subestación en pisos superiores, el

transformador será tipo seco. Disposición de las Celdas.

Cuando el tablero general de acometidas de baja tensión se instala dentro del local

de la subestación, se requiere ampliar el correspondiente local según el tamaño del tablero.

Con el objeto de facilitar el montaje de las celdas, dentro del local de la subestación,

se debe dejar una tolerancia mínima de 5 cm entre el mueble metálico y los muros del local.

Para transformadores secos o aislados en líquidos de alto punto de ignición (>300ºC) las celdas de entrada, salida, protección y eventualmente la celda de medida pueden estar ubicados en el mismo local. La subestación debe ser instalada en un área

clasificada como no peligrosa.93

Las subestaciones con transformador en aceite utilizarán un local reforzado (bóveda)

para el transformador y podrá construirse otro local para las celdas de entrada, salida y protección el cual puede emplear muros o malla eslabonada, siempre y cuando los equipos de maniobras no sean aislados en aceite.

92 Artículo 23.b del RETIE. 93 NTC 2050 artículos 500 al 500-4 y 511.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Subestación Subterránea.

La subestación subterránea se compone básicamente de un seccionador de maniobras tipo inundable y un transformador(es) sumergibles o parcialmente

sumergibles. El seccionador de maniobras podrá ser de tres, cuatro o cinco vías para entrada,

salida y derivaciones a transformadores. La operación selectiva del seccionador debe ser tripolar por medio de pértigas, que actúan sobre los accionamientos. La

conexión a los terminales de MT es de frente muerto mediante terminales pre-moldeados tipo codo.

Las tapas de la caja que contiene el seccionador de maniobras deben ser metálicas en lámina corrugada.

El transformador de la subestación subterránea es de tipo sumergible u

ocasionalmente sumergible, con todos los bujes de conexión por la tapa superior. La subestación subterránea se instala en cajas de inspección separadas, una para el transformador y otra para el seccionador de maniobras comunicadas por un

banco de ductos en cárcamo.

La protección de MT del transformador debe ser interna. Los bornes de MT deben ser tipo codo y herméticos a la humedad. Los bornes de BT deben ser aislados.

Transformadores parcialmente sumergibles.

Subestaciones sumergibles (tanto el transformador como los equipos asociados de

maniobra deben ser este tipo) IP X8.94

Los transformadores ocasionalmente sumergibles se instalan en cajas de inspección bajo la superficie del terreno, y estarán expuestos a inundaciones, por lo que deben

estar capacitados para soportar hasta tres horas sumergidos en agua, incluyendo las conexiones de los cables, fusibles internos y todos los accesorios externos.95

La manija de operación del cambiador de derivaciones, tuercas, roldanas y la tornillería deben ser de material inoxidable.

El mecanismo de operación del cambiador de derivaciones debe ser de operación

exterior y estar localizado en la parte superior del transformador.

94 Artículo 23.h del RETIE. 95 Artículo 23.i del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



En lo posible, la tapa del tanque debe ser soldada, salvo que se indique otra cosa, en cuyo caso se deben usar empaques. La tapa del tanque debe contar con una

inclinación de 1 a 2 grados para evitar la acumulación de agua.

Los bujes de conexión en alta y baja tensión y los fusibles internos deben ser

accesibles por la parte superior del transformador, con el fin de operarlos o retirarlos desde la superficie, sin necesidad de entrar en la bóveda.

Los radiadores deben ser colocados en la parte posterior, aledaño a la válvula de

drenaje y muestreo. No se deben ubicar los radiadores en los lados donde estén instalados los ganchos para levantar la unidad completa.

Todos los tornillos de apriete de las bridas de los bujes de alta y baja tensión deben presentar una perpendicularidad con respecto a la pared del tanque, además, deben contar con una contratuerca o cualquier medio que impida que se aflojen.

El tanque del transformador debe ser de acero inoxidable con recubrimiento anticorrosivo.

El tanque del transformador debe tener una base adecuada para evitar que el fondo del mismo esté en contacto con el piso de la bóveda, ésta deberá tener un espesor

no menor de 4 cm.

Instalación de transformadores aislados en líquidos

biodegradables de alto punto de ignición.

La instalación de los transformadores con aislamiento en líquidos de alto punto de ignición debe cumplir lo establecido en la NTC 2050 artículo 450-23.

Si bien los transformadores aislados en aceite para uso en instalación interior

requieren de una bóveda, los transformadores aislados con líquidos de alto punto de ignición ofrecen la alternativa de instalación sin necesidad de dicha bóveda.96

Los transformadores con aislamiento y sumergidos en líquidos de alto punto de ignición son menos inflamables que el aceite mineral usado en aislamiento de transformadores, pero no son resistentes al fuego, razón por la cual el Código

Eléctrico Nacional establece unos requisitos generales para minimizar los riesgos debidos al fuego:

A. Los transformadores aislados y sumergidos en líquidos de alto punto de ignición deben ser reglamentados, registrados, identificados y certificados, esto es, probados y certificados por un laboratorio de prueba u organización y publicados

en un listado como recomendables para la aplicación. Se define como líquido de

96 Artículo 450-23 NTC 2050.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



alto punto de ignición para aislamiento de transformadores, aquellos que tengan un punto de inflamación no menor a 300ºC.

B. Los transformadores aislados y sumergidos en líquidos de alto punto de ignición podrán ser usados sin bóveda sólo dentro de edificios no combustibles, en áreas

que no contengan material combustible, o si se dispone de un sistema de extinción automática del fuego y de un área de confinamiento del líquido del transformador.

C. La instalación debe satisfacer todas las condiciones de uso descritas en el registro del líquido.

La Norma NFPA 220 (Types of Building Construction) define cinco (5) tipos básicos de construcción designados como:

Tipo I Resistente al fuego.

Tipo II Incombustible.

Tipo III Combustible y protegida exteriormente.

Tipo IV De madera gruesa.

Tipo V De armazón de madera.

Tabla 8.14 Tipos de construcción

Aquellas instalaciones interiores de transformadores aislado y sumergidos en líquidos de alto punto de ignición, que no satisfagan las restricciones del registro o tabla de

líquidos o estén instaladas en edificaciones que no sean del Tipo I o del Tipo II, o en áreas donde se almacene materiales combustibles, deberán estar provistos de un sistema automático de extinción de fuego y un área para confinar líquidos, o en su

defecto, deberán ser instalados en una bóveda que cumpla con los requisitos del Artículo 450-C de la NTC 2050.

En las construcciones Tipo I sólo se permite el uso de materiales no combustibles para los elementos de la estructura (todos los elementos esenciales para la estabilidad del edificio). No obstante, por razones prácticas, se permite el uso de materiales

combustibles en edificios Tipo I y Tipo II, siempre que no formen parte de la estructura. Los elementos del suelo o techo que no están unidos a la estructura se

consideran parte de los mismos y no forman parte de la estructura.

La construcción Tipo III es una construcción en la cual todos o parte de los elementos estructurales pueden estar fabricados de materiales combustibles u otros

cualesquiera que estén permitidos por el código de edificación aplicable. Las paredes exteriores deberán estar fabricadas con materiales incombustibles o limitadamente

combustibles, que sean aceptados por el código y que cumplan con un grado de resistencia al fuego especificado.

La Tabla 3 de la Norma NFPA (Fire Resistance Requirementes for Type I throught

Type V Construction), recoge los requisitos de resistencia al fuego de la estructura,





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



muros portantes interiores, construcción del suelo y techo de los cinco tipos básicos de construcción. Dos tipos de construcción se identifican como combustibles y tres

como no combustibles.

Se define como material no combustible uno que, en la forma en que se emplea, y

bajo las condiciones previstas, no se inflame, arda, mantenga combustión o libere vapores inflamables, cuando esté sujeto a fuego o calor. Materiales que han pasado las pruebas de la Norma ASTM E136 (Standard Test Method for Behavior of Materials

in a Vertical Tube Furnace at 750ºC), se consideran como materiales no combustibles.

Los transformadores aislados en líquidos de alto punto de ignición tienen punto de

combustión mayor de 300ºC. Se encuentran en el mercado dos tipos de productos: los hidrocarburos de alto peso molecular y los derivados de la silicona. Entre los primeros se encuentra el R-TEMP, Alfa 1 y beta y entre los segundos la Silicona 561

DOW CORNING y otras siliconas aplicables a transformadores.

En el Artículo 450-23 de la NTC 2050 y en la edición del NEC de 1996, se

encuentran los requisitos de aplicación de los transformadores aislados en líquidos de alto punto de ignición.

Los líquidos de alto punto de ignición deben ser compatibles con los materiales con los cuales está construido el transformador, además deben ser no volátiles, térmicamente estables, químicamente inertes y no deben ser tóxicos en su

combustión.

La silicona líquida es aislante y refrigerante dieléctrico a base de polidimetílicas,

desarrolla un calor de combustión reducido, aproximadamente la mitad de la de los aceites minerales, además, durante la combustión forma una capa de sílica sobre la superficie del líquido que limita el acceso de oxígeno ambiental y tiene un efecto

extintor.

En incendio, la silicona produce poco calor, poco humo y los residuos de la combustión

son de baja toxicidad, mientras que los hidrocarburos producen mucho calor y humo negro y tóxico.

El R-TEMP es un hidrocarburo dieléctrico resistente al fuego, combustible, no tóxico

y biodegradable, además de compatible con las normas de materiales aislantes.

El fluido Alfa 1, es un dieléctrico resistente al fuego, fabricado de hidrocarburos

sintéticos.

El fluido Beta, es un dieléctrico resistente al fuego, que tiene como base petróleos refinados. Es compatible y miscible con el aceite mineral y con los materiales

utilizados en la fabricación de transformadores.

A modo de referencia se presentan los siguientes valores característicos de los

líquidos dieléctricos utilizados en transformadores. (Ver tabla 4.2)





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Tabla 8.15 Valores Característicos de los líquidos dieléctricos usados en transformadores.

Instalación de transformador tipo seco en celda.

Los transformadores tipo seco deben instalarse dentro de las celdas de tal forma que se impida la entrada de objetos extraños y deben ser protegidos mediante un

cerramiento que no permita la accesibilidad de personas no autorizadas y animales97.

Como medida de seguridad se debe evitar la posibilidad de introducir cables y varillas por los espacios de ventilación de la celda, que puedan entrar en contacto

con las partes energizadas. De acuerdo con las Normas NEMA y ANSI no se permite el ingreso de varillas o cuerpos mayores de ½” de diámetro, a través de

las ventanas de ventilación, por lo que deben tener grado de protección IP20.

La celda del transformador tipo seco también debe evitar la entrada de pequeños animales y objetos extraños, cuando se instalen encima de cárcamos o cuando el paso de los cables se haga a través de las paredes de la celda. En las perforaciones

97 Artículo 450-8.b de la NTC 2050.

CARACTERÍSTICAS ACEITE MINERAL R-TEMPSILICONA 561

DOWN CORNINGALFA-1 BETA

Nombre

químico

Hidrocarburo

parafinado

(Nafténico)

Hidrocarburo

parafinado

refinado

Polidimetilsilo

xano

Poli alpha

Olefin

Hidrocarburos

y aditivos

Punto de

combustión

ASTM D92 ºC

160 311 371 306 306

Biodegradable Parcialmente SÍ No SÍ SÍ

Rigidez

dieléctrica

D18816

(0.008”) (kV)

56 56 60 56 60

Toxicidad Baja No No No

Aplicación a

transformador

es Artículo de

la NTC 2050

450-23 450-23 450-23 450-23450-26

450-27





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



para la entrada y salida de los cables, se utilizarán medios adecuados o tapas removibles en baquelita de acuerdo con los diámetros de los conductores.

Se recomienda la entrada de los cables de media tensión en forma lateral y la salida

de los cables de baja tensión por la parte inferior. Para distancias eléctricas mínimas de terminales y cables.

La celda del transformador tipo seco debe estar aislada de cualquier acceso directo al mismo por lo cual dentro de ella y al abrir la puerta de la misma se debe tener

un acrílico aislante transparente, que no permita su intervención, pero si su inspección visual desde afuera.

En las celdas de transformador tipo seco se debe facilitar el intercambio de calor en el transformador98.

No es conveniente instalar transformadores secos tipo H en áreas contaminadas

con polvo, excesiva humedad y químicos, que se depositen sobre los aislamientos y que puedan ocasionar falla del transformador, en tales casos se deben utilizar transformadores con bobinas encapsuladas en resina clase F. Igualmente, se

instalarán de este tipo en los Sótanos.

En la ventilación se debe considerar el ingreso de aire limpio y seco, libre de vapores químicos, polvos y humos, por lo que se deben utilizar filtros para zonas contaminadas.

Antes de entrar en servicio o después de permanecer desenergizado durante algún

tiempo, los transformadores tipo seco, deben someterse a proceso de secado y limpieza por acumulación de polvo en las bobinas y aisladores.

Los dampers de ventilación dependen de la altura del cuarto y la capacidad del transformador determinándose de acuerdo con el Artículo 450-45 de la Norma

NTC 2050. Los transformadores secos se deben separar por lo menos de 30 cm a 45 cm de

las paredes u otros obstáculos para permitir la circulación de aire alrededor y a través del equipo.

Cuando los transformadores secos se instalan en pisos altos de edificios, se debe tener en cuenta las condiciones para su ingreso y retiro considerando el peso que

soportan los ascensores o la instalación de anclajes para izar el equipo.

98 Artículo 20.23.2 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Antes de entrar en servicio o después de permanecer desenergizado durante algún tiempo, el transformador seco debe someterse a proceso de secado y limpieza por

acumulación de polvo en las bobinas y aisladores.

Características de la celda del transformador seco.

A. La celda debe descansar sobre un soporte en ángulos que permita la entrada de

ventilación por debajo, con celosía o malla que deje pasar el aire e impida la entrada de animales o cuerpos extraños y sólo con el espacio necesario para la

entrada y salida de cables. B. Las cubiertas laterales, posteriores y frontales tendrán las dimensiones

necesarias en celosías o malla para adecuada ventilación, la del frente puede ser

acrílico transparente para permitir inspección y no permitir acceso directo. C. En algunos casos podrán tener domos para la salida de aire caliente o podrá

instalarse su propio sistema de ventilación forzada. D. La celda tendrá un espacio suficiente de tal forma que permita: alojar el

transformador, adecuada ventilación, distancias eléctricas a partes energizadas y radio de curvatura de conductores.

E. Las celdas deben ser pernadas al suelo y con medios para amortiguar las

vibraciones y ruidos.

8.10 PROTECCIONES ELÉCTRICAS.

8.10.1 Uso de protecciones en baja tensión.

Según el RETIE los sistemas de protección de las instalaciones para baja tensión,

impedirán los efectos de las sobrecorrientes y sobretensiones y resguardarán a sus usuarios de los contactos directos y anularán los efectos de los indirectos. Los sistemas de prevención y protección contra contactos directos e indirectos que

deben implementarse son:

A. Alejamiento de las partes bajo tensión. B. Colocación de obstáculos que impidan el acceso a las zonas energizadas. C. Equipos de protección contra corrientes de fuga.

D. Empleo de Muy Baja Tensión. (<= 50 V en locales secos, <= 24 V en locales húmedos).

E. Dispositivos de corte automático de la alimentación. F. Empleo de circuitos aislados galvánicamente, con transformadores de

seguridad.

G. Conexiones equipotenciales. H. Sistemas de puesta a tierra.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



I. Regímenes de conexión a tierra, que protejan a las personas frente a las corrientes de fuga.

J. Utilizar, complementariamente a lo anterior, como protección un interruptor diferencial de fuga con curva de sensibilidad que supere la exigida por el RETIE.

Cada circuito debe ser provisto de un interruptor automático, que lo proteja de sobrecorriente99.

Se acepta la protección contra contactos directos empleando al menos dos de los

anteriores sistemas de protección. Cuando se instalen Dispositivos de Protección contra Sobretensiones (DPS) estos

deben cumplir con lo prescrito en el artículo 20.14 del RETIE. Es decir, deberán cumplir con las especificaciones aplicables de las normas IEC 61643-12, IEC 60664,

IEC 60071, IEC 60099, IEC 60364-4-443, IEC 60364-5-534, IEC 61000-5-6, IEC 61312, IEEE 141, IEEE 142 y NTC 4552.

Cuando se instalen Interruptores automáticos estos deben cumplir con lo establecido en el artículo 20.16.2 del RETIE. Implica que deberán cumplir con las

especificaciones aplicables de las normas NTC 2116, NTC-IEC 947-2 y UL 489.

A. Un interruptor automático debe fijarse en una posición tal que al conectarse el

circuito alimentador llegue al terminal de línea y la salida se conecte a los terminales de carga100.

B. Un interruptor automático debe tener unas especificaciones de corriente y tensión

no menor a los valores nominales de los circuitos que controla101. C. La distancia entre contactos debe ser mayor a 3 mm cuando está abierto el

interruptor y debe tener alguna señalización que permita conocer el estado real de los contactos.

D. El interruptor general de una instalación debe tener tanto protección térmica con

un elemento bimetálico o dispositivo electrónico equivalente para la verificación del nivel de corriente, como protección magnética mediante la apertura de un contacto

al superar un límite de corriente102. E. El productor debe prever las curvas de disparo del interruptor para la selección del

dispositivo y para la coordinación de protecciones con otros equipos automáticos

de respaldo, ubicados estos siempre aguas arriba en la instalación103. F. Los dispositivos de interrupción de corriente por fuga a tierra para protección de

las personas contra contacto directo, deberán tener una corriente nominal

99 Artículo 27.4.3.b del RETIE. 100 Artículo 20.16.2.2 del RETIE. 101 Artículo 20.16.2.2 del RETIE. 102 Artículo 20.16.2.a del RETIE. 103 Artículo 20.16.2.b del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



diferencial menor o igual a 30 mA y su tiempo de operación deberá estar en concordancia lo establecido en Artículo 20.16.2.c del RETIE.

G. Los interruptores diferenciales contra riesgo de incendio, deberán tener una corriente nominal diferencial menor o igual a 300 mA, estos podrán ser de

actuación instantánea o retardada104. H. Los dispositivos de interrupción de corriente por fuga a tierra para protección de

las personas contra electrocución y contra incendio, pueden ir incorporados en los

interruptores automáticos o ubicados al lado del mismo formando un conjunto dentro del panel o tablero que los contiene105.

I. Debe instalarse protección contra falla a tierra de equipos, en acometidas eléctricas en estrella puestas a tierra sólidamente, con una tensión a tierra superior a 150 V, pero que no supere los 600 V entre fase. Para cada dispositivo de desconexión de

la acometida de 1000 A nominales o más106. J. Cada circuito ramal de un panel de distribución debe estar provisto de protección

contra sobrecorriente107. K. No se debe conectar permanentemente en el neutro de cualquier circuito, un

dispositivo contra sobrecorriente, a menos que la apertura del dispositivo abra simultáneamente todos los conductores de ese circuito108.

L. Las bombas contra incendio deben llevar protección contra cortocircuitos, pero no

contra sobrecarga109. M. Los dispositivos de protección contra sobrecorriente deben estar fácilmente

accesibles110. Cuando se requiera interruptor general de entrada, se instalará entre la acometida y

el barraje en posición vertical; de tal forma que siempre sea posible accionarlo desde fuera del tablero, sin necesidad de romper ninguno de los sellos del mismo. Los

bornes del interruptor general no deben ser accesibles a los usuarios111. Las protecciones termomagnéticas de cada circuito se deberán instalar en caja

metálica, firmemente empotrada a la pared, en sentido vertical u horizontal; siempre debe quedar claramente indicada la posición de encendido y apagado y el nombre del

circuito que interrumpe cada protección. Los contactos de las protecciones termomagnéticas deberán estar limpios de residuos

antes de su instalación y ser bastante firmes para evitar el recalentamiento por un mal contacto.

104 Artículo 20.16.2.2.i del RETIE. 105 Artículo 20.16.2.2.c del RETIE. 106 Artículo 20.16.2.2.d del RETIE. 107 Artículo 20.16.2.2.e del RETIE. 108 Artículo 20.16.2.2.f del RETIE. 109 Artículo 20.16.2.2.g del RETIE. 110 Artículo 20.16.2.2.h del RETIE. 111 Artículo 27.4.3.d del RETIE.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Los sistemas de emergencia (grupo motor-generador) deberán ser instalados

mediante sistemas de transferencia manual o automática (conmutables) que cuenten con enclavamiento mecánico o electrónico, y podrán estar instalados en el mismo

recinto siempre que se garantice su adecuada ventilación, y se mantengan los espacios para mantenimiento (y aislamiento térmico) apropiados (deben reservarse los espacios horizontales y verticales para poder sacar la planta), la entrada de la

señal de la red de distribución al sistema de transferencia debe quedar después del medidor de la compañía para evitar registros de suministro de energía de la planta

como consumo del cliente112. Del lado de los usuarios, las protecciones a instalar son:

Cargas con

capacidad

instalada

[kVA]

Urbano (13.2 kV) Rural (13.2 kV)

Derivaciones a

subestaciones

con carga

instalada mayor

o igual a 2.500

Estructuras de afloramiento

coordinadas con un interruptor de

potencia de protección general

ubicado en el local de la

subestación principal del usuario.

Reconectadores en la

estructura de arranque

800 - 2.500

Estructuras de arranque o

afloramiento coordinadas con un

seccionador tripolar de operación

bajo carga con fusibles.

Arranque con DPS y protección

contra sobre corrientes:

cortacircuitos o seccionadores

de repetición

< 800



cortacircuitos



cortacircuitos o seccionadores

de repetición

Tabla 8.16 Protecciones a instalar a 13.2 kV.

Cargas con

capacidad

instalada

[kVA]

Urbano (34,5 kV) Rural (34,5 kV)

Derivaciones a

subestaciones

con carga

instalada mayor

o igual a 2.000

kVA

Estructuras de afloramiento

coordinadas con un interruptor de

potencia de protección general

ubicado en el local de la

subestación principal.

Reconectadores en la

estructura de arranque

112 Sección 700 NTC 2050.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



1.000 - 2.000


afloramiento coordinadas con un

seccionador tripolar de operación

bajo carga con fusibles.


afloramiento coordinadas con

un seccionador tripolar de

operación bajo carga con

fusibles.

Menor a 1.000



cortacircuitos

Arranque con DPS y

protección contra sobre

corrientes: cortacircuitos o

seccionadores de repetición

Tabla 8.17 Protecciones a instalar a 34.5 KV.

8.10.2 Uso de protecciones en derivaciones de media tensión.

En los ramales de redes aéreas o subterráneas de propiedad privada cuya distancia al punto de conexión particular esté a más de 30 m se instalarán en el punto de derivación dispositivos de corte y protección contra sobre corrientes (cortacircuitos

tipo fusible), las subterráneas adicionarán los dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) de óxido de zinc metálico. Para distancias menores a 30 m, en

redes aéreas, se admite instalar cortacircuitos en el punto de derivación, como protección para el transformador.

Sólo se permitirá la instalación de un juego de protecciones para acometida subterránea en 13,2 kV derivada de red aérea dependerá de la importancia y

magnitud de la carga a alimentar. Su instalación se hará mediante crucetas y herrajes independientes a las que soportan la red.

En derivaciones y/o ramales con cargas instaladas superiores a 1000 kVA, se podrán instalar seccionadores de repetición de 3 etapas, los cuales ofrecen protección por sobrecorriente y cortocircuito, garantizando mayor confiabilidad en la operación ante

fallas de tipo transitorias que son las más comunes en los sistemas de distribución. El criterio a aplicar será de acuerdo al plan de expansión de la Compañía.

• Uso de dados para la instalación de cortacircuitos:

Se utilizarán los accesorios denominados “dados” para mantener en su sitio a cada cortacircuito que fija a la cruceta metálica. Serán de las siguientes dimensiones:

(3”X3”X3”) 3 x 7, 62 cm.

8.10.3 Configuración de circuitos industriales a 34,5 kV.

Para circuitos con cargas industriales se instalarán seccionadores de operación bajo carga, habrá un alimentador principal y las cargas se derivarán a través de seccionadores de 600 A o cortacircuitos de cañuela para cargas hasta 800 kVA.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



Con relación a la cantidad de seccionamientos en el alimentador principal, estos se definirán de acuerdo con las características de las cargas y su ubicación.

Para la conexión de clientes industriales en el nivel de 34,5 kV, la Compañía solicitará

la instalación de los equipos de protección que aparecen en la siguiente tabla.

Rango de

transformadores

Nivel 34.5 kV

Instalación interior

Instalación exterior

225 KVA a 800KVA Seccionador tripolar con

fusibles HH.

Cortacircuitos de cañuela

Equipo de maniobra y

protección tripolar.

1000 KVA a 2000

KVA

Seccionador tripolar de

operación bajo carga con

bobina de disparo accionado

por los siguientes relés:

Sobretemperatura

Buchholz

Opcional: Reconectador

Interruptor o seccionador

tripolar de operación bajo

carga, con bobina de disparo

accionado por los siguientes

relés: Buchholz

Sobretemperatura


2500 KVA a 5000

KVA

Interruptor accionado por los

siguientes relés:

Sobre temperatura

Buchholz

Sobrecorriente de fase

Diferencial

Disparo y bloqueo


Interruptor accionado por los

siguientes relés:

Sobretemperatura

Buchholz

Sobrecorriente de fase

Diferencial

Disparo y bloqueo


Tabla 8.18 Protecciones normalizadas para clientes industriales a 34,5 kV.

Para todos los casos se considerará realizar estudio de coordinación de protecciones,

el cual se podrá desarrollar en cualquier software de sistemas de potencia; este estudio pretende garantizar la correcta selección y operación de todos los elementos

de protección que se utilizarán en la instalación, también realizar la verificación de las corrientes de corto circuito que se pudieran presentar y la soportabilidad de los diferentes conductores ,cables y/o barras, a su vez que se implementa el esquema

de coordinación del cliente y el operador de red mediante las curvas de selectividad de cada dispositivo ya sea fusible, relé en celda o reconectador.





CAPÍTULO VIII

FECHA: AGOSTO 2018



8.10.4 Elementos de protección contra sobrecorriente.

Todos los alimentadores primarios, ramales, derivaciones y acometidas en media tensión deben poseer protección contra sobrecorriente, instalada en el punto de

conexión común o arranque. Para la protección contra sobrecorriente en media tensión se consideran los siguientes

elementos:

Fusibles.

Elemento térmicamente débil cuya función principal es la de aislar un equipo cuando

una corriente de falla o sobrecarga pasa a través de este.

Los principales parámetros que determinan los valores nominales de un fusible para un punto específico del sistema son:

a) Corriente de carga. b) Tensión del sistema.

c) Relación X/R y máxima corriente de falla posible en el punto de aplicación.

La corriente del fusible debe ser mayor o igual a la máxima corriente de carga continua. En la determinación de la corriente de carga del circuito se debe tener en cuenta la posible corriente de sobrecarga y corrientes transitorias como son la

corriente de conexión del transformador (corriente de inrush) y de arranque de motores.

Criterios de selección del fusible. Cuando se tiene una relación alta de fusión, los fusibles se escogen con el fin de proteger el sistema de un transformador dañado, cuando se tiene una relación de fusión baja, los fusibles son escogidos tan pequeños,

como sea posible, de tal forma que suministren la máxima protección contra sobrecarga.

La importancia relativa de diferentes tipos de factores (por ejemplo: continuidad del servicio y costos de mantenimiento, entre otros) dentro de la operación particular de

un sistema de distribución determina la selección del fusible. Entre los factores que dependen del conocimiento del sistema están la curva de carga de los

transformadores y el conocimiento del nivel ceráunico, entre otros. De acuerdo con lo anterior, el fusible ideal es aquel del cual se obtiene el máximo

beneficio con mínimo sacrificio del sistema.





CAPÍTULO VIII

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Los fusibles que presentan una relación de fusión baja protegen al transformador contra sobrecarga, pero se funden muy fácilmente con corrientes de conexión o

sobrecorrientes de corta duración; los fusibles con relación de fusión alta soportan descargas y protegen adecuadamente contra corrientes de cortocircuito, pero no

protegen al transformador contra sobrecargas. Los fusibles tipo dual, que presentan una relación de fusión alta para sobrecorrientes de larga duración y una relación de fusión baja para la zona de sobrecorrientes de larga duración, protegen al

transformador no solamente contra las corrientes de sobrecarga sino también contra cortocircuito, debido a que su curva característica de corriente-tiempo de fusión

mínima se adapta mejor a la curva característica del transformador de soporte térmico, mecánico y de sobrecarga.113

Tabla 8.19 Tipos de fusibles. Fuente norma técnica EBSA.

113 norma técnica NTC 2797.

TIPO DE

FUSIBLEREACCIÓN

RELACION DE

VELOCIDAD APLICACIÓN

H Extra rápidoVaría entre 4 para 6 A y

6 para 100 A

Protección por el lado primario de

transformadores pequeños y/o en lugares

en los que se utilizan equipos electronicos

sensibles o que exijan una protección

rapida como hospitales o centros de

cómputo.

K RápidoVaría entre 6 para 6 A y

8 para 200 AProtección de lineas de distribución.

T LentoVaría entre 10 para 6 A y

13 para 200 ACoordinación de reconectadores.

VS Muy lentoVaría entre 15 para 5 A y

13,7 para 100 AProtección de transformadores.

Dual ExtralentoVaría entre 13 para 0,4

A y 20 para 2,1 A

Protección de transformadores, cuando

ocurre una falla que no sea peligrosa para

el trasnformador el fusible no se funde,

pero si la falla persiste o alcanza un nivel

de riesgo, el fusible se fundirá.





CAPÍTULO VIII

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Notas:

1. Para satisfacer requerimientos especiales tales como la protección primaria de transformadores de distribución, se han desarrollado fusibles por debajo de 10

A. Estos están diseñados específicamente para proveer protección contra sobrecargas y evitar operaciones innecesarias durante corrientes transitorias de corta duración asociadas con el arranque de motores y descargas.

2. Relación de velocidad = Corriente [A] a 0,1 seg / Corriente [A] a 300 seg.

(Para fusibles de capacidad mayor a 100 amperios, se toma el valor de 600 segundos).

3. Relación de fusión=relación entre la corriente mínima de fusión y la corriente nominal del transformador que define el mínimo en por unidad de la corriente

nominal que causa la operación del fusible.

Para seleccionar el fusible adecuado para la protección de un transformador se debe cumplir con lo establecido en la norma NTC 2797 o aquella que la derogue.

Reconectadores.

Se prohíbe la instalación de reconectadores en zona urbana, se debe remplazar por interruptores esto en cumplimiento al POT de cada cuidad y a la contaminación visual.

Los reconectadores en nivel de tensión II se deben instalar en postes de 12 m con una carga de rotura mayor o igual a 750 kgf.

Los reconectadores en nivel de tensión III se deben instalar en postes de 14 m con carga de rotura mayor o igual a 750 kgf.

Se deben Instalar cuchillas seccionadoras monopolares para operar sin carga como

elementos de maniobra para la conexión de entrada y salida de cada fase del reconectador (corte visible), dando cumplimiento a lo establecido en el artículo 63 de la resolución 1368 de 2009 (Reglamento de salud ocupacional).

Se deben instalar protectores aislantes en los bushing o bujes del reconectador para

evitar fallas en el sistema ocasionadas por vida silvestre. Se deben instalar DPS’s tanto a la entrada como a la salida del reconectador, de

acuerdo a lo establecido en el numeral 20.14.2 “Requisitos de instalación” del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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El transformador auxiliar o fuente de alimentación auxiliar debe ser instalado (a) en el lado de la fuente y aguas arriba del reconectador, garantizando así la operación del

equipo de forma remota cuando se presente ausencia de la alimentación suministrada por las baterías del reconectador.

El herraje y sistema de sujeción del tanque de potencia del reconectador al poste tendrá las características constructivas propias de cada fabricante según el tipo y

marca del reconectador.

El gabinete de control del reconectador se instalará a una altura mínima de 4 metros del nivel del suelo y se sujetará al poste por medio de collarines.

El tanque de potencia y el gabinete de control deben estar conectados sólidamente a tierra.

El cable de control no debe estar contiguo al conductor de puesta a tierra, o como mínimo se debe asegurar una separación horizontal de 20 cm entre los dos.

Se debe asegurar que el bajante hacia el reconectador tenga el mismo calibre de la troncal o ramal al cual pertenece el montaje, en caso contrario, se debe garantizar

que el conductor seleccionado soporte los niveles de corriente del circuito.

El by-pass se debe realizar por medio de cortacircuitos con barra seccionadora, se debe cumplir con las características nominales del circuito y no estar por debajo de los límites operacionales del mismo.

Se definen 3 “tipos” de reconectadores, los cuales se identifican de acuerdo con su

ubicación dentro del circuito: • Feeder recloser (Alimentador): Reconectador más cercano a la subestación.

• Tie recloser (Suplencia): Punto normalmente abierto donde se encuentran dos alimentaciones.

• Mid-point recloser (Punto Medio): Reconectadores ubicados en cualquier punto en la red entre los feeder y los Tie.





CAPÍTULO VIII

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Figura 8.9 Tipos de reconectadores según su ubicación.

Relés – Interruptores.

Criterios de selección. Los elementos de protección contra sobrecorrientes deben cumplir con los siguientes requisitos:

• El nivel de aislamiento del elemento debe seleccionarse con base en la tensión

nominal del sistema. • La corriente máxima de carga no debe ser superior a la corriente nominal del

elemento. • La capacidad de interrupción del elemento debe ser superior a la máxima

corriente de cortocircuito en el lugar de la instalación.

• La corriente mínima de operación del elemento de protección contra sobrecorrientes no debe ser superior a la capacidad de corriente del conductor

utilizado en el circuito a proteger. • Curva característica tiempo-corriente.

• Corriente nominal. • Tensión nominal. • 12 t.

• Capacidad de interrupción [KA]. • En el caso se fusibles se debe indicar si es de acción lenta, rápida o

ultrarrápida.

8.10.5 Coordinación de protecciones. Los tiempos de coordinación presentados a continuación deben tomarse como mínimos. Para un caso específico, pueden requerirse tiempos superiores para una

adecuada coordinación, dependiendo del tipo de elementos utilizados en el esquema de protección.





CAPÍTULO VIII

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Coordinación fusible – fusible. Para protección de redes en media tensión, se permite la utilización de fusibles tipo

K, T o H especificados según la norma ANSI C37.42. Para adecuada coordinación con fusibles, el 75% del tiempo mínimo de fusión no debe ser inferior al tiempo máximo

de despeje de los fusibles instalados aguas abajo para el intervalo de corrientes de falla comunes. El calibre de los fusibles utilizados debe ser el mismo en todas las fases. Al reemplazar fusibles se debe tener en cuenta tanto la intercambiabilidad,

tanto desde el punto de vista eléctrico como mecánico.

Coordinación reconectador – fusible En el caso de reconectadores con curvas de operaciones lentas y rápidas se deben utilizar los criterios incluidos en la siguiente tabla.

TIPO DE CURVA

AJUSTE

Rápida

El tiempo de coordinación entre la curva de ajuste del reconectador y la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible no debe ser inferior a 0,25 s, en el intervalo de corrientes de falla

comunes.

Lenta El tiempo de coordinación entre la curva de máximo tiempo de

despeje del fusible y la curva de ajuste del reconectador no debe ser inferior a 0,15 s, en el intervalo de corrientes de falla comunes.

Tabla 8.20 . Coordinación reconectador-fusible114.

• Coordinación fusible – reconectador. El tiempo de coordinación entre la

curva de tiempo mínimo de fusión y la curva lenta del reconectador no debe ser inferior a 0,25 s.

• Coordinación relé – fusible. El tiempo de ajuste del relé no debe ser superior al tiempo máximo de operación de los fusibles aguas abajo. El tiempo de coordinación

en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,15 s.

• Coordinación fusible – relé. El tiempo máximo de operación del relé no debe ser superior al tiempo mínimo de fusión de los fusibles aguas arriba. El tiempo de coordinación en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,25

s.

• Coordinación relé - relé, relé – reconectador y reconectador – relé. El tiempo de coordinación en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser

114 Norma técnica EBSA.





CAPÍTULO VIII

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inferior a 0,25 s. Se deben tener en cuenta posibles tiempos de reposición de los relés ubicados aguas arriba de reconectadores.

• Reconectador- reconectador. El tiempo de coordinación en el intervalo de

corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,25 s. Si no es posible lograr este tipo de coordinación, se deben programar secuencias de operación diferentes.

Para usuarios particulares, el tiempo máximo de operación de la protección principal en media tensión no debe ser inferior al tiempo de ajuste (relés o reconectadores) o

tiempo mínimo de fusión (fusibles) del elemento ubicado aguas arriba en la red propiedad de ENERTOLIMA Los tiempos mínimos de coordinación se deben establecer de acuerdo con los criterios mencionados.

Los transformadores de corriente a utilizar en esquemas de protección con relés

deben ser aplicados de tal forma que no presenten problemas de saturación para las máximas corrientes de cortocircuito en el punto de instalación, teniendo en cuenta la

relación R/X de la trayectoria de la corriente de falla.

8.10.6 Estudio de coordinación de protecciones A continuación, se listan los puntos a tener en consideración a la hora de elaborar el

estudio de ajustes de coordinación de protecciones, el estudio aplicará en aquellos proyectos donde se incluyan relés de protección o reconectadores, los cuales deben

coordinar con los relés de protección del operador de red. Sin embargo, cabe mencionar que se deben de tener en cuenta solo los ítems que apliquen al tipo de proyecto.

Lineamientos a seguir en la presentación de informes de estudios de ajuste

coordinación de protecciones –EACP, a nivel general.

CONTENIDO

1. Objetivo. 2. Antecedentes. 3. Marco regulatorio de referencia.

4. Definiciones. 5. Alcance.

6. Área de impacto del EACP. 7. Estudios de flujo de carga y cortocircuito.

a. Determinación de los escenarios de demanda.

b. Asignación de la generación en el sistema. c. Determinación de los escenarios de cortocircuito.





CAPÍTULO VIII

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8. Recomendaciones generales para los EACP. 9. Estructura del documento de estudio de ajuste y coordinación de protecciones.

a. Objetivo. b. Alcance.

c. Descripción del proyecto o de la red bajo estudio. d. Etapas del proyecto (Aplica para entrada de nuevos proyectos). e. Ubicación geográfica.

f. Área de influencia. g. Parámetros técnicos.

h. Parámetros de equipos. i. Configuración de subestaciones. j. Características de los sistemas de protección.

k. Características de los sistemas de protección existentes. l. Ajuste de protecciones actuales de elementos existentes.

m. Características de los sistemas de protección a instalar. n. Estudio de flujo de cargas.

o. Estudio de cortocircuito. p. Resultados de cortocircuito. q. Cálculo del SIR.

r. Definición de escenarios y rutas de coordinación de protecciones. s. Ajustes propuestos para las protecciones.

t. Resultados de las simulaciones. u. Funciones de sobrecorriente. v. Funciones de distancia.

w. Funciones diferenciales. x. Otras funciones de protección.

y. Energización de equipos inductivos y/o capacitivos. z. Conclusiones y recomendaciones. aa. Referencias.

10.Anexos requeridos. a. Unifilares.

b. Criterios de ajuste de protecciones. c. Memorias ajustes de protecciones y cálculos. d. Verificación de protecciones diferenciales.

e. Validación del desempeño de ajustes de protecciones distancia. f. Validación del desempeño de ajustes de protecciones de sobrecorriente.

g. Validación del desempeño de los ajustes de otras protecciones de generadores.

11.Anexos adicionales según necesidad.

12.Plazos del proceso.





CAPÍTULO VIII

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Los plazos aplicables a la elaboración, revisión y aprobación de estudios de ajuste y coordinación de protecciones -EACP- corresponden a los definidos en el Acuerdo CNO

646 de 2013 o aquel que lo sustituya, para el caso de la entrada de nuevos proyectos

Para el caso de coordinación con fusibles el estudio deberá tener como mínimo el siguiente contenido:

1. Objetivo. 2. Antecedentes. 3. Marco regulatorio de referencia.

4. Definiciones. 5. Alcance.

6. Área de impacto del EACP. 7. Estudios de flujo de carga y cortocircuito con sus resultados. 8. Placas características de los elementos que hacen parte de la instalación.

9. Tablas con las características de conductores (parámetros eléctricos x,xo,r,ro,z, longitud, calibre, tipo de aislamiento, % de aislamiento).

10.Diagrama unifilar detallado. 11.Criterios de ajuste de protecciones. 12.Memorias ajustes de protecciones y cálculos.

13.Curvas de selectividad.

NOTA. Para aquellos proyectos en donde se tengan transformadores de potencia y/o líneas con protecciones principales y de respaldo incluyendo protecciones mecánicas, se

deberá presentar una ingeniería de control y protección la cual deberá desarrollarse e implementarse bajo las recomendaciones de Enertolima.

8.10.7 Cable de guarda. Todos los alimentadores primarios y ramales en el área rural deben estar apantallados

con cable de guarda para líneas de nivel de tensión 34,5 kV.

En caso de circuitos trifásicos y monofásicos de media tensión que se deriven de una línea principal y que tengan cable de guarda se colocará una puesta a tierra cada 500

m de línea y otra por cada fracción, quedando incluida la puesta a tierra de los transformadores. Una vez aterrizada la línea se deberán efectuar mediciones para

verificar la resistencia de puesta de tierra115.

115 likinormas





CAPÍTULO VIII

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Dentro del diseño de las líneas de distribución se deberá tener en cuenta el aislamiento contra los fenómenos atmosféricos para obtener un buen comportamiento

de las líneas. La confiabilidad de las líneas contra descargas atmosféricas debe ser116:

Líneas de 34,5 kV 15 salidas/100 km-año. Líneas de 13,2 30 salidas/100 km-año.

Para el apantallamiento, se deben utilizar cables de acero galvanizado con un calibre mínimo de 6,35 mm (1/4”). El cable de guarda debe soportar las corrientes de falla

durante el tiempo máximo de despeje de cortocircuitos a tierra. El ángulo de apantallamiento debe estar entre 300 y 400 dependiendo del nivel ceráunico del lugar. Nota. Cuando el nivel ceráunico sea mayor a 100 (días/año) el ángulo de

apantallamiento debe ser de 300

Es necesario considerar que la utilización del cable de guarda en cada estructura puede reducir la curva de utilización de la misma hasta en un 40%. El cálculo de la

curva de utilización de las estructuras en poste se hace a partir del concepto de momentos flectores sobre cada uno de ellos. A mayor distancia de los esfuerzos deflectores desde el punto de empotramiento, mayor su momento flector, y mayor la

solicitación que debe hacer el momento resistente del poste. Un cable de guarda colocado en la punta del poste, a través de bayonetas, genera un momento adicional

al contemplado para los conductores y por lo tanto la estructura ve reducida su capacidad de utilización.

Las medidas para verificar la resistencia de puesta a tierra deberán ser realizadas de acuerdo a lo prescrito en el artículo 15 RETIE.

Los diseños de líneas de distribución deben contar con la Coordinación de Aislamiento (apantallamiento, pararrayos, puesta a tierra, aislamiento, transitorios

electromagnéticos y distancias de seguridad).

8.11 PUESTA A TIERRA.

En las redes que usan cable trenzado es necesario aterrizar las redes en todas las estructuras terminales, las intermedias cada tercer poste (poste aterrizado, siguen dos sin aterrizarse, y el siguiente se aterriza) y las derivaciones de tres o más

ramales, mediante un bajante en conductor de cobre desnudo No 4 AWG o el paquete cinta, hebilla, varilla y conector de acero inoxidable como mínimo, que irá protegido

116 likinormas





CAPÍTULO VIII

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con un tubo conduit metálico galvanizado de (½”) 1,27cm, y electrodo de puesta a tierra (el valor solicitado de la resistencia debe ser de 25Ω117.

APLICACIÓN.

VALORES MAXIMOS DE RESISTENCIA DE

PUESTA A TIERRA.

Estructuras y torrecillas metálicas de líneas o redes

con cable de guarda

20Ω

Subestaciones de media tensión 1 Ω

Subestaciones de media tensión 10 Ω

Protecciones contra rayos 10 Ω

Punto neutro de acometida en baja tensión 25 Ω

Redes para equipos electrónicos o sensibles 10 Ω

Tabla 8.21 Valores de referencia para resistencia de puesta a tierra118.

Las conexiones que van bajo el nivel del suelo (puesta a tierra), deben ser realizadas

con soldadura exotérmica o conector certificado para enterramiento directo conforme a la norma IEEE 837 o la norma NTC 2206 como se muestra en la figura 4.4.

Figura 8.10 Molde para ejecución de la soldadura exotérmica.

117 Artículo 15.4, tabla 15.4 del RETIE. 118 Tabla 15.4.1. del RETIE.





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Para verificar que las características del electrodo de puesta a tierra y su unión con la red equipotencial cumplan con el presente reglamento, se deben dejar puntos de

conexión accesibles e inspeccionables al momento de la medición. Cuando para este efecto se construyan cajas de inspección, sus dimensiones internas deben ser mínimo

de 30 cm x 30 cm, o de 30 cm de diámetro si es circular y su tapa debe ser removible, no aplica a los electrodos de líneas de transmisión de energía, conforme al RETIE 15.1. Indiferente de si es rural o urbano.

8.11.1 Sistema de puesta a tierra tipo circular. Para el caso de sistemas de puesta a tierra para distribución se deben construir mallas

de tipo circular con el número de varillas necesarias alrededor del poste para garantizar las tensiones de paso y de contacto y además cumplir con los requisitos

de la tabla 4.1. Tierras - soporte de seguridad Eléctrica, Fabio casas.

Figura 8.12 Sistema de puesta a tierra en forma de anillo119.

119 Fuente libro tierras Favio Casas figura 127.

Figura 8.11 Cajas para inspección de las varillas del sistema de puesta a tierra.





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8.11.2 Compensación del sistema de puesta a tierra mediante contrapesos.

Figura 8.13 Sistema de puesta a tierra con contrapesos120.

Cuando la puesta a tierra está localizada en terrenos de alta resistividad, es posible mejorar el valor de la resistencia de puesta a tierra, mediante la instalación de

contrapesos, para lo cual se mide la resistencia de puesta a tierra en por lo menos tres direcciones, buscando las partes más húmedas y se procede a lo largo de una zanja con una profundidad de 0,5 m, a enterrar un conductor como contrapeso en la

dirección que indique la menor resistencia. CODENSA LAR 400, LAR 400-1.

8.11.3 Instalación de sistema de Puesta a Tierra en Redes Aéreas121

En redes de distribución aéreas en baja tensión el sistema de puesta a tierra generalmente está compuesto por un electrodo de 2400 mm x 1.5875 mm (5/8”). Se

conectan sólidamente a tierra los siguientes puntos:

• Los Transformadores de Distribución, conectando entre sí, el neutro y la carcasa del transformador, con el electrodo de puesta a tierra al pie del poste

de concreto.

El conductor bajante de puesta a tierra se instala al interior del conducto que debe disponer el poste de concreto, el cual debe tener 19.1 mm (3/4”) de diámetro. En el caso de instalarse transformadores en postes existentes, sin conducto interno, el

conductor de puesta a tierra debe instalarse en un tubo metálico galvanizado de 19.1 mm (3/4”) de diámetro, este conductor debe estar protegido para evitar contacto

directo con las personas (NTC 3582).

120 Fuente libro tierras Favio Casas figura 127. 121 EMCALI 5.6.1





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• Los descargadores de sobretensiones del Transformador, utilizando el mismo conductor bajante que une el neutro y la carcasa del transformador.

• El neutro de la red aérea en baja tensión en todos los postes terminales del circuito, a través del conducto interno de dichos postes, el cual debe tener,

para postes secundarios, 12.7 mm (1/2”) de diámetro. Nota: Los electrodos que se instalen adyacentes a los postes deben quedar

localizados a una distancia mínima de un (1) metro del pie del poste.

8.12 INSTALACIONES ELÉCTRICAS BÁSICAS O DE USO FINAL.

Todas las instalaciones para uso final de la electricidad deben contar con elementos y medidas de ANEXO GENERAL DEL RETIE RESOLUCIÓN 90708 DE AGOSTO 30 DE 2013 CON SUS AJUSTES Anexo General Reglamento Técnico de Instalaciones

Eléctricas – RETIE.

Protección para impedir los efectos de las sobrecorrientes y sobretensiones, resguardar a los usuarios de los contactos directos a partes energizadas y anular los efectos de los contactos indirectos. Igualmente, debe contar con las protecciones para

evitar daños en la instalación o en el medio que la rodea.

En toda instalación de uso final, el conductor neutro y el conductor de puesta a tierra deben ir independientes entre sí y deben conectarse con un puente equipotencial principal en el tablero general, donde está la protección principal, se conecta con la

puesta tierra de la instalación.

8.12.1 Conductores.

Los conductores para instalaciones eléctricas deberán cumplir con lo prescrito en el RETIE Artículo 20.12.1, “Requisitos de Productos”.

En relación a los conductores eléctricos el RETIE toma como requisitos esenciales (y en consecuencia garantía de seguridad) el rotulado, la resistencia eléctrica en

corriente continua, el área mínima, la denominación formal del conductor, la carga mínima de rotura para líneas aéreas y el espesor y resistencia mínima de aislamiento.

Ver características de los conductores normalizados en el anexo A.3.1 el capítulo 3. Los conductores aislados usados en una instalación eléctrica deben diferenciarse entre

sí, según la función que realicen, por medio del color de su aislamiento el cual será





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uniforme en toda su longitud, o mediante una identificación, consistente, tanto en sus extremos como en los sitios donde sea visible.

La identificación de los conductores se hará con base en el Código de colores

establecido por RETIE en el Artículo 6.2 (simbología y señalización), Numeral 6.3. Código de colores para conductores. Como medida de prevención de la errónea interpretación de los niveles de tensión, y manera de unificar

criterios para el cableado de las instalaciones eléctricas.

Se tomará como válida para determinar este requisito el color propio del acabado exterior del conductor o en su defecto, su marcación debe hacerse en las partes visibles con pintura, con cinta o rótulos adhesivos del color respectivo. Este requisito

es también aplicable a conductores desnudos, como los barrajes.

En la Tabla No. A.3.8.1 del Anexo al Capítulo 3, se presenta el código de colores adoptado por RETIE artículo 6.3

El código de colores citado no aplica para los conductores utilizados en instalaciones externas, tales como las redes, líneas y subestaciones a la intemperie.

El cable de acometida aérea de baja tensión debe ser de tipo antifraude como el

concéntrico, o trenzado cumplir una norma técnica como la UL 854 o la NTC 4564, apto para instalaciones a la intemperie, de cobre calibre no menor a 10 AWG para instalaciones monofásicas de capacidad instalable menores o iguales a 3 kVA y 8 AWG

para instalaciones entre 3 kVA y a 10 kVA. Para potencias superiores se debe hacer el cálculo conforme a la sección 220 de la NTC 2050.122

En el evento de utilizar conductores de aluminio grado eléctrico debe ser de serie AA8000 y la sección deberá ser dos calibres mayores a la del conductor de cobre y se

debe utilizar los conectores bimetálicos que se requieran para controlar corrosión por efectos del par galvánico, aflojamiento, puntos calientes o arco eléctrico.123

En la fachada no se permite el uso de conductores a la vista, ni incrustados directamente, los cables que lleguen a la caja del medidor deben ser encerrados en

tubería metálica incrustada y en los lugares donde por limitaciones de los materiales de las paredes no se pueda hacer la incrustación, la canalización debe ser certificada

para intemperie y a prueba de impacto no menor al de la tubería metálica tipo intermedio.124

122 Artículo 27.3.b del RETIE. 123 Artículo 27.3.c del RETIE. 124 Artículo 27.3.d del RETIE.





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Los conductores que van en ductos deberán ser alisados y/o desentorchados para evitar curvaturas que dificulten el cableado y deterioren el material.

8.12.2 Conductores de Aluminio serie AA 8000 para uso final. El material usado en la fabricación de alambres y cables de aluminio, para

instalaciones interiores debe ser de grado eléctrico, conforme a la aleación de aluminio serie AA-8000 (Conductividad 61,0%, densidad 2,710 g/cm3). 125

Esta aleación de aluminio serie AA-8000, fue desarrollada, con el propósito de resolver los problemas de flexibilidad y conectividad, encontrados en los conductores

construidos con la aleación de aluminio 1350, los cuales tenían problemas de calentamiento (llegando incluso a presentarse fuego) en los puntos terminales de

conexión. El desarrollo de la aleación AA-8000, resolvió los problemas de dureza, fragilidad y la

tendencia a incrementar la fatiga por deslizamiento (conocida como efecto “creep”), que presenta la aleación de aluminio 1350, ya que dispone de tasas de “creep” mucho

más manejables, las cuales permiten una mayor estabilidad de la conectividad, por ser de un material de mayor maleabilidad, que facilita la realización de empalmes y conexiones más seguras con suficientes propiedades mecánicas de “límite elástico“

(yield strength) para poder ser instalados en los distintos tipos de canalización eléctrica. Por lo expuesto anteriormente, la NFPA (National Fire Protection

Association), determinó en el National Electrical Code (NEC) la obligatoriedad del uso de la serie AA-8000 en los “building wires” de aluminio.

8.12.3 Conectores. Los conectores bimetálicos se instalarán de manera que se realice un buen contacto eléctrico entre los conductores, para ello deben ser debidamente seleccionados e

instalados para evitar recalentamientos.

Se deben utilizar terminales para hacer las conexiones entre cables y barrajes. Si la conexión es con cable de aluminio se deben utilizar conectores bimetálicos. 126

No se deben instalar dos o más conectores o terminales en la misma bornera o al mismo tornillo.127

125 Artículo 310-14, de la NTC 2050 126 Artículo 20.23.4 del RETIE. 127 Artículo 20.12.2 del RETIE.





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Todo tipo de conector debe manipularse con las herramientas apropiadas, esto garantiza su buen funcionamiento y la conservación de los conductores y demás

elementos.

Deben garantizar que no generan corrosión con el conductor o conductores que conecta.128

El material del conector, empalme o terminal debe garantizar que los cambios de temperatura por el paso de corriente, no ocasione puntos calientes, arcos eléctricos

o falsas conexiones. 129 Para redes secundarias subterráneas, se deberán usar terminales premoldeados de

cobre ajustados a los calibres respectivos.

8.12.4 Capacete. La tubería debe disponer de un capacete o elemento que impida la entrada de agua.130

El capacete ubicado en la entrada del tubo de la acometida deberá ser fijado

sólidamente, y colocado en sentido vertical u horizontal, únicamente131. Los afloramientos para las acometidas subterráneas en poste, deben utilizar capacete.

No se aceptarán tubos sin capacete o que no hayan sido taponados con materiales impermeables de uso generalizado.

8.12.5 Acometidas.

Las acometidas domiciliarias serán diseñadas e instaladas en cable concéntrico de cobre en áreas urbanas y rurales, para todos los estratos socioeconómicos, y podrán

ser instaladas sobrepuestas o empotradas. Acometidas aéreas en cable concéntrico pueden utilizar conduits para alojarla. Se aceptarán cables a la vista sólo si el cable de la acometida es tipo concéntrico con

cubierta XLPE o HDPE. 132

No deben existir derivaciones de la acometida antes de llegar a la caja del medidor o tablero de los mismos.

128 Artículo 20.12.1.b del RETIE 129 Artículo 20.12.1.c del RETIE 130 Artículo 27.3 del RETIE. 131 sección 230.51.c de la NTC 2050. 132 Artículo 27.3 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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En la instalación de la acometida se deben tomar las medidas necesarias para evitar que esta se convierta en canal de transporte de agua lluvia a la fachada o al equipo

de medida.133

8.12.6 Tuberías de Acometidas.

A. Según RETIE articulo 20.6 la tubería, canaletas y canalizaciones para instalaciones eléctricas deberán cumplir los requisitos establecidos en el Capítulo 3

de la NTC 2050 Primera actualización. B. No se debe instalar tubería no metálica pesada en lugares expuestos a daños

físicos severos que la fracturen o a la luz solar directa, si esta no está certificada para ser utilizada en tales condiciones y tipo de aplicación.134

C. La tubería de la acometida podrá estar empotrada en la pared o sobrepuesta, sólidamente fijada sobre la misma y no debe presentar derivaciones hasta llegar a la

caja del medidor. D. La tubería de las acometidas subterráneas será en PVC o metálica

galvanizada.135

E. La tubería de la acometida en baja tensión deberá estar unida

eléctricamente, y en forma continua desde el capacete de entrada hasta el tablero de medidor.

8.12.7 Protecciones.

El cliente igualmente deberá dar cumplimiento a lo establecido en el Numeral Artículo 4.3.3 CREG 070 de 1998 (Protecciones) del Reglamento de Distribución, que, entre

otros, señala: A. El Cliente en su conexión deberá disponer de esquemas de conexión de

protecciones aplicables con las características de su carga que garanticen la confiabilidad, seguridad, selectividad y rapidez de desconexión necesarias para

mantener la estabilidad del sistema.

B. El cliente deberá instalar los equipos requeridos de estado sólido, de tecnología

análoga o digital que cumplan con la norma IEC 255.

133 Artículo 27.3.e del RETIE 134 Artículo 20.6.1.2 del RETIE. 135 Artículo 20.6.1.2.a del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Para garantizar la adecuada coordinación y selectividad en la operación los sistemas de protección y los tiempos de operación de las protecciones del cliente, deberán ser

acordados con el operador de red (ENERTOLIMA) durante el proceso de aprobación de diseños, puesta en servicio, conexión y podrán ser revisados periódicamente por

el mismo (ENERTOLIMA). No se podrán usar tuberías no metálicas, en espacios donde por efectos de la carga

eléctrica en los conductores, se tengan temperaturas por encima de las tolerables por la tubería.136 Tubería interior, curvas y accesorios.

La tubería, canaletas y canalizaciones para instalaciones eléctricas deberán cumplir los requisitos establecidos el Capítulo 3 de la NTC 2050 Primera actualización.

Adicionalmente, deben cumplir los siguientes requisitos:

A. La tubería metálica debe instalarse en lugares expuestos a daños físicos severos

que puedan fracturar o que sea afectada por la luz solar directa y estar aceptada para este tipo de condiciones.137

B. No se recomienda el uso de tubería eléctrica no metálica como soporte de aparatos, enterrada directamente en el piso, ni para tensiones mayores de 300 V, a no ser que estén certificados para mayor tensión.

C. No se permite el uso de canaletas no metálicas en instalaciones ocultas (excepto

cuando atraviesan muros o paredes), donde estén sujetas a severo daño físico, en los espacios vacíos de ascensores, en ambientes con temperaturas superiores a las certificadas para la canalización o para conductores cuyos límites de

temperatura del aislamiento excedan aquellos para los cuales se certifica la canaleta.138

D. En edificaciones de más de (3) tres pisos, las tuberías eléctricas no metálicas

deben ir ocultas dentro de cielorrasos, pisos, muros o techos, siempre y cuando

los materiales constructivos usados tengan una resistencia al fuego de mínimo 15 minutos, excepto si se tiene un sistema contra incendio de regaderas

automáticas en toda la edificación.139 Las curvas efectuadas mediante el calentamiento de la tubería PVC no deben alterar

significativamente el diámetro del tubo y su curvatura para que sigan siendo adecuados al calibre de los conductores que van a alojar. Entre caja y caja se

aceptarán hasta 3 curvas cuyos cambios de dirección no excedan los 180 grados.

136 Artículo 20.6.1.2.d del RETIE 137 Artículo 20.6.1.2 del RETIE. 138 Artículo 20.6.2.2.a del RETIE. 139 Artículo 20.6.1.2 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Sólo se aceptarán uniones del mismo material de la tubería.

8.12.8 Canalizaciones Superficiales. Son molduras o canales prefabricados de sección transversal rectangular, metálicas o plásticas, que permiten el tendido de cables de potencia, comunicaciones y datos

de una manera sencilla y efectiva por paredes y techos en edificaciones nuevas o en remodelaciones de edificaciones existentes.

Se permite el uso de canalizaciones superficiales metálicas en lugares secos.140 No se permite utilizarlas cuando estén expuestas a daños físicos graves, si no están

aprobadas para ello.141

No se permite utilizarlas cuando exista una tensión entre conductores de 300 V o más sección 352 de la NTC 2050.

Se debe cumplir con lo establecido en la sección 352 de la NTC 2050 (canalizaciones superficiales metálicas y canalizaciones superficiales no

metálicas). Estos sistemas traen todos los accesorios de tal forma que se obtenga un sistema de

canalización homogénea, por lo tanto el uso de este sistema demanda la utilización correcta de todos ellos.

Este sistema tiene más restricciones en su instalación que las normalmente conocidas para las tuberías metálicas o de PVC.

No se permitirá la instalación de conductores para diferentes servicios en un mismo

ducto. Se deben tener en cuenta lo correspondiente a las distancias de seguridad establecidas en normas internacionales como la NFPA sobre rutas compartidas para

diferentes servicios. Se recomienda el uso de amarres para cada circuito, con el fin de que en procesos de mantenimiento sean fácilmente distinguibles.

8.12.9 Cajas de Paso, Inspección, Reparto y Terminales.

Las cajas de inspección, reparto y terminales, estarán sólidamente empotradas o sujetas a la pared cuando vayan en aplique y con su tapa correspondiente. En las

cajas se permiten los empalmes de conductores, que deben quedar sólidamente

140 Sección 352 de la NTC 2050. 141 Sección 352 de la NTC 2050.





CAPÍTULO VIII

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unidos y encintados, de tal forma que exista un buen contacto entre ellos, y provistos de un aislamiento equivalente al del conductor.

Debe prestarse especial atención al calibre de las láminas de las cajas para que

admitan adecuadamente la fijación de los diferentes aparatos o equipos y cuando van empotradas deben quedar firmemente soportadas e instaladas de tal forma que se puedan utilizar completamente todos los accesorios que traen los aparatos y que

vienen diseñados para que su montaje y mantenimiento sea fácil y seguro.

8.12.10 Interruptores de Pared.

Los interruptores manuales deberán cumplir los siguientes requisitos, adoptados de las normas NTC 1337, IEC.60669-1 e IEC 60947-5.142

Los interruptores para control de aparatos deben especificarse a la corriente y

tensión nominales del equipo.143

Los interruptores deben instalarse en serie con los conductores de fase.144

No debe conectarse un interruptor de uso general en el conductor neutro.145

En ambientes especiales clasificados (peligrosos) deben usarse interruptores a prueba de explosión.146

La caja metálica que alberga al interruptor debe conectarse sólidamente a

tierra.147

Los interruptores deben ser provistos de sus respectivas tapas que impidan el

contacto con partes energizadas.148

Los interruptores para uso directo de conductor de aluminio, deben cumplir las normas UL-20 y UL 1567 o equivalentes, en lo relacionado con las pruebas de calentamiento cíclico.149

142 Artículo 20.16.3 del RETIE 143 Artículo 20.16.3.1.j del RETIE. 144 Artículo 20.16.3.2.a del RETIE. 145 Artículo 20.16.3.2.b del RETIE. 146 Artículo 20.16.3.2.c del RETIE. 147 Artículo 20.16.3.2.d del RETIE. 148 Artículo 20.16.3.2.e del RETIE. 149 Artículo 20.16.3.1.l del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Las posiciones de encendido y apagado deben estar claramente indicadas en el cuerpo del interruptor. Este requisito no es exigible a interruptores para uso

domiciliario (instalaciones residenciales y comerciales).150

Los interruptores deben estar diseñados en forma tal que al ser instalados y cableados en su uso normal, las partes energizadas no sean accesibles a las personas.151

Las cubiertas o tapas metálicas se deben proteger mediante aislamiento adicional hecho por revestimientos o barreras aislantes.152

Para uso a la intemperie, los interruptores deben estar protegidos mediante

encerramiento a prueba de intemperie.153

Los interruptores se deben diseñar y construir de manera que, en su utilización

normal, su funcionamiento sea confiable y libre de peligro para el usuario y para su entorno.154

Los interruptores deben ser construidos con materiales que garanticen la

permanencia de las características mecánicas, dieléctricas, térmicas y de

flamabilidad, para que no se presenten alteraciones durante su envejecimiento natural o del uso normal.155

Las partes aislantes de los interruptores deben tener una resistencia de

aislamiento mínima de 5 MΩ entre los polos y la carcasa con el interruptor en

posición de encendido. No deben ser susceptibles de inflamarse y propagar el fuego, cuando las partes conductoras en condiciones de falla o sobrecarga

alcancen temperaturas elevadas.156

Los interruptores deben realizar un número adecuado de ciclos definido por la

norma técnica, bajo la corriente y tensión nominal de modo que resistan sin desgaste excesivo u otro efecto perjudicial las tensiones mecánicas, dieléctricas

y térmicas que se presenten en la utilización esperada.157

8.12.11 Salidas de Iluminación.

150 Artículo 20.16.3.1.a del RETIE. 151 Artículo 20.16.3.1.b del RETIE. 152 Artículo 20.16.3.1.c del RETIE. 153 Artículo 20.16.3.1.d del RETIE. 154 Artículo 20.16.3.1.e del RETIE. 155 Artículo 20.16.3.1.f del RETIE. 156 Artículo 20.16.3.1.h del RETIE. 157 Artículo 20.16.3.1.i del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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No se permite la utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica.

Nota: Solo se permitirá la utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia en los casos que establezca el ministerio de minas y energía de acuerdo al decreto

3450 de 2008. Los portalámparas deberán cumplir los requisitos, adoptados de las normas IEC-60064, de la IEC- 60432-1 y de la UL 496. (RETIE, Artículo 17º).

Considerando lo anterior, para efectos de demostrar la conformidad con el presente

Reglamento, los portalámparas o portabombillas fijos (rosetas o Plafones roscados) deben cumplir los requisitos de producto y de instalación establecidos en el artículo 20.29 del RETIE.

Las rosetas se instalarán de modo que no permitan el ingreso o la acumulación de

agua en su interior.

El alumbrado en roperos se permite siempre y cuando exista un espacio libre superior a 0.45 m en la parte superior del mismo. Los circuitos ramales no pasarán por las salidas de alumbrado si dicha caja forma

parte integral del aparato de alumbrado. Para rosetas de uso residencial hasta 150 W se permite el paso de circuitos ramales por la caja.

Todas las rosetas se deben conectar de manera que la parte exterior o rosca, corresponda al neutro de la instalación (120 V), y el punto o tornillo central

corresponda a la fase.

8.12.12 Salidas normales de toma de energía.

Las salidas normales de toma de energía denominadas tomacorrientes, a las cuales se conectan de manera externa las clavijas, deberán cumplir lo establecido en el

Artículo 20.10 del RETIE, (adoptado de las normas NTC 1650, IEC 60884-1y IEC 60309).

A. Los tomacorrientes instalados en lugares húmedos deben tener un grado de encerramiento IP (o su equivalente NEMA), adecuado para la aplicación y condiciones

ambientales que se esperan. Los tomacorrientes instalados en lugares sujetos a la lluvia o salpicadura de agua deben tener una cubierta protectora o encerramiento a prueba de intemperie.158

158 Artículo 20.10.2.b del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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B. Para uso en intemperie, las clavijas y tomacorrientes deben tener un grado de encerramiento IP (o su equivalente NEMA), adecuado para la aplicación y condiciones

ambientales que se esperan.159

C. Los contactos macho (clavija) y hembra (tomacorriente) deben ser diseñados y fabricados de tal forma que garanticen una correcta conexión eléctrica. La construcción debe ser tal que en condiciones de servicio no haya partes energizadas

expuestas.160

D. Los tomacorrientes deben ser construidos de tal manera que no acepten una clavija con valores de tensión o capacidad de corriente mayor a aquellas para las cuales fueron diseñados, pero a la vez pueden aceptar clavijas de capacidades

menores.161

E. Los tomacorrientes deben ser fabricados con materiales que garanticen la permanencia de las características mecánicas, dieléctricas, térmicas y de flamabilidad

del producto, sus componentes y accesorios, de modo que no exista la posibilidad de que como resultado del envejecimiento natural o del uso normal se altere su desempeño y se afecte la seguridad.162

F. Los tomacorrientes deben suministrarse e instalarse con su respectiva placa,

tapa o cubierta destinada a evitar el contacto directo con partes energizadas; estos materiales deben ser de alta resistencia al impacto.163

G. Los tomacorrientes polarizados con polo a tierra deben tener claramente identificados mediante letras, colores o símbolos, los terminales de neutro y tierra, y

si son trifásicos, los terminales donde se conectan las fases también se deben marcar con letras. En los tomacorrientes monofásicos el terminal plano más corto debe ser el de la fase.164

H. Los tomacorrientes deben poder realizar un número adecuado de ciclos de

acuerdo con lo establecido en la norma técnica que le aplique, de modo que resistan sin desgaste excesivo u otro efecto perjudicial las tensiones mecánicas dieléctricas, térmicas y de flamabilidad que se presenten en la utilización normal esperada.165

159 Artículo 20.10.2.c del RETIE. 160 Artículo 20.10.1.a del RETIE. 161 Artículo 20.10.1.b del RETIE. 162 Artículo 20.10.1.c del RETIE. 163 Artículo 20.10.1.g del RETIE. 164 Artículo 20.10.1.h del RETIE. 165 Artículo 20.10.1.c del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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I. Los tomacorrientes para uso general se deben especificar para capacidades nominales de 10, 15, 20, 30, 50 y 60, 63 y 125 A, a tensiones de 125, 150 o 250 V,

con 2,3 o 4 polos y conexión de puesta a tierra.166 J. Las partes destinadas a la conducción de corriente deben ser fabricadas en

cobre o sus aleaciones, pero nunca en materiales ferrosos. Se exceptúan de este requisito los tornillos, remaches o similares destinados solamente a la fijación mecánica de componentes o apriete de cables.167

K. La resistencia de aislamiento no debe ser menor de 5 MΩ tanto para el

tomacorriente como para la clavija, valor medido entre puntos eléctricos de diferente polaridad y entre estos y cualquier punto en el cuerpo del dispositivo.168

L. La conexión de los conductores eléctricos a los terminales de los tomacorrientes y clavijas debe ser lo suficientemente segura para evitar recalentamientos de los

contactos.169

M. Para el rotulado, las clavijas y tomacorrientes deben marcarse con las siguientes características:170

• Razón social o marca registrada del fabricante. • Corriente nominal en amperios (A).

• Tensión nominal. • Identificación de las polaridades respectivas si les aplica.

Los tomacorrientes deben identificar el uso mediante colores y marcaciones respectivas en el cuerpo del tomacorriente:

• Los tomacorrientes con tierra aislada para conexión a equipo sensible no conectados a pacientes, deben identificarse con un triángulo de color naranja.171

• Los tomacorrientes “Grado Hospitalario” deben tener como identificación un punto verde en su exterior, y deben ser certificados para tal uso.172

N. Los interruptores de falla a tierra (GFCI, RCCB o RCBO). deben cumplir los

requisitos adoptados de UL 943, IEC 61008 –1, IEC 61008 – 2-1, IEC 61008 –

2-2, IEC 61009 –1 e IEC 61009 –2. Artículo 20.10.1.r del RETIE.

166 Artículo 20.10.1.j del RETIE. 167 Artículo 20.10.1.k del RETIE. 168 Artículo 20.10.1.l del RETIE. 169 Artículo 20.10.2.a del RETIE. 170 Artículo 20.10.1.o del RETIE. 171 Artículo 20.10.1.p del RETIE. 172 Artículo 20.10.1.q del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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O. Los tomacorrientes no se ubicarán detrás de puertas ni dentro de armarios o gabinetes.

8.12.13 Salidas especiales de toma de energía. Se consideran salidas de fuerza o especiales, aquellas que suministran una tensión

de línea a línea de 208, 220 o 240 V. Su capacidad de corriente debe ser 40% mayor que la corriente máxima de carga; para el caso de motores con o sin arrancadores,

se tomará como corriente máxima, la de arranque. Las clavijas y tomacorrientes para usos especiales deben demostrar que son aptos para tales usos, mediante un Certificado de Conformidad de Producto, donde se

señale la norma técnica internacional, de reconocimiento internacional o NTC 2050 y los alcances específicos de aplicación.173

La altura de los tomacorrientes especiales no será inferior a 0.30 m del suelo.

8.12.14 Conexión entre cajas y tierra. Se deberá tener en cuenta lo establecido por el Artículo 15 del Reglamento RETIE sobre las características que deben reunir las instalaciones de tierra de una

instalación.

En toda instalación de uso final, el conductor neutro y el conductor de puesta a tierra deben ir independientes entre sí y deben conectarse con un puente equipotencial principal en el tablero general, donde está la protección principal, se conecta con la

puesta tierra de la instalación.174

8.12.15 Puesta a tierra.

En el RETIE, Artículo 15.1, se establece que:

A. Sólo se aceptan como regímenes de conexión a tierra en baja tensión, el de conexión sólida o el de impedancia limitadora. Queda expresamente prohibido el régimen en el cual las funciones de neutro y de protección las cumple el mismo

conductor.

173 Artículo 20.10.1 del RETIE. 174 Artículo 27.4 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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B. Los elementos metálicos que no forman parte de las instalaciones eléctricas, no podrán ser incluidos como parte de los conductores de puesta a tierra. Este

requisito no excluye el hecho de que se deben conectar a tierra, en algunos casos.

C. Los elementos metálicos principales que actúan como refuerzo estructural de una edificación deben tener una conexión eléctrica permanente con el sistema de puesta a tierra general.

D. Las conexiones que van bajo el nivel del suelo en puestas a tierra, deben ser

realizadas mediante soldadura exotérmica o conector certificado para tal uso. E. En instalaciones domiciliarias, para verificar que las características del

electrodo de puesta a tierra y su unión con la red equipotencial, cumpla con el RETIE, se debe dejar al menos un punto de conexión accesible e inspeccionable. Cuando para

este efecto se construya una caja de inspección, sus dimensiones deben ser mínimo de 30 cm x 30 cm, o de 30 cm de diámetro si es circular y su tapa debe ser removible.

F. No se permite el uso de aluminio en los electrodos de las puestas a tierra.175

G. Para sistemas trifásicos de instalaciones de uso final con cargas no lineales el neutro puede sobrecargarse y esto puede conllevar un riesgo por el recalentamiento

del conductor, máxime si, como es lo normal, no se tiene un interruptor automático. Por lo anterior, el conductor de neutro, en estos casos, debe ser dimensionado con por lo menos el 173% de la capacidad de corriente de la carga de diseño de las fases.

A partir del 1º de mayo de 2005, quedó prohibida la construcción de instalaciones

eléctricas donde se use la tierra como único conductor de retorno de la corriente, es decir, no se aceptan sistemas monofilares, a excepción de las que conecten la señal de salida de pulsadores de cercas eléctricas.176

Aquellos sistemas monofilares donde los sistemas de puesta a tierra presenten

deficiencias, deben ser considerados como instalaciones eléctricas de alto riesgo; en consecuencia, el propietario, operador o tenedor de tales instalaciones, deben corregir las deficiencias de tales instalaciones.177

A. Cuando por requerimientos de un edificio existan varias puestas a tierra, todas

ellas deben estar interconectadas eléctricamente, según criterio adoptado de IEC-61000-5-2.178

175 Artículo 15.3.1.b del RETIE. 176 Artículo 31.4 del RETIE. 177 Artículo 31.4 del RETIE. 178 Artículo 15.1 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Figura 8.14 Sistemas con puestas a tierra dedicadas e interconectadas179.

Se deben interconectar todas las puestas a tierra de un edificio, es decir, aquellas

partes del sistema de puesta a tierra que están bajo el nivel del terreno y diseñadas para cada aplicación particular, tales como: Fallas a tierra de baja frecuencia,

evacuación de electrostática, protección contra rayos o protección catódica. Esta interconexión puede hacerse por encima o por debajo del nivel del terreno.180

La puesta a tierra de protección contra rayos debe interconectarse con las otras puestas a tierra de la edificación.181

En toda instalación de uso final, el conductor neutro y el conductor de puesta a tierra deben ir independientes entre sí y deben conectarse con un puente equipotencial

principal en el tablero general, donde está la protección principal, se conecta con la puesta tierra de la instalación.182

Este puente equipotencial principal debe ubicarse lo más cerca posible de la acometida o del transformador.

La conexión de tierra desde el tablero y/o la caja de medidor deberá hacerse a través

de conduit metálico y por medio de conductor de cobre desnudo del calibre apropiado (sección 250 de NTC2050) y electrodo de puesta a tierra. Se deberá utilizar conexión en soldadura

.

179 Figura 15.1 del RETIE. 180 Artículo 15.1 del RETIE. 181 Artículo 16.3.2 del RETIE. 182 Artículo 27.4 del RETIE.





CAPÍTULO VIII

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Se pueden utilizar tecnologías como la Hidrosolta, Favigel, cementos conductivos, sales o conector certificado para tal uso y permanencia del valor de la resistencia de

puesta a tierra.

8.12.16 Conexión de Puesta a Tierra en Acometidas en Baja Tensión.183

En las acometidas en baja tensión conectadas a redes de distribución aéreas o subterráneas en baja tensión se debe instalar un electrodo de puesta a tierra de

2400 mm x 1.5875 mm (5/8”) en el punto conexión, donde serán puestos sólidamente a tierra los siguientes elementos:

• Barraje neutro y estructuras metálicas de cajas y tableros.

• Barraje de puesta a tierra en el tablero. Desde aquí se derivan de manera radial todas las conexiones necesarias para los equipos que deben estar conectados al sistema de puesta a tierra.

• El conductor entre las cajas o tableros de medidores y el electrodo de puesta

a tierra se instala a través de conducto metálico galvanizado cuando va a la vista (conductor aislado), o en conducto PVC (conductor desnudo), cuando va embebido en muro.

Se exceptúan aquellos casos en los cuales en el tablero principal se dispone de un

barraje para conexión al sistema de puesta a tierra conectado directamente al sistema de puesta a tierra de la subestación.

183 Emcali 5.6.3

8 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE CONSTRUCCIÓN 5 · Tabla 8.11 Capacidades utilizadas a nivel de...

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