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COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A ESP
CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA
CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES DE
DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE LA ENERGÍA
CAPÍTULO I
FECHA: ABRIL 2011
CARACTERÍSTICAS GENERALES
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ELABORÓ: GERENCIA EN PROYECTOS DE
INGENIERÍA LTDA.
REVISÓ: GESTOR DE OBRAS
APROBÓ: GERENTE DE DISTRIBUCIÓN
FECHA: 25-02-2011 FECHA: 31-03-2011 FECHA: 25-04-2011
TABLA DE CONTENIDO
1. CARACTERÍSTICAS GENERALES ............................................................... 4
1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................... 4
1.2 OBJETO ............................................................................................ 8
1.3 ALCANCE .......................................................................................... 9
1.4 FUNDAMENTOS ................................................................................ 9
1.5 RÉGIMEN LEGAL APLICABLE .......................................................... 10
1.6 EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ...... 14
1.7 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE SERVICIO ....................................... 15
1.8 CUMPLIMIENTO DEL REGLAMENTO RETIE ...................................... 17
1.9 ASPECTOS DE PLANEAMIENTO MUNICIPAL .................................... 17
1.10 CÓDIGO DE ÉTICA Y EJERCICIO PROFESIONAL ........................... 21 1.10.1 Marco legal......................................................................................... 21
1.10.2 Obligaciones y deberes ........................................................................ 24
1.11 ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA .............................................. 25
1.12 SIGLAS DE USO FRECUENTE EN ELECTROTECNIA ........................ 25
1.13 SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI) ............................ 26
1.14 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO ........... 29 1.14.1 Niveles de Tensión .............................................................................. 29
1.14.2 Capacidad de los Transformadores ........................................................ 30
1.14.3 Tipos y Calibres de Conductores ............................................................ 31
1.14.4 Limites de cargabilidad y regulación de tensión……………………..……………..33
1.14.5 Configuración de la Red ....................................................................... 37
1.15 CLASIFICACIÓN DE LAS VÍAS ...................................................... 41
1.16 ASPECTOS GENERALES DEL SERVICIO ......................................... 49
1.17 DISTANCIAS SEGURIDAD ............................................................. 51 1.17.1 Distancias Mínimas De Seguridad En Zonas Con Construcciones ............... 53
1.17.2 Distancias Mínimas de Seguridad para diferentes situaciones .................... 54
1.17.3 Distancias mínimas de Seguridad en Cruces de Líneas ............................. 59
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CAPÍTULO I
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CARACTERÍSTICAS GENERALES
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ELABORÓ: GERENCIA EN PROYECTOS DE
INGENIERÍA LTDA.
REVISÓ: GESTOR DE OBRAS
APROBÓ: GERENTE DE DISTRIBUCIÓN
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1.17.4 Distancias mínimas entre conductores en la misma estructura .................. 59
1.17.5 Distancias de seguridad entre conductores ............................................. 62
1.17.6 Distancias de seguridad a luminarias de alumbrado público ...................... 63
1.18 PLAZOS PARA CORREGIR DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE
POTENCIA SUMINISTRADA .................................................................. 63
1.19 REGLAS DE ORO ........................................................................... 64
1.20 REVISION Y ACTUALIZACION DE LA NORMA .............................. 644
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Ley 697/01 Ley URE 1 ....................................................................11
Tabla 1.2 Resoluciones CREG en Distribución Eléctrica ....................................... 13 Tabla 1.3 Cronología de resoluciones CREG tema calidad del servicio ...................16
Tabla 1.4 Siglas en Electrotécnica....................................................................26 Tabla 1.5 Simbología de magnitudes y unidades ...............................................29
Tabla 1.6 Capacidades utilizadas a nivel de 34,5 kV ...........................................29 Tabla 1.7 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV ...........................................30 Tabla 1.8 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (trifásicos) ...30
Tabla 1.9 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (monofásicos) .............................................................................................................30
Tabla 1.10 Conectores DBH(compresión) ..........................................................32 Tabla 1.11 Límites de carga y tensión en B.T. ................................................... 36
Tabla 1.12 Límites de Regulación de Tensión ....................................................37 Tabla 1.13 Protecciones normalizadas para clientes industriales a 34,5 kV ............38 Tabla 1.14 Clasificación vial urbano Ibagué .....................................................41
Tabla 1.15 Anchos de andén del POT ...............................................................46 Tabla 1.16 Estructuras típicas bajo análisis ....................................................... 46
Tabla 1.17 Ancho de andén mínimo aplicando RETIE .........................................47 Tabla 1.18 Ancho de andén mínimo aplicando RETIE......................................... 48
Tabla 1.19 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones ............ 53 Tabla 1.20 Distancias mínimas de seguridad. (Tabla 16 del RETIE) ...................... 55
Tabla 1.21 Distancias mínimas de seguridad (Tabla 16 RETIE) ........................... 56
Tabla 1.22 Distancias mínimas de seguridad para diferentes lugares y situaciones 58
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Tabla 1.23 Distancias verticales mínimas en vanos con líneas de diferentes
tensiones ............................................................................................... 58 Tabla 1.24 Distancia horizontal entre conductores soportados en la misma
estructura de apoyo ................................................................................ 60
Tabla 1. 25 Distancia vertical mínima en metros entre conductores sobre la misma
estructura .............................................................................................. 61 Tabla 1. 26 Factores de reducción de rigidez dieléctrica..................................... 62
Tabla 1. 27 Límites de aproximación a partes energizadas de equipos ................. 63
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. 1 Sección transversal total pública: 11.00 m ..................................... 45
Figura 1. 2 Definición de distancias para andén mínimo. Estructuras códigos 1 a 5 .......................................................................................... 47
Figura 1. 3 Distancias eléctricas estructura en bandera .....................................48 Figura 1. 4 Distancias de seguridad zonas con construcciones ............................ 53
Figura 1. 5 Distancias “d” y “d1” en cruce y recorridos de vías. .......................... 53 Figura 1. 6 Distancia “e” en cruces con ferrocarriles sin electrificar. .................... 55
Figura 1. 7 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. ....................... 57 Figura 1. 8 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. ....................... 57
Figura 1. 9 Formulario para la solicitud de modificación de la norma. .................. 67
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1. CARACTERÍSTICAS GENERALES
1.1 INTRODUCCIÓN
Con el propósito de garantizar una mejor calidad en los servicios a sus clientes, la Compañía Energética del Tolima S.A. E.S.P.(Enertolima) que en adelante se
denominará “La Compañía”, establece el presente documento como la norma que enmarca los CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA CONSTRUCCIÓN DE
INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA, en su Zona de Influencia, de conformidad con la reglamentación vigente, según la cual las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica tienen la obligación
de ofrecer a los clientes un punto de conexión a sus redes.
La prestación del servicio público de Energía Eléctrica en Colombia, está regido por las siguientes leyes y reglamentaciones, basadas principalmente en:
La Ley 142 de Servicios Públicos Domiciliarios de 1994.
La Ley 143 o Ley Eléctrica de 1994.
Las Resoluciones expedidas por la Comisión de regulación de Energía y Gas-
CREG. La Ley 388 de 1997 de Ordenamiento Territorial define la forma en que los Entes territoriales deben establecer su ordenamiento físico y urbano, por medio de la formulación y aprobación de los Planes de Ordenamiento Territorial para
cada Municipio.
El REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS - RETIE
mediante el cual se fijan las condiciones técnicas que garantizarán la seguridad en los procesos de generación, transmisión, transformación, distribución y
utilización de la energía eléctrica en Colombia.
El REGLAMENTO TÉCNICO DE ILUMINACIÓN Y ALUMBRADO PÚBLICO – RETILAP, que tiene como objetivo fundamental 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.
Bajo este nuevo marco normativo, la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A ESP, decidió adelantar la actualización, complementación y ajuste de sus Normas,
denominada “CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA”.
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La conformación de la Normatividad se inicia con la recopilación y análisis de la
información disponible en el POT, las observaciones de Contratistas, Proveedores y Diseñadores, los aspectos reglamentarios del RETIE y la consulta a la norma de
otras Empresas del Sector Eléctrico, tales como el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las zonas no interconectadas – IPSE (anteriormente ICEL), la Empresa de Energía de Bogotá EEB, CODENSA S.A ESP,
Energía del Pacífico EPSA S.A. ESP, Empresa de Energía de Pereira. S.A. ESP, Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. 2004, Electrificadora de Santander
S.A. ESP y al MANUAL ÚNICO DE ALUMBRADO PÚBLICO – MUAP versión 2008.
Elaborado el documento integral, es analizado y sometido a un proceso de revisión y ajuste, que facilita la consulta a través de la página web de la Compañía, por parte
de Contratistas, Proveedores, Diseñadores y Clientes, haciendo una presentación del documento definitivo. De esta forma, el documento está integrado por trece (13)
capítulos, sobre los cuales presentamos una descripción en forma global:
A. Capítulo 1, características generales.
Considera el objeto, alcance, fundamentos y las características generales del
Sistema, incluyendo los aspectos urbanísticos definidos en el POT. Igualmente, se consideran las condiciones generales del servicio y las distancias de
seguridad definidas en el RETIE, y el régimen legal aplicable y los principales aspectos del código de ética y ejercicio profesional.
B. Capítulo 2, presentación y trámite de Proyectos.
Incluye los principales aspectos conceptuales en cuanto a la definición y clasificación de Proyectos. Se describe el procedimiento para la solicitud de
servicio y los requisitos para la elaboración y revisión de Proyectos. Finalmente, se dan unas recomendaciones para la construcción de obras eléctricas y se
describe el procedimiento para la remuneración de activos a terceros.
C. Capítulo 3, criterios básicos de diseño.
Presenta una descripción técnica de las condiciones generales para el trazado y
localización de líneas y redes de distribución, los procesos de plantillado, las características de la demanda, los cálculos eléctricos, civiles, mecánicos, de
templetes, y los aspectos generales de protecciones en redes de distribución. Se incluyen cálculos típicos, que facilitan la aplicación de los criterios de diseño.
D. Capítulo 4, Especificaciones Técnicas de Construcción.
Muestra en primera instancia los aspectos básicos y generales para la construcción, y posteriormente los individualiza para circuitos aéreos,
subterráneos y subestaciones eléctricas en niveles de media y baja tensión. Se incorporaron los aspectos generales establecidos en la Normatividad existente, haciendo énfasis en lo establecido por el RETIE y el RETILAP. Adicionalmente, se
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dan las especificaciones técnicas de construcción, describiendo en forma
detallada las normas constructivas a aplicar, incluyendo los materiales con su respectiva especificación.
Las instalaciones internas son igualmente analizadas, teniendo en cuenta su condición de uso final de la electricidad; también se presenta los criterios a tener en cuenta para la construcción de acometidas eléctricas y la necesidad de
cumplir los requisitos que garanticen la vida humana, la animal y la preservación del medio ambiente, incluyendo lo establecido en la Norma
ICONTEC 2050.
E. Capítulo 5, Normas de Construcción de redes aéreas de media y baja tensión.
Presenta la codificación y la gráfica constructiva con sus diferentes elementos que la conforman y la desagregación de los materiales necesarios para su
aplicación. Se realizaron los ajustes necesarios para dar cumplimiento a lo establecido en el RETIE, describiendo la aplicación y uso de la norma así como el procedimiento de actualización.
F. Capítulo 6, Normas de Construcción de Redes Subterráneas.
Presenta las justificaciones generales sobre el uso de redes subterráneas, y se
especifican las condiciones técnicas para ductos, canalizaciones y cajas de inspección. Igualmente, se muestran los detalles de las canalizaciones, tapas y cajas de inspección, y los principales equipos asociados.
G. Capítulo 7, Normas de Construcción de Centros de Transformación de Redes Aéreas
Incluye los centros de transformación en poste más comúnmente utilizados en zonas rurales, urbanas, industriales o en urbanizaciones, así como las normas
constructivas para centros de transformación a la intemperie tipo patio, alimentadas generalmente a 13,2 y 34,5 kV.
H. Capítulo 8, Normas de Construcción de Centros de Transformación de
Redes Subterráneas.
Incluye los centros de transformación con redes subterráneas más
comúnmente utilizados en zonas rurales, urbanas, industriales o en urbanizaciones, así como las normas constructivas para centros de transformación en diferentes disposiciones alimentadas generalmente a niveles
de 13,2, y 34,5 kV.
I. Capítulo 9, Normas de Construcción para Alumbrado Público.
Se tomó como referencia, el MANUAL ÚNICO DE ALUMBRADO PÚBLICO PARA BOGOTA D.C. – MUAP versión 2008, actualizando su contenido con El
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REGLAMENTO TÉCNICO DE ILUMINACIÓN Y ALUMBRADO PÚBLICO – RETILAP, y
considerando las principales normas técnicas de construcción de la infraestructura de alumbrado público, que deben ser cumplidas por
Urbanizadores, Constructores e Ingenieros que desarrollen nuevos proyectos y que deben ser presentados a la Compañía para su respectiva aprobación.
Dentro de los parámetros fotométricos establecidos, se hace una adaptación de
los niveles de iluminación definidos para la Ciudad de Bogotá y las vías clasificadas para el departamento del Tolima, (la Ciudad de Ibagué) en los
Acuerdos 116 de 2000 (POT) y 009 de 2002, y los municipios relevantes de cada una de las zonas de composición empresarial de Enertolima (Centro-Norte, Sur-Oriente)
J. Capítulo 10, Normas de Construcción de Acometidas Eléctricas.
Se relacionan los principales diagramas unifilares para acometidas y tableros,
con los elementos asociados. Adicionalmente, se muestran las diferentes cajas y armarios para medidores, transformadores de corriente y tensión, finalizando con la normas de conexión para los diferentes tipos de medidores y las opciones
de suplencias.
K. Capítulo 11 y 12, Normas y especificaciones técnicas de materiales y
equipos.
Presenta una recopilación de los recursos requeridos por las diferentes Normas Constructivas, tipo convencionales, para red compacta, y para red trenzada. Se
describen las características que deben cumplir los materiales a ser utilizados en la infraestructura de la Compañía, indicando la Normatividad Técnica aplicable
para cada caso.
L. Capítulo 13 uso de infraestructura eléctrica y cartilla de seguridad de
usuarios.
Su contenido está orientado a los prestadores de Telecomunicaciones y a clientes residenciales, comerciales e industriales, de acuerdo con lo establecido
por el RETIE. Para los prestadores de Telecomunicaciones se presentan las diferentes condiciones que deben cumplir para la instalación de las redes
asociadas a su servicio, cuando usen la infraestructura que opera la Compañía. Para los clientes residenciales, comerciales e industriales se desarrolla de manera práctica, el uso de la infraestructura, aspectos de seguridad, de correcta
utilización de la energía eléctrica y de los procedimientos a seguir para solicitudes de servicio, ampliación de redes, casos de emergencia y
recomendaciones en el uso de los artefactos eléctricos.
De esta forma, la Compañía da cumplimiento a la Normatividad existente, en lo relacionado con la ley, el RETIE, RETILAP, el POT y las normas Técnicas Nacionales
e Internacionales, propendiendo a suministrar la guía necesaria y requerida para
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disponer de una infraestructura eléctrica adecuada, con la prestación del servicio de
energía eléctrica bajo condiciones óptimas de diseño, construcción y operatividad, con el propósito de contribuir al mejoramiento de las condiciones de vida de los
ciudadanos, y lograr los mayores niveles de competitividad del Departamento.
La Compañía agradece los comentarios y sugerencias presentados por los ingenieros
de su zona de influencia, y los invita a mantener un intercambio fructífero de conceptos, con el ánimo de hacer de la norma una verdadera herramienta de
consulta permanente.
1.2 OBJETO
Las presentes Normas constituyen un conjunto de informaciones básicas y
recomendaciones de orden práctico, conformadas con el propósito de ordenar y orientar a la elaboración del diseño de proyectos eléctricos de distribución en media tensión y su realización o construcción, a ser ejecutado por el personal de la
Compañía o por profesionales independientes, para instalaciones localizadas dentro del área de servicio de la Empresa.
El objeto de la presente norma es poner a disposición de las personas naturales o jurídicas, legalmente autorizadas para realizar y ejecutar proyectos, una guía de
criterios y especificaciones técnicas que sirva para la aplicación e implementación de nuevos proyectos en el sistema de distribución eléctrica de media tensión de
ENERTOLIMA S.A. E.S.P1, que garanticen la aplicación normativa en cada una de las fases de su desarrollo, hasta la puesta en servicio del nuevo producto que formará
parte del desarrollo regional y del sistema eléctrico de la compañía, enmarcado bajo criterios de eficiencia, confiabilidad, calidad y uso racional y eficiente de la energía eléctrica.
La normatividad establecida presenta la aplicabilidad, principios y prescripciones
señalados en el RETIE y el RETILAP, y lo previsto en el Reglamento de Distribución expedido por la CREG2, que establece la obligación de que los diseños y especificaciones de las redes cumplan con la norma que adopte cada Operador de
Red, y establecerá los mecanismos para su oportuno cumplimiento.
El propósito de la presente norma es mantener actualizados a todas las personas naturales y jurídicas, vinculados a la presentación y desarrollo de proyectos eléctricos al interior del sistema de distribución del Departamento del Tolima, estar
permanentemente enterados de las prescripciones establecidas en el RETIE, el
8 1 A lo largo de la Norma se hará referencia a ella como a: La Compañía. 2 Resolución 070/98 CREG
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RETILAP y régimen legal aplicable al sector. Igualmente se busca que la alta calidad
de los materiales y construcciones permita garantizar y facilitar una adecuada proyección y manejo del sistema eléctrico del Departamento, tanto en su
mantenimiento en campo, así como en sus registros informáticos del sistema comercial y del técnico, siempre dando cumplimiento a la regulación del sector eléctrico y a la normatividad nacional.
1.3 ALCANCE
El contenido de la norma se encuentra orientado preponderantemente hacia el diseño de las redes de distribución eléctrica a nivel aéreo o subterráneo, en áreas
urbanas y rurales, en las cuales se pretende realizar nuevos proyectos, que de una u otra forma afectan el sistema e infraestructura eléctrica de la Compañía. La
Norma establece los criterios y parámetros básicos para el diseño y construcción de sistemas de distribución y uso final de la energía eléctrica.
Se establecen especificaciones de materiales y equipos que serán utilizados en el sistema eléctrico de la Compañía, y los procedimientos que deberán llevarse a cabo
con el objeto de solicitar la conexión del servicio; al igual que la normatividad vigente sobre el tema.
La norma incorpora el uso del sistema Internacional de Unidades (SI), establecido en la norma NTC 1000 para su aplicación en la elaboración y desarrollo de
proyectos. Sin embargo, el uso de unidades del Sistema Inglés se aceptará en la medida en que se establezca expresamente su equivalencia.
1.4 FUNDAMENTOS
La presente actualización de la Norma Enertolima 2004 tuvo como referencias
bibliográficas las que se listan a continuación, que serán consultadas ante las diferencias de criterio que se pudieran presentar; Sin embargo, ante la
inconsistencia entre dos fuentes igualmente válidas, primará lo postulado en el RETIE o sus fuentes primarias:
A. Ley 142 de 1994. Ley de Servicios Públicos Domiciliarios
B. Ley 143 de 1994. Régimen para la Generación, Interconexión, Transmisión, Distribución y Comercialización de Electricidad en el Territorio Nacional
C. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas. RETIE
D. Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público. RETILAP
E. Norma ICONTEC 2050 o Código Eléctrico Nacional.
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F. Resolución CREG 070/98. Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica
G. Resolución CREG 097/08. Principios Generales y la Metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión
Regional y Distribución Local
H. Norma Técnica de Instalaciones Eléctricas Internas y Redes hasta 34,5 kV. Compañía Energética del Tolima ENERTOLIMA S.A. E.S.P. Febrero 2004.
I. Acuerdo 116 de 2000. Plan de Ordenamiento Territorial de Ibagué
J. Acuerdo del concejo municipal de Ibagué No. 009 de 2002. Normativa
General de Usos, Construcciones y Urbanizaciones.
K. Normas para el Diseño y Construcción de Sistemas de Subtransmisión y Distribución del ICEL.
L. Criterios de Diseño y Normas para Construcción de Sistemas de Distribución Niveles I y II en las Zonas No Interconectadas ZNI del país. IPSE. Febrero
2002.
M. Normas de Construcción de Redes. Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá. 1994
N. Normas de Construcción de Redes de Distribución de Codensa S.A. E.S.P. 1998.
O. Normas para el Diseño y Construcción de Redes de Distribución de Energía. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. EPSA.
P. Normas de Construcción de Construcción de la Empresa de Energía de
Pereira. S.A. E.S.P.
Q. Normas de Diseño y Construcción. Central Hidroeléctrica de Caldas S.A.
E.S.P. 2004.
R. Normas para el Cálculo y Diseño de Sistemas de Distribución. Electrificadora
de Santander S.A. E.S
1.5 RÉGIMEN LEGAL APLICABLE
A continuación, se relaciona la normatividad relevante de aplicabilidad, y que fundamenta la presente norma:
A. La prestación del servicio público de Energía Eléctrica en Colombia, está regido por las Leyes 142 de Servicios Públicos Domiciliarios de 1994 y Ley 143 o Ley Eléctrica de 1994.
B. De otra parte, la Ley 388 de 1997 de Ordenamiento Territorial, define la forma en que los Entes territoriales deben establecer su ordenamiento físico y
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urbano, por medio de la formulación y aprobación de los Planes de
Ordenamiento Territorial, que deben considerar los requerimientos del servicio de Energía Eléctrica e infraestructura.
C. La Ley 142 de 1994 (Ley de Servicios Públicos Domiciliarios: LSPD) estableció un marco general para los servicios públicos domiciliarios en general, incluidos el gas natural por redes y el GLP (Gas Licuado del Petróleo). La Ley
Eléctrica – LE, transformó a la CRE (Comisión de Regulación Energética3) en la CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas. La Ley Eléctrica
reglamentó de manera específica y complementaria el servicio de electricidad.
D. Ley de uso racional y eficiente de la energía; recientemente se promulgó la Ley de Uso Racional y eficiente de la energía (Ley 697 de 2001–URE-),
mediante la cual el país pretende introducir mejoras en los rendimientos energéticos y además, beneficios ambientales.
A continuación, se muestran los principios relevantes y de aplicabilidad:
Principios de ley
Tema
Artículo 1º
Declara el Uso Racional y Eficiente de la Energía (URE) como un asunto de interés social, público y de conveniencia nacional, fundamental para asegurar el abastecimiento energético pleno y
oportuno, la competitividad de la economía colombiana, la protección al consumidor y la promoción del uso de energías no
convencionales de manera sostenible con el medio ambiente y los recursos naturales.
Artículo 6º
Las “Empresas de Servicios Públicos que generen, suministren y comercialicen energía eléctrica y gas y realicen programas URE, tendrán la obligación especial dentro del contexto de esta ley, de
realizar programas URE para los usuarios considerando el aspecto técnico y financiero del mismo y asesorar a sus usuarios para la
implementación de los programas URE que deban realizar en cumplimiento de la presente ley.”
Tabla 1.1. Ley 697/01 Ley URE 1
La Ley establece que el Ministerio de Minas y Energía es el responsable de promover, organizar y asegurar el desarrollo y el seguimiento de los
programas URE.
11 3 El Gobierno Gaviria expidió los llamados "Decretos de Modernización del Estado", uno de ellos, creó la Comisión de Regulación Energética – CREG en 1992.
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E. Normas regulatorias para sistemas de distribución eléctrica. Las principales
resoluciones de la CREG que regulan la actividad de distribución o transporte de la energía son las siguientes:
Principales normas regulatorias para distribución
Resolución CREG
Tema
025 de 1.995
Establece el código general de redes, conexión, expansión operación y medida para todos los usuarios del STN. Esta resolución a sufrido modificaciones como por ejemplo en el
código de medidas dadas por las resoluciones No. 001/1999, 019/1999 y 006/2003.
225 de 1997
Por la cual se establece la regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario
de electricidad para usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.
070 de 1.998
Por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Código de Operación del STN. De esta resolución sean derogado los siguientes
numerales: 6.2; 6.3; 6.4; 9.3.1 y 9.4.
024 de 2005
Por la cual se modifican las normas de calidad de la
potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica del numerales 6.2 de la resolución
070 de 1998.
049 de 2005 Suspendió el plazo de aplicación de la resolución 024 de 2005
016 de 2007
Por la cual se modifica parcialmente la Resolución CREG 024 de 2005 que establece las normas de calidad de la
potencia eléctrica aplicables a la Distribución de Energía Eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.
097 de 2.008
Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso
de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. También establece la nueva metodología de indicadores de calidad del servicio ITAD, IRAD (lo cual
cambia todo lo dispuesto en el numeral 6.3 de la resolución 070 de 1998) y además deroga los numerales
9.3.1 y 9.4 de la resolución 070 de 1998.
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Principales normas regulatorias para distribución
Resolución CREG
Tema
098 de 2009 042 de 2009
166 de 2010 067 de 2010
043 de 2010
Resoluciones que aclaran, modifican y corrigen en cuanto a lo dispuesto en la resolución 097 de 2008 sobre la
calidad del servicio en el sistema de distribución local de responsabilidad de los operadores de red – OR.
108 de 1.997
Por la cual se señalan criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los
servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la
facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario,
y se dictan otras disposiciones.
047 de 2004 Por la cual se modifica la Resolución CREG-108 de1997.
144 de 2001 060 de 2002
Resoluciones que regulan el acceso a la Infraestructura Eléctrica para la prestación del servicio de
telecomunicaciones. Tabla 1.2. Resoluciones CREG en Distribución Eléctrica
F. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, expedido por el
ministerio de Minas y Energía con el fin de garantizar la seguridad de las personas, de la vida animal y vegetal y la preservación del medio ambiente;
previniendo, minimizando o eliminando los riesgos de origen eléctricos.
G. Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público. RETILAP, establece los requisitos y medidas que deben cumplir los sistemas de iluminación y
Alumbrado Público - A.P., 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 preservación del medio ambiente; previniendo, minimizando o eliminando los riesgos
originados por la instalación y uso de sistemas de iluminación.
H. Norma ICONTEC 2050 o Código Eléctrico Nacional. De la cual los capítulos del 1 al 7 son adoptados como parte del Reglamento Técnico de Instalaciones
Eléctricas – RETIE.
I. La ley 1228 de 2008, la cual dicto las franjas mínimas de retiro obligatorio
para carreteras nacionales y aplicado a esta norma.
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J. La ley 51 de 1.986, por la cual se reglamenta el ejercicio de las profesiones
de Ingenierías Eléctrica, Mecánica y Profesiones Afines y se dictan otras disposiciones.
K. La ley 19 de 1990 por la cual se reglamenta la profesión de Técnico Electricista en el territorio nacional y la ley 1264 de 2009 sobre el código de ética de los técnicos electricistas.
L. La ley 842 de 2003 la cual modifica la reglamentación del ejercicio de la ingeniería, de sus profesiones afines y de sus profesiones auxiliares, se
adopta el Código de Ética Profesional.
M. La Ley 680 de 2001, determinó que los propietarios de la infraestructura eléctrica facilitara dicha infraestructura para la prestación del servicio público
de televisión.
1.6 EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
El marco regulatorio general para el plan de expansión de los sistemas de
transmisión regional (STR´s) y/o de los Sistemas de Distribución Local (SDL´s), está contenido principalmente en las Resoluciones CREG-003 de 1994, CREG-025 de
1995 y CREG-070 de 1998, y se resume conceptualmente de la siguiente manera:
A. Atención de la Demanda: la planeación de la expansión deberá estar soportada en proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará
utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto.
B. Adaptabilidad: los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la
ciencia y de la tecnología, que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.
C. Flexibilidad del Plan de Expansión: el Plan de Expansión de un Operador de Red (OR), en su ejecución, puede experimentar modificaciones. El Operador de Red (OR) podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que por la
dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente aprobado por la UPME.
D. Viabilidad Ambiental: los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad ambiental vigente.
E. Normas y Permisos: las obras de expansión requeridas deben cumplir con la
norma pertinente prevista por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes.
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F. Eficiencia Económica: los Planes de Expansión e inversiones deberán
considerar la minimización de costos.
G. Calidad y Continuidad en el Suministro: Los planes de inversión deberán
asegurar los indicadores de calidad que reglamentan las Resoluciones CREG 070 de 1998 y 097 de 2008 y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación,
modernización e inventario de repuestos, entre otros.
1.7 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE SERVICIO
Con la expedición del Reglamento de Distribución mediante Resolución CREG-070 de
1998, se dio inicio de manera efectiva a la exigencia de estándares mínimos de calidad del servicio a los Operadores de Red. Los principales indicadores técnicos
tenidos en cuenta en la resolución mencionada, se refieren a la frecuencia, tensión, armónicos, factor de potencia, transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de tensión, y establece los tiempos máximos que tiene el operador de red para
corregir problemas de la potencia, y las compensaciones por posibles daños en los equipos de los usuarios.
Posteriormente, mediante Resolución CREG-097 de 2008, se estableció la nueva metodología de indicadores ITAD e IRAD, los cuales se basan en el porcentaje de
energía no suministrada al usuario durante un período de tiempo.
Las principales resoluciones de la CREG que cronológicamente han regulado sobre la calidad de la energía son las siguientes:
Resolución CREG
Tema
070 de 1998
La Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG-, estableció el marco regulatorio en materia
de calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica, mediante esta resolución ó Reglamento
de Distribución de Energía Eléctrica.
025 de 1999
por la cual se establecen los Indicadores de Calidad
DES y FES para el año 1 del Período de Transición de que trata el Reglamento de modifican algunas normas de esa misma resolución
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089 de1999
por la cual se dictan normas relacionadas con el Período de Transición de que trata el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, y se
complementan algunas disposiciones de esas resoluciones
096 de 2000
por la cual se dictan normas relacionadas con el Período de Transición de que trata el Reglamento
de Distribución de Energía Eléctrica, y se complementan algunas disposiciones de esas resoluciones
159 de 2001
por la cual se propone la primera etapa de una opción tarifaría a la que podrán acogerse las
empresas prestadoras del servicio público domiciliario de electricidad a usuarios regulados y
se establecen otras disposiciones en cuanto a las compensaciones por incumplimiento en los estándares de calidad del servicio prestado en los
STR y/o SDL del SIN
084 de 2002
Por la cual se dictan normas en materia de calidad
del servicio de energía eléctrica prestado en el Sistema Interconectado Nacional, relacionadas con
las disposiciones de la Resolución CREG 159 de 2001 y con el primer año del período siguiente a la transición, de que trata el Reglamento de
distribución de energía eléctrica
097 de 2008
Por la cual se aprueban los principios generales y la
metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y
Distribución Local. También establece la nueva metodología de indicadores de calidad del servicio ITAD, IRAD.
133 de 2008 Por la cual se aclaran y corrigen algunas disposiciones de la resolución CREG-097 de 2008.
098 de 2009 Por la cual se aclaran el procedimiento de cálculo del componente EPU utilizado para el cálculo del
ITAD.
067 de 2010
Por la cual se aclaran y corrigen algunas
disposiciones de las resoluciones CREG-097 de 2008 y 098 de 2009, relacionadas con la calidad
del servicio en el SDL Tabla 1.3. Cronología de las resoluciones CREG sobre el tema calidad del servicio
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1.8 CUMPLIMIENTO DEL REGLAMENTO RETIE
El “Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas” - RETIE deberá ser observado,
analizado, y cumplido por todas las personas naturales o jurídicas nacionales o extranjeras, contratistas u operadores, y en general por todas las personas que generen, transformen, transporten, distribuyan, usen la energía eléctrica y ejecuten
actividades relacionadas con las instalaciones eléctricas.
Según lo establece el RETIE en su introducción, las palabras “debe y tener” deben entenderse como “estar obligado”. El RETIE incorpora, como de obligatorio cumplimiento, lo establecido en los
primeros siete (7) capítulos de la Norma NTC 2050 Primera Actualización, (Código Eléctrico Colombiano), del 25 de noviembre de 1998, basada en la norma técnica
NFPA 70, debido a que el contenido encaja dentro del enfoque que debe tener un reglamento técnico y considerando que tiene plena aplicación en el proceso de utilización de la energía eléctrica.
Según lo establecido por el RETIE en su numeral 8.5, “El Operador de Red o quien
haga sus veces, no debe dar servicio a las instalaciones que no cuenten con el certificado de conformidad con el RETIE.
Los productos usados en las instalaciones eléctricas, a las que se aplica el Reglamento, serán objeto de un “Certificado de Conformidad” con el Reglamento.
Se verificará el cumplimiento del Reglamento durante la vida útil de la instalación
mediante inspecciones técnicas; el período de tiempo entre dos inspecciones no podrá ser mayor a 10 años4; la verificación será requisito para la continuación de la prestación del servicio. Adicionalmente, en la inspección se verificará que la
instalación no presente irregularidades que permitan el fraude de energía, ya que éstas, además de ser delictuosas, pueden comprometer la seguridad de la
instalación. La Compañía, como parte de los requisitos establecidos en sus procedimientos para
trámite y conexión de obras, exigirá el Certificado de Conformidad de las instalaciones eléctricas con el RETIE pero, igualmente, realizará la verificación
correspondiente para que las mismas cumplan con lo establecido en las presentes Normas, tal como se establece en los diferentes capítulos de la norma.
1.9 ASPECTOS DE PLANEAMIENTO MUNICIPAL
17 4 Artículo 38 resolución 18 0498 de 29/04/05 del Ministerio de Minas y Energía.
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Mediante el Acuerdo No. 116 de 2000 se adoptó el Plan de Ordenamiento Territorial (POT) para la ciudad de Ibagué que define los instrumentos de planificación del
desarrollo Municipal. A continuación se relacionan las temáticas más importantes, que sobre el tema de
la energía eléctrica aborda el Acuerdo:
A. Sistema de Servicios Públicos (Artículo 31): busca servir como un
instrumento que aporte al mejoramiento cualitativo de la infraestructura de servicios, mejorando su cubrimiento para satisfacer las demandas de desarrollo, así como las actuaciones y tratamientos de los usos del suelo.
B. Subsistema de Energía Eléctrica (Artículo 38): se establece como política básica, para optimizar el servicio de energía eléctrica, la implementación de
un subsistema de coordinación entre el municipio y la Compañía prestadora del servicio para definir en conjunto requerimientos y programas de acuerdo con las políticas de desarrollo municipal.
C. Objetivo del Subsistema de Energía Eléctrica (Artículo 39): ampliar la cobertura y optimizar la calidad del servicio en el municipio generando los
espacios que se requieran para ello.
D. Estrategias para la implementación del Subsistema de Energía Eléctrica (Artículo 40):
Implementar un programa de reposición de redes con énfasis en el tendido subterráneo de las mismas.
Articular el sistema de energía con los corredores de servicios públicos.
Crear un sistema de información georreferenciado municipal unificado, que
mantenga actualizada la información con el fin de optimizar el servicio en todas sus fases.
Reglamentar la obligatoriedad de la ejecución de redes subterráneas para
todos los nuevos proyectos urbanísticos y de construcción.
Estudiar las posibilidades de implementar sistemas energéticos alternativos
(eólico, solar, termal, metano).
E. Programa de Subterranización de Redes (POT 2000)
Utilización subterránea de los espacios públicos: bajo la superficie de los
parques, plazas, plazoletas, zonas verdes y otros espacios públicos para lograr un mayor cubrimiento.
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Programa de Subterranización de Redes: las empresas prestadoras de
servicio concertarán con la Administración la subterranización de redes de servicios
Durante la vigencia del Plan de Ordenamiento, las empresas prestadoras de servicios públicos, las empresas comercializadoras de servicios públicos y de televisión por cable deberán completar como mínimo la
Subterranización de las redes de la zona centro de la Ciudad, comprendida entre las calle 6 y 19 y las carreras 1 y 8
Las empresas prestadoras de servicios públicos, las empresas comercializadoras de servicios públicos y las entidades afines, en el corto plazo, formularán un Plan de Subterranización para la totalidad de las
redes tendidas dentro de los suelos urbanos del Municipio de Ibagué
Excepciones de Subterranización: se exceptúan de subterranización de
redes eléctricas los niveles 1 y 2 de VIS (Vivienda de Interés Social) de acuerdo a lo establecido para esos casos por el POT.
F. La Compañía subterranizará sus redes de distribución en las siguientes áreas
de la capital Ibagué y municipios del Departamento:
Áreas establecidas en el POT de Ibagué (en particular Arts.265 y 266)
Espinal, el sector entre las calles 6 y 12 y entre las carreras 4 y 9.
Guamo, el sector entre las calles 7 y 10 y entre las carreras 6 y 10.
Melgar, el sector entre las calles 5 y 8 y entre las carreras 22 y 28.
Chaparral, el sector entre las calles 6 y 11 y entre las carreras 6 y 11.
Este programa se cumplirá, en la medida que los planes de expansión de la
compañía coincidan con los POT de los municipios.
G. La Compañía conocerá los planes de ordenamiento territorial de los demás
municipios del Departamento del Tolima, y de manera concertada establecerá los mecanismos para que su plan de expansión esté acorde con los mismos.
Mediante el Acuerdo 009 de 2002 se adoptó la Normativa de usos, construcciones y
urbanizaciones, como instrumento para asegurar la consecución de los objetivos y estrategias del Plan de Ordenamiento Territorial del Municipio de Ibagué y como
herramienta para la regulación del uso y ocupación del suelo. Algunos de sus apartes de mayor relevancia con el tema de distribución de la energía Eléctrica son:
Normativa para aislamientos de las redes eléctricas (Artículo 33): Se
describen las distancias de seguridad (aislamientos) medidos a cada lado
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del eje de la red; sin embargo, en la actual Norma se incluirá lo
establecido por el RETIE5 vigente.
Sismo Resistencia (Artículo 66): las actuaciones urbanísticas que se
adelanten en el Municipio de Ibagué, deberán ajustarse a lo dispuesto en la norma COLOMBIANAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE (NSR–98), Ley 400 de 1997 o el documento que lo reemplace (parte
integral del Acuerdo 009/02).
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.
Los nuevos desarrollos urbanísticos (Artículo 135) en el Municipio de
Ibagué deberán contar con instalaciones de servicios públicos canalizados subterráneamente. Excepción hecha de los VIS en niveles 1 y 2 (descritos
antes).
Normas mínimas para Energía (Artículo 136): todos los desarrollos urbanísticos que se ejecuten en el Municipio de Ibagué, diseñarán y
construirán sus redes eléctricas según la norma establecida por la COMPAÑÍA o quien haga sus veces.
Garantía de las obras (Artículo 141): “la Administración Municipal, por intermedio de Planeación Municipal exigirá, previo a la aprobación de las
obras, póliza de garantía de calidad de las obras por un plazo de cinco (5) años, constituida por los Urbanizadores en compañía de seguros debidamente reconocida”. Las obras a las que se refiere el artículo son las
que considera el Capítulo IV (Normas comunes a los procesos de urbanización y construcción) del Acuerdo 009/02, de las cuales hace parte
la energía eléctrica (Art. 136). El procedimiento será establecido por la entidad señalada.
Enertolima ejecutará las obras de infraestructura a realizar como parte de
su plan de expansión, y se acogerá a lo prescrito sobre el tema en los Planes de ordenamiento Municipal, de acuerdo a sus posibilidades
financieras y conforme al necesario equilibrio económico que demanda el bien común.
20 5 RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (Colombia,08/2008)
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1.10 CÓDIGO DE ÉTICA Y EJERCICIO PROFESIONAL
1.10.1 Marco legal
A. Aspectos generales.
1. Por medio de la Ley 842 de 2003 se modificó la reglamentación del
ejercicio de la ingeniería, de sus profesiones afines y de sus profesiones auxiliares, y adoptó el Código de Ética Profesional. De otra parte, el 2 de
septiembre de 2008 se expidió la resolución No. 050, por la cual se amplía el alcance de las actividades contenidas en la Clasificación Nacional de Ocupaciones en lo referente a las Ingenierías Eléctrica, Mecánica y
Profesiones Afines.
2. El Artículo 2º de la ley 842 de 2003 señala que hacen parte del ejercicio
profesional “los estudios, proyectos, diseños y procesos industriales, textiles, electromecánicos, termoeléctricos, energéticos, mecánicos, eléctricos, electrónicos, de computación, de sistemas, teleinformáticas” y
otros.
3. El Artículo 3º de la ley 842 de 2003, que hace referencia a las “profesiones
auxiliares de la ingeniería”, las define como “aquellas actividades que se ejercen en nivel medio, como auxiliares de los ingenieros, amparadas por un título académico en las modalidades educativas de formación técnica y
tecnológica profesional, conferido por instituciones de educación superior legalmente autorizadas”. Las “profesiones afines” son “aquellas que siendo
del nivel profesional, su ejercicio se desarrolla en actividades relacionadas con la ingeniería en cualquiera de sus áreas, o cuyo campo ocupacional es
conexo a la ingeniería”.
4. El Artículo 6° de la ley 1264 de 2009 del código de ética de los técnicos electricistas menciona: los conocimientos, capacidades y experiencia de los
técnicos electricistas sirven al hombre y a la sociedad, constituyen la base de la profesión que ejercen. Por lo tanto, estos profesionales tienen la
obligación de mantener actualizados sus conocimientos, los cuales, sumados a los principios éticos en el ejercicio de su profesión, tendrán siempre como objetivo desarrollar una labor de alta eficiencia,
demostrando su competencia, capacidad y experiencia. Parágrafo. Los profesionales deben reconocer los límites de su competencia y las
limitaciones de sus conocimientos y solo deben prestar los servicios y usar las técnicas para lo que estén capacitados y autorizados, sin exponer a riesgos innecesarios su seguridad o la de terceros.
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Para poder ejercer legalmente la Ingeniería, sus profesiones afines o sus
profesiones auxiliares en el territorio nacional, en las ramas o especialidades regidas por la citada ley, se requiere estar matriculado o inscrito en el
Registro Profesional respectivo, que llevará el COPNIA6, lo cual se acreditará con la presentación de la tarjeta o documento adoptado por este para tal fin.
Para poder desempeñar toda actividad en la que “se requiera el conocimiento
o el ejercicio de la ingeniería o de alguna de sus profesiones afines o auxiliares”, para presentarse o utilizar el título de Ingeniero, para acceder a
cargos o desempeños cuyo requisito sea poseer un título profesional, se debe exigir la presentación, en original, del documento que acredita la inscripción o el registro profesional de que trata la ley.
B. Régimen disciplinario.
1. El código de ética profesional, según ley 842 de 2003, señala como prohibitorias, particularmente, las siguientes conductas:
2. Ofrecer o aceptar trabajos en contra de las disposiciones legales vigentes, o aceptar tareas que excedan la incumbencia que le otorga su título y su
propia preparación;
3. Imponer su firma, a título gratuito u oneroso, en planos, especificaciones, dictámenes, memorias, informes, solicitudes de licencias urbanísticas,
solicitudes de licencias de construcción y toda otra documentación relacionada con el ejercicio profesional, que no hayan sido estudiados,
controlados o ejecutados personalmente;
4. Hacer figurar su nombre en anuncios, membretes, sellos, propagandas y
demás medios análogos junto con el de personas que ejerzan ilegalmente la profesión;
5. Iniciar o permitir el inicio de obras de construcción sin haber obtenido de la
autoridad competente la respectiva licencia o autorización.
6. El Artículo 46 establece como definición de “falta disciplinaria” la conducta
que promueva la acción disciplinaria motivada por la violación a las prohibiciones y al régimen de inhabilidades e incompatibilidades, al correcto ejercicio de la profesión o al cumplimiento de las obligaciones
impuestas por el Código de Ética Profesional; para lo cual se dará aplicación al procedimiento establecido por la citada ley.
22 6 Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, con sede principal en Bogotá, D. C.
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7. El Artículo 47 relaciona las sanciones que los Consejos Seccionales o
Regionales de Ingeniería podrán imponer a los profesionales responsables de la comisión de faltas disciplinarias, a saber:
Amonestación escrita
Suspensión en el ejercicio de la profesión hasta por cinco (5) años
Cancelación de la matrícula profesional, del certificado de inscripción
profesional o del certificado de matrícula profesional.
8. Los profesionales de la ingeniería, de sus profesiones afines o de sus
profesiones auxiliares, a quienes se les compruebe la violación de normas del Código de Ética Profesional, estarán sometidos a las siguientes sanciones por parte del Consejo Profesional de Ingeniería respectivo:
9. Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como leves, siempre y cuando el profesional disciplinado no registre antecedentes
disciplinarios, darán lugar a la aplicación de la sanción de amonestación escrita.
Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como leves,
cuando el profesional disciplinado registre antecedentes disciplinarios, darán lugar a la aplicación de la sanción de suspensión de la matrícula
profesional hasta por el término de seis (6) meses.
Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como graves, siempre y cuando el profesional disciplinado no registre antecedentes
disciplinarios, darán lugar a la aplicación de la sanción de suspensión de la matrícula profesional por un término de seis (6) meses a dos (2) años.
Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como graves, cuando el profesional disciplinado registre antecedentes disciplinarios,
darán lugar a la aplicación de la sanción de suspensión de la matrícula profesional por un término de dos (2) a cinco (5) años.
Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como gravísimas,
siempre darán lugar a la aplicación de la sanción de cancelación de la matrícula profesional.
10. De acuerdo al Artículo 54 “el profesional que con una o varias acciones u omisiones infrinja varias disposiciones del Código de Ética Profesional o varias veces la misma disposición, quedará sometido a la que establezca la
sanción más grave o, en su defecto, a una de mayor entidad”.
11. Sanciones por infracciones al RETIE
El Artículo 46 Régimen sancionatorio del RETIE señala que las infracciones de los requisitos, serán sancionadas de acuerdo con lo
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CAPÍTULO I
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establecido en la Legislación Colombiana vigente para cada uno de los
agentes que tengan acción directa en el tema de las instalaciones eléctricas, a saber:
Sin prejuicio de las responsabilidades civiles y penales:
Empresas de servicios públicos de electricidad (Ley 142/94 y Ley
143/94)
Diseñadores, constructores, interventores (Ley 51/96, Ley 842/03, Ley
19/90)
Organismos que certifican conformidad de instalaciones y productos
Fabricantes, comercializadores e importadores (Ley 73/81, Ley
446/98)
Usuarios (Res.CREG108/97)
Particulares (normas civiles y penales vigentes)
12. Los Artículos 50 y 51 exponen la clasificación de las faltas, en leves, graves y gravísimas y las sanciones que deben imponerse que, pueden ser
económicas, profesionales o ambas, así como los regímenes sancionatorios aplicables a los diferentes entes.
13. El régimen disciplinario para los auxiliares de ingeniería se amplía en el título III de la ley 1264 de 2009.
1.10.2 Obligaciones y deberes
A. Toda persona natural o jurídica que solicite o utilice el servicio de energía eléctrica, todo funcionario de la Compañía, todo personal autorizado para el
Diseño, Construcción e Interventoría de instalaciones eléctricas, acatará la presente Norma y sus modificaciones cuando haya lugar, así como las disposiciones que regulen esta materia en el ámbito nacional, regional y local.
B. El incumplimiento de las disposiciones aquí contenidas no exime al diseñador,
constructor y propietario de la instalación, de las responsabilidades que se deriven por tal hecho.
C. Los Profesionales7 (Ingenieros Electricistas o Electromecánicos, Tecnólogos Electricistas y los Técnicos Electricistas) deben acreditar ante la Compañía
24 7 Ley 842 de 2003, Código de Ética Profesional, Artículo 30: Los Ingenieros, sus profesionales afines y sus profesionales auxiliares se denominarán los “Los profesionales”.
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CAPÍTULO I
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su idoneidad para la realización de diseños y construcción de instalaciones
eléctricas, según las competencias definidas en las Leyes vigentes, las que regulan cada una de las profesiones (Ley 51 de1986, Ley 392 de 1997, Ley 19
de 1990, Ley 842 de 2003) y lo establecido por la Compañía.
D. EL Consejo Profesional Nacional de Ingeniería Eléctrica, Mecánica y Profesiones Afines, mediante resolución No. 50 del 2 de septiembre de 2008, amplió el
alcance de las actividades contenidas en la Clasificación Nacional de Ocupaciones en lo referente a las Ingenierías Eléctrica, Mecánica y Profesiones
Afines, contemplando como las principales áreas de desempeño para los Ingenieros Electromecánicos, las Máquinas eléctricas, las instalaciones industriales en media y baja tensión y el uso racional de la energía en
aplicaciones industriales y comerciales.
Los profesionales deberán observar y dar cumplimiento a lo establecido en el
Código de Ética Profesional y particularmente a lo definido en el Capítulo IV - Código de Ética para el Ejercicio de la Ingeniería en General y sus profesiones Afines y Auxiliares y el Título V - Régimen Disciplinario. Igualmente ver lo
contemplado en capítulo III del título I de la ley 1264 de 2009.
1.11 ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA
A. La Compañía podrá suministrar el servicio a las personas o entidades que lo soliciten en su área de influencia, dentro de los límites de la capacidad de sus
instalaciones y de sus posibilidades técnicas, económicas y legales, con el lleno de los requisitos fijados por las autoridades departamentales, nacionales
y de ella misma.
B. La Compañía garantizará el libre acceso a la red de distribución, toda vez que
cumpla con lo establecido en el Reglamento de Distribución8, y la norma o reglamentos que la modifiquen o adicionen.
Cuando para la conexión de nuevos clientes se requiera la construcción de un
proyecto que implique la expansión del sistema de distribución y la Compañía, realizado el estudio financiero con base en el proyecto aprobado de redes
eléctricas, conceptúe que no es viable dentro del contexto de su plan financiero, éste deberá ser construido por el interesado; la Compañía remunerará los activos de conexión de uso general, de acuerdo al numeral 2.5
del capítulo 2 de la presente norma.
1.12 SIGLAS DE USO FRECUENTE EN ELECTROTECNIA
25 8 Resolución 070 de 1998. CREG
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Sigla Significado
AAAC All Aluminum Alloy Conductor
AAC All Aluminum Conductor
ACSR Aluminum Cable Steel Reinforced
ANSI American National Standards Institute
ASTM American Society for Testing and Materials
AWG American Wire Gauge
CAN Comité Andino de Normalización
CGPM Conferencia General de Pesos y Medidas
CREG Comisión Reguladora de Energía y Gas
DPS Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias
ICONTEC Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación
IEC International Electrotechnical Comisión
IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers
ISO International Organization for Standardization
MME Ministerio de Minas y Energía
NEMA National Electrical Manufacturers Association
NESC National Electrical Safety Code
NFPA National Fire Protection Association
NTC Norma Técnica Colombiana
OMC Organización Mundial del Comercio
ONAC Organismo nacional de Acreditación
OSHA Occupational Safety and Health Administration
PVC Cloruro de Polivinilo
SI Sistema Internacional de Unidades
SIC Superintendencia de Industria y Comercio
SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
SUI Sistema Único de Información
TN Termoplastic Insulation High Heat Resistant 90º c. Nylon jacketed
THW Termoplastic Insulation Heat Resistant 75º c. Wet locations
TW Termoplastic Insulation 60º c. Wet locations
UL Underwrites Laboratorios
XM Expertos en Mercados S.A:
Tabla 1.4. Siglas en Electrotécnica
1.13 SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI)
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CAPÍTULO I
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El sistema internacional de unidades, representado por la abreviatura SI, es un sistema adoptado por la CGPM, basado en antiguos sistemas métricos, que ha sido
diseñado para utilizarse en todo contexto, rutinario, técnico o científico. Como antecedente de este sistema se puede citar al sistema MKSA (metro, kilogramo, segundo, amperio) adoptado en 1960 por la CGPM. A este sistema pertenecen
otras unidades derivadas como el newton (N), kelvin (K) (temperatura), candela (cd) (intensidad luminosa) y el mol (para cantidad de sustancia).
Actualmente, el SI tiene las siguientes magnitudes básicas: longitud, masa, tiempo, corriente eléctrica, temperatura termodinámica, intensidad de la luz y cantidad de sustancia.
La Superintendencia de Industria y Comercio, mediante resolución No. 1823 de
1991, aprobó el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI) en el Sector Eléctrico Colombiano. Por lo tanto los símbolos y nombres de las magnitudes y unidades fueron declarados por el RETIE como de obligatorio cumplimiento en todas
las actividades que se desarrollen en el Sector, y consecuentemente, deben expresarse en todos los documentos públicos y privados.
Reglas para el uso de símbolos y unidades.
No debe confundirse “magnitud” con “unidad”
El símbolo de la unidad será el mismo para el singular que para el plural
Al escribir o pronunciar el plural del nombre de una unidad, se usarán las reglas de la gramática española
Cada “unidad” y cada “prefijo” tiene un solo símbolo y este no debe ser cambiado. No se deben usar abreviaturas
Los símbolos de las unidades se denotan con letras minúsculas, con la excepción del
ohmio (), letra mayúscula del alfabeto griego. Aquellos que provienen del nombre de personas se escriben con mayúscula
El nombre completo de las unidades se debe escribir con letra minúscula, con la única excepción del grado Celsius, salvo en el caso de comenzar la frase o luego de un punto.
Las unidades sólo podrán designarse por sus nombres completos, o por sus símbolos correspondientes reconocidos internacionalmente
Entre prefijo y símbolo no se deja espacio
El producto de símbolos se indica por medio de un punto
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No se colocarán signos de puntuación luego de los símbolos de la unidades, sus
múltiplos o submúltiplos salvo por regla de puntuación gramatical, dejando un espacio de separación entre el símbolo y el signo de puntuación.
Veamos el cuadro ilustrativo del sistema:
Magnitud Símbolo de la magnitud
Unidad Símbolo de la unidad
Admitancia Y siemens S
Ángulo plano radian rad
Ángulo sólido Estereorradián Sr
Área metro cuadrado M2
Capacitancia C Faradio F
Carga Eléctrica Q Culombio C
Conductancia G Siemens S
Conductividad σ siemens por metro
S/m
Corriente eléctrica
I Amperio A
Densidad de corriente
J amperio por metro cuadrado
A/m²
Densidad de flujo eléctrico
D culombio por metro
cuadrado
C/m²
Densidad de flujo
magnético
Β Tesla T
Energía activa W vatio hora Wh
Energía, Trabajo E Julio J
Factor de
potencia
FP Uno 1
Flujo luminoso F Lumen Lm
Flujo magnético Φ Weber Wb
Frecuencia F Hertz Hz
Frecuencia angular.
ω radián por segundo
Rad/s
Fuerza F Newton N = Kg - m / s2
Fuerza electromotriz E
E Voltio V
Iluminancia Ev Lux lx
Impedancia Z ohmio. Ω
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Inductancia L Henrio H
Intensidad de
campo eléctrico.
E voltio por metro V/m
Intensidad de campo magnético
H amperio por metro
A/m
Intensidad luminosa
Iv Candela Cd
Longitud L Metro m
Longitud de onda Λ Metro m
Masa M kilogramo kg
Permeabilidad relativa
µr Uno 1
Permitividad relativa
Єг Uno 1
Potencia activa P Vatio W
Potencia aparente Ps voltamperio VA
Potencia reactiva PQ voltamperio reactivo
Var
Presión, esfuerzo P pascal Pa
Reactancia X ohmio Ω
Resistencia R ohmio Ω
Resistividad ρ ohmio metro Ωm
Tensión o
potencial eléctrico
V voltio V
Tiempo t segundo s
Frecuencia
angular
ω Radian por seg. rad / s
Volumen metro cúbico m3
Tabla 1.5. Simbología de magnitudes y unidades
1.14 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO
1.14.1 Niveles de Tensión
De conformidad con lo establecido en su artículo 9 del RETIE, versión 2008, se clasifican los niveles de tensión en corriente Alterna para el territorio Colombiano.
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Para el sistema eléctrico de la COMPAÑÍA se especifican los siguientes niveles que
opera:
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 34500 voltios (34,5 kV).
Alta Tensión (A.T): son las redes de distribución eléctrica urbanas o rurales cuyo nivel de tensión son 115.000 y 230.000 voltios.
1.14.2 Capacidad de los Transformadores
A continuación, se presentan las capacidades de los transformadores, utilizados en el sistema de distribución por la Compañía.
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 1.6. 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 1.7. Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV
Transformadores trifásicos nivel 13,2 kV. Áreas Rurales
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13,2 kV/208-120 V (KVA)
15
30
45
Tabla 1. 8 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
50
Tabla 1. 9 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (monofásicos)
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.
1.14.3 Tipos y Calibres de Conductores
En este numeral, se presentan de manera general los calibres normalizados de los conductores que pueden ser instalados en los alimentadores principales y ramales o
derivaciones. Sin embargo, los seleccionados se dimensionarán con base en análisis de condición óptima, desde los puntos de vista técnico y económico. La Compañía
establecerá las políticas para la expansión del sistema de distribución, manteniendo como referencia el bien común y los principios establecidos por la normatividad y regulación existentes.
A. Conductores en redes aéreas MT
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 en aluminio con refuerzo en acero ACSR (Clase AA), o de
aleación de aluminio (con silicio y magnesio 6201) AAAC, cable
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semiaislado (ecológico o red Compacta), o asilados, ciñéndose a los
requisitos de distancias de seguridad exigidas por el RETIE, o a criterios ecológicos.
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. Pero en ningún caso el calibre
será menor al conductor de cobre (alambre) desnudo No. 4 AWG o su equivalente en otro tipo por capacidad (ACSR No 2 AWG).
En el nivel de 13,2 kV (rural y urbano) se recomienda construir los circuitos urbanos principales, preferiblemente en ACSR calibre 80 mm2 (2/0 AWG), y ramales en calibres 63 mm2 (1/0 AWG). Se recomienda
construir los circuitos rurales principales, preferiblemente en 63 mm2 (1/0 AWG), y ramales en calibres 40 mm2 (2 AWG).
Para garantizar la seguridad de las personas y edificaciones, en los cálculos de distancias de seguridad y edificaciones, el conductor semiaislado debe ser considerado como no aislado.
B. Conductores en redes aéreas BT:
Los conductores de los circuitos aéreos urbanos con redes abiertas de Baja Tensión, pueden ser de aluminio aislado a 600 Voltios, de tipo AAAC o de tipo ACSR, y el AAC aislado para redes subterráneas con aislamiento
en PVC (Cloruro de polivinilo) o PE (termoplástico o termoestable) 75º C de color negro para las fases, y de aluminio desnudo para el neutro.
Los calibres utilizados serán: 4/0 AWG, 2/0 AWG, 1/0 AWG, 2 AWG, y 1 AWG y 4 AWG. En instalaciones donde se especifique el conductor de
alumbrado público, este será de aluminio calibre No. 4 AWG aislado a 600 voltios.
En ámbitos urbanos se construirán redes de baja tensión en red trenzada,
trifásica tetrafilar, en cables múltiplex (preensamblados) de aluminio AAC (All Aluminum Conductor) para las fases, y en conductor ACSR (o AAAC)
como conductor neutro mensajero. Los cables normalizados serán:
3 X 4/0 AWG XLPE + 1 X 2/0 AWG ACSR (AAAC o XLPE) 3 X 2/0 AWG XLPE + 1 X 1/0 AWG ACSR (AAAC o XLPE)
3 X 1/0 AWG XLPE + 1 X 2 AWG ACSR (AAAC o XLPE) 3 X 2 AWG XLPE + 1 X 4 AWG ACSR (AAAC o XLPE)
Para la conexión y derivación a transformador, se deben utilizar los conectores DBH (de compresión) con su respectivo estribo; en la tabla 1.7 anexa se relacionan los
empleados en baja tensión.
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Tabla 1. 10. Conectores DBH(compresión)
En las áreas rurales, se diseñarán redes tipo abierta en baja tensión, y los
conductores serán desnudos tipo ACSR, 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.
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 circuitos salgan desde los bornes del transformador hacia arriba, y luego doblen hacia abajo, para evitar el ingreso de agua a los conductores.
Las características mecánicas y eléctricas de los conductores ACSR se pueden consultar en la Norma NM 083 del Capítulo XI. Igualmente, para
cables de aluminio desnudo (NM 086), cableado concéntrico temple duro en la norma NM 087. Cable aéreo tipo multiplex en aluminio, fase aislada y neutro cableado con las fases, en NM 4080.
1.14.4 Límites de Cargabilidad y Regulación de Tensión
A. Límites de carga admisibles a nivel de 34,5 kV
Toda aprobación de solicitudes de cagas nuevas, estará condicionada a la
disponibilidad de capacidad de los circuitos de distribución, tanto en los
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alimentadores principales, así como en sus ramales, y celdas de
distribución de la subestación respectiva. En caso contrario, la aprobación de solicitud está sujeta al compromiso del nuevo usuario para acometer la
construcción de la infraestructura mínima requerida, como: Módulo de salida en subestación, línea eléctrica, y elementos asociados para su puesta en servicio.
Del sistema de 34,5 kV, se derivan las diferentes subestaciones de distribución a 13,2 kV. Las nuevas cargas que se incorporen a este
sistema tendrán la obligación de cumplir a cabalidad con la legislación vigente, en particular con lo consignado en las resoluciones sobre calidad de potencia; ver tabla 1.3 cronología de resoluciones sobre calidad de
servicio; o aquellas que modifiquen o aplique después de las resoluciones de la tabla 1.3.
Las cargas de tipo industrial se alimentarán del sistema de distribución a nivel de 34,5 kV, siempre y cuando la carga a instalar sea mayor a 500 kVA, y la Compañía tenga la disponibilidad para dar servicio en este nivel
de tensión.
Toda solicitud de servicio (para demanda máxima mayor de 500 kW) se
enmarcará dentro de los estudios de conexión (Resolución CREG 225/97) y la norma que lo modifiquen o adicionen. La factibilidad de servicio y punto de conexión está sujeta a las condiciones técnicas y operativas del
sistema, así como la capacidad disponible de las redes y subestaciones existentes.
A solicitud, (y excepcionalmente) la Compañía, estudiará la presentación mediante un análisis técnico-económico y considerará la posibilidad de
conexión de cargas inferiores a 500 kW.
Todas las cargas que se conecten en este nivel de tensión, deberán instalar los dispositivos de protección y maniobra, medida y control
normalizados, que permitan que el sistema a instalar funcione con las características de calidad y confiabilidad en las protecciones que no
afecten el normal funcionamiento del sistema de la compañía, y que se requieren según lo establecido por la CREG9. Ver Tabla 1.10 (Numeral 1.8.5).
Si la conexión de cargas en el nivel de 34,5 kV genera deficiencias en la calidad de potencia suministrada por el sistema, y que son imputables al
Cliente (usuario) éstas deben ser corregidas a la mayor brevedad para lo cual tendrá treinta (30) días hábiles. “En este caso, si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR (la
34 9 Ver numeral 6.2.2 de la Resolución GREG 070/98
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Compañía) debe desconectar al Cliente respectivo, informando a la
SSPD10 con dos (2) días hábiles de anticipación al corte”.
B. Límites de carga admisibles a nivel de 13,2 kV
Toda aprobación de solicitudes de cagas nuevas, estará condicionada a la disponibilidad técnica de capacidad de los circuitos de distribución, tanto en los alimentadores principales, así como en sus ramales y celdas de
distribución de la subestación respectiva. En caso contrario, la aprobación de solicitud está sujeta al compromiso del nuevo usuario para acometer la
construcción de la infraestructura mínima requerida, como: Módulo de salida en subestación, línea eléctrica, y elementos asociados para su puesta en servicio.
ENERTOLIMA aprobará solicitudes del servicio de energía, a nuevos usuarios, en este nivel de tensión siempre y cuando no sea mayor a 450
kVA. De manera excepcional, se autorizarán proyectos en este nivel de tensión, con solicitud de cargas inferiores a 27 kW, siempre y cuando la Compañía no disponga de infraestructura en baja tensión. La capacidad
disponible de un circuito de media tensión (MT) de la compañía, se determinará por la corriente de demanda máxima registrada en la celda
respetiva al circuito en la subestación respectiva. El límite de la demanda máxima para un circuito urbano de media tensión (13,2 kV) es de 200 amperios11, y de 10012 Amperios en la zona rural (Configuración circuitos
media tensión).
La compañía se reserva el derecho de un 10% de la demanda máxima del
circuito, o sea 20 amperios, con el fin de atender el crecimiento normal de la demanda del mercado existente en el circuito afectado.
Para circuitos ramales principales monofásicos de las redes rurales, se les autorizará una carga máxima de 45 kW (50 KVA), para un solo transformador; en caso de ser más de un transformador y para cualquier
carga, el circuito deberá ser trifásico.
C. Límites de carga admisibles a nivel de Baja Tensión (B.T.)
Toda aprobación de solicitudes de cagas nuevas, estará condicionada a la disponibilidad técnica de capacidad de los circuitos y transformadores de distribución. En caso contrario la aprobación de solicitud está sujeta al
compromiso del nuevo usuario para acometer la construcción de la infraestructura mínima requerida, como: Aumento en la capacidad de
35 10 SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios 11= 4.6 MVA 12= 2.3 MVA
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transformación y construcción o remodelación de los circuitos de baja
tensión según el caso.
Desagregando por tipo de acometidas los límites de carga y tensión serían:
TIPO DE ACOMETIDA
LIMITE DE CARGA
TENSIÓN
Monofásico bifilar Carga Instalada hasta 8 kW
120V +5% - 10%
Mediante acometida de dos conductores conectados a fase y neutro
Monofásico trifilar
Carga Instalada entre 5 y 25 kW
120V +5% -
10%
Mediante acometida de dos
conductores conectados a fase y uno al neutro.
Dos fases trifilar
desde un sistema trifásico
Carga Instalada entre 5 y 20 kW
120V +5% -
10%
Mediante acometida de dos
conductores conectados a dos fases y uno al neutro
desde el secundario de un transformador trifásico.
Trifásico tetrafilar Carga Instalada entre 9
y 35 kW
120/208V5% Mediante acometida de tres conductores conectados a
tres fases y uno al neutro desde el secundario de un
transformador trifásico.
Tabla 1. 11. Límites de carga y tensión en B.T.
Nota: El rango permitido del nivel de tensión, es de acuerdo con la norma NTC-1340.
D. Límite máximo Regulación de Tensión a nivel de 34,5 kV (2%)
E. Límite máximo Regulación de Tensión a nivel de 13,2 kV: (3%)
F. Límite máximo Regulación de Tensión para baja tensión:
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SISTEMA TIPO DE RED AREA DESDE HASTA MAXIMO %
REGULACION
Monofásico Aérea Urbana
Transformador Ultimo Poste 4
Rural 6
Trifásico
Aérea Urbana
Transformador Ultimo Poste 5
Rural 7
Subterránea (en edificios)
Urbana Transformador
Tablero de Medidores
4
Tablero de Medidores
Tablero Distribución
2
Todos Aérea/
Subterránea Urbana/Rural Red Secundaria Medida 1
Tabla 1. 12. Limites de regulación de tensión.
Conectados a la red de baja tensión, la caída de tensión en el último abonado debe ser inferior al 12.5 % en el momento del arranque (considerando demandas máximas para los demás clientes) y calculado desde los bornes del transformador.
En condiciones estacionarias (a plena carga) será como máximo el 3 %.
1.14.5 Configuración de la Red
El sistema eléctrico de distribución de ENERTOLIMA ofrece los siguientes niveles de tensión:
a. Media Tensión: 34.500 y 13.200 voltios.
b. Baja Tensión: Sistema trifásico tetrafilar: 208 voltios entre fases, y 120 Voltios fase-
neutro Sistema Monofásico: 240 voltios entre fases, y 120 Voltios fase-neutro.
1.14.5.1 Configuración de circuitos industriales a 34,5 Kv:
Para circuitos con cargas industriales se instalaran seccionadores de operación baja carga, habrá un alimentador principal y las cargas se derivaran a través de seccionadores de 600 A o cortacircuitos de cañuela para cargas hasta 800 kVA.
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.
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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 Tabla 1.13.
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
Opcional:Reconectador
2500 KVA a 5000 KVA
Interruptor accionado por los siguientes relés:
Sobre temperatura Buchholz
Sobrecorriente de fase Diferencial Disparo y bloqueo
Opcional:
Reconectador
Interruptor accionado por los siguientes relés:
Sobretemperatura Buchholz
Sobrecorriente de fase Diferencial Disparo y bloqueo
Opcional:
Reconectador
Tabla 1. 13. Protecciones normalizadas para clientes industriales a 34,5 kV
1.14.5.2 Configuración circuitos de Media Tensión
En Media Tensión (13,2 kV y 34,5 kV) los proyectos deben considerar la distribución en configuración radial vertebrada, a partir del circuito disponible (trifásico), desde
donde se derivarán en forma radial el ramal (es) trifásicos o monofásicos dependiendo de la carga a instalar y a la distancia de la infraestructura. El cliente potencial investigará la composición del sistema eléctrico existente para proponer a
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la Compañía, que la carga solicitada sea alimentada a través de otro circuito de
suplencia.
Sobre el circuito principal deberán instalarse por lo menos dos (2) elementos de seccionamiento (normalmente cerrados) para maniobras en caso de fallas; que dividirán el circuito en tres (3) tramos, cada uno de los cuales debe tomar en
condiciones normales una carga de 1000 KVA aproximadamente. Por lo tanto, cada circuito debe ser diseñado para una carga normal de hasta 3000 KVA, y una carga
de emergencia hasta 4000 KVA. Este criterio se aplicará de acuerdo al plan de expansión de la Compañía.
En el caso de ramales con cargas superiores a 1000 kVA, se instalarán seccionamientos de 400 A y para cargas menores a 1000 kVA se instalarán
cortacircuitos. Como alternativa y dependiendo de las condiciones de confiabilidad y calidad del servicio, en los puntos de seccionamiento se instalarán reconectadores.
A. El cliente igualmente deberá dar cumplimiento a lo establecido en el Numeral 4.3.3 (Protecciones) del Reglamento de Distribución, que,
entre otros, señala:
B. 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.
C. El cliente deberá instalar los equipos requeridos de estado sólido, de tecnología análoga o digital que cumplan con la norma IEC 255.
D. 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).
1.14.5.3 Configuración circuitos de Baja Tensión
La configuración usada en la distribución en Baja Tensión es radial, saliendo desde
el transformador. 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
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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 pobladas y rurales),
independientemente de su configuración (red abierta o trenzada) tendrá cuatro (4) conductores para sistema trifásico, en los calibres AWG No. 4/0, 2/0, 1/0, 2 y 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 servir, 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.
No se permitirá la utilización de redes servidas 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 tendrán una tensión mecánica final no mayor del 25% de su carga
de rotura, a la temperatura promedio de la región y sin carga de viento.
Para la instalación de cable cuadruplex, 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%).
1.14.5.4 Configuración circuitos en zonas urbanas
Localización de postería: Los postes deben localizarse en las calles por el costado norte y en las carreras por el costado occidental. La separación máxima entre postes será de 30 metros para redes de baja tensión y de 60 metros para redes de
media tensión.
Cruce de vías: En el sistema de corredores estructurales definidos en el literal 1.15.3 de este capítulo, se deberá realizar cruce subterráneo de alimentadores en media tensión. No se permitirá el cruce de acometidas aéreas a predios en vías
amplias. En cruces de carreteras en 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.
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Uso de la red tipo compacto: Cuando por razones de intensa arborización y restricciones de carácter ambiental no se pueda utilizar el cable desnudo, se
realizará el diseño y posterior construcción, utilizando conductor semiaislado, o “red compacta”.
Ubicación de alumbrado público: Se dará cumplimiento a lo establecido en el POT (2000) y el Acuerdo 009/02. 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.
Doble circuito en baja tensión: De manera excepcional se utilizará doble circuito en redes de Baja Tensión, cuando no sea posible atender los clientes lejanos del
transformador dentro de los límites razonables de regulación. Cuando se utilice esta configuración se recomienda el uso de conductor aislado para los dos circuitos (o uso de red trenzada), dada la gran probabilidad de falla por contacto accidental
entre ellos, y como una manera de prevenir accidentes. Sin embargo, se limitará su uso a un máximo dos vanos a partir de la estructura del transformador
1.15 CLASIFICACIÓN DE LAS VÍAS
El Acuerdo Municipal No 116 de 2000 mediante el cual se expidió el Plan de Ordenamiento Territorial de Ibagué establece en su Artículo 207 la clasificación
para el sistema vial urbano de Ibagué, así:
Categoría Nomenclatura
Urbano regionales
Anillos viales Corredores estructurantes
Vías colectoras Vías locales Ciclorutas
Ur
Av Ce
Vc Vl Cr
Tabla 1. 14 Clasificación vial urbano Ibagué
1.15.1 Sistema de Vías Urbano regionales (r)
Se define como el de mayor jerarquía en el nivel urbano actuando como soporte de
la movilidad al interior de la ciudad, cruza el Municipio y garantiza la comunicación con los demás sistemas viales del orden Nacional.
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1.15.2 Anillos de Circulación del Sistema Vial Principal (Av)
Se definen como los estructurantes de la nueva forma urbana propuesta,
contrarrestando la tendencia histórica al crecimiento longitudinal y conformando sectores urbanos concretos que permiten actuaciones integrales.
a. Anillo de consolidación: Crea una circulación Perimetral al centro tradicional y zonas consolidadas aledañas permitiendo la descongestión de flujos de
transporte público y privado.
b. Anillo de Transición. Se desarrolla alrededor del área definida como de
redesarrollo y renovación urbana, facilitando la descongestión interior por la jerarquía de las vías que lo circundan y su conectividad con el sistema vial
urbano.
c. Anillo de Desarrollo. Se crea alrededor de una zona enmarcada por las políticas
de densificación, equipamiento comunal y reconocimiento de evolución, permitiendo su descongestión y conectividad a través de vías colectoras y
locales principalmente.
d. Anillo del salado. Se desarrolla alrededor del sector del Salado tradicional y
además de su función de movilización permite también la conexión con la zona rural.
e. Anillo de Picaleña. Crea una circulación alrededor de la zona teniendo como eje
principal la salida a Bogotá.
f. Anillo del Sur. Se desarrolla alrededor de la zona conservando la zona de
protección del parque del tejar y los nuevos desarrollo que se encuentran previstos.
1.15.3 Sistema de Corredores estructurantes (Ce)
Complementan el Sistema Vial Principal, alimentándolo desde los grandes sectores urbanos.
1.15.4 Sistema de Vías Colectoras (Vc)
Recogen y conducen el tráfico dentro de los sectores urbanos, llevándolo a los corredores estructurantes y los anillos viales.
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1.15.5 Sistema de Vías Locales (Vl)
Conjunto de vías vehiculares y peatonales que garantizan el acceso directo a los
predios. Por sus características estas vías deben ser restringidas para el transporte público y de carga. Se considera como vía paisajística urbana la que conecta los sectores San Jorge, Sorrento y San Antonio. Del Acuerdo 009 de 2002, Capítulo IV:
Mediante este acuerdo, que será tratado más en profundidad en el numeral 2.2.4 se adopta la Normativa de usos del suelo en el Municipio de Ibagué. Se presentan aquí
las secciones de transversales de las vías que se tienen normalizadas a la fecha.
1.15.6 Secciones Mínimas para el Sistema de Vías Locales
Para desarrollos de Vivienda Unifamiliar, Bifamiliar y Trifamiliar.
Figura 1.2. a
Andén Zona Prot.
Ambiental
Calzada
Vehicular
Zona Prot.
Ambiental Andén
l1.25 m
1.25 m 6.00 m 1.25 m 1.25 m
Para desarrollos de Vivienda Multifamiliar. . Figura 1.2 b.
Andén
Zona Prot
Ambiental
Calzada Vehicula
r
Zona Prot
Ambiental Andén
2.00 m 2.00 m 7.00 m 2.00 m 2.00 m
De acuerdo a lo establecido en el parágrafo único del artículo 15 de la Ley
388 de 1997, en desarrollos urbanísticos VIS, niveles 1 y 2, se podrán construir vías locales con la siguiente sección mínima. Figura 1.2.c:
Andén
Zona
Prot Ambient
al
Calzada Vehicular
Zona Prot
Ambiental
Andén
1.00 m 0.50 m 6.00 m 0.50 m 1.00 m
Vías Peatonales
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La sección mínima será de seis metros (6 m.) o superior, conforme a la relación directa con su longitud, determinándose una relación de L/12,
siendo "L" la longitud de construcción sobre la vía peatonal. . Figura 1.2.d.
Circulación Peatonal Zona verde central Circulación Peatonal
1.25 m 3.50 m 1.25 m
a. Sección transversal total pública: 11.00 m
b. Sección transversal total pública: 15.00 m
c. Sección transversal total pública: 9.00 m
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d. sección transversal total pública: 6.00 m
Figura 1.1. Sección transversal total pública: 11.00 m
En el Acuerdo 009/02 igualmente se establece en su sección “Titulo 2. Cesiones” lo correspondiente a la reglamentación de las zonas de cesión, que define como “los
elementos estructurantes de las actuaciones urbanísticas, de acuerdo con lo establecido en el Plan de Ordenamiento Territorial”.
1.15.7 Compatibilización Sistema vial Vs distancias de seguridad RETIE13
Las redes de distribución de energía eléctrica, de acuerdo a lo prescrito en RETIE, deben cumplir con distancias de seguridad mínimas (Véase, Numeral 1.17 del
capítulo I de esta Norma). Con miras a establecer una aproximación al tema, se presenta un análisis elaborado con estructuras típicas y la posible incidencia que,
en su instalación tenga su aplicación. Para el efecto, se toma como referencia la clasificación de vías existente señalada
en el POT de Ibagué, citado en el numeral 1.8.6 de la presente norma.
El presente análisis consistirá en definir las distancias mínimas (para la seguridad de las personas), que inciden de manera directa en la definición de la ruta, para
instalación de estructuras del soporte de las redes de distribución en el interior de la ciudad, y la construcción de redes subterráneas. Finalmente se sacarán algunas conclusiones sobre el uso o no, de los andenes normalizados, y se establecerán
posibles soluciones.
Para el cálculo del ancho mínimo que debe tener un andén, para que pueda albergar una red eléctrica aérea, debe tener en cuenta las siguientes cuatro distancias a partir de la fachada de una construcción:
45 13
Artículo 13º RETIE
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A. Balcón (voladizo, distancia A). Es distancia de protección del poste, su valor
es de 0.60 metros.
B. Distancia de Seguridad Eléctrica (distancia B).Es la distancia horizontal mínima que debe existir entre muros, proyecciones y ventanas y las redes aéreas de energía eléctrica. Esta distancia la establece el RETIE, y para redes
de media tensión de 13,2 ó 34,5 kV es de 2.30 metros.
C. Separación entre la fase y el eje del poste (distancia C). Esta separación depende del tipo de estructura utilizada y del nivel de tensión de la red.
D. Separación entre el eje del poste y el sardinel (distancia D). Esta distancia es la requerida para la protección y cimentación del poste y es de 0.60 metros.
Los criterios para la determinación de las distancias mínimas de andén son los siguientes:
A. El ancho del andén se calculó suponiendo el balcón de una vivienda o edificio
de 0.6 m, y a la misma altura del conductor energizado en media tensión.
B. La distancia del sardinel al eje del poste es de 0.6 m, criterio de seguridad de protección.
C. El análisis se realizó para las estructuras tipo bandera, semibandera, triangular y tangencial para la determinación del ancho mínimo de andén, sin
considerar la existencia del antejardín.
La clasificación de las vías presenta una amplia variabilidad en las longitudes de
andén, que se relaciona en la Tabla No. 1.15.
Categoría Nomenclatura Rango del ancho de anden existente (m)
Urbano Regionales Ur 1.5 a 35
Anillos viales Av 1.25 a 14.5
Corredores
estructurantes Ce 1.5 a 14.5
Vías colectoras Vc 1.5 a 5
Vías locales Vl 1 a 6
Tabla 1. 15. Anchos de andén del POT
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El presente análisis se apoya en estructuras típicas, en disposición horizontal y
triangular de los conductores, y que son de uso frecuente en contextos urbanos. La Tabla No.1.16 presenta el resumen respectivo para cada tipo de estructura.
Código Tipo de
estructura No. de fases
Ejemplo Dimensiones de
la cruceta
1 Triangular 3 532 2,0 m
2 Semibandera 3 523 2,0 m
3 Simétrica 2 o 3 510 2,0 m
4 Triangular 3 P-101 2,0 m
5 Semibandera 3 P-103 2,0 m
6 Bandera 3 603 2,5 m
Tabla 1. 16. Estructuras típicas bajo análisis
Para determinar la longitud de andén mínima necesaria, dado tipos de estructura
triangular, semibandera y simétrica, se tuvieron en cuenta las distancias A, B, C y D definidas con anterioridad, cuyo resumen se presenta en la Tabla No. 1.14. Se puede precisar que la distancia mínima exigida por RETIE demanda que tengan que
proveerse andenes (incluyendo zona dura y zona de protección ambiental ZPA) bastante anchos. Véase igualmente, la Figura No. 1.16.
Código
Ancho del
Balcón
Distancia mínima
de
Seguridad RETIE
Distancia de la
fase al
eje del poste
Distancia
del eje del poste al sardinel
Ancho de
anden de mínimo
acuerdo al
RETIE(m) A(m) B(m) C(m) D(m)
1 0,6 2,3 0,65 0,6 4,15
2 0,6 2,3 0,4 0,6 3,9
3 0,6 2,3 0,9 0,6 4,4
4 0,6 2,3 0,9 0,6 4,4
5 0,6 2,3 0,5 0,6 4
Tabla 1. 17. Ancho de andén mínimo aplicando RETIE
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Figura 1.2. Definición de distancias para andén mínimo. Estructuras códigos 1 a 5
Para la estructura en disposición tipo bandera, (cuya relación de distancias se presenta en la Figura No. 1.7) se obtienen los siguientes resultados, Tabla No. 1.15.
Figura 1.3. Distancias eléctricas estructura en bandera
Código
Ancho del
Balcón
Distancia del
borde del balcón al eje
del poste
Distancia del eje del poste
al sardinel
Ancho de
anden de mínimo
acuerdo al REITE(m) A(m) D(m) E(m)
6 0,6 1,82 0,6 3,02
Tabla 1. 18 Ancho de andén mínimo aplicando RETIE
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1.16 ASPECTOS GENERALES DEL SERVICIO
Las pautas establecidas en este numeral consignan los criterios generales que, sobre proyectos de infraestructura en el sistema de distribución local, deben ser tenidos en cuenta por las diferentes personas responsables, en los términos de la
ley, por la ejecución de los mismos. Los diseñadores con su buen juicio, conocimiento y criterios debe proyectar instalaciones eléctricas confiables y seguras
tanto para los seres humanos, y la vida en general, como para los equipos asociados a ellos y en particular los de la Compañía, estos aspectos deben primar sobre el económico:
A. El servicio de energía solo podrá ser utilizado cuando la Compañía lo autorice,
previo el cumplimiento de todos los requerimientos de carácter técnico, administrativo y comercial por ella definidos, y siguiendo el procedimiento establecido (ver capítulo II de la presente norma).
B. En proyectos de electrificación rural deberá incluirse el diseño de la obra y
montaje de los equipos de medida de los nuevos usuarios del servicio de energía eléctrica. La Compañía, a solicitud del cliente, definirá y realizará el montaje del equipo; igualmente, establecerá esquemas de financiación. El
medidor de energía debe instalarse en el poste más próximo a la vivienda, desde el cual se hará la derivación de la acometida en cable de cobre aislado y
neutro arrollado en espiral alrededor de la fase (concéntrico). Para este tipo de proyectos, se acepta la utilización del sistema de redes BT con cableado en red
abierta.
C. Cuando se requiera la construcción de un proyecto de expansión eléctrica para
la atender el crecimiento de la demanda y la conexión de nuevos usuarios, la Compañía realizará un estudio de factibilidad técnica y financiera, para
determinar si se ajusta a su plan financiero, solo después la expansión podrá ser construida, opcionalmente por el interesado, con el lleno de los requisitos normativos y legales aplicables.
D. Toda instalación tendrá un dispositivo de corte individual del servicio de cada
cliente, a fin de facilitar la labor de corte cuando así lo requiera la Compañía, y a su vez, dificultar y delatar la reconexión no autorizada del servicio. Se especifican los siguientes sistemas de corte:
Casa con acometida aérea o subterránea: desde red aérea de
distribución secundaria, interruptor termomagnético con dispositivo de sello en la misma caja del contador.
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Edificios de apartamentos con red aérea y acometida subterránea: Debe instalarse un Interruptor (Breaker) termomagnético en el tablero, antes
del barraje, como protección general de todas las cuentas e interruptores termomagnéticos con sistema de bloqueo mecánico después de los contadores para cada cuenta. De acuerdo a la sección 230-71 de la NTC
2050.
E. El diseño de la medida del consumo de energía y/o potencia asegurará la veracidad y exactitud de la misma, dentro de los rangos establecidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y por la Compañía, para lo
cual sólo se aceptarán equipos de medida debidamente homologados y verificados por bancos de prueba de la compañía acreditados ante la
Superintendencia de Industria y Comercio.
F. La Compañía autorizará previo estudio de factibilidad de servicio, la conexión
en 34, 5 kV de cargas superiores a 450kW (500 KVA) de acuerdo con lo establecido en el Numeral 1.8.4.
G. La Compañía cumplirá con lo establecido en el Reglamento de Distribución de
la CREG, en lo referente al sobredimensionamiento de las redes de uso
general, y remuneración o compra de activos eléctricos que sean instalados por terceros en su sistema de distribución.
H. Las conexiones de servicio que se hagan sin la debida autorización de la
Compañía, serán sancionadas de acuerdo a lo previsto en la Resoluciones de la CREG, sin perjuicio de las sanciones por responsabilidad civil o penal previstas por la Ley.
I. La conexión de bancos de condensadores y reactores por Clientes al sistema
de distribución, dada la posibilidad de afectar su operación, deberá ser aprobada previamente por la Compañía. Se deberá suministrar la información de las características técnicas de las inductancias o capacitancias, y si fuese
necesario, las de las redes del Cliente.14
J. La Compañía y sus clientes (usuarios) darán cumplimiento a lo establecido por la ley 142 de 1994.
50 14 Numeral 4.2.4 Res. 070/98
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1.17 DISTANCIAS SEGURIDAD
En las siguientes tablas del RETIE se presentan las distancias verticales y
horizontales recomendadas. Todas las tensiones dadas en estas tablas son tensiones entre fases, para circuitos puestos a tierra sólidamente y otros circuitos en los que se tenga un tiempo despeje de falla a tierra acorde con lo establecido en
el RETIE.
“Todas la distancias de seguridad deberán ser medidas de superficie a superficie y todos los espacios deberán ser medidos de centro a centro. Para la medición de distancias de seguridad, los accesorios metálicos normalmente energizados son
considerados como parte de los conductores de línea. Las bases metálicas de los terminales del cable y los dispositivos similares deben ser considerados como parte
de la estructura de soporte. Los conductores denominados cubiertos o semiaislados y sin pantalla, es decir, con
un recubrimiento que no esté certificado para ofrecer el aislamiento en media tensión (niveles 13,2 y 34,5 kV), deben ser considerados conductores desnudos
para todo requerimiento de distancias de seguridad, ya que realmente no son conductores aislados, salvo en el espacio comprendido entre fases del mismo o diferente circuito, que puede ser reducido por debajo de los requerimientos para los
conductores expuestos cuando la cubierta del conductor proporciona rigidez dieléctrica para limitar la posibilidad de la ocurrencia de un cortocircuito o de una
falla a tierra. Cuando se reduzcan las distancias entre fases, se deben utilizar separadores para mantener el espacio entre ellos.
Nota 1: Las distancias de seguridad establecidas en las siguientes tablas, aplican a conductores desnudos.
Nota 2: En el caso de tensiones mayores a 57,5 kV entre fases, las distancias de
seguridad especificadas en las tablas se incrementarán en un 3% por cada 300 m que sobrepasen los 1000 metros sobre el nivel del mar.
Nota 3: Las distancias verticales se toman siempre desde el punto energizado más cercano al lugar de posible contacto.
Nota 4: Las distancias horizontales se toman desde la fase más cercana al sitio de posible contacto.
Nota 5: Si se tiene una instalación con una tensión diferente a las contempladas en
el RETIE, debe cumplirse el requisito exigido para la tensión inmediatamente superior.
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Nota 6: Cuando los edificios, chimeneas, antenas o tanques u otras instalaciones elevadas no requieran algún tipo de mantenimiento, como pintura, limpieza,
cambio de partes o trabajo de personas cerca a los conductores, o si se emplea cable aislado, la distancia horizontal (b) puede ser reducida en 0,6 metros.
Nota 7: Un techo, balcón o área es considerado fácilmente accesible para los peatones si éste puede ser alcanzado de manera casual a través de una puerta,
rampa, ventana, escalera o una escalera a mano permanentemente utilizada por una persona, a pie, alguien que no despliega ningún esfuerzo físico extraordinario ni emplea ningún instrumento o dispositivo especial para tener acceso a éstos. No
se considera un medio de acceso a una escalera permanentemente utilizada si es que su peldaño más bajo mide 2,45 m o más desde el nivel del piso u otra
superficie accesible permanentemente instalada. Nota 8: Si se tiene un tendido aéreo con cable aislado y con pantalla, no se aplican
estas distancias. No se aplica para conductores aislados para Baja Tensión.
Nota 9: Se permite el montaje de conductores de una red de menor tensión por encima de una de mayor tensión de manera experimental, siempre y cuando se documente el caso y se efectúe bajo supervisión autorizada y calificada,
responsable de su control y en los conductores de mayor tensión se coloquen avisos visibles con la leyenda “peligro Alta tensión”. No se aplica a líneas de alta y
extra alta tensión
Nota 10: En techos metálicos cercanos y en casos de redes de conducción que van paralelas o que cruzan las líneas de media, alta y extra alta tensión, se debe verificar que las tensiones inducidas no presenten peligro o no afecten su
funcionamiento.
Nota 11: Donde el espacio disponible no permita cumplir las distancias horizontales de la tabla 1.10.1, la separación se puede reducir en 0.6 metros siempre que los conductores, empalmes y herrajes tengan una cubierta que proporcione suficiente
rigidez dieléctrica para limitar la probabilidad de falla a tierra en caso de contacto momentáneo con una estructura o edificio. Adicionalmente debe tener una
configuración compacta con espaciadores y una señalización que indique que es cable no aislado.
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1.17.1 Distancias Mínimas De Seguridad En Zonas Con
Construcciones
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES
Descripción Tensión
nominal entre
fases (kV)
Distancia (m)
Distancia vertical “a” sobre techos y proyecciones de difícil
acceso a personas. (Figura 1.5)
44/34,5/33 3,8
13,8/13,2/11,4/
7,6
3,8
<1 0.45
Distancia horizontal “b” a muros, proyecciones, ventanas y
diferentes áreas independientemente de la facilidad de accesibilidad de
personas. (Figura 1.5)
115/110 2,8
66/57,5 2,5
44/34,5/33 2,3
13,8/13,2/11,4/7,6
2,3
<1 1,7
Distancia vertical “c” sobre o debajo de balcones o techos de
fácil acceso a personas, y sobre techos accesibles a vehículos de
máximo 2,45 m de altura. (Figura 1.5)
44/34,5/33 4,1
13,8/13,2/11,4/7,6
4,1
<1 3,5
Distancia vertical “d” a
carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a
tráfico vehicular. (Figura 1.5)
500 8,6
230/220 6,8
115/110 6,1
66/57,5 5,8
44/34,5/33 5,6
13,8/13,2/11,4/7,6
5,6
<1 5
Tabla 1. 19 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones
Nota: Para redes públicas o de uso general no será permitida la construcción de edificaciones debajo de las redes, en caso de presentarse tal situación la Compañía
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informará a las autoridades competentes para que se tomen las medidas
pertinentes. Tampoco será permitida la construcción de redes para uso público por encima de las edificaciones.
Figura 1. 4 Distancias de seguridad zonas con construcciones (Figura 5 del RETIE)
1.17.2 Distancias Mínimas de Seguridad para diferentes situaciones
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
Descripción Tensión
nominal entre
fases (kV)
Distancia (m)
Distancia mínima al suelo “d” en cruces con carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas
sujetas a tráfico vehicular (Figura 1.6).
500 11,5
230/220 8,5
115/110 6,1
66/57,5 5,8
44/34,5/33 5,6
13,8/13,2/11,4/7,6
5,6
<1 5
Cruce de líneas aéreas de baja
tensión en grandes avenidas.
<1 5,6
Distancia mínima al suelo “d1” desde líneas que recorren avenidas,
500 11,5
230/220 8,0
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DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
Descripción
Tensión
nominal entre fases (kV)
Distancia
(m)
carreteras y calles (Figura 1.6) 115/110 6,1
66/57,5 5,8
44/34,5/33 5,6
13,8/13,2/11,4/7,6
5,6
<1 5
Distancia mínima al suelo “d” en bosques, áreas cultivadas, pastos,
huertos, etc.
500 8,6
230/220 6,8
115/110 6,1
66/57,5 5,8
44/34,5/33 5,6
13,8/13,2/11,4/7,6
5,6
<1 5
Distancia mínima al suelo “e” en
cruces con ferrocarriles sin electrificar o funiculares. (Figura
1.7)
500 11,1
230/220 9,3
115/110 8,6
66/57,5 8,3
44/34,5/33 8,1
13,8/13,2/11,4/7
,6
8,1
<1 7,5
Tabla 1. 20 Distancias mínimas de seguridad. (Tabla 16 del RETIE)
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Figura 1. 5 Distancias “d” y “d1” en cruce y recorridos de vías.
Figura 1. 6 Distancia “e” en cruces con ferrocarriles sin electrificar.
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
Descripción
Tensión
nominal entre fases (kV)
Distancia (m)
Distancia vertical “f” en cruce con ferrocarriles electrificados, tranvías
y trole-buses (Figura 1.8)
500 4,8
230/220 3,0
115/110 2,3
66/57,5 2,0
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44/34,5/33 1,8
13,8/13,2/11,4/7
,6 1,8
<1 1,2
Distancia vertical “g” en cruce con
ríos, canales navegables o flotantes adecuados para embarcaciones con altura superior
a 2 m y menor de 7 m. (Figura 1.9)
500 12,9
230/220 11,3
115/110 10,6
66/57,5 10,4
44/34,5/33 10,2
13,8/13,2/11,4/7
,6 10,2
<1 9,6
Distancia vertical “g” en cruce con ríos, canales navegables o flotantes, no adecuadas para
embarcaciones con altura mayor a 2 m. (Figura 1.9)
500 7,9
230/220 6,3
115/110 5,6
66/57,5 5,4
44/34,5/33 5,2
13,8/13,2/11,4/7,6
5,2
<1 4,6
Tabla 1. 21. Distancias mínimas de seguridad (Tabla 16 RETIE)
Figura 1. 7 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. (Figura 8 RETIE)
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Figura 1. 8 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. (Figura 8 RETIE)
DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD
Descripción Tensión nominal
entre fases (kV)
Distancia
(m)
Distancia vertical al piso en cruce
por campos deportivos abiertos.
500 14,6
230/220 12,8
115/110 12
66/57,5 12
44/34,5/33 12
13,8/13,2/11,4/7,6
12
<1 12
Distancia horizontal en cruce por
campos deportivos abiertos.
500 11,1
230/220 9.3
115/110 7
66/57,5 7
44/34,5/33 7
13,8/13,2/11,4/7,6
7
<1 7
Tabla 1. 22. Distancias mínimas de seguridad para diferentes lugares y situaciones
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1.17.3 Distancias mínimas de Seguridad en Cruces de Líneas
DISTANCIAS EN METROS
Tensión Nominal
(kV) entre
Fases de la Línea Superior
500 4,8 4,2 4,2 4,2 4,3 4,3 4,6 5,3 7,1
230/220 3 2,4 2,4 2,4 2,5 2,6 2,9 3,6
115/110 2,3 1,7 1,7 1,7 1,8 1,9 2,2
66 2 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5
57,5 1,9 1,3 1,3 1,3 1,4
44/34,5/33 1,8 1,2 1,2 1,3
13,8/13,2/11,4/7,6
1,8 1,2 1,2
<1 1,2 0,6
Comunicaciones 0,6
Comuni
cación. <1
13,8/ 13,2/
11,4/ 7,6
44/ 34,5
/ 33
57,
5 66
115
/ 110
230/
220 500
Tensión Nominal (kV) entre Fases de la Línea Inferior
Tabla 1. 23. Distancias verticales mínimas en vanos con líneas de diferentes tensiones (Tabla 17 RETIE)
Nota: La línea de menor nivel de tensión e debe estar a menor altura Excepción: Se podrá permitir el montaje de conductores de baja tensión en niveles
superiores o iguales a los conductores de media tensión, a nivel de investigación, solo si los conductores de media tensión están debidamente identificados y
señalizados con la leyenda PELIGRO ALTA TENSIÓN, estén monitoreados periódicamente por personas calificadas y el propietario de la instalación o quien este delegue, se responsabilice de los efectos que la instalación pueda causar con
esta configuración.
1.17.4 Distancias mínimas entre conductores en la misma estructura
Los conductores sobre apoyos fijos, deben tener distancias horizontales y verticales, entre uno y otro, no menores al valor requerido en las Tablas 1.21 y 1.22. Todos los
valores son válidos hasta 1000 metros sobre el nivel del mar; para mayores alturas, debe aplicarse el factor de corrección por altura. Cuando se tienen conductores de diferentes circuitos, la tensión considerada debe ser la tensión fase-tierra del
circuito de más alta tensión o la diferencia fasorial entre los conductores considerados.
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Cuando se utilicen aisladores de suspensión y su movimiento no esté limitado, la
distancia horizontal de seguridad entre los conductores deberá incrementarse de tal forma que la cadena de aisladores pueda moverse transversalmente hasta su
máximo ángulo de balanceo de diseño sin reducir los valores indicados en la Tabla 1.21. El desplazamiento de los conductores deberá incluir la deflexión de estructuras flexibles y accesorios, cuando dicha deflexión pueda reducir la distancia
horizontal de seguridad entre los conductores.
Clase de circuito y tensión entre los conductores considerados
Distancias horizontales de seguridad (cm)
Conductores de comunicación expuestos
15 (1) 7,5 (2)
Alimentadores de vias férreas 0 a 750 V No. 4/0 AWG o mayor
calibre. 0 a 750 V calibre menor de No. 4/0
AWG Entre 750 V y 8,7 kV.
15 30
30
Conductores de suministro del mismo circuito. 0 a 8,7 kV
Entre 8,7 y 50 kV
30
30 más 1 cm por kV sobre
8,7 kV
Conductores de suministro de
diferente circuito (3) 0 a 8,7 kV
Entre 8,7 y 50 kV
30 30 más 1 cm por kV sobre
8,7 kV 72,5 más 1 cm por kV sobre
Tabla 1. 24. Distancia horizontal entre conductores soportados en la misma estructura de apoyo (Tabla 18 RETIE)
1. No se aplica en los puntos de transposición de conductores.
2. Permitido donde se ha usado regularmente espaciamiento entre pines, menor a 15 cm. No se aplica en los puntos de transposición de conductores.
3. Para las tensiones que excedan los 57,5 kV, la distancia de seguridad deberá
ser incrementada en un 3% por cada 300 m en exceso de 1000 metros sobre el nivel del mar.
4. Todas las distancias de seguridad para tensiones mayores de 50 kV se basarán en la máxima tensión de operación.
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CONDUCTORES A MAYOR ALTURA
CONDUCTORES DE SUMINISTRO A LA
INTEMPERIE (TENSIÓN EN
kv)
HASTA 1
kv
ENTRE 7,6 Y 66
kv
Conductores y cables a
menor altura
Conductores y cables de
comunicación.
0.4
0.4
0.4 más 0,01 m por kV sobre 7,6
kV. 0.4 más 0,01 m
por kV sobre 7,6 kV.
a. Localizados en el
apoyo de empresa de comunicaciones.
b. Localizados en el apoyo
de empresa de energía.
Conductores de
suministro eléctrico a la intemperie
Hasta 1 kV 0,4 0.4 más 0,01 m por kV sobre 7,6
kV
Entre 1 kV y 7,6 kV
No permitido
0.4 más 0,01 m por kV sobre 7,6
kV
Entre 11,4
kV y 34,5 kV
No
permitido
0.6 más 0,01 m
por kV sobre 7,6 kV
Entre 44 kV y 66 kV
No permitido
0.6 más 0,01 m por kV sobre 7,6
kV
Tabla 1. 25. Distancia vertical mínima en metros entre conductores sobre la misma estructura (Tabla 19 RETIE)
Nota 1: La línea de menor nivel de tensión siempre debe estar a menor altura, salvo cuando se use la excepción en las condiciones planteadas para la nota de la tabla 17.
Nota 2: Cuando se trate de circuitos de diferentes empresas las distancias de seguridad se debe aumentar en 0,6 m.
Nota 3: Estas distancias son para circuitos de una misma empresa operadora. Para circuitos de diferentes empresas la distancia se debe aumentar en 0,6 m.
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1.17.5 Distancias de seguridad entre conductores
La distancia máxima entre conductores, debe tener en cuenta el efecto del viento
para evitar que los conductores lleguen a acercarse hasta el punto en que se produzcan fallas. La distancia mínima puede calcularse con la siguiente fórmula:
ALFke
Donde, e: Separación entre conductores, en metros
K: 0.75 disposición vertical, 0.61 disposición horizontal F: Flecha máxima, en metros
L: Longitud de la cadena de aisladores de suspensión en metros. En caso de que los conductores estén soportados en aisladores de espigo o en estructuras terminales y de retención L=0.
A: V/150 V: Voltaje entre fases en kV
Para alturas mayores a 1000 m, es necesario tener en cuenta la reducción de rigidez dieléctrica del aire según la siguiente ecuación:
r
hF
ee
Donde, eh: Separación entre conductores en m, corregida en función de la altura sobre el
nivel del mar. Fr: Factor de reducción de la rigidez dieléctrica del aire, de acuerdo a la Tabla 1.23 e: Separación entre conductores, en metros
Altura sobre el nivel del mar
(m)
Factor de reducción por rigidez dieléctrica del aire
(Fr)
1000 1.00
1200 0.98
1500 0.95
1800 0.92
2000 0.90
2400 0.86
2500 0.85
3000 0.80
3500 0.76
Tabla 1. 26. Factores de reducción de rigidez dieléctrica.
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1.17.6 Distancias de seguridad a luminarias de alumbrado
público
La distancia normalizada entre el punto de fijación del brazo de luminaria y el extremo superior de un poste (en el cual se ubica simultáneamente la red M.T.) de concreto de 12 metros será como mínimo de 2.0 metros.
Sin embargo, ante la concurrencia de factores que impidan que tal distancia pueda
ser mantenida, es necesario tener en cuenta la siguiente consideración: RETIE en su Artículo 13 (Distancias de seguridad)15 establece en la Tabla 20 (Límites de aproximación a partes energizadas de equipos) lo siguiente:
Tensión
Nominal del
sistema (fase-fase)
Límite de
aproximación seguro (m)
Límite de
aproximación restringida
(m)
Límite de
aproximación Técnica (m)
Parte móvil
expuesta
Parte fija
expuesta
751 V-15
kV 3.00 1.5 0.66 0.18
15,1 kV-
36 kV 3.00 1.80 0.78 0.25
Tabla 1. 27. Límites de aproximación a partes energizadas de equipos
Donde se puede observar que las distancias de aproximación restringida, que
incluye movimientos involuntarios del personal calificado, son aquellos límites máximos a los cuales pueden mantenerse los operarios en labores operativas. La distancia de aproximación técnica correspondería a las distancias mínimas
eléctricas.
Por lo tanto: Las luminarias deben quedar ubicadas, como máximo, a la distancias de aproximación restringida de que trata la tabla citada, para los niveles de tensión implicados.
1.18 PLAZOS PARA CORREGIR DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE
POTENCIA SUMINISTRADA Deficiencias imputables al Operador de Red
63 15 En su versión modificada: Resolución 181294 (06/08/2008) MINMINAS.
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Según la resolución GREG 070/98, en su numeral 6.2.2, el operador de red (OR)
tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles para corregir las deficiencias en la Calidad de Potencia Suministrada,
La calidad de potencia entregada se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables y la forma de las ondas de tensión y corriente.
Como indicadores de la calidad de potencia suministrada se tienen:
Frecuencia y tensión Contenido de armónicos de las ondas Flicker (variaciones bruscas de tensión, p.e. hornos de arco)
Factor de potencia Transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de tensión
Deficiencias imputables al Cliente Según la misma Resolución (numeral 6.2.2) cuando las deficiencias se deban a la
carga de un Usuario conectado al Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL), el operador de Red (OR), como responsable de
la Calidad de Potencia, le dará un plazo de treinta (30) días hábiles al Usuario para la solución del problema. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR debe desconectar al Usuario respectivo, informando a la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) con dos (2) días hábiles de anticipación al corte.
1.19 REGLAS DE ORO16
A. Probar la ausencia de tensión. B. Siempre se debe conectar a tierra y en cortocircuito como requisito previo a
la iniciación del trabajo. C. En tanto no estén efectivamente puestos a tierra, todos los conductores o
partes del circuito se consideran como si estuvieran energizados a su tensión nominal.
D. Los equipos de puesta a tierra se deben manejar con pértigas aisladas,
conservando las distancias de seguridad respecto a los conductores, en tanto no se complete la instalación.
E. Para su instalación, el equipo se conecta primero a tierra y después a los conductores que van a ser puestos a tierra, para su desconexión se procede a la inversa.
F. Los conectores se deben colocar firmemente, evitando que puedan desprenderse o aflojarse durante el desarrollo del trabajo.
64 16 Numeral 19.5 “Reglas de oro de seguridad” RETIE
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G. Los equipos de puesta a tierra se conectarán a todos los conductores, equipos
o puntos que puedan adquirir potencial durante el trabajo. H. Cuando la estructura o apoyo tenga su propia puesta a tierra, se conecta a
ésta. Cuando vaya a “abrirse” un conductor o circuito, se colocarán tierras en ambos lados.
I. Cuando dos o más trabajadores o cuadrillas laboren en lugares distintos de
las mismas líneas o equipo, serán responsables de la colocación y retiro de los equipos de puesta a tierra en sus lugares de trabajo correspondientes.
J. En general, siempre que se trabaje en líneas desenergizadas o líneas sin tensión, se deben cumplir las siguientes “reglas de oro”:
K. Efectuar el corte visible de todas las fuentes de tensión, mediante
interruptores y seccionadores, de forma que se asegure la imposibilidad de su cierre intempestivo. En aquellos aparatos en que el corte no pueda ser
visible, debe existir un dispositivo que garantice que el corte sea efectivo. L. Condenación o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte. Señalización
en el mando de los aparatos indicando “No energizar” o “prohibido
maniobrar” y retirar los portafusibles de los cortacircuitos. M. Se llama “condenación o bloqueo” de un aparato de maniobra al conjunto de
operaciones destinadas a impedir la maniobra de dicho aparato, manteniéndolo en una posición determinada.
N. Verificar ausencia de tensión en cada una de las fases, con el detector de tensión, el cual debe probarse antes y después de cada utilización.
RESOLUCION No.18 -1294 DE AGOSTO 06 DE 2008 Página 111 de 164 Continuación Anexo General Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas -
RETIE O. Puesta a tierra y en cortocircuito de todas las posibles fuentes de tensión que
incidan en la zona de trabajo. Es la operación de unir entre sí todas las fases
de una instalación, mediante un puente equipotencial de sección adecuada, que previamente ha sido conectado a tierra.
P. Señalizar y delimitar la zona de trabajo. Es la operación de indicar mediante carteles con frases o símbolos el mensaje que debe cumplirse para prevenir el riesgo de accidente.
1.20 REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE LAS NORMAS
Las Normas constituyen un aporte de unificación y complementación de criterios en los procesos de diseño, construcción y expansión del sistema de distribución local y redes de distribución hasta el nivel de M.T.
Para tal fin, se estableció esta Norma, y es la Compañía la entidad encargada de
liderar todos los temas que atañen a su contenido, aplicación y actualización.
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Se podrán recibir solicitudes para modificación, por medio del formato (ver figura 1.9). La Compañía lo evaluará y tomará la decisión final.
Dependiendo de la naturaleza del tema, la Compañía lo someterá a criterio del Comité de Nomas de la Compañía, en los casos a que este se refiera a alteraciones
en las condiciones físicas del espacio público que sean de injerencia del POT, o en otros casos, podrá contar con su propio criterio para la adopción de la modificación
objeto de la solicitud.
Cuando las propuestas no sean consideradas, el Comité manifestará al interesado las razones que ameriten, para explicar la razón de la no aceptación, en forma escrita. En este caso se podrán sugerir modificaciones a la propuesta original para una posterior revisión.
Una vez las modificaciones a la Norma sean aprobadas, se dispondrá de los medios para su publicación, y hacer efectivo su cumplimiento. Para esto La Compañía
mantendrá el inventario de las modificaciones que el Comité o ella misma aprueben a través de una página informativa en Internet, donde los usuarios de las Normas también podrán enterarse y consultar fechas de aprobación, descripciones,
resúmenes y estado de evolución de las solicitudes.
Las versiones de la Norma, anteriores a cualquier modificación deberán por lo menos ser archivadas en medio óptico, con la finalidad de servir como antecedentes de desarrollo y evolución.
Los volúmenes de estas Normas deben ser adquiridos en la Compañía, el cual
mantendrá una base de datos de quienes han recibido oficialmente los volúmenes, los cuales serán informados de las modificaciones para que adquieran la última versión.
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FORMULARIO PARA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DE LA NORMA
1. NOMBRE DEL SOLICITANTE:
2. DIRECCIÓN, TELÉFONO / FAX, E-MAIL:
3. TIPO DE SOLICITUD:
A) MODIFICACIÓN EQUIPOS
B) NUEVAS NECESIDADES
C) NUEVAS TECNOLOGÍAS
D) NUEVOS SISTEMAS CONSTRUCTIVOS, ESTRUCTURALES, PROTECCIÒN
4. DESCRIPCIÓN
5. CAPITULO(S)
6. ANEXOS
7. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
8. CERTIFICADOS DE CONFORMIDAD DE LOS EQUIPOS
9. OTROS
10. NORMAS SOPORTE
FIGURA 1.9 formulario para la solicitud de modificación de la norma