NORMA DE DISEÑO DE REDES_EBSA

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica

CÓDIGO: VERSIÓN: 1 ELABORACIÓN: 26/11/2008 PÁGINA: 1 de 170

TABLA DE CONTENIDO

LISTA DE TABLAS ........................................................................................................... 8

LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................... 11

PARTE I .......................................................................................................................... 12 1 2

ANTECEDENTES Y ALCANCE............................................................................ 12 1.1 ANTECEDENTES ANTECEDENTES ..................................................................................... 12 1.2 ALCANCE ................................................................................................. 12 SIGLAS, DEFINICIONES Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA........................... 12 2.1 SIGLAS..................................................................................................... 12 2.2 DEFINICIONES ........................................................................................ 13

PARTE II ..................................................................................................................... - 26 3

DISEÑO ELÉCTRICO EN MEDIA TENSIÓN .................................................... - 26 3.1 SELECCIÓN DE CONDUCTORES CONDUCTORES ....................................................... - 26 3.1.1 Tipo de servicio .............................................................. - 26 3.1.1.1 Niveles de tensión ................................... - 26 3.1.1.2 Configuración de circuitos........................ - 26 3.1.1.3 Conexión a redes de media tensión ........ - 26 3.1.2 Tecnologías, Tecnologías, aplicaciones y calibres .............................. ............ .................. - 27 3.1.2.1 Tecnologías Tecnologías permitidas............................ - 27 3.1.2.2 Aplicaciones permitidas ........................... - 27 3.1.2.3 Aislamiento .............................................. - 27 3.1.2.4 Proceso de manufactura y requisitos ....... - 28 3.1.2.5 Consideraciones Consideraciones de tipo constructivo....... - 28 3.1.2.6 Criterios de selección y calibres mínimos - 28 3.1.3 Capacidad de corriente .................................................. - 29 3.1.4 Regulación de tensión t ensión .................................................... - 31 3.1.5 Pérdidas de potencia y energía ...................................... - 32 3.2 SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PROTECCIONES....................... - 34 3.2.1 Protección contra sobrecorrientes .................................. - 34 3.2.1.1 Consideraciones Consideraciones generales ..................... - 34 3.2.1.2 Elementos de protección contra sobrecorrientes sobrecorrientes............................................................... - 34 -



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3.2.1.3 Coordinación entre elementos de protección contra sobrecorrientes .................................................... - 34 3.2.1.4 Consideraciones Consideraciones adicionales ................... - 36 3.2.2 Protección contra sobretensiones................................... sobretensiones................................... - 36 3.2.2.1 Consideraciones Consideraciones generales ..................... - 36 3.2.2.2 Elementos de protección contra sobretensiones sobretensiones ............................................................... - 36 3.2.2.3 Proceso de manufactura.......................... - 36 3.2.2.4 Selección de descargadores de sobretensiones sobretensiones ............................................................... - 37 3.2.2.5 Conexión e instalación de descargadores de sobretensiones sobretensiones ............................................................... - 38 3.2.2.6 Márgenes de protección .......................... - 38 3.2.2.7 Consideraciones Consideraciones adicionales ................... - 38 3.3 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO.................................................... AISLAMIENTO.................................................... - 39 3.3.1 Generalidades Generalidades ................................................................ - 39 3.3.2 Aisladores ...................................................................... - 39 3.3.2.1 Tipos y selección de aisladores ............... - 39 3.3.2.2 Distancias mínimas de fuga ..................... - 39 3.3.3 Distancias de seguridad ................................................. - 40 3.3.4 Distancias con respecto a conductores de puesta a tierra - 44 3.3.5 Trabajos en proximidades de redes en media tensión .... - 44 3.4 CABLES DE GUARDA .......................................................................... - 45 3.5 PUESTA A TIERRA............................................................................... - 45 DISEÑO MECÁNICO........................................................................................ - 45 4.1 HIPÓTESIS DE DISEÑO....................................................................... - 45 4.1.1 Hipótesis de velocidad de viento máximo ....................... - 45 4.1.2 Hipótesis de temperatura temperatura mínima ................................... - 46 4.1.3 Hipótesis de condición diaria .......................................... - 46 4.1.4 Hipótesis de temperatura máxima ambiente................................. - 46 4.2 CÁLCULO DE VANOS .......................................................................... - 48 4.2.1 Vano regulador ............................................................... - 48 4.2.2 Vano máximo ................................................................. - 48 4.2.3 Vano crítico .................................................................... - 49 4.2.4 Vano peso ...................................................................... - 50 4.2.5 Vano viento .................................................................... - 50 4.3 PLANTILLADO PLANTILLADO...................................................................................... - 51 4.3.1 Selección de la ruta ........................................................ - 51 4.3.2 Proceso de plantillado .................................................... - 51 4.3.3 Cálculo de flechas .......................................................... - 52 4.3.4 Curvas de tendido .......................................................... - 53 4.3.5 Consideraciones entre el vano regulador supuesto y el vano regulador real - 53 4.4 ESFUERZOS ........................................................................................ - 53 4.4.1 Consideraciones Consideraciones generales sobre esfuerzos esfuerzos .................. - 53 4.4.2 Esfuerzos debidos al viento............................................ - 53 -



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4.4.3 Esfuerzos longitudinales................................................. - 58 4.4.4 Esfuerzos por cambio de dirección de la línea................ - 60 4.4.5 Esfuerzos por levantamiento .......................................... .......................................... - 61 4.4.6 Esfuerzos verticales ....................................................... - 61 4.5 CONDICIONES DE CARGA PARA LAS ESTRUCTURAS..................... ESTRUCTURAS..................... - 61 4.5.1 Condición normal ........................................................... - 61 4.5.2 Condición anormal ......................................................... - 61 4.5.3 Condición de montaje..................................................... - 62 4.6 MOMENTOS EN LAS ESTRUCTURAS Y CURVAS DE UTILIZACIÓN . - 62 4.6.1 Factores de seguridad.................................................... - 62 4.6.2 Momento resistente de la estructura............................... - 63 4.6.3 Longitud de empotramiento empotramiento ............................................ - 63 4.6.4 Momento por presión del viento sobre la estructura ....... - 63 4.6.5 Momento por esfuerzos de cambio de dirección de la línea .. 64 4.6.6 Curvas de utilización ...................................................... - 64 4.7 TEMPLETES Y/O RETENIDAS RETENIDAS ............................................................. - 65 4.7.1 Cálculo del templete y/o retenida.................................... - 66 4.7.2 Tipos .............................................................................. - 67 4.8 CONSIDERACIONES SÍSMICAS ......................................................... - 67 4.8.1 Cimentaciones Cimentaciones................................................................ - 68 CONSTRUCCIÓN DE REDES EN MEDIA TENSIÓN ....................................... - 70 5.1 REDES AÉREAS .................................................................................. - 71 5.1.1 Consideraciones Consideraciones generales ............................................ - 71 5.1.2 Templetes y/o retenidas ................................................. - 73 5.1.3 Conectores..................................................................... - 76 5.1.4 Empalmes ...................................................................... ...................................................................... - 76 5.1.5 Cimentaciones Cimentaciones................................................................ - 76 5.1.6 Puesta a tierra ................................................................ - 76 5.1.7 Riego y tendido de conductores ..................................... - 77 5.1.8 Conexión de fases.......................................................... - 77 5.1.9 Servidumbres ................................................................. - 78 5.2 REDES SUBTERRÁNEAS SUBTERRÁNEAS .................................................................... - 78 5.2.1 Consideraciones Consideraciones generales ............................................ - 78 5.2.2 Canalizaciones Canalizaciones ............................................................... ............................................................... - 78 5.2.2.1 Dimensiones............................................ - 79 5.2.2.2 Materiales ................................................ - 79 5.2.3 Ductos ............................................................................ - 79 5.2.4 Cajas de inspecció i nspecciónn ....................................................... - 80 5.2.5 CONECTORES PREMOLDEADOS ......................................... - 81 5.2.6 PUESTA A TIERRA ............................................................. - 82 5.2.7 INSTALACIÓN DE CONDUCTORES ....................................... - 82 5.2.8 RÓTULOS ........................................................................ - 83 -



PARTE III .................................................................................................................... - 84 6

DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES ...................................... - 84 6.1 CONSIDERACIONES GENERALES ..................................................... - 84 6.2 NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADOS ........................................... - 84 6.3 SUBESTACIONES AÉREAS ................................................................ - 84 6.3.1 Requisitos generales ...................................................... - 84 6.3.2 Equipo de protección y equipo de maniobra ................... - 84 6.3.3 Puesta a tierra ................................................................ - 85 6.3.4 Aspectos constructivos ................................................... - 85 6.4 SUBESTACIONES EN EXTERIORES CON TRANSFORMADOR SOBRE PEDESTAL O RIELES...................................................................................... - 86 6.4.1 Requisitos generales ...................................................... - 86 6.4.2 Equipo de protección y equipo de maniobra ................... - 86 6.4.3 Puesta a tierra ................................................................ - 86 6.4.4 Protección contra descargas atmosféricas ..................... - 87 6.4.5 Diseño de barrajes ......................................................... - 87 6.4.5.1 Diseño eléctrico de barrajes .................... - 87 6.4.5.2 Diseño mecánico de barrajes................... - 88 6.4.6 Diseño mecánico de pórticos y estructuras .................... - 88 6.4.7 Diseño mecánico de aisladores y herrajes ..................... - 88 6.4.8 Cimentaciones para transformadores y equipos............. - 88 6.4.9 Aspectos constructivos ................................................... - 88 6.5 SUBESTACIONES CAPSULADAS ....................................................... - 89 6.5.1 Requisitos generales ...................................................... - 89 6.5.1.1 Subestaciones en bóveda........................ - 89 6.5.1.2 Subestaciones en celdas ......................... - 90 6.5.2 Equipo de protección y equipo de maniobra ................... - 90 6.5.3 Puesta a tierra ................................................................ - 90 6.5.4 Aspectos constructivos ................................................... - 91 6.6 SUBESTACIONES TIPO “PAD- MOUNTED” ........................................ - 92 6.6.1 Requisitos generales ...................................................... - 92 6.6.2 Equipo de protección y equipo de maniobra ................... - 92 6.6.3 Puesta a tierra ................................................................ - 92 6.6.4 Aspectos constructivos ................................................... - 92 6.7 SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES....................... - 93 6.7.1 Protección de transformadores....................................... - 93 6.7.1.1 Protección contra sobrecorrientes ........... - 93 6.7.1.2 Protección contra sobretensiones ............ - 94 6.7.1.3 Consideraciones adicionales sobre la protección de transformadores ....................................... - 94 6.7.2 Protección de circuitos ................................................... - 95 6.8 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA... - 95 6.8.1 Requisitos generales ...................................................... - 95 6.8.2 Parámetros de diseño .................................................... - 96 6.8.3 Metodología de diseño ................................................... - 97 6.9 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ................... - 98 -



6.9.1 Protección con cables de guarda.................................... - 98 6.9.2 Protección con mástiles y puntas ................................... - 98 6.9.3 Diseño del sistema de apantallamiento .......................... - 99 6.10 NIVELES DE AISLAMIENTO ................................................................ - 99 6.11 REQUISITOS PARA DIMENSIONAMIENTO, INSTALACIÓN Y CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES ............................................................................ - 100 6.12 PLANTAS DE EMERGENCIA ............................................................. - 102 PARTE IV .................................................................................................................. - 104 7.

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DISEÑO DE REDES DE BAJA TENSIÓN ....................................................... - 104 7.1 ASPECTOS GENERALES .................................................................. - 104 7.1.1 Niveles de tensión ........................................................ - 104 7.1.2 Tensión de servicio ...................................................... - 104 7.1.3 Conexión a redes de baja tensión ................................ - 104 7.1.4 Factor de potencia de diseño ....................................... - 104 7.1.5 Demanda máxima diversificada.................................... - 105 7.2 SELECCIÓN DE CONDUCTORES ..................................................... - 107 7.2.1 Tecnologías permitidas ................................................ - 107 7.2.2 Aplicaciones permitidas ................................................ - 107 7.2.3 Criterios de selección y calibres mínimos ..................... - 109 7.2.4 Capacidad de corriente ................................................ - 109 7.2.5 Regulación de tensión .................................................. - 111 7.2.6 Pérdidas de potencia y energía .................................... - 111 7.3 PROCESO DE MANUFACTURA ........................................................ - 111 7.4 PUESTA A TIERRA............................................................................. - 112 7.5 CONSIDERACIONES ADICIONALES................................................. - 112 7.6 ACOMETIDAS .................................................................................... - 112 7.6.1 Conductores ................................................................. - 112 7.6.2 Selección de ductos ..................................................... - 112 7.6.3 Intensidad máxima permisible ...................................... - 112 7.6.4 Regulación de tensión .................................................. - 113 7.6.5 Protección de acometidas ............................................ - 113 7.7 DISTANCIAS DE SEGURIDAD ........................................................... - 113 CONSTRUCCIÓN DE REDES DE BAJA TENSIÓN........................................ - 118 8.1 REDES AÉREAS ................................................................................ - 118 8.1.1 Consideraciones generales .......................................... - 118 8.1.2 Riego y tendido de conductores ................................... - 119 8.1.3 Templetes y/o retenidas ............................................... - 119 8.1.4 Cimentaciones.............................................................. - 119 8.1.5 Conexión de fases........................................................ - 120 8.1.5.1 Redes trenzadas.................................... - 120 8.1.5.2 Redes abiertas ...................................... - 120 8.2 REDES SUBTERRÁNEAS .................................................................. - 120 8.2.1 Consideraciones generales .......................................... - 120 8.2.2 Canalizaciones ............................................................. - 121 -



8.3 8.4

8.2.3 Ductos .......................................................................... - 121 8.2.4 Cajas de inspección ..................................................... - 121 8.2.5 Instalación de conductores ........................................... - 123 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA....................................................... - 123 ACOMETIDAS .................................................................................... - 123 -

PARTE V ................................................................................................................... - 125 9

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MEDICIÓN DE ENERGÍA ............................................................................... - 125 9.1 GENERALIDADES.............................................................................. - 125 9.2 NORMATIVIDAD................................................................................. - 125 9.3 ELEMENTOS PARA EL PROCESO DE MEDIDA................................ - 125 9.4 CLASE DE PRECISIÓN DE EQUIPOS................................................ - 126 9.5 MEDIDORES DE ENERGÍA ................................................................ - 126 9.6 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL ................... - 127 9.7 CAJAS Y ARMARIOS PARA MEDIDORES ......................................... - 130 9.8 ACCESIBILIDAD A EQUIPOS DE MEDIDAS ...................................... - 132 9.9 PRUEBAS A EQUIPOS DE MEDIDA .................................................. - 132 9.10 SELLOS EN EQUIPOS DE MEDIDA ................................................... - 132 9.11 ASPECTOS CONSTRUCTIVOS ......................................................... - 133 REQUISITOS PARA LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS ............................ 134 10.1 DOCUMENTO DE PRESENTACIÓN DEL PROYECTO.......................... 134 10.2 CUERPO DEL TRABAJO........................................................................ 136 10.2.1 Descripción del proyecto .................................................. 137 10.2.2 Memorias de cálculo......................................................... 138 10.3 PRESENTACIÓN DE PLANOS ............................................................... 138 10.3.1 Rótulo, convenciones y escalas ....................................... 138 10.3.2 Contenido del plano eléctrico ........................................... 138 10.4 DECLARACIÓN DE CUMPLIMIENTO DEL RETIE.................................. 139 10.5 RADICACIÓN DEL PROYECTO PARA APROBACIÓN .......................... 139 10.6 DECLARACIÓN DEL DISEÑADOR Y DEL PROPIETARIO ..................... 140

ANEXO I ........................................................................................................................ 141 CONSTANTES DE REGULACIÓN DE MEDIA TENSIÓN .............................................. 141 ANEXO II ....................................................................................................................... 146 VANOS MÁXIMOS, FLECHAS MÁXIMAS Y MÁXIMAS TENSIONES ............................ 146 II.1 TENSIÓN ELÉCTRICA 13,2 KV .................................................................... 146 II.1.1 Estructura 12 m de altura, 54 cm de separación entre conductores y disposición bandera ................................................................................ 146 ANEXO III ...................................................................................................................... 148



CURVAS DE TENDIDO ................................................................................................. 148 ANEXO IV ..................................................................................................................... 150 CURVAS DE UTILIZACIÓN ........................................................................................... 150 IV.1 ESTRUCTURAS CON POSTES EN CONCRETO DE 12 M Y CARGA DE ROTURA 750 KG ........................................................................................................................... 150 ANEXO V ...................................................................................................................... 152 CONSTRUCCIÓN DE REDES AÉREAS DE MEDIA TENSIÓN..................................... 152 ANEXO VI ..................................................................................................................... 155 CONSTRUCIÓN DE REDES SUBTERRÁNEAS DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN ............. 155 ANEXO VII .................................................................................................................... 157 CONSTANTES DE REGULACIÓN DE BAJA TENSIÓN................................................. 157 ANEXO VIII ................................................................................................................... 158 CONSTRUCCIÓN DE REDES AÉREAS DE BAJA TENSIÓN ........................................ 158 ANEXO IX ..................................................................................................................... 160 PRESENTACIÓN DE PLANOS...................................................................................... 160 IX.1 ROTULO DE USO OBLIGATORIO Y EXCLUSIVO PARA PROYECTOS ELÉCTRICOS PARTICULARES QUE SE PRESENTEN A LA EBSA.................. 160 IX.2 CONVENCIONES ....................................................................................... 164



LISTA DE TABLAS Tabla 3.1 Tensión de servicio en media tensión según el nivel de demanda ............... - 26 - Tabla 3.2 Conductores en aluminio desnudo ............................................................... - 27 - Tabla 3.3 Cables para media tensión ........................................................................... - 27 - Tabla 3.4 Conductores en cobre desnudo ................................................................... - 27 - Tabla 3.5 Porcentaje de aislamiento para cables ......................................................... - 28 - Tabla 3.6 Calibres mínimos en media tensión.............................................................. - 28 - Tabla 3.7 Capacidades de corriente para conductores desnudos en cobre ................. - 29 - Tabla 3.8 Capacidades de corriente para conductores desnudos en aluminio ............. - 29 - Tabla 3.9 Capacidades de corriente para conductores aislados en cobre MV90 (2)....... - 30 - Tabla 3.10 Factores de corrección por temperatura para conductores aislados........... - 30 - Tabla 3.11 Límites de regulación de tensión en media tensión .................................... - 31 - Tabla 3.12 Pérdidas máximas de energía y potencia en media tensión ....................... - 32 - Tabla 3.13 Coordinación reconectador-fusible ............................................................. - 35 - Tabla 3.14 Tensiones nominales y MCOV para descargadores de óxido metálico ...... - 37 - Tabla 3.15 Niveles de aislamiento normalizados ......................................................... - 39 - Tabla 3.16 Distancias mínimas de fuga ....................................................................... - 39 - Tabla 3.17 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones (redes aéreas con conductores desnudos). ........................................................................................ - 40 - Tabla 3.18 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras, ferrocarriles, áreas cultivadas, ríos (redes aéreas con conductores desnudos). ......................................... - 41 - Tabla 3.19 Distancias mínimas de seguridad en cruce de líneas (redes aéreas con conductores desnudos)................................................................................................ - 43 - Tabla 3.20 Distancias mínimas de seguridad entre conductores en la misma estructura pertenecientes al mismo circuito o a circuitos diferentes (redes aéreas con conductores desnudos) .................................................................................................................... - 44 - Tabla 4.1. Parámetros para la hipótesis de velocidad de viento máximo ..................... - 46 - Tabla 4.2. Parámetros para la hipótesis de temperatura mínima ................................. - 46 - Tabla 4.3. Parámetros para la hipótesis de condición diaria ........................................ - 46 - Tabla 4.4. Parámetros para la hipótesis de temperatura máxima ambiente ................. - 47 - Tabla 4.5. Coeficiente de oscilación de los conductores .............................................. - 49 - Tabla 4.6. Coeficiente de topografía S 1........................................................................ - 54 - Tabla 4.7. Clasificación del terreno .............................................................................. - 54 - Tabla 4.8. Coeficiente de rugosidad del terreno, del tamaño de la estructura y de altura sobre el terreno S 2 ....................................................................................................... - 54 - Tabla 4.9. Coeficiente de variación de la densidad del aire S 4 ..................................... - 55 - Tabla 4.10. Coeficiente de fuerza C f para estructuras de sección circular.................... - 55 - Tabla 4.11. Coeficiente de fuerza C f para estructuras en celosía................................. - 56 - Tabla 4.12. Coeficientes de fuerza C f para alambres y cables ..................................... - 56 - Tabla 4.13. Valores del coeficiente de reducción K para miembros de longitud y esbeltez finitas ........................................................................................................................... - 57 - Tabla 4.14. Coeficiente de fuerza C f para miembros estructurales de sección circular - 57 - Tabla 4.15. Factores de seguridad............................................................................... - 62 - Tabla 4.16. Cables utilizados en el levantamiento de retenidas ................................... - 66 - Tabla 5.1. Codificación para el tipo de apoyo. ............................................................. - 72 -



Tabla 5.2. Codificación para disposición de la línea. .................................................... - 72 - Tabla 5.3. Estructura del código. ................................................................................. - 73 - Tabla 5.4. Porcentaje de sección transversal en tubos conduit, para el llenado de conductores. ................................................................................................................ - 79 - Tabla 6.1 Niveles de tensión normalizados para transformadores en subestaciones ... - 84 - Tabla 6.2 Calibres mínimos para conductor de puesta a tierra – bajante del neutro y carcasa del transformador. .......................................................................................... - 85 - Tabla 6.3 Planos de detalles constructivos de subestaciones aéreas. ......................... - 86 - Tabla 6.4 Planos de detalles constructivos de subestaciones exteriores sobre pedestal o rieles. ........................................................................................................................... - 89 - Tabla 6.5 Planos de detalles constructivos de subestaciones capsuladas. .................. - 91 - Tabla 6.6 Planos de detalles constructivos de subestaciones tipo “pad-mounted”. ...... - 92 - Tabla 6.7 Elementos de protección lado de alta del transformador .............................. - 93 - Tabla 6.8 Elementos de protección lado de baja del transformador ............................. - 94 - Tabla 6.9 Constantes para cálculo de la sección del conductor de puesta a tierra....... - 96 - Tabla 6.10 Distancias dieléctricas mínimas fase-tierra y fase-fase .............................. - 99 - Tabla 7.1. Tensión de servicio de la red según tipo de usuario .................................. - 104 - Tabla 7.2. Demanda máxima diversificada ................................................................ - 105 - Tabla 7.3. Conductores en aluminio desnudo ............................................................ - 107 - Tabla 7.4. Conductores en cobre desnudo ................................................................ - 107 - Tabla 7.5. Conductores en cobre aislado ................................................................... - 107 - Tabla 7.6. Conductores en aluminio aislado .............................................................. - 108 - Tabla 7.7. Cables múltiplex con neutro como mensajero con aislamiento en polietileno reticulado para 90°C de temperatura. .............. .......................................................... - 108 - Tabla 7.8. Capacidades de corriente para cables de aluminio aislado múltiplex en polietileno reticulado, redes aéreas............................................................................ - 110 - Tabla 7.9. Límites de regulación de tensión (desde bornera de baja tensión del transformador hasta caja de derivación) .................................................................... - 111 - Tabla 7.10. Pérdidas máximas de energía y potencia ................................................ - 111 - Tabla 7.11. Calibre de acometidas antifraude aéreas e interruptor máximo de protección. - 113 - Tabla 7.12. Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones de conductores desnudos ............................................................................................... - 113 - Tabla 7.13 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras, ferrocarriles, áreas cultivadas, ríos (redes aéreas con conductores desnudos). ....................................... - 114 - Tabla 7.14 Distancias mínimas de seguridad entre conductores en la misma estructura pertenecientes al mismo circuito o a circuitos diferentes (redes aéreas con conductores desnudos). Fuente artículo 13 RETIE ........................................................................ - 117 - Tabla 8.1. Postes de concreto ................................................................................... - 118 - Tabla 8.2. Codificación de estructuras en baja tensión. ............................................ - 119 - Tabla 8.4. Distancias mínimas para las entradas de canalizaciones ubicadas en la pared opuesta a la tapa removible de la caja. ...................................................................... - 122 - Tabla 8.5. Límites permitidos de valores de resistencia de puestas a tierra ............... - 123 - Tabla 9.1 Tipo de medición y equipos según la capacidad instalada ......................... - 125 - Tabla 9.2 Clases de precisión mínimas para equipos ................................................ - 126 - Tabla 9.3 Relación de transformación de transformadores de corriente para medición semidirecta ................................................................................................................ - 128 -



Tabla 9.4 Relación de transformación de transformadores de corriente para medición indirecta ..................................................................................................................... - 129 - Tabla 9.5 Distancias mínimas entre barrajes ............................................................. - 132 - Tabla 9.6 Detalles constructivos proceso de medición. .............................................. - 133 - Tabla 10.1. Numeración de títulos en el contenido del proyecto .................................... 136 Tabla 10.2. Márgenes .................................................................................................... 137 Tabla 10.3. Escalas ....................................................................................................... 138 Tabla 10.4. Escala para planos de subestaciones ......................................................... 138 Tabla I1. Disposición horizontal, conductores ACSR ..................................................... 141 Tabla I2. Disposición semibandera, conductores ACSR ................................................ 142 Tabla I3. Disposición bandera, conductores ACSR ........................................................ 142 Tabla I4. Disposición vertical (line post), conductores ACSR ......................................... 143 Tabla I5. Disposición horizontal monofásica, conductores ACSR .................................. 144 Tabla I6. Red trifásica subterránea, cable monopolar MV-90 15 kV y 35 kV .................. 144 Tabla II.1. Tabla de vanos máximos .............................................................................. 146 Tabla II.2. Tabla de flechas máximas ............................................................................. 146 Tabla II.3. Tabla de tensiones mecánicas máximas ....................................................... 147 Tabla VIII.1. Conductor múltiplex ................................................................................... 157 Tabla VIII.2. Conductor de aluminio aislado ................................................................... 157 Tabla VIII.1 Detalles constructivos red trenzada ............................................................ 158 Tabla VIII.2 Detalles constructivos red abierta ............................................................... 158 Tabla VIII.3 Detalles constructivos acometidas .............................................................. 158 Tabla IX.1. Características del rotulo ............................................................................. 160 Tabla IX.2 Convenciones para redes ............................................................................ 164 Tabla IX.3. Convenciones para estructuras ................................................................... 165 Tabla IX.4. Convenciones para subestaciones y cajas de inspección ............................ 166 Tabla IX.5. Convenciones para vías, cuerpos de agua y subestaciones ........................ 167 Tabla IX.6 Convenciones para transformadores de medida ........................................... 168 Tabla IX.7 Convenciones para dispositivos de medición............................................... 169



LISTA DE FIGURAS Figura 3.1 Curva de carga diario estrato 1 y 2 de Tunja, Duitama y Sogamoso. .......... - 32 - Figura 3.2 Curva de carga diario estrato 3-4 de Tunja, Duitama y Sogamoso.............. - 33 - Figura 3.3 Curva de carga diaria estrato 5. .................................................................. - 33 - Figura 3.4 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones. Fuente artículo 13 RETIE. .................................................................................................................... - 41 - Figura 3.5 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras. Fuente artículo 13 RETIE. ......................................................................................................................... - 42 - Figura 3.6 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles no electrificados. Fuente artículo 13 RETIE. ........................................................................................... - 42 - Figura 3.7 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles electrificados. Fuente artículo 13 RETIE. ........................................................................................... - 43 - Figura 3.8 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ríos. Fuente artículo 13 RETIE. .................................................................................................................................... - 43 - Figura 4.1. Gravivano y eolovano ................................................................................ - 51 - Figura 4.2. Cimentación cilíndrica y prismática. ........................................................... - 70 - Figura 7.1 Distancias de seguridad en zonas con construcciones, redes en baja tensión. Fuente RETIE artículo 13........................................................................................... - 114 - Figura 7.2 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras. Fuente artículo 13 RETIE. ....................................................................................................................... - 115 - Figura 7.3 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles no electrificados. Fuente artículo 13 RETIE. ......................................................................................... - 115 - Figura 7.4 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles electrificados. Fuente artículo 13 RETIE. ......................................................................................... - 116 - Figura 7.5 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ríos. Fuente artículo 13 RETIE. .................................................................................................................................. - 116 - Figura III.1. Curvas de tendido a 1000 msnm para el conductor 1/0 AWG ..................... 148 Figura III.2. Curvas de tendido a 2000 msnm para el conductor 1/0 AWG ..................... 149 Figura III.3. Curvas de tendido a 3000 msnm para el conductor 1/0 AWG ..................... 149 Figura IV.1. Disposición horizontal, bandera y semibandera .......................................... 150 Figura IV.2. Disposición horizontal en H ........................................................................ 151 Figura IX1. Rotulo .......................................................................................................... 160 Figura IX2. Doblado de medio pliego. ............................................................................ 163 Figura IX3. Doblado de un pliego. .................................................................................. 163



PARTE I 1

ANTECEDENTES Y ALCANCE

1.1

ANTECEDENTES Teniendo en cuenta que el Ministerio de Minas y Energía (MME) expidió el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, mediante resolución 18 0398 del 7 de abril de 2004, y en aras de hacer eco a la disciplina de unificar criterios para el desarrollo de proyectos y prestación del servicio, la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. ha adoptado la presente norma para el diseño y construcción de redes de energía eléctrica de media y baja tensión con especificaciones que siempre tengan el objetivo de salvaguardar la vida humana, animal y vegetal y la conservación y optimización de los recursos económicos.

1.2

ALCANCE A partir de la entrada en vigencia de esta norma, todos los diseños, construcción y remodelación de redes de uso general de energía eléctrica, en la zona de influencia de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., deben cumplir lo establecido en este documento. Para el diseño y construcción de redes de energía eléctrica en la zona de influencia de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. se tendrá en cuenta el desarrollo tecnológico, lo cual pretende la adopción de nuevas tecnologías y metodologías de cálculos siempre y cuando no contravengan lo establecido en la normatividad dictada o adoptadas por el MME.

2 SIGLAS, DEFINICIONES Y DOCUMENTOS DE REFERENCIA 2.1 SIGLAS ANSI: American National Standards Institute. EBSA: Empresa de Energía de Boyacá S.A. CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas. GTC: Guía Técnica Colombiana. ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas. IDEAM: Instituto de hidrología, meteorología y estudios ambientales. IEC: International Electrotechnical Commission. IEEE: Institute of Electrical and Electronic Engineers. NEMA: National Electric Manufacturers Association. NSR: Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resistente.



NTC: Norma Técnica Colombiana. RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas. SIC: Superintendencia de industria y comercio. 2.2 DEFINICIONES Acometida: Derivación que se hace de la red local para suministrar el servicio a un cliente. Se considera que está conformada por los conductores que van desde la red hasta el registro de corte ubicado aguas arriba del medidor. En edificios de propiedad horizontal o condominios, y en general, en las unidades inmobiliarias cerradas de que trata la Ley 428 de 1998, la acometida llega hasta el registro de corte general. Aislador: Elemento fabricado de vidrio, porcelana o algún otro material sintético, utilizado para aislar eléctricamente partes conductoras. Aislamiento: Conjunto de materiales utilizados para proveer aislamiento eléctrico entre partes conductoras. Aislamiento restaurable: Aislamiento que recupera sus propiedades dieléctricas total o parcialmente después de haberlos perdido por efecto de una descarga disruptiva. Aislamiento no restaurable: Aislamiento que no recupera sus propiedades dieléctricas total o parcialmente después de haberlos perdido por efecto de una descarga disruptiva.. Ajuste: Valor que representa las condiciones de operación de algún tipo de elemento tal como relé, interruptor automático, etc. Alimentador: Todos los conductores de un circuito entre el equipo de acometida, la fuente de un sistema derivado independiente u otra fuente de suministro de energía eléctrica, y el dispositivo de protección contra sobrecorriente del circuito ramal final. Alimentador en media tensión: Circuito energizado a nivel de tensión II ó III y que parte de una subestación de potencia conectada a un STN o SDL. También conocido como troncal principal. Alto riesgo: Riesgo cuya frecuencia esperada de ocurrencia y gravedad de sus efectos puedan comprometer fisiológicamente el cuerpo humano, produciendo efectos como quemaduras, impactos, paro cardíaco, fibrilación; u otros efectos físicos que afectan el entorno de la instalación eléctrica, como contaminación, incendio o explosión. Apantallamiento: Conjunto de elementos tales como cables de guarda, mástiles o puntas cuyo fin es cubrir al sistema eléctrico contra descargas atmosféricas. Apoyo: Véanse definiciones de poste y estructura. Aprobado: Aceptado por la autoridad competente.

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Definiciones


Armario: Véase gabinete. Artefacto: Equipo de utilización para uso doméstico que se fabrica normalmente en tamaños o tipos normalizados y que se instala o conecta como una unidad para realizar una o más funciones. Askarel: Término genérico de un grupo de hidrocarburos aromáticos sintéticos, resistentes al fuego, clorados, usados como líquidos de aislamiento eléctrico. Tienen la propiedad de que bajo condiciones de arco, cualquier gas producido consistirá predominantemente de hidrógeno clorado no combustible con la más pequeña cantidad de gases combustibles. No son biodegradables y se consideran cancerígenos. Aviso de seguridad: Advertencia de prevención fácilmente visible, utilizada con el propósito de informar, exigir, restringir o prohibir una acción. Baja tensión: Nivel de tensión igual o menor a 1 kV. Bandeja portacables: Unidad o conjunto de unidades, con sus accesorios, que forman una estructura rígida utilizada para soportar cables y canalizaciones. Barraje de puesta a tierra: Conductor de tierra colectiva, usualmente una barra de cobre o un cable de diámetro equivalente. Bifenilo policlorado (PCB): Clorobifenilos que tienen la fórmula molecular C 12H10-nCln donde n es mayor que uno (1). Bóveda: Estructura sólida resistente al fuego, ubicada sobre o bajo el nivel del suelo con acceso limitado a personal calificado para instalar, mantener, operar o inspeccionar equipos o cables. Cable: Conjunto de alambres sin aislamiento entre sí y entorchado por medio de capas concéntricas. Cable apantallado: Cable con una envoltura conductora alrededor del aislamiento que le sirve como blindaje electromagnético. Cable de guarda: Conductor utilizado para proteger equipos contra descargas atmosféricas. Calibración: Proceso que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento de medida y, de ser necesario, otras características metrológicas. Canalización: Canal cerrado de materiales metálicos o no metálicos, expresamente diseñado para contener alambres, cables o barras. Capacidad de corriente: Corriente máxima que puede soportar un conductor en forma continua y bajo unas condiciones específicas sin perder sus propiedades eléctricas, mecánicas y dieléctricas.



Capacidad de interrupción nominal: La mayor corriente a tensión nominal que un dispositivo eléctrico tiene previsto interrumpir bajo condiciones normales de operación. Capacidad instalada: Capacidad del componente límite de una instalación eléctrica. Capacidad nominal: Potencia de diseño de un equipo. Carga: Potencia de demanda nominal de un equipo. Certificado: Documento que indica si el equipo o material cumple unas normas debidamente establecidas o si ha sido probado y encontrado apto para su uso de una manera determinada. Circuito: Red o tramo de red eléctrica monofásica o trifásica que sale de una subestación, de un transformador o de otra red Circuito ramal de media tensión: Conductores de un circuito en media tensión, entre el dispositivo final de protección contra sobrecorriente y la salida o salidas. Clase de precisión: Es el máximo error, expresado en porcentaje, que puede introducir un instrumento de medida cuando el proceso de medida se realiza bajo unas condiciones especificas. Cliente: Persona natural o jurídica que se beneficia del servicio público de energía eléctrica, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o como receptor directo del servicio. Coeficiente de dilatación: Incremento de la longitud de un cuerpo por cada grado de variación de temperatura. Comercializador: Persona cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica. Conductor eléctrico: Elemento destinado en su condición de operación normal a la transmisión de electricidad. Conductor aislado: Conductor dentro de un material de composición y espesor reconocido como aislamiento eléctrico. Conductor cubierto: Conductor dentro de un material de composición o espesor no reconocido como aislante eléctrico. Conductor de puesta a tierra de los equipos: Conductor utilizado para conectar las partes metálicas que no transportan corriente de los equipos, canalizaciones y otros encerramientos, al conductor puesto a tierra, al conductor del electrodo de tierra de la instalación o a ambos, en los equipos de acometida o en el punto de origen de un sistema derivado independiente.



Conductor del electrodo de puesta a tierra: Conductor utilizado para conectar el electrodo de puesta a tierra al conductor de puesta a tierra de los equipos, al conductor puesto a tierra o a ambos, del circuito en los equipos de acometida o en punto de origen de un sistema derivado independiente. Conductor desnudo: Conductor que no tiene ningún tipo de cubierta o aislamiento eléctrico. Conexión equipotencial: Conexión eléctrica entre dos o más puntos, de manera que cualquier corriente que pase, no genere una diferencia de potencial sensible entre ambos puntos. Contacto directo: Contacto de personas o animales con conductores activos de una instalación eléctrica. Contacto indirecto: Contacto de personas o animales con elementos puestos accidentalmente accidentalm ente bajo tensión o el contacto con cualquier parte activa a través de un un medio conductor. Corriente de descarga: d escarga: Corriente que circula a través de un descargador. CT (TC): Transformador de corriente. Cuernos de arco (Explosores): Electrodos separados por un espacio de aire el cual tiene unas características disruptivas determinadas y utilizado como protección contra sobretensiones. Curva de distancia mínima al terreno: Curva de flecha máxima desplazada verticalmente hacia abajo con respecto a la curva del conductor en caliente, una distancia igual a la distancia mínima del conductor al terreno en la plantilla. Curva de mínima temperatura: Curva de flecha mínima determinada mediante la hipótesis de temperatura mínima, pertenece a la plantilla. Curva de pie de apoyos: Curva de flecha máxima en terreno llano desplazada verticalmente una distancia igual a la distancia existente entre el punto de amarre del conductor más bajo y la superficie del suelo, pertenece a la plantilla. Curvas de tendido: Conjunto de curvas en donde se determina la tensión horizontal de tendido de un conductor en función de la temperatura ambiente y la longitud del vano regulador. Curva de temperatura máxima: Curva de flecha máxima determinada mediante la hipótesis de temperatura máxima, también conocida como curva de plantillado. Derivación en media tensión: Circuito energizado al nivel de tensión II ó III y que parte de un ramal o de otra derivación en media tensión.



Descargador de sobretensiones: Elemento de protección utilizado para servir de camino a la descarga de parte de la energía asociada a una sobretensión, con el fin de evitar que la sobretensión plena llegue a los equipos del sistema eléctrico y produzca su deterioro. Descargador de óxido metálico: Descargador de sobretensiones constituido por pastillas de óxido metálico de resistencia eléctrica no lineal. Un ejemplo de esta tecnología son los descargadores de óxido de zinc ZnO. Descargador de carburo de silicio (SiC): Descargador de sobretensiones constituido por pastillas de Carburo de Silicio resistencia eléctrica no lineal conectadas en serie con entrehierrros. Distancia de seguridad: Mínima distancia entre una masa y otra para garantizar que no habrá descarga por acercamiento. Distribuidor local (DL): Persona que opera y transporta energía eléctrica en un SDL, o que ha constituido una empresa cuyo objeto incluye el desarrollo de dichas actividades; y la operará directamente o por interpuesta persona (Operador). Dispositivo de protección contra sobretensión (DPS): Ver descargador de sobretensiones. Efecto Joule: Calor generado en un conductor debido a la circulación de corriente eléctrica a través del mismo. Electrodo de puesta a tierra: Elemento o conjunto metálico conductor que se pone en contacto con la tierra física o suelo, ubicado lo más cerca posible del área de conexión del conductor de puesta a tierra al sistema. Empresa: Hace referencia a la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. Equipo de medición: Todos los transformadores de medición, medidores y el cableado necesario para realizar la medición en un punto de conexión. Estructura: Conjunto de elementos que sirven de soporte para los conductores, aisladores y accesorios de redes eléctricas. Pueden ser en concreto o metálicas. Factor de demanda: Razón entre la demanda máxima de una instalación o parte de una instalación y la carga instalada en la instalación considerada. Factor de potencia: Razón entre potencia activa y potencia aparente de un sistema eléctrico o parte de él. Factor de seguridad: Razón entre el esfuerzo máximo permisible y el esfuerzo de trabajo de un componente,



Flameo: Descarga disruptiva a través del aire, o sobre la superficie de aislamiento sólido o líquido, entre partes a diferente potencial producida por la aplicación de una tensión que ocasiona suficiente ionización del medio para sostener el arco eléctrico. Flameo inverso: Flameo ocasionado por una descarga sobre una parte del sistema eléctrico desde una parte que se encuentra conectada a tierra. Flecha: Distancia vertical máxima en un vano, entre el conductor y la línea recta que une los dos puntos de sujeción. Frente muerto: Parte de un equipo accesible a las personas y sin partes activas. Frontera comercial: Se define como frontera comercial entre el OR, o el Comercializador y el Usuario los puntos de conexión del equipo de medida, a partir del cual este último se responsabiliza por los consumos, y riesgos operativos inherentes a su red interna. Fusible: Dispositivo cuya función es abrir, por la fusión de uno o varios de sus componentes, el circuito en el cual está insertado. Gabinete: Caja metálica diseñada para instalarse de forma empotrada, sobrepuesta o autosoportada, provista de un marco, dispuesta para alojar elementos o equipos. Impulso: Onda de corriente o tensión de muy corta duración y de una magnitud determinada. Inflamable: Material que se puede encender y quemar rápidamente. Interruptor: Dispositivo destinado al cierre y apertura de un circuito bajo condiciones normales o de sobrecarga. Interruptor de potencia (Disyuntor): Dispositivo capaz de cerrar y abrir un circuito bajo condiciones nominales, de sobrecarga y de cortocircuito. Margen de protección: Diferencia entre la tensión que soporta del equipo a proteger ante unas condiciones dadas y la tensión real que aparece en el equipo ante la operación del descargador, expresada en porcentaje con respecto a esta última. Media tensión: Nivel de tensión mayor a 1 kV y menor a 57,5 kV. Medidor: aparato que mide la demanda máxima y los consumos de energía activa o reactiva o las dos. La medida de energía puede ser realizada en función del tiempo y puede o no incluir dispositivos de transmisión de datos. Módulo de elasticidad: elasticidad: Cantidad de tensión mecánica que se puede aplicar a un material por unidad de área y por alargamiento unitario para que éste presente alguna deformación. MT: Designa circuitos, equipos o materiales al nivel de media tensión.



MV: Médium voltaje. Designación utilizada para identificar cables aislados en media tensión. Nivel básico de aislamiento al impulso (BIL): Tensión pico de referencia que representa el nivel de soportabilidad del aislamiento con respecto al impulso tipo rayo normalizado (1,2/50 µs). Nivel de aislamiento: Capacidad de aislamiento expresada en términos de la tensión no disruptiva. Nivel de tensión: Es el rango de tensión desde el cual se presta el servicio según la siguiente clasificación: Nivel IV: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 62 kV. Nivel III: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 kV. Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV. Nivel II: Nivel I: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV. Norma: Documento aprobado por una institución reconocida, que prevé, para un uso común y repetido, reglas, directrices o características para los productos o los procesos y métodos de producción conexos, servicios o procesos, cuya observancia no es obligatoria. Operador de red (OR): Persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR 1 o SDL2. Pararrayo: Elemento metálico resistente a la corrosión, cuya función es interceptar los rayos que podrían impactar directamente sobre la instalación a proteger (se denomina terminal de captación). Persona calificada: Persona capacitada, familiarizada y apta en la construcción y funcionamiento de los equipos y los riesgos que conllevan. Poste: Elemento de forma troncocónica, fabricado de madera o concreto cuya función es servir de apoyo a los conductores y herrajes en redes aéreas. PT (TP): Transformador de potencial. Puerta cortafuego: Puerta que cumple los criterios de estabilidad, estanqueidad, no emisión de gases inflamables y aislamiento térmico durante un período de tiempo determinado. Puesta a tierra: Grupo de elementos conductores equipotenciales, en contacto eléctrico con el suelo o una masa metálica de referencia común, que distribuye las corrientes eléctricas de falla en el suelo o en la masa. Comprende electrodos, conexiones y cables enterrados. 1 2

Ver definición en Sistema de Transmisión Regional. Ver definición en Sistema de D istribución Local.



Punto de conexión: Punto eléctrico común en el cual el equipo de un usuario está conectado a un STR o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las partes. Punto de medición: Punto de conexión eléctrico del circuito primario del transformador de corriente que está asociado al punto de conexión o a los bornes del medidor, en el caso del nivel de tensión I. Radiación solar: Energía radiada por el sol, produciendo calentamiento en el conductor y afectando la temperatura del mismo. Ramal en media tensión: Circuito energizado a nivel de tensión alimentador.

II

ó

III

que parte de un

Reconectador: Interruptor automático de protección contra sobrecorrientes y programado para recierres en una secuencia determinada. Red de distribución: Conjunto de las instalaciones cuyo propósito es el suministro de electricidad a usuarios situados en un área, a niveles de media y/o baja tensión. Conjunto compuesto por conductores, aisladores, estructuras y accesorios destinados a la distribución de energía eléctrica. Regulación de tensión: Diferencia entre la magnitud de la tensión en un punto del sistema eléctrico en vacío y la magnitud de la tensión a plena carga en dicho punto, expresada en porcentaje con respecto a esta última. Relé: Dispositivo de estado sólido o electromecánico cuya función es inducir acciones en un sistema o circuito ante cierto tipo de condiciones en tal sistema. Seccionador: Dispositivo destinado a hacer un corte visible en un circuito eléctrico, está diseñado para que se manipule después de que el circuito se ha abierto por otros medios. Seccionalizador: Seccionador automático que opera en una secuencia lógica y coordinada para aislar tramos de un sistema que potencialmente se encuentren bajo falla. Señalización: Conjunto de medios, dispuestos para reflejar las advertencias de seguridad en una instalación. Servidumbre: Franja de terreno que se deja sin obstáculos a lo largo de una línea o red de transporte o distribución de energía eléctrica, como margen de seguridad para la construcción, operación y mantenimiento de dicha línea, así como para tener una interrelación segura con el entorno. Sistema de distribución local (SDL): Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un STR por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.



Sistema de Transmisión Nacional (STN): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Sistema de transmisión regional (STR): Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión, conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un SDL. Sistema de puesta a tierra (SPT): Conjunto de elementos conductores de un sistema eléctrico específico, sin interrupciones ni fusibles, que conectan los equipos eléctricos con el terreno o una masa metálica. Comprende la puesta a tierra y la red equipotencial de cables que normalmente no conducen corriente. Sobretensión: Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica, superior a la tensión máxima de operación normal de un dispositivo, equipo o sistema. Subestación: Conjunto único de instalaciones, equipos eléctricos y obras complementarias, destinado a la transferencia de energía eléctrica, mediante la transformación de potencia. Subestación aérea: Subestación que se instala a la intemperie sobre una estructura. Subestación capsulada: Subestación en la que los equipos, conexiones y barraje se encuentran localizados dentro de módulos o bóvedas. Subestación de distribución: Subestación que toma potencia de circuitos de media tensión y la entrega al nivel requerido por el usuario. Subestación de pedestal: Subestación que se instala a la intemperie y en la cual el transformador se instala sobre una fundación en concreto. Subestación tipo “pad-mounted”: Subestación en la que los equipos, conexiones y barrajes se encuentran localizados dentro de celdas o gabinetes herméticos, para instalación a la intemperie. Tensión crítica de flameo (CFO): Valor pico de la onda de tensión tipo impulso que ocasiona, bajo condiciones específicas, flameo del medio circundante en el 50 % de las aplicaciones. Tensión de contacto: Diferencia de potencial que durante una falla se presenta entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia de un metro. Esta distancia horizontal es equivalente a la máxima que puede soportar una persona al extender un brazo. Tensión de descarga: Tensión que aparece entre los terminales de un descargador de sobretensiones cuando circula determinada corriente de descarga.



Tensión de paso: Diferencia de potencial que durante una falla se presenta entre dos puntos de la superficie del terreno, separados por una distancia de un metro (aproximadamente un paso). Tensión máxima de operación continua (MCOV): El máximo valor eficaz de la tensión a frecuencia industrial que puede ser aplicado a los terminales de un descargador de óxido de Zinc. Tensión transferida: Caso especial de tensión de contacto, donde se induce una tensión en un sitio remoto de la subestación o a una puesta a tierra. Temperatura ambiente promedio: Valor promedio de la serie de registros de temperatura promedio anual. Temperatura coincidente: También conocida como temperatura mínima promedio. Valor promedio de la serie de registros de temperatura mínima absoluta. Temperatura máxima absoluta: Es la temperatura máxima medida en un período de tiempo determinado. Temperatura máxima: Es el valor que con una probabilidad del 2% (periodo de retorno de 50 años), puede ser excedido en un año. Se obtiene a partir de la serie de registros anuales de temperaturas máximas absolutas. Temperatura máxima del conductor: Valor promedio de la serie de registros de temperatura máxima absoluta sumado junto con las variaciones de los efectos Joule, Creep y radiación solar. Temperatura máxima promedio: Valor promedio de la serie de registros de temperatura máxima absoluta. Temperatura mínima absoluta: Es la temperatura mínima medida en un período de tiempo determinado. Temperatura mínima: Valor de temperatura para la cual, en un período de un año, existe una probabilidad del 2% (período de retorno de 50 años), de que no se presenten temperaturas inferiores. Se obtiene a partir de la serie de registros anuales de temperaturas mínimas absolutas. Temperatura mínima promedio: Valor promedio de la serie de registros de temperatura mínima absoluta. Se le conoce también como temperatura coincidente. Temperatura promedio: Valor promedio de la serie de registros de temperatura media anual. Templete: Elemento que se utiliza para contrarrestar los esfuerzos horizontales en estructuras no autosoportantes.



Transformador de medida: Transformador utilizado para adecuar señales de tensión o corriente a niveles admisibles o nominales para un medidor de energía. Valor pico: Valor máximo que alcanza una onda tipo impulso. Vano: Distancia horizontal entre dos apoyos adyacentes de una línea o red. Vano crítico: Vano teórico en donde los esfuerzos mecánicos de máxima velocidad de viento coinciden con los esfuerzos mecánicos de mínima temperatura. Vano máximo: Vano permitido según permita la altura de la estructura o la distancia entre conductores en la estructura. Vano peso: Longitud existente entre los vértices, ya sean ficticios o reales, de las catenarias de los vanos contiguos a un apoyo o estructura. Vano regulador: Vano teórico equivalente a un conjunto de vanos comprendidos entre dos estructuras de retención que simula las variaciones de esfuerzos por cambio de temperatura y velocidad de viento. Vano viento: Media de las longitudes reales de los vanos contiguos a un apoyo o estructura. Velocidad de viento de diseño: Velocidad resultante de aplicar a la velocidad máxima de viento todas las correcciones por altura sobre el suelo y categoría del suelo. Velocidad de viento máximo promedio: Valor promedio de la serie de registros de velocidad máxima anual. Velocidad de viento promedio de diseño: Velocidad resultante de aplicar a la velocidad promedio de viento todas las correcciones por altura sobre el suelo y categoría del suelo. Velocidad máxima de viento: También conocida como velocidad de viento básico, es la velocidad de ráfaga de 3 segundos, que se estima será excedida en promedio una vez cada 50 años, medida a 10 m de altura del terreno y en campo abierto. Velocidad promedio de viento: Valor promedio de la serie de registros de velocidad media anual. Vida útil: Tiempo durante el cual un bien cumple la función para la que fue diseñado. 2.3 DOCUMENTOS DE REFERENCIA La siguiente es la lista de las normas, reglamentos, resoluciones y estándares que sirven de base técnica a esta norma: Resolución CREG 070/1998. Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica.

Normas para el diseño y la construcción de redes distribución de energía eléctrica


Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). Resolución 18 0398 del 7 de abril de 2004 MME. Modificado y aclarado mediante Resoluciones 180498 del 27 de abril de 2005, 18 1419 del 1 de noviembre de 2005 y 180466 DE ABRIL 2 DE 2007 . NTC 1329. Prefabricados en concreto. Postes de concreto armado para líneas aéreas de energía y telecomunicaciones. NTC 2050. Código Eléctrico Nacional. NTC 2145. Especificaciones para torones de acero recubiertos de cinc. NTC 2958. Métodos de ensayo para cajas para instalación de medidores y cajas de derivación. NTC 3444. Electrotecnia. Armarios para instalación de medidores de energía eléctrica. NTC 4541. Medidores de electricidad. Rotulado de terminales auxiliares para dispositivos de tarifa. NTC 5226. Equipos de medición de energía eléctrica -c.a.-. Requisitos generales, ensayos y condiciones de ensayo. NSR-98. Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resistente. INSTITUTO DE PLANIFICACIÓN Y PROMOCIÓN DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS - IPSE. NORMAS DE CONSTRUCCIÓN. Febrero de 2002. INSTITUTO DE PLANIFICACIÓN Y PROMOCIÓN DE SOLUCIONES ENERGÉTICAS - IPSE. NORMAS DE MATERIALES. Febrero de 2002. IEC 60071 – 1. Insulation Coordination – Part1: Definitions, Principles and Rules. IEC 60071 – 2. Insulation Coordination – Part2: Application Guide. IEC 60099 – 4. Metal-oxide surge arresters without gaps for a.c systems. IEC 60255 – 6. Electrical Relays – Part6: Measuring Relays and Protection Equipment. IEC 60949. Calculation of thermally permissible short circuit currents, taking into account non-adiabatic heating effects. IEC 62052-11 Electricity metering equipment (AC) General requirements, tests and test conditions – Part 11: Metering equipment. IEEE Std. 81-1983. IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System. IEEE Std. C57.109-1993. IEEE Guide for Liquid Immersed Transformer Through-Fault- Current Duration.



IEEE Std. 738-1993. IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors. IEEE Std. 1313-1993. IEEE Standard for Power Systems – Insulation Coordination. IEEE Std. 835-1994. IEEE Standard Power Cable Ampacity Tables. IEEE Std. C37.112-1996. IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Overcurrent Relays. IEEE Std. 998-1996. IEEE Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations. IEEE Std. C62.22-1997. IEEE Guide for the Application of Metal – Oxide Surge Arresters for Alternating Current Systems. IEEE Std. 1313.2-1999. IEEE Guide for the Application of Insulation Coordination. IEEE Std. C37.91-2000. IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers. IEEE Std. 80-2000. IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding. IEEE Std. 242-2001. IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. IEEE Std. 1410-2004. IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of Electric Power Overhead Distribution Lines.



PARTE II 3 DISEÑO ELÉCTRICO EN MEDIA TENSIÓN Este capítulo aborda el diseño eléctrico de redes de uso general en media tensión operadas por la Empresa de Energía de Boyacá. El diseño eléctrico de las redes aborda aspectos tales como selección de conductores, protección, aislamiento y puesta a tierra de las redes y equipos asociados. Los diseños de redes eléctricas solo pueden ser elaborados por ingenieros electricistas o tecnólogos electricistas, acorde a la reglamentación vigente. 3.1 SELECCIÓN DE CONDUCTORES 3.1.1 Tipo de servicio 3.1.1.1

Niveles de tensión

Para media tensión, se consideran exclusivamente redes con tensiones nominales a 13,2 kV y 34,5 kV. 3.1.1.2

Configuración de circuitos

Sin excepción alguna, el alimentador primario y ramales en redes urbanas y rurales deben ser trifásicos trifilares. En el área rural, se permite la construcción de redes monofásicas a 13,2 kV siempre y cuando la demanda máxima diversificada de dicha red no sea superior a 50 kVA. El sistema de distribución monofásico debe ser obtenido a partir de la conexión a las fases especificadas por la Empresa. Se prohíben los sistemas de un solo conductor o monofilares, que utilicen el terreno como trayectoria de retorno de la corriente de carga. 3.1.1.3

Conexión a redes de media tensión

La tensión de servicio para un cliente o grupo de clientes está sujeta a la disponibilidad declarada por la Empresa y a las consideraciones de la tabla 3.1. Tabla 3.1 Tensión de servicio en media tensión según el nivel de demanda Nivel de tensión (kV)

Demanda máxima diversificada (kVA)

13,2

≥ 30

34,5

≥ 500

La conexión de cargas industriales está sujeta a consideraciones por parte de la Empresa en lo referente al impacto de éstas en la calidad de energía y confiabilidad del sistema de distribución, teniendo en cuenta la regulación vigente.



Los usuarios conectados a la red de media tensión deben instalar los dispositivos de protección y maniobra establecidos en la sección 3.2. 3.1.2 Tecnologías, aplicaciones y calibres 3.1.2.1

Tecnologías permitidas

El conductor seleccionado para la construcción de redes en media tensión debe corresponder a alguna de las tecnologías citadas en las tablas 3.2 a 3.4. 3.1.2.2

Aplicaciones permitidas

El conductor para la construcción de redes en media tensión debe estar seleccionado de acuerdo con lo establecido en las tablas 3.2 a 3.4. Tabla 3.2 Conductores en aluminio desnudo Designación

AAAC ACSR

Descripción

Aplicación aérea urbana Conductor de aleación de Distribución y rural, zonas de alta aluminio. contaminación. Conductor de aluminio Distribución aérea urbana con núcleo reforzado en y rural. acero.

Tabla 3.3 Cables para media tensión Designación

Cable monopolar MV Cable tripolar MV Cable triplex MV

ACSR forrado

Descripción

Aplicación Distribución al aire y Conductor de cobre subterránea, urbana y aislado. rural. Tres conductores de cobre Distribución al aire y subterránea, urbana y con recubrimiento común. rural. Tres conductores de cobre Distribución al aire y o con recubrimientos subterránea, urbana y individuales y cableados rural. entre sí. Distribución aérea en Conductor de aluminio con zonas arborizadas en las núcleo de acero recubierto cuales no se realiza con una capa de polietileno mantenimiento de reticulado. servidumbres.

Tabla 3.4 Conductores en cobre desnudo Designación

CCDD

Descripción Aplicación Cable de cobre desnudo Distribución aérea urbana duro. y rural.

Para redes subterráneas se debe utilizar exclusivamente conductor en cobre aislado. 3.1.2.3

Aislamiento



La tensión de operación especificada para cables aislados no debe ser inferior a la tensión de operación nominal del sistema. El porcentaje de aislamiento a utilizar, según las condiciones, se especifica en la Tabla 3.5. Tabla 3.5 Porcentaje de aislamiento para cables Porcentaje de aislamiento para cables

100 % 133 % 173 % 3.1.2.4

Puesta a tierra y protección del sistema Despeje de fallas a tierra en menos Sistema sólidamente puesto a de un (1) minuto. tierra y protegido por relés. puesto a tierra a través de Despeje de fallas a tierra en menos Sistema impedancia o sin protección por de una (1) hora. relés. Despeje de fallas a tierra en más Sistema aislado. de una (1) hora. Condiciones de aplicación

Proceso de manufactura y requisitos

Los conductores utilizados deben poseer certificado de conformidad expedido por un ente acreditado por la SIC. 3.1.2.5

Consideraciones de tipo constructivo

Además de las aplicaciones establecidas en las tablas 3.2 a 3.4, la utilización e instalación de conductores debe estar acorde con lo especificado en el capítulo 5 de la presente norma. 3.1.2.6

Criterios de selección y calibres mínimos

El calibre del conductor debe seleccionarse con base en los siguientes criterios: •

Capacidad de corriente.

•

Regulación de tensión.

Pérdidas de potencia y energía. Tabla 3.6 Calibres mínimos en media tensión •

Nivel de tensión y tipo de red

34,5 kV aérea 34,5 kV subterránea 13,2 kV aérea 13,2 kV subterránea

Calibre mínimo Material

Aluminio Cobre Cobre Aluminio Cobre Cobre

mm 33,63 21,15 53,50 33,63 21,15 33,63

AWG o kcmil 2 4 1/0 2 4 2

La sección transversal mínima de los conductores a utilizar en alimentadores primarios es 67,4 mm2 (2/0 AWG) en Aluminio y 53,5 mm 2 (1/0 AWG) en Cobre.



El calibre seleccionado para un proyecto específico está sujeto a modificación por parte de la Empresa de acuerdo con los lineamientos establecidos para la expansión del sistema y operación del mismo ante contingencias. En particular, el conductor en alimentadores primarios a 34,5 kV y 13,2 kV se seleccionará de tal forma que tenga una capacidad de corriente igual o superior al 200% y 150% de la corriente correspondiente a la demanda máxima diversificada, respectivamente. 3.1.3 Capacidad de corriente La capacidad de corriente del conductor seleccionado para circuitos en media tensión, no debe ser inferior a la corriente correspondiente a la demanda máxima diversificada según los lineamientos establecidos por la Empresa e incluidos en el numeral 7.1.4.3. Para conductores desnudos se deben tomar como referencia las tablas 3.7 y 3.8 para cobre y aluminio, respectivamente. Tabla 3.7 Capacidades de corriente para conductores desnudos en cobre Conductor de cobre duro 4 AWG 2 AWG 1 AWG

1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 300 kcmil 350 kcmil

Área (mm2) 21,15 33,63 42,41 53,51 67,44 85,04 107,2 152 177,3

Capacidad de corriente (A)(1) 170 220 270

310 360 420 480 610 670

Nota 1. Capacidad de corriente a temperatura ambiente 25°C, temperatura del conductor 75°C. Tabla 3.8 Capacidades de corriente para conductores desnudos en aluminio Conductor ACSR o AAAC 2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 266,8 kcmil 336,4 kcmil 477 kcmil

Nota

Área Aluminio (mm2) 33,64 42,41 53,52 67,48 85,04 107,2 135,2 170,5 241,7

Capacidad de corriente (A)(1) 180 200 230 270 300 340 460 530 670



1. Capacidad de corriente a temperatura ambiente 25°C, temperatura del conductor 75°C. Para conductores aislados, se deben tomar como referencia las capacidades de corriente incluidas en la tabla 3.9. Tabla 3.9 Capacidades de corriente para conductores aislados en cobre MV90 (2) Calibre AWG o kcmil

Área (mm2)

2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG

33,6 42,4 53,5 67,4 85,0 107,2

250 kcmil 350 kcmil 500 kcmil 750 kcmil 1000 kcmil

126,7 177,3 253,4 380,0 506,7

Capacidad de corriente según número de conductores en ducto (A)(1) 3 6 9 155 135 126 175 152 141 200 173 162 230 198 184 260 223 207 295 252 234

325 390 465 565 640

277 330 391 471 530

256 305 360 432 485

Nota 1. Capacidad de corriente a temperatura ambiente 20°C, temperatura del conductor 90°C. Cables monopolares en ducto subterráneo. 2. La designación MV hace referencia a cable aislado para media tensión. Un tipo de aislamiento para cables MV es el polietileno reticulado XLPE. Para temperaturas ambientes diferentes a las de la tabla 3.9 se deben aplicar los factores de corrección de la tabla 3.10. Tabla 3.10 Factores de corrección por temperatura para conductores aislados Temperatura ambiente (°C) 21 - 25 26 - 30 31 - 35 36 - 40 41 - 45 46 - 50 51 - 55 56 - 60 61 - 70 71 - 80

Factor de corrección

1,00 0,96 0,92 0,87 0,84 0,79 0,73 0,68 0,56 0,39



En cables aislados, el conductor y la pantalla deben soportar las corrientes de cortocircuito durante el tiempo estimado de operación de las protecciones sin deterioro del aislamiento. La corriente máxima admisible debe ser calculada de acuerdo con la ecuación 3.1, según norma IEC 60949.

 T 2 + λ   λ + T  1 

log I SC = Ak

t

(3.1)

Donde: I SC

es la máxima corriente de cortocircuito, en Amperios.

A

es el área, en mm 2.

k

constante del material (341 para cobre y 224 para aluminio).

T 1

es la máxima temperatura de operación, en grados Celsius.

T 2 es la máxima temperatura admisible durante el cortocircuito, en grados Celsius.

λ constante (234 para cobre y 228 para aluminio) t es

el tiempo de duración del cortocircuito (operación de las protecciones), en segundos.

Las máximas temperaturas tanto para el conductor como para la pantalla deben ser suministradas por el fabricante.

3.1.4 Regulación de tensión El calibre del conductor seleccionado deber ser tal que la regulación o caída de tensión, definida en el capítulo 2, se encuentre dentro de los límites establecidos en la tabla 3.11. Tabla 3.11 Límites de regulación de tensión en media tensión Nivel de tensión Urbano y Rural (kV) 13,2 34,5

Porcentaje (%)

3,0 3,0

Para efectos del cálculo de regulación, el factor de potencia a tener en cuenta debe estimarse en detalle con base en las características de las cargas sin incluir elementos de compensación.



Para efectos de cálculo de regulación, la impedancia del circuito debe ser calculada a la máxima temperatura de operación correspondiente. El Anexo I incluye valores de constantes de regulación en media tensión. 3.1.5 Pérdidas de potencia y energía Las pérdidas máximas de potencia y energía se establecen en la tabla 3.12. Tabla 3.12 Pérdidas máximas de energía y potencia en media tensión Nivel de tensión Urbano y Rural (kV) 13,2 34,5

Pérdidas de potencia (%)

Pérdidas de energía (%)

2,5 2,5

1,5 1,5

Para efectos de cálculo de pérdidas de potencia y energía, la resistencia del conductor debe ser calculada a una temperatura no inferior a la máxima temperatura de operación correspondiente (50°C si la condición límite es la regulación; la temperatura nominal del conductor si la condición límite es la capacidad de corriente). El cálculo de las pérdidas de energía debe efectuarse teniendo en cuenta las curvas de demanda diaria, según el tipo de servicio o estrato correspondiente (ver figuras 3.1 a 3.3). Curva de carga diaria estrato 1-2 0,8 0,7 0,6 0,5 . u . p

0,4 0,3 0,2 0,1 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 1 1 12 13 14 15 1 6 17 18 19 20 2 1 22 23 24 Hora

Figura 3.1 Curva de carga diario estrato 1 y 2 de Tunja, Duitama y Sogamoso.



Curva de carga diario estrato 3-4 0,7

0,6

0,5

0,4 . u . p

0,3

0,2

0,1

0 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 1 1 12 13 14 15 1 6 17 18 19 20 2 1 22 23 24 Hora

Figura 3.2 Curva de carga diario estrato 3-4 de Tunja, Duitama y Sogamoso. Curva de carga diaria en el Nivel I - Estrato 5 0,6 0,5 0,4 u p

0,3 0,2 0,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hora

Figura 3.3 Curva de carga diaria estrato 5.



3.2 SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 3.2.1 Protección contra sobrecorrientes 3.2.1.1

Consideraciones generales

Todos los alimentadores primarios, ramales, derivaciones y acometidas en media tensión deben poseer protección contra sobrecorrientes originadas por cortocircuitos y sobrecargas, instalada en el punto de conexión o arranque. 3.2.1.2

Elementos de protección contra sobrecorrientes

Para la protección contra sobrecorrientes en media tensión se consideran los siguientes elementos: •

Fusibles

•

Reconectadores

•

Relés – Interruptores

Los elementos de protección contra sobrecorrientes deben cumplir con los siguientes requisitos: •

El nivel de aislamiento del elemento debe seleccionarse con base en la tensión nominal del sistema.

•

La corriente máxima de carga no debe ser superior a la corriente nominal del elemento.

•

La capacidad de interrupción del elemento debe ser superior a la máxima corriente de cortocircuito en el lugar de la instalación.

•

La corriente mínima de operación del elemento de protección contra sobrecorrientes no debe ser superior a la capacidad de corriente del conductor utilizado en el circuito a proteger.

3.2.1.3

Coordinación entre elementos de protección contra sobrecorrientes

Los tiempos de coordinación presentados a continuación deben tomarse como mínimos. Para un caso específico, pueden requerirse tiempos superiores para una adecuada coordinación, dependiendo del tipo de elementos utilizados en el esquema de protección. Coordinación Fusible - Fusible

Para protección de redes en media tensión, se permite la utilización de fusibles tipo K, T H especificados según ANSI C37.42. Para adecuada coordinación con fusibles, el 75% del



tiempo mínimo de fusión no debe ser inferior al tiempo máximo de despeje de los fusibles instalados aguas abajo para el intervalo de corrientes de falla comunes. El calibre de los fusibles utilizados debe ser el mismo en todas las fases. Al reemplazar fusibles se debe tener en cuenta tanto la intercambiabilidad desde el punto de vista eléctrico como mecánico. Coordinación Reconectador – Fusible

En el caso de reconectadores con curvas de operaciones lentas y rápidas se deben utilizar los criterios incluidos en la tabla 3.13. Tabla 3.13 Coordinación reconectador-fusible Tipo de curva

Rápida

Lenta

Ajuste El tiempo de coordinación entre la curva de ajuste del reconectador y la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible no debe ser inferior a 0,25 s en el intervalo de corrientes de falla comunes. El tiempo de coordinación entre la curva de máximo tiempo de despeje del fusible y la curva de ajuste del reconectador no debe ser inferior a 0,15 s en el intervalo de corrientes de falla comunes.

Coordinación Fusible – Reconectador

El tiempo de coordinación entre la curva de tiempo mínimo de fusión y la curva lenta del reconectador no debe ser inferior a 0,25 s. Coordinación Relé – Fusible

El tiempo de ajuste del relé no debe ser superior al tiempo máximo de operación de los fusibles aguas abajo. El tiempo de coordinación en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,15 s. Coordinación Fusible – Relé

El tiempo máximo de operación del relé no debe ser superior al tiempo mínimo de fusión de los fusibles aguas arriba. El tiempo de coordinación en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,25 s. Coordinación Relé - Relé, Relé – Reconectador y Reconectador - Relé

El tiempo de coordinación en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,25 s. Se deben tener en cuenta posibles tiempos de reposición de los relés ubicados aguas arriba de reconectadores. Reconectador- Reconectador



El tiempo de coordinación en el intervalo de corrientes de falla comunes no debe ser inferior a 0,25 s. Si no es posible lograr es tipo de coordinación, se deben programar secuencias de operación diferentes. 3.2.1.4

Consideraciones adicionales

Para usuarios particulares, el tiempo máximo de operación de la protección principal en media tensión no debe ser inferior al tiempo de ajuste (relés o reconectadores) o tiempo mínimo de fusión (fusibles) del elemento ubicado aguas arriba en la red propiedad de la Empresa. Los tiempos mínimos de coordinación se deben establecer de acuerdo con los criterios mencionados. Los transformadores de corriente a utilizar en esquemas de protección con relés deben ser aplicados de tal forma que no presenten problemas de saturación para las máximas corrientes de cortocircuito en el punto de instalación, teniendo en cuenta la relación R/X de la trayectoria de la corriente de falla. 3.2.2 Protección contra sobretensiones 3.2.2.1

Consideraciones generales

En esta sección se incluyen exclusivamente requisitos para elementos de protección utilizados para descargar a tierra sobretensiones de origen externo e interno. Los requisitos para aislamiento y apantallamiento de redes en media tensión se tratan en las secciones 3.3 y 3.4. La red eléctrica en media tensión debe estar protegida en forma adecuada contra sobretensiones originadas por descargas atmosféricas y maniobras. El objetivo de la protección contra sobretensiones es evitar daños en los equipos propios del sistema de distribución y riesgos en la salud de la población, garantizando al mismo tiempo la continuidad en el suministro de energía. Para redes en media tensión, se deben instalar dispositivos de protección contra sobretensiones en los puntos de conexión de ramales, acometidas subterráneas y equipos (equipo de seccionamiento y/o corte, bancos de condensadores, etc.). 3.2.2.2

Elementos de protección contra sobretensiones

Para protección de redes en media tensión contra sobretensiones se consideran exclusivamente los siguientes dispositivos descargadores de óxido metálico. Se prohíbe el uso de cuernos de arco como protección principal contra sobretensiones. Su utilización e instalación debe coordinarse adecuadamente con descargadores de sobretensiones. En caso de utilizar cuernos de arco, debe existir protección con recierres automáticos en el ramal o derivación correspondiente. 3.2.2.3

Proceso de manufactura



Los descargadores de óxido metálico deben poseer certificado de conformidad expedido por un ente acreditado por la SIC. Los descargadores de sobretensión deben poseer un fusible mecánico para evitar su explosión. Además, deben poseer elemento de desconexión y dispositivo de alivio de sobrepresión. Los descargadores deben estar herméticamente sellados para prevenir la entrada de humedad. Todos los sellos serán herméticos y suficientemente fuertes para que soporten las presiones internas y cambios de temperatura debidas a la operación normal, sin que se presenten fugas ni absorción de la humedad del aire. 3.2.2.4

Selección de descargadores de sobretensiones

Los criterios a tener en cuenta para la selección de descargadores de sobretensiones son los siguientes: •

Máxima tensión de operación del sistema.

•

Sobretensiones presentes en el sistema.

•

Nivel ceráunico.

Tensión nominal y máxima tensión descargadores de óxido metálico

de

operación

continua

MCOV

para

La tensión nominal y el MCOV de un descargador de óxido metálico no deben ser inferiores a los valores incluidos en la tabla 3.14. Tabla 3.14 Tensiones nominales y MCOV para descargadores de óxido metálico Tensión del sistema (kV) 13,2 34,5

Tensión nominal (kV) 12 30

MCOV (kV) 10,2 24,4

El MCOV no debe ser inferior a la tensión máxima a la que es sometido el descargador bajo condiciones normales de operación del sistema. Sobretensiones temporales a frecuencia industrial

El tiempo de duración de las sobretensiones a frecuencia industrial superiores al MCOV para descargadores de óxido metálico debe ser menor al máximo tiempo admisible para el descargador específico, según información suministrada por el fabricante. El tiempo de duración de estas sobretensiones debe ser consultado con la Empresa. Corriente de descarga



La corriente de descarga especificada no debe ser inferior a 10 kA. En redes subterráneas, se permite la instalación de descargadores con corrientes de descarga de 5 kA si se cumplen con los márgenes de protección establecidos en el numeral 3.2.2.6. 3.2.2.5

Conexión e instalación de descargadores de sobretensiones

Los descargadores de sobretensión se deben instalar en el punto de conexión y aguas arriba del equipo de seccionamiento correspondiente. Cuando el medio de seccionamiento consista en cortacircuitos-fusibles, los descargadores de sobretensión deben instalarse en la misma cruceta teniendo en cuenta las distancias mínimas establecidas en la sección 3.3. La longitud de los conductores de conexión del descargador a línea y tierra deben ser tan pequeñas como sea posible, evitando curvaturas pronunciadas. La distancia entre el equipo a proteger y el descargador deber ser de la mínima longitud posible. Los descargadores deben instalarse sobre la misma estructura del equipo a proteger. La sección transversal del conductor de conexión a línea de los descargadores no puede ser menor a 13,30 mm2 (6 AWG) en cobre. La resistencia de puesta a tierra de los descargadores no debe ser superior a 10 Ω. 3.2.2.6

Márgenes de protección

El margen de protección de frente de onda y onda completa para los equipos protegidos no debe ser inferior al 25%. Si no es posible alcanzar este margen de protección con descargadores tipo distribución, se deben utilizar descargadores tipo intermedio o tipo estación. 3.2.2.7

Consideraciones adicionales

Los interruptores, reconectadores, seccionadores y seccionalizadores deben estar protegidos por descargadores tanto aguas arriba como aguas abajo, a menos que estén provistos de protección contra sobretensiones. En este último caso, se permite instalar descargadores sólo aguas arriba. Todos los bancos de condensadores deben estar protegidos contra sobretensiones mediante descargadores instalados en la misma estructura. La instalación de los descargadores debe efectuarse teniendo en cuenta las distancias mínimas de la tabla 3.23 para garantizar aislamiento adecuado entre partes energizadas y entre partes energizadas y tierra. Se debe garantizar que la reducción en el nivel de aislamiento del descargador cuando éste opere bajo condiciones distintas a las especificadas (condiciones ambientales y contaminación) no afecte el nivel de aislamiento del circuito y equipos a proteger.



3.3 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 3.3.1 Generalidades La tabla 3.15 incluye los niveles de aislamiento normalizados para redes en media tensión. Tabla 3.15 Niveles de aislamiento normalizados Tensión nominal del sistema (kV) 13,2 34,5

Nivel de aislamiento – BIL (kV) 110 200

Estos niveles de aislamiento deben ser tomados como referencia para todos los equipos que hagan parte del sistema de distribución. La selección de descargadores de sobretensión y los correspondientes márgenes de protección se establecen en los numerales 3.2.2.4 a 3.2.2.6. 3.3.2 Aisladores 3.3.2.1

Tipos y selección de aisladores

Los aisladores utilizados, independientemente del tipo, deben poseer certificado de conformidad expedido por un ente acreditado por la SIC. En la selección de los aisladores, se debe tener en cuenta el nivel de tensión de la red, el nivel de aislamiento y el grado de contaminación según lo establecido en el numeral 3.3.2.2. 3.3.2.2

Distancias mínimas de fuga

Las distancias mínimas de fuga, según el grado de contaminación establecido en la norma IEC 60071-2, se incluyen en la tabla 3.16. Tabla 3.16 Distancias mínimas de fuga Grado de contaminación

I – Insignificante

II – Medio

Descripción

Áreas no industriales y de baja densidad de casas equipadas con equipos de calefacción. Áreas con baja densidad de industrias o casas pero sometidas a frecuentes vientos y/o lluvia. Áreas agrícolas. Áreas montañosas. Todas las áreas anteriores deben estar situadas al menos entre 10 y 20 km del mar y no estar sometidas a vientos provenientes del mismo. Áreas con industrias poco contaminantes y/o con casas equipadas con plantas de calefacción. Áreas con alta densidad de casas y/o industrias pero sujetas a frecuentes vientos y/o lluvias. Áreas expuestas a vientos del mar pero no próximas

Distancia mínima de fuga (Df)

16 mm/kV

20 mm/kV



III – Fuerte

IV – Muy fuerte

a la costa. Áreas con alta densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con alta densidad de plantas de calefacción produciendo polución. Áreas próximas al mar o expuestas a vientos relativamente fuertes procedentes del mar. Áreas sometidas a humos contaminantes que producen depósitos conductores espesos. Áreas muy próximas al mar sujetas a vientos muy fuertes. Áreas desiertas expuestas a vientos fuertes que contienen arena y sal.

25 mm/kV

31 mm/kV

La distancia total de fuga necesaria se calcula según la ecuación 3.2. Dt =

V max

3

⋅ D f ⋅ δ

(3.2)

Donde: Dt

es la distancia total de fuga, en mm.

es el valor eficaz de la tensión máxima de operación, en kV. Para redes a 13,2 kV y 34,5 kV se deben tomar 17,5 kV y 36 kV como las tensiones máximas respectivamente. V max

es la distancia mínima de fuga, en mm/kV. Se toma el valor adecuado de la tabla 3.16. D f

δ es el factor de corrección por densidad del aire, dado por la ecuación 3.3.

δ = e h 8150 (3.3) Donde: h

es la altura sobre el nivel del mar, en m.

El número total de aisladores requerido se calcula como la razón entre la distancia total de fuga Dt y la distancia de fuga de cada aislador. 3.3.3 Distancias de seguridad Las tablas 3.17 a 3.20 incluyen las distancias mínimas de seguridad que deben tenerse en cuenta para redes aéreas desnudas en media tensión. Tabla 3.17 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones (redes aéreas con conductores desnudos).



Descripción (ver figura 3.4) a– Distancia vertical sobre techos y proyecciones. b– Distancia horizontal a muros, proyecciones, ventanas y diferentes áreas independientemente de la facilidad de accesibilidad de personas.

Distancia mínima a circuitos en media tensión (m) Se prohíbe el paso de circuitos sobre edificaciones.

3

c– prohíbe el paso de circuitos Distancia vertical sobre o debajo de balcones o techos Se sobre o debajo de balcones o techos accesibles a vehículos. accesibles a vehículos. d– Distancia vertical a carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular.

5,6

Figura 3.4 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones. Fuente artículo 13 RETIE . Tabla 3.18 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras, ferrocarriles, áreas cultivadas, ríos (redes aéreas con conductores desnudos). Descripción (ver figuras 3.5 a 3.8)

Distancia mínima a circuitos en media tensión

d– Distancia mínima al suelo en cruces con carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico

7m



vehicular. d1 – Distancia mínima al suelo desde líneas que recorren avenidas, carreteras y calles. d– Distancia mínima al suelo en bosques, áreas cultivadas, pastos, huertos. e– Distancia mínima al suelo en cruces con ferrocarriles sin electrificar o funiculares. f– Distancia mínima en cruces con ferrocarriles electrificados, tranvías y trole-buses. g– Distancia mínima en cruces con ríos, canales navegables o flotantes adecuados para embarcaciones con altura superior a 2 m y menor a 7 m. g– Distancia mínima en cruces con ríos, canales navegables o flotantes no adecuados para embarcaciones con altura superior a 2 m.

7m 6m 8,1 m 3m

10,2 m

5,2 m

Figura 3.5 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras. Fuente artículo 13 RETIE .

Figura 3.6 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles no electrificados. Fuente artículo 13 RETIE .



Figura 3.7 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles electrificados. Fuente artículo 13 RETIE .

Figura 3.8 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ríos. Fuente artículo 13 RETIE . No se permite el cruce de redes en media tensión por encima de casas, edificaciones, construcciones y campos deportivos abiertos. Tabla 3.19 Distancias mínimas de seguridad en cruce de líneas (redes aéreas con conductores desnudos). Nivel de tensión circuito existente (kV) 500 230/ 220

Nivel de tensión circuito en media tensión 13,2 kV 34,5 kV 4,2 m 4,2 m 2,4 m 2,4 m



115/ 110 66 57,5 44/ 34,5 / 33 13,8/ 13,2/ 11,2 / 7,6 <1 Comunicaciones

1,7 m 1,4 m 1,3 m 1,2 m 1,2 m 1,2 m 1,8 m

1,7 m 1,4 m 1,3 m 1,3 m 1,2 m 1,2 m 1,8 m

Nota 1. La línea de menor tensión siempre debe estar a menor altura. Tabla 3.20 Distancias mínimas de seguridad entre conductores en la misma estructura pertenecientes al mismo circuito o a circuitos diferentes (redes aéreas con conductores desnudos) Nivel de tensión (kV) 13,2 34,5

Distancia mínima horizontal (cm) 40 60

Distancia mínima vertical (cm) 70 90

Nota 1. La línea de menor tensión siempre debe estar a menor altura. 2. Cuando se utilicen aisladores de suspensión, deben tenerse en cuenta los desplazamientos transversales de tal forma que se cumplan las distancias de la tabla 3.20. 3. Para circuitos de diferentes empresas operadoras, las distancias se deben incrementar en 60 cm. 4. Las distancias distancias mínimas verticales verticales a circuitos de comunicación comunicación son 50 cm y 70 cm para redes a 13,2 kV y 34,5 kV respectivamente. Para alturas superiores a 1000 m, se deben incrementar las distancias de la tabla 3.20 un 1,25% por cada 100 m de incremento en altitud. 3.3.4 Distancias con respecto a conductores de puesta a tierra La distancia en el aire entre conductores de puesta a tierra y conductores energizados no debe ser inferior a 30 cm para circuitos a 13,2 kV y a 40 cm para circuitos 34,5 kV. Estas distancias deben ser incrementadas un 1,25% por cada 100 m de incremento en altitud por encima de 1000 m. 3.3.5 Trabajos en en proximidades de redes en media tensión La distancia mínima de aproximación para trabajos en los que no se utilicen elementos de protección protecci ón que prevengan choque eléctric eléctricoo no debe ser inferior a 3 m. Para trabajos sobre andamios u otras estructuras, la distancia de éstas a las redes aéreas desnudas



debe cumplir con lo establecido en la tabla 3.17. Estas estructuras deben estar soportadas en forma adecuada para evitar volcamientos. 3.4 CABLES DE GUARDA Todos los alimentadores primarios y ramales en el área rural deben estar apantallados con cable de guarda si el nivel ceráunico de la región es superior a 70 días tormenta/año para redes a 13,2 kV y 55 días tormenta/año para redes a 34,5 kV. Para el apantallamiento, se deben utilizar cables de acero galvanizado con un calibre mínimo de 6,35 mm (1/4”). (1/4”). El cable de guarda guarda debe soportar soportar las corrientes de falla durante el tiempo máximo de despeje de cortocircuitos a tierra. El ángulo de apantallamiento no debe ser superior a 30 0. El cable de guarda debe ser puesto a tierra cada 500 m. La resistencia de puesta a tierra del cable de guarda no debe ser superior a 20 Ω. Se debe mantener un nivel de de aislamiento adecuado entre el bajante de puesta a tierra del cable de guarda y los conductores de fase que garantice la no ocurrencia de flameo inverso. 3.5 PUESTA A TIERRA El bajante de puesta a tierra para descargadores de sobretensión y cables de guarda debe ser en cobre desnudo con una sección transversal no inferior a 21,15 mm 2 (4 AWG). Las estructuras en concreto deben poseer tubería conduit interna de 12,7 mm (1/2") para instalación del conductor de puesta a tierra. Para redes existentes, los bajantes de puesta a tierra se instalarán en conduit metálico galvanizado externo con un diámetro mínimo de 12,7 mm (1/2") y una altura no inferior a 2,4 m. El conduit debe estar sujeto al poste mediante tres amarras de cinta bandit de 12,7 mm (1/2"). El electrodo de puesta a tierra debe ser en cobre con un diámetro mínimo de 12,7 mm y una longitud mínima de 2,4 m o en acero recubierto en cobre con un diámetro mínimo de 15 mm y una longitud mínima 2,4 m.

4 DISEÑO MECÁNICO Este capítulo hace referencia al diseño mecánico de líneas y redes eléctricas aéreas que hagan parte del sistema eléctrico de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. y su aplicación está limitada a condiciones previamente establecidas. 4.1 HIPÓTESIS DE DISEÑO Los valores utilizados en la hipótesis de diseño están basados en datos referenciados por el IDEAM y la NSR-98 NSR-98 . 4.1.1 Hipótesis de velocidad de viento máximo



Para vanos reguladores mayores al vano crítico, véanse los numerales 4.2.1 y 4.2.3, la hipótesis de velocidad de viento máximo es determinante en el cálculo de esfuerzos y tensiones en los conductores y cables de guarda. Tabla 4.1. Parámetros para la hipótesis de velocidad de viento máximo Parámetros Velocidad máxima de viento (km/h) Temperatura coincidente (ºC)

0 ≤ hsnm < 1000 100,00 21,00

1000 ≤ hsnm < 2000 80,00 15,00

2000 ≤ hsnm 60,0 9,00

4.1.2 Hipótesis de temperatura mínima Para vanos reguladores menores al vano crítico, véanse los numerales 4.2.1 y 4.2.3, la hipótesis de temperatura mínima es determinante en el cálculo de esfuerzos y tensiones en los conductores y cables de guarda. Para las hipótesis de velocidad máxima de viento y temperatura mínima, los conductores no deben estar sometidos a una tensión mecánica mayor al 40% de su tensión mecánica de rotura. Tabla 4.2. Parámetros para la hipótesis de temperatura mínima Parámetros Velocidad de viento (km/h) Temperatura mínima (ºC)

0 ≤ hsnm < 1000 60,00 19,00

1000 ≤ hsnm < 2000 48,00 13,00

2000 ≤ hsnm 36,00 4,00

4.1.3 Hipótesis de condición diaria La hipótesis de condición diaria permite comprobar el cumplimiento de los factores de riesgo de diseño para los conductores. En condición diaria los conductores no deben estar sometidos a una tensión mecánica mayor al 20% de su tensión mecánica de rotura. Tabla 4.3. Parámetros para la hipótesis de condición diaria Parámetros Velocidad promedio de viento (km/h) Temperatura promedio (ºC)

0 ≤ hsnm < 1000 15,00 25,00

1000 ≤ hsnm < 2000 2000 ≤ hsnm 11,00 7,00 19,00 14,00

4.1.4 Hipótesis de temperatura máxima ambiente La hipótesis de temperatura máxima ambiente es determinante para calcular la magnitud de la máxima flecha y por consiguiente la altura de la estructura, además, se deben considerar los efectos de radiación solar y Joule debido a que afectan la temperatura del conductor, y el efecto Creep asociado a la elongación por tensión mecánica; puesto que los tres producen un incremento de la flecha. Para anticipar el efecto por fluencia de los conductores, es aconsejable someter el conductor a una tensión mecánica de igual magnitud que la tensión mecánica soportada

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño mecánico

CÓDIGO: VERSIÓN: 1 ELABORACIÓN: 26/11/2008 PÁGINA: : 47 de 170

en condición diaria, durante un intervalo de tiempo, y posteriormente, a una sobretensión mecánica de igual magnitud a la soportada en condición extrema, con el fin de reducir dicho efecto en la vida útil de la línea. Para la hipótesis de temperatura máxima, se debe considerar una temperatura mínima del conductor de 60°C. Tabla 4.4. Parámetros para la hipótesis de temperatura máxima ambiente Parámetro Temperatura máxima ambiente (ºC)

0 ≤ hsnm < 1000

1000 ≤ hsnm < 2000

2000 ≤ hsnm

33,00

26,00

24,00



4.2 CÁLCULO DE VANOS El cálculo de vanos permite obtener directa o indirectamente las tensiones mecánicas y flechas de conductores y cables de guarda, las alturas necesarias de las estructuras, los esfuerzos transversales y verticales, y la elección de la hipótesis dominante en el estudio mecánico de conductores. 4.2.1 Vano regulador La longitud del vano regulador se calcula según las ecuaciones 4.1, 4.2 y 4.3. n

k ' =

a' i 3

∑a i = 1 n

2 i a' i 2

(4.1)

∑a i = 1

a' i =

i

ai 2 + bi 2

(4.2)

n

∑a

3 i

ar = k '

i = 1 n a' i 2

∑a i = 1

(4.3)

i

Donde: ar es el vano regulador, en m. a i es la longitud del vano i medido en la dirección longitudinal, en m. b i es la longitud del vano i medido en la dirección vertical, en m. a' i

es la longitud total del vano i , en m.

k’ es el coeficiente de nivelación de los vanos. 4.2.2 Vano máximo El vano máximo permitido es el mínimo vano comprendido entre el vano máximo por penduleo y el vano máximo por altura de la estructura. Vano máximo por penduleo La flecha es función del vano y de los parámetros de cada hipótesis de diseño, véase capítulo 4, numeral 4.3.2. Por consiguiente, es posible determinar la máxima flecha que



permite conservar la distancia mínima entre conductores mediante la ecuación 4.4 y posteriormente calcular el vano máximo por penduleo. Para que el vano máximo por penduleo sea permitido la distancia obtenida con la ecuación 4.4 debe ser menor o igual a la distancia real entre conductores. D = k v

f max + λ +

U 150

(4.4)

Donde: D es la distancia mínima entre conductores en la misma estructura, en m. f max es la flecha máxima vertical en terreno llano, en m. λ es la longitud de la cadena de aisladores, en m. Para estructuras en retención λ es cero.

U es la tensión máxima de línea, en kV. k v es el coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, el cual se tomará de la tabla 4.5. Tabla 4.5. Coeficiente de oscilación de los conductores Valores de k

Ángulo de oscilación

13,2 kV 0,65 0,60 0,55

Superior a 65º Entre 40º y 65º Inferior a 40º

34,5 kV 0,70 0,65 0,60

Vano máximo permitido por la altura de la estructura. Al igual que la condición anterior y según el capítulo 3 de la presente norma, el vano máximo permitido por la altura de la estructura queda restringido al vano mediante el cual se obtenga una flecha que satisfaga la siguiente ecuación: f max = l m − hmin

Donde: f max es la flecha máxima vertical en terreno llano, en m. l m es la altura de montaje del conductor más bajo en la estructura, en m. h min es la altura mínima del conductor al terreno, en m. 4.2.3 Vano crítico El vano crítico se calcula mediante la ecuación 4.6.

(4.5)


ac = t max


24 α ( θ A − θ B ) w A2 − w B2

(4.6)

Donde: a c es el vano crítico, en m. t max es la tensión mecánica de operación máxima del conductor, en kg/mm 2. α es el coeficiente de dilatación del conductor, en ºC -1. θ A es la temperatura de hipótesis de máxima velocidad θ B es

de viento, en ºC.

la temperatura de hipótesis de temperatura mínima, en ºC.

w A es el peso aparente de hipótesis de máxima velocidad de viento, en ºC. w B es el peso aparente de hipótesis de temperatura mínima, en ºC. 4.2.4 Vano peso Conocido también como gravivano, permite determinar los esfuerzos verticales que los pesos aparentes de los conductores transmiten a las estructuras, se calcula mediante la ecuación 4.7. ag = ag1 + ag 2

(4.7)

Donde: a g es el vano peso del conductor, en m. a g1 es la longitud desde la estructura hasta el vértice del vano anterior del conductor, en m. a g2 es la longitud desde la estructura hasta el vértice del vano posterior del conductor, en m. 4.2.5 Vano viento Conocido también como eolovano, permite calcular el esfuerzo transversal que se transmite a las estructuras debido al efecto del viento sobre los conductores, se calcula mediante la ecuación 4.8. av =

a1 + a2 2

(4.8)



Donde: a v es la longitud del vano viento medido en dirección longitudinal, en m. a 1 es la longitud del vano anterior al apoyo medido en dirección longitudinal, en m. a 2 es la longitud del vano posterior al apoyo medido en dirección longitudinal, en m.

Figura 4.1. Gravivano y eolovano

4.3 PLANTILLADO Consiste en definir la ubicación y el tipo de estructura atendiendo a las condiciones topográficas del terreno y las distancias de seguridad a conservar entre éste y los conductores. 4.3.1 Selección de la ruta El trazado de la línea debe ser en su gran longitud de carácter recto a menos que sea necesaria la desviación en algún punto del mismo, sin que ésta interfiera en complicaciones ambientales, sociales, culturales y políticas. En caso de rutas cercanas a edificaciones o vías existentes la línea debe proyectarse y ubicarse a distancias mínimas según el capítulo 3, numeral 3.3.3, para evitar complicaciones con futuras ampliaciones de las mismas. El levantamiento topográfico de la ruta se debe realizar teniendo en cuenta estándares de construcción y demarcando detalles localizados en los alrededores de la línea. 4.3.2 Proceso de plantillado



En el proceso de plantillado es necesario tener un inventario de estructuras a utilizar junto con la plantilla que contiene las curvas de temperatura máxima, distancia mínima al terreno, pie de apoyos y temperatura mínima en un material de larga durabilidad y óptima transparencia que permita el trabajo sobre los planos de perfil del terreno. En este proceso se debe eliminar toda posibilidad de esfuerzos por levantamiento a los que esté solicitada cualquier estructura. Las escalas y formato de los planos, así como las especificaciones y mínimo detalles indicados en los planos están referenciados en el capítulo 10 de la presente norma. 4.3.3 Cálculo de flechas El cálculo de flechas se realiza para las hipótesis de diseño de temperatura máxima y temperatura mínima, como se indica a continuación. El cálculo de flecha para terreno nivelado se realiza mediante la ecuación 4.9. 

  a   − 1  2 h  

f = h cosh



(4.9)

El cálculo de flecha para terreno desnivelado se realiza mediante la ecuación 4.10.   x m    a   cosh  − 1  2 h   h   

f = hcosh 

h=

x m =

th w d

− x i

2

Donde: f es la flecha, en m. h es al parámetro del conductor, en m. a es la longitud horizontal del vano, en m. th es la tensión mecánica horizontal, en kg/mm 2. w es el peso aparente del conductor, en kg/m·mm 2. x m es la abscisa media de la longitud horizontal del vano desnivelado, en m.

(4.10) (4.11) (4.12)



x d es la abscisa extrema derecha de la longitud horizontal del vano desnivelado, en m. x i es la abscisa extrema izquierda de la longitud horizontal del vano desnivelado, en m. El anexo II incluye tablas ejemplo de vanos, flechas y tensiones máximas. Para un proyecto en particular, estos valores deben ser calculados e incluidos en las memorias. 4.3.4 Curvas de tendido Con el fin de obtener una amplia gama de valores de tensiones mecánicas y flechas en las condiciones de montaje para posibles vanos reguladores presentes en la línea, se evaluará la ecuación de cambio de estado para valores de temperaturas comprendidos entre la mínima y máxima promedio, con el fin de obtener valores sujetos a condiciones climatológicas y capacidad de operación de personal humano con intervalos de cada 5°C y los vanos reguladores se toman entre el mínimo y máximo admisible presente en la línea con intervalos de cada 10 m. Las curvas de tendido deben incluirse en las memorias del proyecto. El anexo III incluye ejemplos de curvas de tendido. 4.3.5 Consideraciones entre el vano regulador supuesto y el vano regulador real Tanto en el vano regulador supuesto como en el vano regulador real obtenido se deben conservar las distancias mínimas permitidas al terreno, además, no debe existir una variación mayor al 5% en las longitudes de dichos vanos para no incurrir en errores al determinar las tensiones mecánicas y alturas de estructuras. 4.4 ESFUERZOS El cálculo de los esfuerzos en las estructuras, conductores y accesorios se determina mediante la aplicación de las NSR-98 y la referencia de los cuadros o mapas de valores climatológicos emitidos por el IDEAM. 4.4.1 Consideraciones generales sobre esfuerzos Las estructuras están sometidas a esfuerzos permanentes, aleatorios y excepcionales por tanto deben ser aptas para soportarlos y al mismo tiempo servir de respaldo para las estructuras contiguas en caso tal que alguna de ellas colapse. Toda estructura se debe diseñar para ser más segura frente a cargas permanentes que a cargas aleatorias. 4.4.2 Esfuerzos debidos al viento Son originados por la presión del viento en dirección normal a la superficie de la estructura, crucetas, conductores, cables de guarda, aisladores, herrajes, accesorios y otros equipos. El cálculo de esfuerzos debidos al viento se debe realizar mediante el análisis completo referenciado en la NSR-98 .



V s = V S1 S 2 S 3

(4.13)

q = 0 ,0048 V s2 S4

(4.14)

Donde: V s es la velocidad de viento de diseño, en km/h. V es la velocidad de viento básico o velocidad máxima de viento, en km/h. S 1 es el coeficiente de topografía, véase tabla 4.6. S 2 es el coeficiente de rugosidad del terreno, del tamaño de la estructura y de altura sobre el terreno, véase tablas 4.7 y 4.8. S 3 es el coeficiente del grado de seguridad y vida útil. S 4 es el coeficiente de la variación de la densidad del aire, véase tabla 4.9. q es la presión dinámica del viento, en kg/m 2. Tabla 4.6. Coeficiente de topografía S 1 Topografía

Valor de

(a) Todos los casos excepto los dados en (b) y (c) (b) Laderas y cimas montañosas muy expuestas en donde se sabe que el viento se acelera, y valles donde debido a su forma se concentra el viento (c) Valles encerrados protegidos de todo viento

1,0

S 1

1,1 0,9

Tabla 4.7. Clasificación del terreno Rugosidad 1 Rugosidad 2 Rugosidad 3 Rugosidad 4

Campos abiertos sin obstrucciones. Campos abiertos con vallas. Campos con muchas vallas, pueblos o afueras de ciudades. Zonas grandes y frecuentes obstrucciones como centros de ciudad.

Según la clasificación por seguridad y vida útil, las NSR -98 asignan un valor el cual será siempre constante para edificaciones, estructuras y elementos de ocupación especial diseñados para prestar servicios indispensables esenciales o de atención a la comunidad, dicho valor para el coeficiente de seguridad y vida útil ( S 3) es 1,05. Tabla 4.8. Coeficiente de rugosidad del terreno, del tamaño de la estructura y de altura sobre el terreno S 2 Altura (m) 3 5 10 15 20 30

Rugosidad 1 0,78 0,83 0,93 0,99 1,01 1,05

Rugosidad 2 0,67 0,74 0,88 0,95 0,98 1,03

Rugosidad 3 0,60 0,65 0,74 0,83 0,90 0,97

Rugosidad 4 0,52 0,55 0,62 0,69 0,75 0,85

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño mecánico 40 50 60 80 100

1,08 1,10 1,12 1,15 1,17

1,06 1,08 1,10 1,13 1,16


1,01 1,04 1,06 1,10 1,12

0,93 0,98 1,02 1,07 1,10

Tabla 4.9. Coeficiente de variación de la densidad del aire S 4 S4 1,00 0,94 0,88 0,83 0,78 0,73 0,69

Altura sobre el nivel del mar (m) 0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000

Estructuras El cálculo para determinar la fuerza del viento sobre las estructuras se debe realizar mediante la ecuación 4.15 de acuerdo con la NSR-98 . (4.15)

F va = C f q Ae

Donde: F va es la carga del viento sobre la estructura, en kg. C f es el coeficiente de fuerza para estructuras, depende de la forma de la misma, véase tabla 4.10 ó 4.11. q es la presión dinámica del viento, en kg/m 2, véase ecuación 4.14. Ae es el área normal a la dirección del viento o área efectiva frontal, en m 2. Tabla 4.10. Coeficiente de fuerza C f para estructuras de sección circular Tipo de superficie

Ф ·V s (m

Todas las superficies Áspera o con proyecciones Lisa

<6 ≥ 6 ≥ 6

2

/s)

0,5

1

0,7 0,5

C f para una relación h/ Ф

2

5

10

20

∞

0,7

0,7

0,8

0,9

1,0

1,2

0,5

0,5

0,5

0,5

0,6

0,6

h es la altura de la estructura, en m. es el diámetro en la punta de la estructura, para estructuras en concreto, metálicas y en fibra de vidrio, en m. Ф

V s es la velocidad de viento de diseño, en m/s, véase ecuación 4.13. Ф·V s es el régimen de flujo, en m 2 /s.



Tabla 4.11. Coeficiente de fuerza C f para estructuras en celosía Relación de solidez 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

Estructuras cuadradas 3,8 3,3 2,8 2,3 2,1

Estructuras triangulares equiláteras 3,1 2,7 2,3 1,9 1,5

La relación de solidez es igual al área efectiva de la estructura, medida perpendicularmente a la dirección del viento, dividida por el área comprendida entre los bordes exteriores de la estructura, medida en la misma dirección del viento. Para cualquier otro tipo de forma de estructura en concreto, metálica o en fibra de vidrio de sección uniforme, refiérase a la tabla de coeficientes de fuerza C f de edificios revestidos sección uniforme, ejercida en la dirección del viento de las NSR-98 . Conductores El cálculo para determinar la fuerza del viento sobre los conductores se debe realizar mediante la ecuación 4.16 de acuerdo con la NSR-98 . F vc = C f· q·K· Ф·l v

(4.16)

Donde: F vc es la carga del viento sobre el conductor, en kg. C f es el coeficiente de fuerza para alambres y cables, véase tabla 4.12. q es la presión dinámica del viento, en kg/m 2, véase ecuación 4.14. K es el coeficiente de reducción para miembros de longitud y esbeltez finitas, véase tabla 4.13. l v es la longitud del vano viento, en m. Ф es el diámetro del conductor, en m.

Tabla 4.12. Coeficientes de fuerza C f para alambres y cables Régimen de flujo (m2 /s)

Alambres de superficie lisa

Ф·V s < 0,6 Ф·V s ≥ 0,6

1,2 0,5

Alambre galvanizado o pintado 1,2 0,7

Cables de trenzado fino

Cables de trenzado grueso

1,2 0,9

1,3 1,1

V s es la velocidad de viento de diseño, en m/s, véase ecuación 4.13. Ф·V s es el régimen de flujo, en m 2 /s.



Tabla 4.13. Valores del coeficiente de reducción K para miembros de longitud y esbeltez finitas l v / Ф

Cilindro circular, flujo subcrítico Cilindro circular, flujo supercrítico Elemento plano perpendicular al viento

∞ 2 5 10 20 40 50 100 0,58 0,62 0,68 0,74 0,82 0,87 0,98 1,00 0,80 0,80 0,82 0,90 0,98 0,99 1,00 1,00 0,62 0,66 0,69 0,81 0,87 0,90 0,95 1,00

Aisladores, herrajes y accesorios El cálculo para determinar la fuerza del viento sobre los aisladores, herrajes y accesorios se debe realizar mediante la ecuación 4.17 de acuerdo con la NSR-98 . F ai = C f· q·K· Ф·l ai

(4.17)

Donde: F ai es la carga del viento sobre los aisladores, en kg. C f es el coeficiente de fuerza para miembros estructurales de sección circular, véase tabla 4.14. q es la presión dinámica del viento, en kg/m 2, véase ecuación 4.14. K es el coeficiente de reducción para miembros de longitud y esbeltez finitas, véase tabla 4.13. l ai es la longitud del aislador o cadena de aisladores, en m. Ф es el diámetro del aislador, en m.

Tabla 4.14. Coeficiente de fuerza C f para miembros estructurales de sección circular Régimen de Flujo Flujo subcrítico

Flujo supercrítico

2

Ф·V s < 6 m /s

Coeficiente de fuerza C f

R e < 4,1x105 6 ≤ Ф·V s < 12 m2 /s 4,1x105 ≤ R e < 8,2x105 12 ≤ Ф·V s < 33 m2 /s 8,2x105 ≤ R e < 22,6x105 2 Ф·V s ≥ 33 m /s R e ≥ 22,6x105

V s es la velocidad de viento de diseño, en m/s, véase ecuación 4.13. Ф·V s es el régimen de flujo, subcrítico, en m 2 /s.

1,2 0,6 0,7 0,8



R e es el número de Reynolds, R e = Ф·Vs/v, siendo Ф el diámetro del aislador, en m, V s la velocidad del viento de diseño, en m/s, y v la viscosidad cinemática del aire, la cual es 1,46x10-5 m2 /s a 15ºC y presión atmosférica estándar. 4.4.3 Esfuerzos longitudinales Presentes únicamente en estructuras de retención y terminales, debido al desequilibrio de tensiones mecánicas ejercidas por los conductores y cables de guarda. Se deben realizar todos los cálculos de tensiones mecánicas longitudinales ejercidas por los conductores sobre la estructura mediante la identificación de la hipótesis dominante aplicando la Ley de Hook, véase ecuación 4.18, y determinando la tensión mecánica exacta en cada una de las hipótesis. L2 − L1 = L1 α ( θ 2 − θ 1 ) + L1

t 2 − t 1

(4.18)

E

L1 =

2 th1 cosh w 1

 a w 1     2 th1 

(4.19)

L2 =

2 th2 cosh w 2

 a w 2     2 th2 

(4.20)

 a w 1    2 th1 

(4.21)

 a w 2   2 th 2  

(4.22)

t 1 = th1cosh 

t 2 = th2 cosh 

2 th2 cosh w 2

=

+

2 th1 cosh E w 1

2 th1 w 1

 a w 2  2 th1  a w 1    −  = cosh  2 th w 2 th 2 1 1      a w 1   α ( θ 2 − θ 1 ) +  2 th1 

cosh 

 a w 1      th2 cosh   2 th1  

Donde: L2 es la longitud final del conductor, en m. L1 es la longitud inicial del conductor, en m.

 a w 2    − th1cosh  2 th2 

(4.23)  a w 1        2 th1  



Θ2 es la temperatura final del conductor, en ºC. Θ1

es la temperatura inicial del conductor, en ºC.

t 2 es la tensión mecánica final del conductor, en kg/mm 2. t 1 es la tensión mecánica inicial del conductor, en kg/mm 2. α es el coeficiente de dilatación del conductor, en ºC -1.

E es el módulo de elasticidad del conductor, en kg/mm 2. th 2 es la tensión mecánica horizontal final del conductor, en kg/mm 2. th 1 es la tensión mecánica horizontal inicial del conductor, en kg/mm 2. w 1 es el peso aparente inicial del conductor, en kg/m/mm 2. w 2 es el peso aparente final del conductor, en kg/m/mm 2. a es la longitud del vano, en m. Para la determinación de las tensiones mecánicas horizontales finales de cada hipótesis se debe aplicar la ecuación exacta de cambio de estado, ecuación 4.23, mediante el uso de herramientas informáticas que faciliten su obtención. Para conductores ACSR y AAAC, a menos que el fabricante no facilite los valores del coeficiente de dilatación y el módulo de elasticidad, éstos se deben calcular de la siguiente manera: α =

2 2 α al E al hal φ al + α ac E ac hac φ ac 2 2 E al hal φ al + E ac hac φ ac

E =

2 2 E al hal φ al + E ac hac φ ac 2 2 hal φ al + hac φ ac

Donde: a al es el coeficiente de dilatación del aluminio, en ºC -1. a ac es el coeficiente de dilatación del acero, en ºC -1. E al es el módulo de elasticidad del aluminio, en kg/mm 2. E ac es el módulo de elasticidad del acero, en kg/mm 2. h al es el número de hilos de aluminio.

(4.24)

(4.25)



h ac es el número de hilos de acero. Фal es el diámetro de un hilo de aluminio, en mm. Фac es el diámetro de un hilo de acero, en mm.

4.4.4 Esfuerzos por cambio de dirección de la línea Debido al ángulo de deflexión presente en estructuras de ángulo o de cambio de dirección de alineamiento, existe una resultante en función del mismo ángulo y de los esfuerzos longitudinales y transversales que ejercen los conductores, cables de guarda, aisladores, herrajes, accesorios y otros equipos que convergen en la estructura. Cuando la estructura de ángulo está sujeta a igualdad de condiciones en sus vanos adyacentes, la resultante de sus esfuerzos por cambio de dirección de alineamiento tiene la misma dirección de la bisectriz del ángulo interno en el punto de deflexión. El cálculo de la fuerza resultante debida al cambio de dirección de línea en una estructura de ángulo se realiza mediante el uso de las ecuaciones 4.26 y 4.27, según sea el caso. •

Para estructuras de retención y suspensión con cadenas de aisladores y aisladores de espigo.  β   β   β   + th22 sen  + F vc cos   + F ai  2   2   2 

F cd = th12 sen

•

(4.26)

Para estructuras de retención o terminal con cadenas de aisladores.  β   β   + th22 sen  + F vc cos  2   2   β   β  + F 1ai cos   + F 2ai cos    2   2 

F cd = th12 sen

Donde: F cd es la fuerza resultante por cambio de dirección, en kg. th12 es la tensión mecánica horizontal del vano anterior, en kg. th2 2 es la tensión mecánica horizontal del vano posterior, en kg. β es el ángulo de deflexión, en grados.

F vc es la carga del viento sobre el conductor, en kg. F ai es la carga del viento sobre los aisladores, en kg.

 β     2 

(4.27)



F1ai es la carga del viento sobre los aisladores del vano anterior, en kg. F2 ai es la carga del viento sobre los aisladores del vano posterior, en kg. 4.4.5 Esfuerzos por levantamiento Se presentan en estructuras localizadas en puntos topográficos bajos, donde las tensiones mecánicas ejercidas por los conductores y los cables de guarda sobre la estructura tienen dirección ascendente. En todo diseño se debe evitar que cualquier estructura esté sometida a una resultante que origine efectos de levantamiento. La determinación de los esfuerzos por levantamiento debe efectuarse en el plantillado teniendo en cuenta la posición de la estructura y la comprobación con la curva de temperatura mínima. 4.4.6 Esfuerzos verticales Se presentan por el peso propio de la estructura, crucetas, conductores y cables de guarda si los hay mediante el uso del gravivano, aisladores, herrajes, accesorios y otros equipos. El manguito de hielo es un fenómeno originario de esfuerzos verticales y será necesaria su inclusión dentro de dichos esfuerzos cuando la envergadura y circunstancias del proyecto así lo determinen. 4.5 CONDICIONES DE CARGA PARA LAS ESTRUCTURAS Todas las condiciones de carga se deben estudiar para determinar la más desfavorable y seleccionar el tipo de estructura que soporte dicha condición. Estos cálculos deben ir incluidos dentro de las memorias de cálculo de todo proyecto. 4.5.1 Condición normal Todos los conductores y cables de guarda sanos operando bajo condición diaria (Velocidad de viento promedio de diseño y temperatura coincidente), se considera que se encuentra en la condición normal. 4.5.2 Condición anormal En la condición anormal cualquier conductor o conductores a los que se haga referencia debe ser el de mayor altura, debido a que éste representa mayores esfuerzos de flexión para la estructura. Estructura de suspensión Las condiciones de diseños exigidas para las estructuras de suspensión son: •

Un conductor roto en cualquier fase. Las demás fases y los cables de guarda sanos (Velocidad de viento máximo promedio y temperatura coincidente).

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño mecánico •


Un cable de guarda roto y las fases y el cable de guarda restante (si existe) sanos (Velocidad de viento máximo promedio y temperatura coincidente).

Estructura de retención Las condiciones de diseños exigidas para las estructuras de retención son: •

Cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos (Velocidad de viento máximo promedio y temperatura coincidente).

•

Dos fases diferentes rotas. Las fases restantes y los cables de guarda, sanos (Velocidad de viento máximo promedio y temperatura coincidente).

Estructura terminal Las condiciones de diseños exigidas para las estructuras terminales son: •

Cualquier fase y un cable de guarda rotos simultáneamente. Las demás fases y el cable de guarda restante (si existe), sanos. (Velocidad de viento máximo promedio y temperatura coincidente).

•

Dos fases diferentes rotas. Las fases restantes y los cables de guarda, sanos. (Velocidad de viento máximo promedio y temperatura coincidente).

4.5.3 Condición de montaje Para toda estructura autosoportante terminal o de retención debe comprobarse la forma de montaje más conveniente según sean las características mecánicas de la misma, con el fin de evitar posibles accidentes por rotura o vuelco de la estructura debido a exceso de cargas aplicadas en el momento del montaje y a las que sólo será sometida la estructura una vez haga parte de la línea en su vida útil. El uso de templetes temporáneos en el momento del montaje está permitido siempre y cuándo a éstos se les haya comprobado su resistencia mecánica para la situación requerida. 4.6 MOMENTOS EN LAS ESTRUCTURAS Y CURVAS DE UTILIZACIÓN 4.6.1 Factores de seguridad Con el fin de mantener las condiciones de diseño a pesar de las variaciones de los suelos o debido a fenómenos atmosféricos se usan factores de seguridad. Los factores de seguridad aplican para condiciones normales de operación, para condiciones anormales el factor de seguridad será 1,25 para los diferentes tipos de carga. Los factores de seguridad para estructuras en concreto y metálicas así como los de cargas transversales de viento se incluyen en la siguiente tabla, según las NSR-98 y NTC 1329. Tabla 4.15. Factores de seguridad



Factor de seguridad 2,5 1,5 1,1 2,0 1,2 1,5 2,0 3,0

Estructura en concreto Estructura metálica Cargas verticales Cargas transversales de viento Cargas longitudinales Cargas de ángulo Cables para templetes Aisladores y herrajes

4.6.2 Momento resistente de la estructura El momento resistente es aquella tensión mecánica de trabajo que soporta la estructura a una altura a partir de la superficie del terreno hasta 20 cm de la punta de la misma sin presentar ninguna deformación. El momento resistente se determina mediante el uso de la ecuación 4.28. M re =

T rp f se

( Let − Lep − 0.2 )

(4.28)

Donde: M re es el momento resistente de la estructura, en kg·m. T rp es la tensión mecánica de rotura de la estructura, en kg. Let es la longitud total de la estructura, en m. Lep es la longitud de empotramiento, en m. f se es el factor de seguridad el cual toma el valor de 2,5 para estructuras en concreto y 1,5 para estructuras metálicas. 4.6.3 Longitud de empotramiento La longitud de empotramiento de la estructura se calcula mediante el uso de la ecuación 4.29. La longitud mínima permisible de empotramiento es de 1,5 m. Lep = 0,1·Let +0,6 Donde: Let es la longitud total de la estructura, en m. Lep es la longitud de empotramiento, en m. 4.6.4 Momento por presión del viento sobre la estructura

(4.29)



El momento debido a la presión del viento está aplicado en un punto considerado el centroide de la superficie efectiva sobre la cual incide el viento, se puede calcular mediante el uso de la ecuación 4.30 la cual aplica para cualquier tipo de estructura. M va = f sva F va h h=

( Let − Lep ) φ 1 + 2 φ 2 3

φ 1 + φ 2

(4.30) (4.31)

Donde: M va es el momento debido a la presión del viento sobre la estructura, en kg·m. f sva es el factor de seguridad para cargas transversales de viento. F va es la fuerza del viento sobre la estructura, en kg. h es la altura del centroide y punto de aplicación de la carga de viento sobre el nivel del terreno, en m. Ф1 es el diámetro equivalente o diámetro real de la estructura a nivel del terreno, en m. Ф2 es el diámetro equivalente o diámetro real en la cima de la estructura, en m.

4.6.5 Momento por esfuerzos de cambio de dirección de la línea El momento ejercido a la altura de amarre de los conductores en las estructuras de cambio de dirección de la línea y provocado por la resultante en función de las tensiones mecánicas y presiones del viento en los conductores se determina mediante el uso de la ecuación 4.32. M cd = f scd F cd hmon

(4.32)

Donde: M cd es el momento debido al cambio de dirección, ejercido por los conductores y aisladores, en kg·m. f scd es el factor de seguridad para cargas de ángulo. F cd es la fuerza resultante por cambio de dirección, en kg. h mon es la altura de montaje de los conductores, en m. 4.6.6 Curvas de utilización



Las curvas de utilización deben estar referenciadas en todo proyecto y son un medio aproximado para determinar la funcionalidad de la estructura sometida a fuerzas longitudinales y transversales, permite obtener la gráfica del ángulo de deflexión de la línea en función del vano viento. Esta gráfica se puede obtener mediante la implementación de la ecuación 4.33. M re ≥ M va + M cd

(4.33)

Donde: M re es el momento resistente de la estructura, en kg·m. M va es el momento debido a la presión del viento sobre la estructura, en kg·m. M cd es el momento debido al cambio de dirección, ejercido por los conductores y aisladores, en kg·m. En caso tal que la estructura esté formada por más de un poste, el momento resistente y el momento debido a la presión del viento se analizan para cada poste individual y el momento debido al cambio de dirección de la línea se divide en el número de postes del cual está formada la estructura. En el anexo IV se incluyen ejemplos de curvas de utilización. Las curvas de utilización deben ser incluidas en las memorias del proyecto. 4.7 TEMPLETES Y/O RETENIDAS Se instalarán templetes cuando las cargas a las que está sometida la estructura sean mayores que las que puede soportar con seguridad, se recomienda reducir su número al mínimo posible y, si es económicamente practicable, se la dará preferencia a las construcciones sin templetes. Los templetes o cables de retenida quedarán alineados con el eje de la red o sobre la bisectriz del ángulo suplementario del de deflexión de la línea. El esfuerzo que los conductores trasmiten a los cables de retenida deben ser soportados y limitados por la capacidad del mismo, transmitiendo una parte al terreno a través del anclaje y otro a la estructura en forma de esfuerzo vertical el cual debe ser de especial importancia en el caso de los postes metálicos. Todo templete instalado en redes de media tensión llevará aislador tipo tensor. La localización del cable de retenida no debe provocar ningún tipo de contaminación visual para el peatón y conductores en accesos a edificaciones o sitios de alta concurrencia.



Tabla 4.16. Cables utilizados en el levantamiento de retenidas Diámetro nominal del torón (pulg)

(mm)

1/4 1/4 9/32 9/32 5/16 5/16 3/8 3/8

6,35 6,35 7,14 7,14 7,94 7,94 9,52 9,52

Cantidad de hilos

3 7 3 7 3 7 3 7

Diámetro nominal de los alambres galvanizados (pulg)

(mm)

0,120 0,080 0,130 0,093 0,145 0,104 0,165 0,120

3,05 2,03 3,30 2,36 3,68 2,64 4,19 3,05

Peso aprox. (kg/km)

Resistencia mecánica grado alta resistencia GHS (kg)

Resistencia mecánica grado extra-alta resistencia EHS-SGX (kg)

174 180 204 244 254 305 327 406

4 730 4 750 5 260 6 400 6 350 8 000 8 360 10 800

6 740 6 650 7 500 8 950 9 100 11 200 11 800 15 400

Cuando otras empresas instalen conductores para diversos usos, deberán, en caso de ser necesario adicionar las correspondientes retenidas para soportar los nuevos esfuerzos a los que se verá sometida la estructura. Los cables de acero galvanizado que serán utilizados como templetes deberán cumplir con la NTC 2145. 4.7.1 Cálculo del templete y/o retenida El cálculo del calibre del templete se realiza según las ecuaciones 4.34 y 4.35. T t =

T r f s

T t senϕ = n F cd

Donde: T t es la tensón admisible del templete, en kg. T r es la tensión de rotura del templete, en kg, véase tabla 4.16. f s es el factor de seguridad, véase tabla 4.15. φ

es el ángulo existente entre el templete y el eje de la estructura, en grados.

n es el número de conductores localizados a la altura de amarre del templete.

(4.34) (4.35)



F cd es la fuerza debida al cambio de dirección de la línea en estructuras de ángulo véase ecuaciones 4.26 y 4.27, o la fuerza de debida al final de línea en estructuras terminales, en kg. 4.7.2 Tipos El tipo de retenida o templete se selecciona de acuerdo con los requerimientos y oportunidades de diseño, véase capítulo 5 numeral 5.1.3. Los tipos de templetes y/o retenidas son: •

Directo a tierra

•

Anclaje

•

Poste a poste

•

Pie de amigo

Arriostramiento 4.8 CONSIDERACIONES SÍSMICAS •

La respuesta sísmica de la estructura está íntimamente ligada a la forma como los movimientos sísmicos del terreno afectan a la estructura a través de su cimentación. Las características dinámicas del suelo subyacente, la rigidez y disposición de la cimentación y el tipo de sistema estructural interactúan entre sí para caracterizar los efectos sísmicos sobre ella. El hecho de que no se tomen en cuenta los factores anteriores puede conducir a variaciones entre la respuesta sísmica estimada y la respuesta real de la estructura según la NSR-98. Para la realización de todo proyecto de líneas o redes eléctricas se debe presentar previamente un estudio geotécnico, en donde debe realizarse una exploración del subsuelo en el lugar en que se van a instalar las estructuras. El estudio geotécnico debe contemplar un informe en el cual se relacione la exploración y los resultados obtenidos en el laboratorio, se den las recomendaciones que se deben seguir en el diseño de la cimentación, la definición de los efectos sísmicos locales, aspectos especiales a ser tenidos en cuenta, asentamientos esperados, su viabilidad en el tiempo y las medidas que deben tomarse para no afectar la construcciones y edificaciones vecinas. Teniendo en cuenta el nivel de zona de amenaza sísmica del departamento de Boyacá y la envergadura de los proyectos de líneas y redes eléctricas en la influencia de la comunidad, el diseño sismo resistente se debe realizar mediante el método del análisis dinámico elástico contemplado en la NSR-98.



4.8.1 Cimentaciones Toda estructura con una carga de rotura mayor a 510 kg debe llevar una cimentación a base de concreto. Las cimentaciones pueden ser tipo cilíndrica o prismática, dependiendo del tipo de terreno y del criterio económico (ver figura 4.2). Existe un coeficiente de seguridad de vuelco que por lo general es mayor a 1,5 y viene dado por: C S =

M e

(4.36)

M v

Donde: M e es el momento estabilizador total, en kg·m. M v es el momento de vuelco, en kg·m. El momento de vuelco de la cimentación viene dado por la ecuación 4.37: 

M v = F  H 1 +



2  h 3 

(4.37)

Donde: F es el esfuerzo horizontal resultante de la solicitación combinada, en kg. H 1 es la altura del punto de aplicación del esfuerzo resultante con respecto al terreno, en m. h es la profundidad de la cimentación, en m. El momento estabilizador total es la suma del momento debido a las reacciones horizontales del terreno sobre las paredes del macizo y el momento debido a las reacciones verticales del terreno sobre el fondo del macizo. El momento difiere si la cimentación es tipo aporte de hormigón (cilíndrica) o monobloque (prismática). Aporte de hormigón (Cilíndrica) Esta cimentación se realiza enterrando directamente el poste al terreno y añadiendo aporte de hormigón según las condiciones del terreno.

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño mecánico M e =

d ·h


3

52,8

·Ch·tan (α )

(4.38)

Donde: d es el diámetro de la cimentación, en m. h es la profundidad de la cimentación, en m. Ch es el coeficiente de compresibilidad del terreno en las paredes laterales a h m etros de profundidad, en kg/m 3. α es

el ángulo de rotación admisible de la cimentación, en grados. El máximo ángulo de rotación admisible es α = 0,573º. Monobloque o bloque único (Prismática) Las cimentaciones monobloque son de forma prismática recta de sección cuadrada. El momento estabilizador de la cimentación monobloque se determina mediante la ecuación 4.39. M e =

b·h 3

36

 a  2 P  − ·  2 3 b·Ck ·tan(α )   

Ch·tan (α ) + P·

(4.39)

Donde: b es la altura de la cimentación, en m. a es la base de la cimentación, en m. h es la profundidad de la cimentación, en m. Ck es el coeficiente de compresibilidad del terreno en fondo del macizo a k metros de profundidad, en kg/m 3. α es

el ángulo de rotación admisible de la cimentación, en grados. El máximo ángulo de rotación admisible es α = 0,573º. P es el esfuerzo vertical resultante en el que se incluye el peso propio del apoyo, el peso propio del macizo de hormigón y los esfuerzos verticales de conductores, en kg.



Figura 4.2. Cimentación cilíndrica y prismática.

5 CONSTRUCCIÓN DE REDES EN MEDIA TENSIÓN En la zona de cobertura de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., las redes aéreas o subterráneas de distribución de energía eléctrica en media tensión deben estar localizadas en zonas de espacio público o zonas que se hayan adquirido para la ubicación de las instalaciones de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando no esté en contraposición con lo requerido en el Plan de Ordenamiento Territorial (POT). El tendido de las redes aéreas se debe hacer por el costado norte en las calles y occidente en las carreras. La selección de estructuras se debe realizar de acuerdo con el perfil del terreno y las curvas de utilización que tiene cada estructura. Todas las líneas y redes entregadas para su operación y mantenimiento a la Empresa, deben cumplir con la normatividad vigente. Si un proyecto en particular requiere estructuras especiales, éstas deben ser soportadas con cálculos mecánicos, sísmicos y económicos, para que sea evaluada por personal de la Empresa.



Los materiales y equipos que se instalen en el sistema de distribución de la Empresa deberán presentar el Certificado de Homologación expedido por un ente acreditado por la SIC. De igual forma se deberá presentar el Certificado de Conformidad de Producto con el RETIE. 5.1 REDES AÉREAS Los planos constructivos de redes aéreas de media tensión son referenciados en el Anexo V. En la construcción de redes aéreas, se debe cumplir con la resolución 950 de 2006 del Ministerio de Transporte: •

Cualquier poste que requiera ser instalado para la prestación de servicios públicos domiciliarios deberá colocarse estrictamente como mínimo desde los 14 m contados a partir del eje de la vía (vías de primer orden) o desde los 11 m contados a partir del eje de la vía (vías de segundo orden) o desde los 9 m contados a partir del eje de la vía (vías de tercer orden). En vías de doble calzada, los 14 m se medirán a partir de la calzada exterior. Quedan exentos los proyectos de iluminación, los cuales deben regirse por las especificaciones establecidas por el ente regulador correspondiente. No se podrán afectar las zonas adyacentes a la carretera como la berma, obras de protección, cunetas, filtros, descoles, muros de protección, etc.

•

Cuando la zona de carretera no sea homogénea y su ancho no sea como mínimo 30 m para vías de primer orden, 24 m para vías de segundo orden y 20 m para vías de tercer orden, la entidad prestadora del servicio público domiciliario deberá buscar las alternativas de solución por su propia cuenta y riesgo sin utilizar la zona de carretera. En tal caso y de requerirse terrenos adicionales para dichas instalaciones, estos deberán ser adquiridos por la entidad prestadora del servicio público domiciliario a su costa y sin compromiso para la institución que tiene a cargo el tramo de carretera.

•

Esta especificación no rige para pasos urbanos donde no se disponga del ancho mínimo de zona de carretera ni en los casos en los cuales los 14 m a partir del eje de la vía coincidan con los taludes de la misma, por cuanto ello afectaría su estabilidad. Los postes en estas zonas y con el objeto de advertir su presencia a los conductores y minimizar los riesgos que generan al usuario de la vía, deberán señalizarse con pintura reflectiva. Esta señalización se hará directamente sobre el poste por medio de bandas negras y amarillas reflectivas alternadas, inclinadas 45 grados con la vertical cayendo hacia el lado de circulación del tránsito, con un ancho de 0,20 m y en una altura de 1,0 m medido a partir de la cota del terreno; finalizando con un anillo en lámina reflectiva grado ingeniería de color amarillo con un ancho de 0,20 m.

•

El vano máximo permitido para redes aéreas en media tensión en el sector urbano es de 70 m.

5.1.1 Consideraciones generales Unidades constructivas para los apoyos en redes de media tensión



La especificación de redes de distribución en unidades constructivas tiene por objeto reducir tiempos y por ende costos de diseño y construcción. Las unidades constructivas conforman un conjunto de materiales normalizados que constituyen las estructuras básicas. Codificación

La codificación utilizada para identificar las unidades constructivas está de acuerdo con la relación empleada para la normalización del tipo de apoyo y la disposición de la línea. En las tablas 5.1 y 5.2, se muestran los códigos para el tipo de apoyo y disposición de la línea en la estructura. Tabla 5.1. Codificación para el tipo de apoyo. Tipo de apoyo Código Paso o alineación P Ángulo A Retención R Suspensión S Terminal T Tabla 5.2. Codificación para disposición de la línea. Disposición Código Horizontal O Bandera B Semibandera M Vertical V En H conductores horizontales H Nota 1. Por política de la Empresa, se prohíbe la instalación de conductores en disposición triangular. Estructura del código

La codificación que se utiliza para la identificación de planos de las unidades constructivas está basada en el nivel de tensión, el tipo de apoyo y la disposición, tal como se presenta en la tabla 5.3. Así:



Tabla 5.3. Estructura del código. -1#

X

X

-2-

-3-

## / ###

X

La parte -1- describe e identifica al circuito instalado en la estructura, de acuerdo con el nivel de tensión, el tipo de apoyo y la disposición de los conductores. Se compone de un número en la primera casilla seguido de dos letras del alfabeto. El número indica el nivel de tensión del circuito; se utilizan para los diferentes niveles de tensión, los indicados en el numeral 3.1.1.1 de la presente norma. Las letras describen el tipo de apoyo y la disposición de los conductores. Ver tablas 5.1 y 5.2. Por ejemplo una estructura de 34,5 kV circuito sencillo en ángulo disposición semibandera tendrá como código en la primera parte la sigla: 3AM. La parte -2- del código se compone de dos números divididos por una barra, describe las características del poste usado en la estructura. El primer número corresponde a la altura del apoyo en metros (8, 9, 10, 12, 14). El segundo número indica la carga de rotura del mismo en kg (510, 750, 1050, etc.). Si es un poste de 12 m y 750 kg carga de rotura, la primera y segunda parte del código que identifica esta estructura será: 3AT-12/750. La parte -3- del código está dedicada a definir la longitud de la cruceta (en metros) que se utiliza en la estructura y en casos especiales podrá estar acompañado por otra letra que indica si la estructura lleva cable de guarda, en cuyo caso se adiciona la letra G o si es un circuito bifilar se adiciona la letra B. 5.1.2 Templetes y/o retenidas Se deben colocar en aquellos apoyos donde el cálculo mecánico lo justifique. Para los templetes se utilizan cables de acero galvanizado mínimo de 0,635 cm (1/4”). Deben quedar alineados de acuerdo con los cálculos mecánicos. La varilla de anclaje debe ser de 15,875 mm x 1,80 m (5/8” x 6’), lleva una posición oblicua y en la misma dirección del templete.



Las varillas deben quedar por fuera del suelo entre 10 y 15 cm y orientadas sus perforaciones en la dirección del cable de retenida, el cual se debe entizar. Se deben instalar grapas prensahilos y guardacabos (6” x 3 pernos). Los anclajes para las líneas de distribución primaria podrán ser de concreto. En su defecto se podrán emplear retales de ángulo galvanizado en caliente de 7,62 x 7,62 x 0,63 x 50 cm (3" x 3" x 1/4" x 19,7”); teniendo en cuenta las características mecánicas del vano que soportarán. Todo templete instalado lleva mínimo un aislador tensor clase ANSI 54-2 (13,2 kV) o ANSI 54-3 (34,5 kV), ubicado a 3 m del amarre del viento al poste. Se debe utilizar guardacabo de 0,63 cm (1/4") galvanizado en caliente para la protección del cable en el punto de sujeción a la varilla de anclaje. No se permite la instalación de templetes en el sector urbano, en este caso se deben utilizar estructuras autosoportantes. El tipo de retenida o templete se selecciona de acuerdo con los requerimientos y oportunidades de diseño. Estos son: •

Directo a tierra

Los cables de retenida se deben instalar formando un ángulo no menor a 30º con el eje vertical de la estructura. Cuando exista más de un cable de retención que concurre en el mismo anclaje, el ángulo de 30º lo forma el cable que se sujete a mayor altura con el eje vertical de la estructura. En lugares donde haya suficiente espacio, el ángulo existente entre el cable de retenida y el eje vertical de la estructura puede tomar valores hasta 45º. En aquellos casos en los que se sujete más de un cable a una varilla, esta se debe enterrar en línea con el cable que forme un ángulo menor con el eje vertical de la estructura, es decir, en línea con el cable que se sujete a mayor altura. Está prohibido instalar cables de retenidas en puntos inferiores al punto de amarre de los conductores, para evitar efectos de deflexión en la estructura por mal uso de la misma. •

Anclaje

Los anclajes consisten en una varilla de acero ASTM A-242 o SAE J410C, grado 950 anclada a un bloque de concreto reforzado de 0,40 x 0,40 x 0,15 m. La varilla y el cable de acero de la retenida se unen por medio de un tensor en ‘U’ galvanizado o guardacabo.



La cimentación para todo anclaje debe tener una base cuadrada de 50 cm y una profundidad de 1,4 m, ubicando el anclaje con su ángulo de inclinación respectivo y posteriormente llenándolo con una capa de concreto ciclópeo que deberá tener una resistencia mínima de 210 kg/cm 2 (3000 psi). Si la capacidad portante de las paredes del terreno en la cimentación no es estable ésta se debe cubrir con una capa de grosor de 10 cm y ampliar la cuadratura de la cimentación a 60 cm. •

Poste a poste

Se utiliza cuando por ninguna razón el uso de retenida tipo directo a tierra permite conservar una distancia discreta entre vías o zonas de tránsito vehicular y el anclaje de la retenida. Consiste en la construcción de un templete que une dos estructuras, la estructura principal a la cual se le está haciendo la retenida y la estructura auxiliar la cual debe tener una altura libre mayor a 6,6 m y estar directamente retenida a tierra en caso tal que sea necesario. La estructura auxiliar puede ser una estructura existente que debido a su resistencia soporta los nuevos esfuerzos a los que será sometida, en caso tal que se presente esta situación se debe justificar mediante cálculos incluidos en las memorias el uso de estas estructuras existentes. Tanto la estructura principal como la secundaria deben llevar aisladores tipo tensor. •

Pie de amigo

Se utiliza cuando por alguna razón el lugar no permite la utilización de los templetes anteriores. Debe ser una estructura que sirva de soporte a la estructura principal y conservar un ángulo mínimo de 20º entre el eje vertical de la estructura principal y eje central inclinado de la estructura auxiliar o estructura de retenida. La profundidad de enterramiento de la estructura auxiliar debe estar entre los 0,9 y 1,8 m. •

Arriostramientos

La estructura en H puede utilizarse con o sin arriostramiento en X, dependiendo de la magnitud de los esfuerzos a los que esté sometida. Las ventajas del uso de arriostramientos son: •

Disminuye la necesidad de cables para retenidas.



•

Aumenta la cargabilidad y los momentos flectores y por torsión del conjunto o estructura.

•

Asegura la invariabilidad de la estructura.

•

Responde adecuadamente a solicitaciones extremas en condiciones anormales de operación.

•

Las dimensiones del arriostramiento se determinan según las necesidades de la estructura, justificando su selección y manteniendo una distancia mínima con respeto al nivel del terreno de 2,5 m desde la primera junta de amarre con los postes.

5.1.3 Conectores La selección y montaje de conectores debe ceñirse a las recomendaciones de los fabricantes. Para el cierre de arcos primarios horizontales y verticales (goteras) se deben emplear conectores de ranura paralela 3 tornillos. En circuitos alimentadores principales se debe emplear doble conector en cada arco. 5.1.4 Empalmes Se permiten empalmes de conductores con sección transversal igual o superior a 53,5 mm2 (1/0 AWG), utilizando conector de compresión por tensión tipo tubular, de dimensión acorde con el calibre del conductor. Se emplean conectores para el cierre de arcos en estructuras en retención, utilizando dos en cada unión. 5.1.5 Cimentaciones En terrenos donde el nivel portante del terreno no sea el adecuado, se emplearán estructuras con cimentación para la cual se deben presentar los cálculos correspondientes, según numeral 4.8.1. Se debe construir una base de concreto en toda estructura con carga de rotura superior a 510 kg. El concreto para el anclaje debe tener una resistencia mínima de 210 kg/cm 2 (3 000 psi). La longitud mínima de empotramiento para estructuras se establece en el numeral 4.6.3. 5.1.6 Puesta a tierra El sistema de puesta a tierra en estructura con subestación se compone de las puestas a tierra instaladas en los DPS, transformador, condensadores, reguladores, equipos de maniobra, neutro y elementos metálicos, y tendrá un valor máximo de 10 Ω .



En caso de no cumplir debe acudir a cualquier alternativa tecnológica reconocida, contrapesos o material artificial que no pierda sus características conductoras, para garantizar la seguridad de las personas e instalaciones (ver numeral 6.8.3). 5.1.7 Riego y tendido de conductores Los conductores deben regarse sobre el piso usando los carretes del empaque y luego izarse hasta las poleas o apoyos provisionales de tendido. Deben desenrollarse en la dirección y forma indicados por los fabricantes, en los empaques y carretes. Los cables de izaje deben conectarse a los conductores por medio de conectores giratorios y mordazas. Las distancias de los conductores entre sí y a las estructuras, sin viento y a la temperatura de tendido, deben estar de acuerdo con las distancias mínimas de seguridad. Se debe evitar que los conductores formen entorches, dobladuras, torceduras o desgastes. En ningún caso se deben arrastrar sobre las crucetas ni elementos de apoyo. Se recomienda realizar mediciones de fuerza aplicada sobre los conductores con un dinamómetro o equipo que lo sustituya, debidamente certificado y calibrado, y confrontarlos con los valores del diseño. El tendido de los conductores debe realizarse en las condiciones ambientales necesarias para que los conductores no presenten esfuerzos por temperatura y tensión mecánica superiores a los de condiciones normales de operación. Todas las secciones de conductores que hayan sufrido daño por la aplicación de mordazas deben repararse antes de ser instalados en su sitio, se debe tener en cuenta lo mencionado en 5.1.5. 5.1.8 Conexión de fases La secuencia de fases es el orden en que las tres tensiones de un sistema trifásico aparecen, por ejemplo ABC o BAC. A menudo es necesario conocer la secuencia de fase para: •

Determinar la dirección de rotación de motores polifásicos.

•

Determinar la conexión apropiada cuando un banco de transformadores trifásicos se conectan en paralelo.

•

Determinar que la secuencia de fase no cambie cuando un banco de transformadores trifásicos es reemplazado.



•

Determinar las conexiones apropiados para medidores de energía.

5.1.9 Servidumbres Cuando se requiere cruzar terrenos particulares, la Empresa exige la obtención de los respectivos derechos de paso y/o servidumbre, con los documentos que sustenten tal propiedad (fotocopia de la cédula del propietario del terreno y certificado de libertad y tradición que acredita la propiedad). La Empresa sólo los exigirá una vez se le solicite la revisión y recepción de las obras. 5.2 REDES SUBTERRÁNEAS 5.2.1 Consideraciones generales De acuerdo con las disposiciones establecidas en los POT respectivos de cada municipio donde la Empresa tenga influencia, se debe tener en cuenta que tipo de avenida o tipo de área permite la construcción de redes aéreas, en caso contrario se debe acudir a la construcción de redes subterráneas. Los conductores en redes subterráneas de media tensión se deben proteger contra la torsión, el pandeo, la tracción, la presión y las curvas muy pronunciadas. Se prohíbe la instalación de conductores directamente enterrados. Los planos constructivos de las redes subterráneas de media tensión son referenciados en el Anexo VI. 5.2.2 Canalizaciones Las canalizaciones irán preferiblemente en andenes y zonas verdes. Se evitará al máximo la ubicación de canalizaciones sobre vías vehiculares. Las canalizaciones de la red en media tensión no deben cruzarse con las canalizaciones de la red en baja tensión ni con las de otros sistemas de servicios públicos. La profundidad de las zanjas tiene en cuenta los requerimientos de esfuerzos a que puedan estar sometidos los ductos según el sitio donde estén instalados. Si al hacer la excavación de la zanja se encuentra en el fondo, material de mala calidad como arcillas expansivas por ejemplo, se debe extraer y rellenar con recebo compactado en una profundidad de sobre excavación de 30 cm. El fondo de la zanja debe ser uniforme y debe compactarse para evitar posibles pandeos de la canalización. Se debe colocar una capa de arena con un espesor mínimo de 4 cm en el fondo de la zanja.



Como señal preventiva de presencia de ductos eléctricos se debe colocar a lo largo de la zanja a una profundidad de 30 cm de la superficie del relleno, la banda plástica especificada para la señalización. En terrenos planos los ductos se deben instalar con una pendiente del 0,5% hacia las cajas. En terrenos escarpados los ductos no deben tener una pendiente superior al 30%. En cuanto al número de ductos, se debe instalar como mínimo un ducto de 10,16 cm (4'') y, donde se requiera, uno de reserva con las mismas especificaciones. 5.2.2.1

Dimensiones

Para determinar el número máximo de conductores por ducto se debe aplicar la tabla 5.4. Tabla 5.4. Porcentaje de sección transversal en tubos conduit, para el llenado de conductores.

5.2.2.2

Número de conductores

2

Más de 2

Todos los tipos de conductores

31 %

40 %

Materiales

Se debe emplear gravilla para realizar la compactación sobre la arena. La reposición de zonas pavimentadas que se deterioren por la construcción de canalizaciones deberá ejecutarse de acuerdo con las especificaciones dadas por la Secretaría de Obras Públicas del respectivo municipio o el organismo encargado y cumpliendo con los decretos municipales vigentes. 5.2.3 Ductos El extremo de los ductos dentro de las cajas de inspección y subestaciones interiores debe tener los bornes redondeados y lisos para evitar daño a los conductores. El interior de los ductos tendrá un acabado lo más terso posible y libre de asperezas o filos que puedan dañar los conductores. La sección transversal de los ductos debe ser tal que de acuerdo con su longitud y curvatura permita instalar los conductores sin causarles daño. Se prohíbe el uso de tubería galvanizada empleada en redes de distribución de agua. Los ductos a la entrada de cajas de inspección o recintos deben quedar en terreno muy bien compactado o quedar soportados adecuadamente para evitar esfuerzos cortantes en los mismos.



Los ductos de reserva deben taponarse a fin de mantenerlos libres de basura, tierra etc. En ningún caso, el ducto debe terminar directamente en la embocadura a la caja de inspección. La distancia mínima entre el piso de la caja y la parte inferior del ducto o banco de ductos será de 30 cm. Antes de tender los conductores, los ductos deberán ser sellados provisionalmente empleando tapones adecuados al diámetro del ducto. Adicionalmente, deberán limpiarse cuidadosamente los ductos que vayan a ser empleados en la canalización. En exteriores, se debe utilizar exclusivamente tubería conduit metálica. La unión de ductos de PVC se hará mediante soldadura para este tipo de ducto, si es ducto de cemento se hará mediante uniones de asbesto cemento y para ductos metálicos será mediante uniones metálicas. Se debe evitar el uso de materiales que puedan penetrar al interior de los ductos, formando protuberancias que al solidificarse puedan causar daño a los conductores. 5.2.4 Cajas de inspección Las cajas de inspección de piso deben estar espaciadas a lo sumo cada 40 m en línea recta, e instalarse en todo cambio de dirección o de pendiente contraria, en las transiciones de tipos de cables, en las conexiones de cargas o equipos y en las derivaciones. Para las cajas ubicadas en los andenes, las tapas podrán ser de concreto o metálicas, cuadradas o circulares; para las cajas ubicadas en las vías las tapas deben ser de concreto cuadradas o circulares. Las tapas se deben construir en un ángulo de 45º. La base de las cajas de inspección será en gravilla. En la caja de mayor profundidad de cada tramo se debe construir desagüe en tubería mínimo de 19,05 mm (3/4”) y conectarse a la red de aguas lluvias. Se debe garantizar que el agua fluya desde las otras cajas hacia la caja que posee tubería de desagüe. Las tapas de las cámaras deben llevar el nombre de la empresa; para este caso la Empresa y el año de fabricación. Todas y cada una de las cajas de inspección deben tener: •

Acceso fácil para efectos de inspección y mantenimiento.

•

Desagüe adecuado y tipo de terreno.



•

Tapas resistentes al paso regular de peatones y/o vehículos según el caso.

•

Una separación mínima de 30 cm entre el piso de la caja y la pared inferior del ducto más bajo.

•

La caja de paso debe estar separada de la estructura mínimo 0,5 m en los afloramientos.

Las cajas de empalmes y de paso deben tener dimensiones y espacio suficiente para la instalación de los conductores. Dimensiones para tendidos rectos

La longitud de la caja no debe ser inferior a 48 veces el diámetro exterior total (sobre el recubrimiento) del mayor conductor blindado o recubierto de plomo o del mayor cable que entre en la caja. En el caso de conductores o cables no blindados, la longitud de la caja no debe ser inferior a 32 veces el diámetro exterior del mayor de ellos. Dimensiones para tendidos en U

La distancia entre la entrada de cada cable o conductor a la caja y la pared opuesta de la misma, no debe ser inferior a 36 veces el diámetro exterior sobre el recubrimiento del mayor de los cables o conductores. Si hay otras entradas, esta distancia se debe aumentar en la suma de los diámetros exteriores sobre el revestimiento de todos los cables o conductores que entren a la caja por la misma pared. Aplica la siguiente excepción: •

Si la entrada de un conductor o cable en una caja está en la pared opuesta a la tapa removible, se permite que la distancia desde esa pared hasta la tapa no sea inferior al radio de curvatura de los conductores.

La distancia entre la entrada de un cable o conductor a la caja y su salida de la misma no debe ser inferior a 36 veces el diámetro exterior sobre el recubrimiento de ese cable o conductor. 5.2.5 Conectores premoldeados Los conectores deben satisfacer: •

Cerrado, debe ser capaz de interrumpir la corriente para la que fue diseñado, en cualquier instante, sin producir sobretensiones peligrosas.

•

Abierto, debe ser capaz de cerrar rápidamente, en cualquier instante, incluso bajo corrientes de cortocircuito, sin que se suelden los contactos por las altas temperaturas.



5.2.6 Puesta a tierra Las pantallas electrostáticas de los cables deben estar puestas a tierra en las cámaras de empalme mediante alambre de cobre de sección transversal 3,3 mm 2 (12 AWG) aislado en color verde y varilla de puesta a tierra en cobre de 1,27 cm x 2,4 m o en acero recubierto en cobre de 1,5 cm x 2,4 m. La pantalla del terminal del cable de media tensión sólo debe aterrizarse en uno de los extremos del cable, con el fin de evitar circulación de corriente a través de la pantalla. 5.2.7 Instalación de conductores Se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones. •

Identificación de las fases: Mediante cintas de colores deben identificarse los conductores para cada fase antes de su tendido.

•

Tendido. El cable se lleva a un sitio sin aplicar tensión normal para bandejas, canaletas y canalizaciones abiertas.

En canalizaciones con líneas primarias existentes energizadas o no, deberá tenerse la debida precaución para la instalación de los conductores en tal forma que no hagan contacto con las otras líneas de distribución y no causen esfuerzos en ellas. En pendientes fuertes los cables deben instalarse de la parte alta hacia la parte baja, reduciendo de ésta manera esfuerzos. Cuando un conductor es sometido a tensiones puede presentar alargamientos donde se crean espacios vacíos los cuales son puntos de deterioro por efecto corona. Para el control de la tensión mecánica de halado será empleado dinamómetro debidamente calibrado por entidad acreditada para tal fin por la SIC. La tensión mecánica de halado de un cable se debe realizar bajo la menor de las siguientes condiciones: •

Tensión mecánica permisible en el conductor.

•

Tensión mecánica permisible en el dispositivo de tracción.

•

Presión lateral permisible.

Las tensiones mecánicas máximas permisibles a las que se deben someter los cables, no deberán rebasar los límites recomendados por los fabricantes.



Las radios mínimos de curvatura permitidos en la instalación de cables de energía en la distribución subterránea en el nivel de media tensión son de 12 veces el diámetro total del cable. 5.2.8 Rótulos Todos los conductores y cables deben estar rotulados con la información necesaria que indique mínimo los siguientes datos: la tensión nominal máxima que soporta el conductor, la letra o letras que indica el tipo de hilos o cables, el nombre del fabricante, marca comercial u otra marca que permita identificar fácilmente a la organización responsable del producto y la sección transversal en mm 2 (número AWG o kcmil). Para la adecuada marcación de circuitos se debe tener en cuenta el plano NC 600.



PARTE III 6 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES 6.1 CONSIDERACIONES GENERALES Este capítulo aborda el diseño y construcción de subestaciones que hagan parte de la red de distribución operada por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. 6.2 NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADOS En el sistema de distribución de la Empresa, se consideran exclusivamente los niveles de tensión incluidos en la tabla 6.1. Tabla 6.1 Niveles de tensión normalizados para transformadores en subestaciones Niveles de tensión (V) Alta Baja 13 200 214/123,5 13 200 240/120 1 34 500 214/123,5

Tipo de subestación

De distribución urbana De distribución rural De distribución urbana

Nota 1. Transformador monofásico con tap central en el secundario. La conexión de centros de transformación a 13,2 kV y 34,5 kV según el nivel de demanda está establecida en el capítulo 3, numeral 3.1.1.3. 6.3 SUBESTACIONES AÉREAS 6.3.1 Requisitos generales En subestaciones aéreas, la potencia nominal de transformador no puede ser superior a 225 kVA. Para potencias nominales superiores, el transformador debe instalarse en piso, sobre pedestal, en rieles o en subestaciones capsuladas o tipo “pad-mounted”. Las subestaciones aéreas se pueden construir en estructuras sencillas si la capacidad del transformador no excede los 75 kVA, de lo contrario se debe utilizar estructura en H. Para la construcción de subestaciones aéreas, se debe efectuar el cálculo mecánico de la estructura teniendo en cuenta los esfuerzos adicionales propios de la instalación del equipo de transformación. Los herrajes asociados a la instalación del transformador se deben incluir en los cálculos mecánicos. 6.3.2 Equipo de protección y equipo de maniobra Los transformadores en subestaciones aéreas deben protegerse contra sobrecorrientes y sobretensiones según lo establecido en la sección 6.7. Se instalarán como mínimo cortacircuitos-fusible y descargadores de sobretensión.



6.3.3 Puesta a tierra La puesta a tierra debe consistir al menos de un electrodo de cobre de 12,7 mm x 2,4 m (1/2” x 8’) o de acero recubierto en cobre de 15 mm x 2,4 m (5/8” x 8). La resistencia de puesta a tierra no puede ser superior a 10 Ω. Si con este diseño no es posible lograr el valor de resistencia mínimo requerido, se deben instalar contrapesos o electrodos adicionales conectados entre sí por un conductor en cobre con sección transversal igual o superior a 21,15 mm 2 (4 AWG). Alternativamente se puede realizar tratamiento del suelo utilizando compuestos artificiales que no pierdan las propiedades conductivas. En todo caso se debe garantizar la seguridad de las personas e instalaciones (ver numeral 6.8.3). Los descargadores de sobretensiones se deben conectar a la puesta a tierra por medio un conductor en cobre con sección transversal no inferior a 21,15 mm 2 (4 AWG). El neutro y la carcasa del transformador deben conectarse entre sí y ser puestos a tierra mediante un bajante independiente aislado, con un calibre no inferior a los establecidos en la tabla 6.2. La unión entre la carcaza y el neutro debe efectuarse con conductor en cobre con sección transversal igual o superior a 21,15 mm 2 (4 AWG). Tabla 6.2 Calibres mínimos para conductor de puesta a tierra – bajante del neutro y carcasa del transformador. Calibre del mayor conductor de entrada de acometida en baja tensión o equivalente en paralelo Cobre Aluminio ≤2 ≤ 1/0 1 ó 1/0 2/0 ó 3/0 2/0 ó 3/0 4/0 a 250 kcmil 4/0 a 350 kcmil 300 a 500 kcmil 400 a 600 kcmil 550 a 900 kcmil 650 a 1100 kcmil 1000 a 1750 kcmil ≥ 1200 kcmil ≥ 1800 kcmil

Calibre del conductor en cobre del electrodo de puesta a tierra (AWG)

8 6 4 2 1/0 2/0 3/0

El bajante del neutro de la subestación debe conectarse a la misma puesta a tierra que el bajante de los descargadores. Los bajantes de los descargadores y del neutro se deben instalar en tubos conduit PVC interiores al poste. Para subestaciones existentes, se utilizarán tubos conduit metálicos exteriores con una altura igual o superior a 2,4 m del terreno, sujetos al poste por medio de cinta bandit.

6.3.4 Aspectos constructivos Los detalles constructivos de subestaciones aéreas se encuentran en los planos referenciados en la tabla 6.3.



Tabla 6.3 Planos de detalles constructivos de subestaciones aéreas. Plano de referencia NC 700 NC 701 NC 702

Descripción

Montaje de transformador monofásico Montaje de transformador trifásico hasta 75 kVA Montaje de transformador trifásico hasta 225 kVA

6.4 SUBESTACIONES EN EXTERIORES CON TRANSFORMADOR SOBRE PEDESTAL O RIELES 6.4.1 Requisitos generales Se deben instalar sobre pedestal o rieles transformadores con capacidades superiores a 225 kVA, a menos que se instale subestación capsulada o tipo “pad-mounted”. En la base se debe construir un foso con capacidad para almacenar al menos 1,5 veces el volumen de aceite del transformador. El foso debe ser construido de tal forma que facilite el drenaje del aceite y actividades de mantenimiento, cargue y descargue. Los equipos de transformación deben instalarse en espacios limitados por cercas u otros encerramientos con una altura no inferior a 2,5 m que limiten el acceso de personal no autorizado. La cerca estará a una distancia no menor a 2,5 m de las partes energizadas. Las entradas a tales espacios deben exhibir las señales de riesgo correspondientes, según las especificaciones del plano NC 732. En aquellas instalaciones para las cuales se contemple circulación de personal en el patio de equipos estando éstos energizados, la distancia mínima de partes energizadas a tierra se toma como la distancia dieléctrica mínima incrementada en 2,25 m. Las distancias dieléctricas se incluyen en la tabla 6.10. Los aisladores y bujes se consideran elementos energizados y por lo tanto las distancias deben ser consideradas desde la base de estos elementos. Los linderos para circulación de personal deben tener como mínimo un ancho de 1,75 m. Para circulación de vehículos en el patio de la subestación, se deben tener en cuenta las distancias de seguridad establecidas en el numeral 3.3.3. El área de la subestación debe tener un nivel medio de iluminación no inferior a 100 luxes para condiciones de trabajo y no inferior a 50 luxes bajo condiciones normales 6.4.2 Equipo de protección y equipo de maniobra Los transformadores deben protegerse contra sobrecorrientes y sobretensiones según lo establecido en la sección 6.7. Se instalarán como mínimo, cortacircuitos fusibles y descargadores de sobretensión. 6.4.3 Puesta a tierra



Se debe construir malla de puesta a tierra según lo establecido en la sección 6.8 6.4.4 Protección contra descargas atmosféricas Las subestaciones deben protegerse contra descargas atmosféricas directas, según lo establecido en la sección 6.9. 6.4.5 Diseño de barrajes Se deben construir barrajes a los cuales estén conectados todos los equipos y circuitos si se cumple una de las siguientes condiciones: •

Existen varios circuitos al nivel de tensión correspondiente.

•

Existen varios transformadores. En este caso se deben construir barrajes a ambos niveles de tensión.

Se pueden utilizar barrajes rígidos o flexibles. Los circuitos y equipos deben conectarse al barraje respectivo utilizando los correspondientes elementos de protección y seccionamiento. 6.4.5.1

Diseño eléctrico de barrajes

La selección del calibre del conductor en barrajes flexibles y diámetro/espesor de las barras tubulares en barrajes rígidos debe seguir los criterios establecidos en el capítulo 3, sección 3.1: •

Tecnologías y calibre mínimos.

•

Capacidad amperimétrica bajo condiciones normales y de cortocircuito.

•

Regulación de tensión.

•

Pérdidas de potencia y energía.

Para conductores en cobre y aluminio se permiten las mismas tecnologías y calibre mínimos especificados en el numeral 3.1.2. Se permiten barras tubulares en cobre o aluminio con capacidades de corriente no inferiores 120 A. La capacidad de corriente del conductor o barra tubular seleccionado para un barraje debe calcularse con base en los flujos de potencia de los circuitos y equipos conectados al mismo. Para disminuir la capacidad de corriente de los barrajes se permite alternar la conexión de equipos que inyecten potencia al barraje con aquellos que la absorben.



No se permiten empalmes en el tramo de los barrajes si se utilizan conductores flexibles. 6.4.5.2

Diseño mecánico de barrajes

El diseño mecánico de barras flexibles se debe hacer según lo establecido en las secciones 4.1, 4.3.2 y 4.4 de la presente norma. El diseño mecánico tanto de barras rígidas como barras flexibles debe estar enfocado en minimizar el momento de flexión de acuerdo a la capacidad mecánica del barraje. La distancia mínima entre barrajes se debe cumplir en toda situación cuando por efectos de penduleo provocados por cortocircuito o velocidad máxima de viento estos se aproximen entre sí. 6.4.6 Diseño mecánico de pórticos y estructuras Los efectos de viento, peso, sismo y corrientes de cortocircuito deben ser considerados en todo diseño mecánico de estructuras para determinar distancias de seguridad y longitudes tanto del barraje como de la estructura, véase capítulo 4 de la presente norma. El diseño y selección de estructuras para subestaciones eléctricas se debe realizar con base en la condición más crítica según sección 4.5. Todo el conjunto de estructuras debe estar diseñado para soportar las tensiones mecánicas ejercidas por las barrajes, cables de guarda y accesorios de la subestación que estén conectados directa o que influyan indirectamente sobre las solicitaciones de las mismas. El uso de estructuras mixtas de concreto y acero y de estructuras metálicas está permitido siempre y cuando se conserve la estética entre la subestación y su ambiente. 6.4.7 Diseño mecánico de aisladores y herrajes Los aisladores y herrajes deben cumplir con los factores de seguridad establecidos en la sección 4.6.1. Tanto los herrajes como los aisladores deben estar diseñados para soportar las solicitaciones mecánicas y eléctricas a las que están sometidos. 6.4.8 Cimentaciones para transformadores y equipos Las cimentaciones para equipos y transformadores estarán referenciadas según lo establecido en la sección 4.8 de la presente norma. 6.4.9 Aspectos constructivos Los detalles constructivos de subestaciones con transformadores sobre pedestal o rieles en exteriores se encuentran en los planos referenciados en la tabla 6.4.



Tabla 6.4 Planos de detalles constructivos de subestaciones exteriores sobre pedestal o rieles. Plano de referencia NC 723

NC 726 NC 728 NC 729 NC 730 NC 731

Descripción

Base transformador de pedestal 1 – 5 MVA Centro de transformación exterior del transformador y celdas en local Pórtico de llegada de línea 34,5 kV a centro de transformación tipo exterior Centro de transformación 34,5 kV tipo exterior en derivación vista superior, lateral y frontal Centro de transformación 34,5 kV tipo exterior obra civil de la trampa de aceite Centro de transformación 34,5 kV tipo exterior derivación aérea con seccionador fusible

6.5 SUBESTACIONES CAPSULADAS 6.5.1 Requisitos generales Se contemplan dos tipos de diseño: en bóveda y en celdas. En el local de instalación no se permite el almacenamiento de materiales inflamables, debe existir una zona de recogida de líquidos y sistema de extinción de incendios. El acceso al local debe estar restringido y poseer las señales de riesgo correspondientes, según las especificaciones del plano NC 732. Debe tener ventilación adecuada para disipar las pérdidas del transformador a plena carga sin dar lugar a aumentos de temperatura que superen sus valores nominales. 6.5.1.1

Subestaciones en bóveda

Se deben instalar en bóveda transformadores con las siguientes características, excluyendo las excepciones de la sección 450 de la NTC 2050: •

Transformador tipo seco con capacidades superiores a 112,5 kVA o de más de 35 kV nominales.

•

Transformadores aislados con líquidos de alto punto de inflamación, no menor a 3000C.

•

Transformadores con aislamiento en aceite.

Para la construcción de las bóvedas se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: •

Las paredes y techos de las bóvedas para transformadores deben estar hechos de concreto reforzado mínimo de 0,15 m de espesor.



•

Los pisos de los bóvedas que estén en contacto con la tierra, deben ser de hormigón y de un espesor mínimo de 0,10 m, pero si la bóveda está construida teniendo por debajo un espacio vacío u otras plantas (pisos) del edificio, el piso debe tener una resistencia estructural adecuada para soportar la carga impuesta sobre él y debe tener una resistencia mínima al fuego de tres horas. No son aceptables las bóvedas con listones y paneles en las paredes.

•

Todos los vanos de puertas que lleven desde el interior de la edificación hasta la bóveda de transformadores, deben estar dotados con una puerta de cierre hermético y con una resistencia mínima al fuego de tres horas. Las puertas deben permanecer cerradas, de tal forma que sólo se permita el acceso a personal calificado, deben abrirse hacia fuera y poseer barra antipático para apertura bajo simple presión.

•

Si existen transformadores con aislante líquido, las puertas de la bóveda deben tener un umbral o brocal de altura suficiente para recoger dentro de la bóveda el aceite del transformador más grande que pudiera haber. En ningún caso, la altura del umbral debe ser menor a 0,10 m.

•

Las aberturas de ventilación deben cumplir lo establecido en el artículo 450 – 45 de la NTC – 2050.

6.5.1.2

Subestaciones en celdas

La subestación debe poseer módulos independientes para protecciones, medición, equipo de transformación, equipo de compensación e instalación del tablero de baja tensión. Se debe tener en cuenta el aislamiento de los equipos. El recinto de ubicación de la subestación capsulada debe tener como mínimo un nivel de iluminación medio de 100 luxes. 6.5.2 Equipo de protección y equipo de maniobra Las subestaciones capsuladas deben poseer elemento de corte o seccionamiento con capacidad para ser conmutado desde el exterior. Para protección contra sobrecorrientes se utilizarán fusibles limitadores de corriente seleccionados con base en la capacidad nominal del transformador. En el punto de conexión de la acometida subterránea se deben instalar descargadores de sobretensión y elementos de corte y protección teniendo en cuenta lo establecido en la sección en la sección 6.7. 6.5.3 Puesta a tierra



En cada uno de los módulos o compartimientos se debe incluir un barraje para conexión a tierra de todas las partes metálicas no conductoras de corriente, incluyendo el neutro y carcaza del transformador. Para el diseño de la malla de tierra se debe tener en cuenta lo establecido en la sección 6.8. 6.5.4 Aspectos constructivos Los detalles constructivos de subestaciones capsuladas se encuentran en los planos referenciados en la tabla 6.5. Tabla 6.5 Planos de detalles constructivos de subestaciones capsuladas. Plano de referencia

NC 704 NC 705 NC 706 NC 707 NC 708 NC 709 NC 710 NC 711 NC 712 NC 713 NC 714 NC 715 NC 716 NC 717 NC 718 NC 719 NC 720 NC 721 NC 722 NC 724 NC 727 NC 733

Descripción

Bóvedas para centros de transformación pasamuros a prueba de fuego. Bóvedas para centros de transformación compuertas de fuego. Puerta cortafuegos para bóveda de transformador Dimensión del local de la subestación con transformador duplex. Local para transformador en aceite. Disposición de los equipos de la subestación convencional de local. Celda de protección para MT vista frontal. Conexión entre celdas de protección con barraje y aisladores. Centro de transformación capsulado celda para transformador en aceite. Celda para transformador tipo seco. Disposición de equipo en la celda de protección del transformador. Subestación capsulada trampa de aceite. Celda del transformador. Disposición de la subestación capsulada con celda de medida y seccionador exterior. Subestación capsulada. Disposición equipo de protección y maniobra. Seccionador de operación bajo carga celda de seccionador dúplex. Seccionador de operación bajo carga con fusibles. Transformador en pedestal disposición de fusibles. Dimensiones mínimas del local de la subestación tipo pedestal. Centro de transformación 34,5 kV distancias mínimas en la celda. Centro de transformación subterráneo transformador tipo seco acceso frontal.



NC 734

Caja de inspección para transformador parcialmente sumergible.

6.6 SUBESTACIONES TIPO “PAD- MOUNTED” 6.6.1 Requisitos generales Este tipo de subestaciones no deben poseer partes energizadas expuestas y pueden ser instaladas tanto a la intemperie como bajo techo. El transformador puede ser aislado en líquido o tipo seco. La instalación de los transformadores debe estar acorde con lo especificado en la sección 450 de la NTC 2050. Las subestaciones tipo “pad – mounted” deben poseer medios de desconexión bajo carga tanto del lado de media tensión como del lado de baja tensión. Del lado de baja tensión, debe existir protección contra sobrecargas y cortocircuitos. Los compartimientos de media y baja tensión deben ser independientes y accesibles únicamente bajo llave. Deben existir las señales de riesgo correspondientes, según las especificaciones del plano NC 732. Los equipos de transformación deben instalarse en espacios limitados por cercas u otros encerramientos con una altura no inferior a 2,5 m que limiten el acceso de personal no autorizado. La distancia de la cerca a la parte frontal de la subestación será de al menos 3 m y a las partes posterior y laterales de al menos 1 m. Dentro del área limitada no deben existir estructuras fijas ni plantaciones. Las entradas a tales espacios deben exhibir las señales de riesgo correspondientes, según las especificaciones del plano NC 732. 6.6.2 Equipo de protección y equipo de maniobra El punto de conexión de la acometida en media tensión a la red de distribución debe tener medio de desconexión bajo carga y protección contra sobretensiones de acuerdo a la sección 6.7. El transformador debe ser del tipo autoprotegido. 6.6.3 Puesta a tierra Para subestaciones tipo “pad – mounted” se debe construir malla de tierra según la sección 6.8. 6.6.4 Aspectos constructivos Los detalles constructivos de subestaciones tipo “pad-mounted” se encuentran en los planos referenciados en la tabla 6.6. Tabla 6.6 Planos de detalles constructivos de subestaciones tipo “pad-mounted”. Plano de referencia NC 735

Descripción

Subestación tipo “pad-mounted”



NC 736

Obra civil subestación tipo “pad-mounted”

6.7 SELECCIÓN Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 6.7.1 Protección de transformadores Todos los transformadores deben protegerse contra sobrecorrientes y sobretensiones según lo establecido en los numerales 6.7.1.1 y 6.7.1.2. 6.7.1.1

Protección contra sobrecorrientes

Generalidades

La protección contra sobrecorrientes en transformadores debe evitar daños en los equipos como consecuencia de cortocircuitos y sobrecargas. La protección contra sobrecorrientes no debe operar ante sobrecargas temporales en el transformador y que no comprometan la vida útil del mismo ni ante corrientes transitorias tales como las correspondientes a la energización del transformador y conexión de cargas. Elementos de protección

Para la protección de transformadores se consideran exclusivamente los siguientes elementos: •

Fusibles tipo K, T, H, duales y limitadores de corriente.

•

Relés– Interruptores.

Esquemas de protección de transformadores

Los esquemas de protección de transformadores, según la potencia del transformador y tipo de conductores de los circuitos secundarios se incluyen en las tablas 6.7 y 6.8 Tabla 6.7 Elementos de protección lado de alta del transformador Potencia del transformador

< 5 MVA ≥ 5 MVA

Protección lado de alta (primario) Fusible Relé - Interruptor

Nota 1. Para transformadores con potencias superiores a 10 MVA, se debe implementar protección diferencial con restricción para corrientes de energización y relé térmico.



Tabla 6.8 Elementos de protección lado de baja del transformador Tipo de conductores circuitos secundarios Aislados red abierta Aislados red trenzada o red subterránea

Protección lado de baja (secundario)(1) No se requiere protección Fusible

Notas 1. Esta protección hace referencia a la de alimentación del barraje principal secundario, si existe, y no a los circuitos. Para el ajuste de esta protección se debe tener en cuenta principalmente la protección del transformador y la coordinación con elementos aguas abajo. Coordinación entre elementos de protección

Los tiempos y criterios de coordinación entre los diferentes elementos de protección se deben establecer en concordancia con lo establecido en el capítulo 3, numeral 3.2.1 de la presente norma. 6.7.1.2

Protección contra sobretensiones

Para protección de transformadores contra sobretensiones se consideran los siguientes elementos: •

Descargadores de óxido metálico.

•

Cuernos de arco instalados en el tanque del transformador.

La protección con cuernos de arco no debe ser la protección principal contra sobretensiones en el transformador. Las especificaciones para descargadores de óxido metálico se detallan en el numeral 3.2.2. El margen de protección de los descargadores debe ser al menos del 25 %. Los descargadores de sobretensiones se deben conectar a la malla de puesta a tierra por medio un conductor en cobre con sección transversal no inferior a 21,15 mm 2 (4 AWG). 6.7.1.3

Consideraciones adicionales sobre la protección de transformadores

Los transformadores con capacidades superiores a 1 MVA, deben poseer los siguientes elementos: •

Válvulas de sobrepresión.

•

Sensores para temperatura de aceite y devanados.

•

Sensores de nivel de aceite.



•

Respirador de sílica-gel.

Los transformadores con capacidades superiores a 5 MVA deben poseer relé Buchholz. 6.7.2

Protección de circuitos

La protección de los circuitos de salida en media tensión de una subestación contra sobrecorrientes y sobretensiones debe efectuarse con los criterios establecidos en los numerales 3.2.1 y 3.2.2. 6.8 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA 6.8.1 Requisitos generales Los elementos metálicos que no forman parte de la instalación eléctrica no deben ser utilizados como conductores de puesta a tierra. Las conexiones en el sistema de puesta a tierra deben ser realizadas mediante soldadura exotérmica o conector debidamente certificado. Los conductores y electrodos del sistema de puesta a tierra deben ser de cobre. Alternativamente se pueden utilizar electrodos de acero recubierto en cobre. Los electrodos de puesta a tierra deben tener una resistencia a la corrosión de al menos 15 años a partir de la fecha de instalación. Se debe consultar al fabricante de los electrodos de puesta a tierra sobre procedimientos específicos para su instalación. Los electrodos deben estar rotulados con nombre del fabricante y dimensiones dentro de los primeros 30 cm de la parte superior. La profundidad de la malla de puesta a tierra debe ser al menos de 50 cm. Para subestaciones en exteriores, se debe utilizar una capa de gravilla de un espesor no inferior a 5 cm en toda el área cubierta por la malla. La resistencia de puesta a tierra de la malla debe tener un valor igual o menor a 10

Ω.

El área de la malla de puesta a tierra debe ser como mínimo el área ocupada por la subestación. La malla de puesta a tierra debe consistir al menos de electrodos de 2,4 m y 12,7 mm (cobre) o de 2,4 m y 15 mm (acero recubierto en cobre) unidos entre sí por conductores en cobre con sección transversal igual a 21,15mm 2 (4 AWG) o superior. La conexión de las partes metálicas, no conductoras de corriente a la malla de puesta a tierra debe efectuarse mediante conductores en cobre desnudo de secciones iguales o superiores a las calculadas mediante la ecuación 6.1, según IEEE Std 80 – 2000. A = IK f t f 1,9737

(6.1)



Donde: A

es la sección del conductor en mm 2.

I

es la máxima corriente de cortocircuito simétrica en kA.

t f es

el tiempo de despeje de falla a tierra, determinado por el tiempo de operación de las protecciones. K f

es una constante, cuyo valor está especificado en la tabla 6.9.

La sección transversal mínima permitida es 33,6 mm 2 (2 AWG) en cobre. Tabla 6.9 Constantes para cálculo de la sección del conductor de puesta a tierra Material Cobre blando Cobre duro Cobre duro

Conductividad 100 % 97 % 97 %

Tm (°C) 1083 1084 250

K f

7,00 7,06 11,78

Nota 2. Tm es la temperatura de fusión o el límite de temperatura del conductor y una temperatura ambiente de 40°C. Los tableros de distribución en baja tensión dentro de la subestación deben poseer barrajes de neutro y tierra, los cuales deben ser conectados a la malla de puesta a tierra utilizando los calibres establecidos en la tabla 6.2. La malla de puesta a tierra debe extenderse por lo menos 1 m fuera de la cerca perimetral. La cerca del patio de equipos, si existe, y la cerca perimetral deben ser puestas a tierra en las esquinas y cada 10 m. Cuando se conecten directamente a la malla elementos con materiales diferentes al cobre, se debe utilizar aislamiento o conector bimetálico para evitar la corrosión. Los descargadores de sobretensiones se deben conectar a la malla de puesta a tierra por medio de un conductor en cobre con sección transversal no inferior a 21,15 mm 2 (4 AWG). En subestaciones con malla de puesta a tierra, se deben dejar puntos de conexión y medición accesibles e inspeccionables para verificar que las características del electrodo de puesta a tierra y su unión con la red equipotencial. Cuando para este efecto se construyan cajas de inspección, sus dimensiones deben ser mínimo de 30 cm x 30 cm, o de 30 cm de diámetro si es circular y su tapa debe ser removible. 6.8.2 Parámetros de diseño Los parámetros de diseño de la malla de puesta a tierra son los siguientes:



•

Resistividad del terreno, medida con base a lo establecido en el numeral 6.8.4.

•

Máxima corriente de cortocircuito a tierra.

•

Máximo tiempo de despeje de falla.

•

Factor de crecimiento de la subestación.

6.8.3 Metodología de diseño •

Cálculo de la resistencia de puesta a tierra.

•

Cálculo de las tensiones de contacto y de paso tolerables.

•

Cálculo de las tensiones de malla y paso según el diseño.

•

Cálculo del potencial de elevación de la malla y potenciales transferidos.

Los cálculos deben realizarse con base en lo establecido en el estándar IEEE Std 80 – 2000. Los criterios para determinar el grado de idoneidad del diseño son los siguientes: •

Tensiones de malla y de paso por debajo de las tolerables.

•

Potencial de elevación de la malla por debajo de valores tolerables.

•

Resistencia de puesta a tierra no mayor a 10

Ω.

Para el cálculo de las tensiones tolerables se debe tener en cuenta una resistencia del cuerpo humano de 1000 Ω y cada pie como una placa de 200 cm 2 con una fuerza equivalente de 250 N. Cuando por valores altos de resistividad del terreno, de elevadas corrientes de falla a tierra o tiempos de despeje de la misma, o que por un balance técnico-económico no resulte práctico obtener el valor de resistencia de puesta a tierra establecido, se debe garantizar que las tensiones de paso, contacto y transferidas aplicadas al ser humano en caso de una falla a tierra no superen las máximas tolerables. En este caso se pueden tomar medidas tales como: •

Buscar que las tensiones transferidas sean iguales o menores a las tensiones de contacto.

•

Hacer inaccesibles zonas donde se prevea la superación de los umbrales de soportabilidad para seres humanos.

•

Instalar pisos o pavimentos de gran aislamiento.

•

Aislar todos los dispositivos que puedan ser sujetados por una persona.



•

Establecer conexiones equipotenciales en las zonas críticas.

•

Aislar el conductor del electrodo de puesta a tierra a su entrada en el terreno.

•

Disponer de señalización en las zonas críticas.

•

Dar instrucciones al personal sobre el tipo de riesgo.

•

Dotar al personal de elementos de protección personal aislantes.

6.9 PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Las subestaciones a 13,2 kV y 34,5 kV ubicadas en sitios con nivel ceráunico superior a 70 días tormenta/año y 55 días tormenta/año respectivamente, deben apantallarse con el fin de evitar impactos directos de descargas atmosféricas. Para el apantallamiento de subestaciones, se consideran los siguientes elementos: •

Cables de guarda

•

Puntas

•

Mástiles

6.9.1 Protección con cables de guarda Los cables de guarda deben ubicarse en forma de malla sobre los pórticos y alrededor del perímetro en el cual están ubicados los equipos de patio de la subestación. Los cables de guarda deben ser en acero galvanizado con un calibre mínimo de 6,35 mm (1/4”). Si es factible desde el punto de vista técnico y económico, el sistema de cables de guarda de la subestación debe ser conectado al de los circuitos. En este caso, para los cables de guarda de la subestación se debe utilizar un calibre no inferior al de los cables de guarda de los circuitos. Los cables de guarda propios de la subestación y de los circuitos asociados a ésta deben ser conectados a la malla de tierra, según lo especificado en la sección 6.6. Los cables de guarda deben soportar las máximas corrientes de falla a tierra que se presenten en la subestación durante el tiempo correspondiente de operación de las protecciones sin perder sus propiedades mecánicas. 6.9.2 Protección con mástiles y puntas



El apantallamiento con mástiles y puntas se permite únicamente bajo consideraciones de tipo económico o en casos de protección de un equipo desprotegido por el sistema de cables de guarda. 6.9.3 Diseño del sistema de apantallamiento El sistema de apantallamiento debe diseñarse con base en método de los ángulos fijos o el modelo electrogeométrico según IEEE Std 998 - 1996. El diseño final debe especificar el número, ubicación y altura de cables de guarda, mástiles o puntas. El sistema de apantallamiento debe estar conectado a la malla de puesta a tierra por medio un conductor en cobre con sección transversal no inferior a 21,15 mm 2 (4 AWG). Los cables de guarda deben ser puestos a tierra en toda estructura de soporte de pórticos. En los puntos de conexión de cables de guarda, mástiles y puntas se deben colocar electrodos. 6.10 NIVELES DE AISLAMIENTO Los niveles de aislamiento normalizados para el equipo asociado a subestaciones tales como transformadores, interruptores, seccionadores, seccionalizadores, cortacircuitos, cables, conectores, aisladores, etc. se incluyen en la tabla 3.15. Además del nivel de aislamiento de los equipos, para subestaciones en exteriores, se deben tener en cuenta las distancias mínimas establecidas en la tabla 6.10. Tabla 6.10 Distancias dieléctricas mínimas fase-tierra y fase-fase Tensión nominal (kVrms) 13,2 34,5

Distancia mínima fase - fase (m) 0,30 0,38

Distancia mínima fase - tierra (m) 0,18 0,32

Nota 1. Las distancias de la tabla 6.10 corresponden a valores mínimos entre partes rígidas y conductores desnudos rígidos en instalaciones accesibles únicamente a personal calificado. 2. Las distancias de la tabla 6.10 no se aplican a partes interiores o a terminales exteriores de equipos diseñados, fabricados y ensayados con normas nacionales aceptadas. Para alturas superiores a 1000 m, se deben incrementar las distancias de la tabla 6.10 un 1,25 % por cada 100 m de incremento en altitud. Los tipos y selección de los aisladores utilizados en subestaciones deben cumplir los criterios establecidos en el capítulo 3, numeral 3.3.2. Para barrajes rígidos se deben emplear aisladores tipo poste.



6.11 REQUISITOS PARA DIMENSIONAMIENTO, INSTALACIÓN Y CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES La selección de la capacidad nominal de un transformador se debe efectuar con base en la demanda máxima diversificada de acuerdo a lo establecido en el capítulo 8. La instalación de transformadores en exteriores o interiores, según el tipo de aislamiento debe cumplir con los requisitos establecidos en el artículo 450 de la NTC 2050. Los transformadores trifásicos reductores deben poseer lado de alta conectado en delta y lado de baja conectado en estrella con neutro sólidamente puesto a tierra según lo establecido en la sección 6.8. Los transformadores monofásicos utilizados en subestaciones aéreas rurales deben poseer derivación central sólidamente puesto a tierra según lo establecido en la sección 6.8. Los transformadores trifásicos y monofásicos deben poseer cambiador de derivaciones sin carga en el devanado de alta tensión de 2 x ± 2,5 %. Se permite conectar transformadores en paralelo siempre y cuando sean exactamente idénticos: •

Deben tener la misma referencia y fabricante.

•

Potencias nominales iguales.

•

Tensiones nominales iguales en devanados de alta y baja (relación de transformación).

•

Deben tener la misma frecuencia de operación nominal.

•

Deben tener el mismo grupo de conexión.

•

Las impedancias de dispersión deben ser iguales.

•

Deben operar en la misma posición del tap.

Las longitudes y calibre de los conductores de fase y neutro de conexión a los barrajes de alta y baja tensión deben ser los mismos. Los transformadores deben poseer placa de características resistente a la corrosión, ubicada en un lugar visible y que contenga la siguiente información, según NTC 618: •

Marca o razón social del fabricante.

•

Número de serie dado por el fabricante.

•

Año de fabricación.



•

Clase de transformador.

•

Número de fases.

•

Diagrama fasorial.

•

Frecuencia nominal.

•

Tensiones nominales, número de derivaciones.

•

Corrientes nominales.

•

Impedancia de cortocircuito.

•

Peso total en kilogramos.

•

Grupo de conexión.

•

Diagrama de conexiones.

El fabricante debe suministrar la siguiente información al usuario en un catálogo: •

Número de serie dado por el fabricante.

•

Año de fabricación.

•

Clase de transformador.

•

Número de fases.

•

Diagrama fasorial.

•

Frecuencia nominal.

•

Tensiones nominales, número de derivaciones.

•

Corrientes nominales.

•

Impedancia de cortocircuito.

•

Peso total en kilogramos.

•

Grupo de conexión.

•

Diagrama de conexiones.



Si una persona distinta del fabricante repara o modifica parcial o totalmente el devanado de un transformador o cualquier otro de sus componentes, se debe suministrar una placa adicional para indicar el nombre del reparador, el año de reparación y las modificaciones efectuadas. 6.12 PLANTAS DE EMERGENCIA Se debe instalar sistema de suministro de emergencia en todos los edificios de atención o prestación de algún servicio al público, con alta concentración de personas, es decir, que pueda concentrar más de 100 personas por piso o nivel. Estos sistemas están destinados a suministrar energía eléctrica automáticamente dentro de los 10 segundos siguientes al corte, a los sistemas de alumbrado y fuerza para áreas y equipos previamente definidos, y en caso de falla del sistema destinado a alimentar circuitos esenciales para la seguridad y la vida humana. Los sistemas de emergencia deben suministrar energía a las señales de salida, sistemas de ventilación, detección y alarma de sistemas contra incendio, bombas contra incendio, ascensores, sistemas de comunicación, procesos industriales y demás sistemas en los que la interrupción del suministro eléctrico puede producir serios peligros para la seguridad de la vida humana. Los grupos de baterías de acumuladores deben proveerse con un cargador automático en los sitios donde se requiera respaldo adicional de energía. Este sistema debe proveer autonomía por 60 minutos a plena carga sin que la tensión baje del 87,5% de su valor nominal. Adicionalmente, cuando aplique, en el cuarto de la planta de emergencia debe disponerse de tomacorrientes para el precalentado y para cualquier otro uso necesario. Las subestaciones para el servicio de lugares con alta concentración de personas no deben contener transformadores con aislamiento en aceite a menos que estén confinados en una bóveda con resistencia al fuego mínimo de tres horas (ver numeral 6.5.1.1). En instalaciones que requieran planta de emergencia, las cargas esenciales se deben alimentar desde un barraje independiente con doble alimentación desde el transformador y la planta. Este barraje debe poseer elementos de corte provistos de enclavamiento electromecánico para el suministro alternativo suministro desde cualquiera de las fuentes. Para el diseño y montaje de plantas de emergencia debe tenerse en cuenta lo establecido en el capítulo 7 de la NTC 2050.





PARTE IV 7.

DISEÑO DE REDES DE BAJA TENSIÓN

Los criterios que se presentan en esta sección corresponden al diseño de las instalaciones eléctricas comprendidas entre los bornes de baja tensión de los transformadores de distribución de uso general hasta la protección de corte de la acometida de las redes que hacen parte de la zona de influencia de la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. 7.1 ASPECTOS GENERALES 7.1.1 Niveles de tensión En el área urbana y rural, sin excepción, los circuitos de las redes de distribución secundaria deben cumplir con las tensiones nominales establecidas en la tabla 7.1. Tabla 7.1. Tensión de servicio de la red según tipo de usuario Aplicación

Residencial urbana Residencial rural Comercial Oficial

Proveniente de transformador monofásico (V) 240/120 -

Proveniente de transformador trifásico (V) 208/120 208/120 208/120 208/120

7.1.2 Tensión de servicio La tensión de servicio para un usuario o grupo de usuarios está sujeta a la disponibilidad declarada por la Empresa y a las consideraciones de la tabla 7.1. La conexión de cargas industriales está sujeta a consideraciones de la calidad de energía y confiabilidad del sistema de distribución por parte de la Empresa, teniendo en cuenta la regulación vigente. 7.1.3 Conexión a redes de baja tensión La demanda máxima que puede suministrar la red está limitada por la máxima caída de tensión permitida, ver tabla 7.8; pérdida de potencia, ver tabla 7.9; e intensidad máxima admisible del conductor, ver tabla 7.11. No obstante, la demanda máxima que la Empresa puede suministrar a nivel de baja tensión es de 30 kVA. El tipo de acometida disponible para un usuario en baja tensión está sujeta a las condiciones técnicas de la red en baja tensión. 7.1.4 Factor de potencia de diseño

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño de redes de baja tensión


El factor de potencia de diseño es de 0,95 para instalaciones residenciales, 0,9 para instalaciones comerciales y 0,8 para instalaciones industriales. Las instalaciones industriales están sujetas a la normatividad vigente, teniendo en cuenta que el consumo de potencia reactiva debe ser igual o menor al 50% de la potencia activa. 7.1.5 Demanda máxima diversificada Para los diseños y obras de carácter eléctrico que adelante la Empresa, así como los diseños y obras que involucren redes eléctricas de uso general adelantadas por particulares, se tendrán en cuenta los factores de diversidad de la tabla 7.2. Tabla 7.2. Demanda máxima diversificada Número de usuarios 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Estrato 1 (kVA) 1,23 2,18 2,97 3,65 4,27 4,83 5,36 5,86 6,34 6,81 7,26 7,69 8,12 8,55 8,96 9,37 9,78 10,18 10,58 10,97 11,37 11,76 12,14 12,53 12,91 13,30 13,68 14,06 14,44 14,81

Estrato 2 (kVA) 4,51 6,06 6,96 7,60 8,12 8,58 8,99 9,37 9,73 10,08 10,41 10,74 11,06 11,38 11,69 12,00 12,31 12,61 12,91 13,21 13,51 13,81 14,10 14,40 14,69 14,99 15,28 15,57 15,86 16,15

Estrato 3 (kVA) 8,79 6,10 5,91 6,06 6,31 6,62 6,95 7,29 7,65 8,01 8,38 8,75 9,13 9,51 9,89 10,27 10,65 11,03 11,41 11,80 12,18 12,57 12,95 13,34 13,73 14,11 14,50 14,89 15,27 15,66

Estrato 4 (kVA) 12,73 6,24 5,82 5,91 6,17 6,49 6,84 7,22 7,60 8,00 8,40 8,81 9,22 9,64 10,05 10,47 10,89 11,31 11,73 12,15 12,58 13,00 13,42 13,85 14,27 14,70 15,12 15,55 15,97 16,40

Estrato 5-6 (kVA) 12,96 13,65 13,94 14,13 14,27 14,39 14,50 14,60 14,69 14,78 14,87 14,96 15,04 15,12 15,20 15,28 15,36 15,44 15,52 15,60 15,68 15,76 15,84 15,91 15,99 16,07 16,15 16,22 16,30 16,86

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño de redes de baja tensión 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75

15,31 15,80 16,29 16,79 17,28 17,78 18,27 18,76 19,26 19,75 20,24 20,74 21,23 21,73 22,22 22,71 23,21 23,70 24,19 24,69 25,18 25,68 26,17 26,66 27,16 27,65 28,14 28,64 29,13 29,63 30,12 30,61 31,11 31,60 32,09 32,59 33,08 33,58 34,07 34,56 35,06 35,55 36,04 36,54 37,03

16,69 17,23 17,77 18,31 18,84 19,38 19,92 20,46 21,00 21,54 22,07 22,61 23,15 23,69 24,23 24,77 25,31 25,84 26,38 26,92 27,46 28,00 28,54 29,07 29,61 30,15 30,69 31,23 31,77 32,30 32,84 33,38 33,92 34,46 35,00 35,53 36,07 36,61 37,15 37,69 38,23 38,77 39,30 39,84 40,38

16,18 16,70 17,23 17,75 18,27 18,79 19,31 19,84 20,36 20,88 21,40 21,92 22,45 22,97 23,49 24,01 24,53 25,06 25,58 26,10 26,62 27,15 27,67 28,19 28,71 29,23 29,76 30,28 30,80 31,32 31,84 32,37 32,89 33,41 33,93 34,45 34,98 35,50 36,02 36,54 37,06 37,59 38,11 38,63 39,15


16,95 17,49 18,04 18,59 19,13 19,68 20,23 20,77 21,32 21,87 22,41 22,96 23,51 24,05 24,60 25,15 25,69 26,24 26,79 27,33 27,88 28,43 28,97 29,52 30,07 30,61 31,16 31,71 32,25 32,80 33,35 33,89 34,44 34,99 35,53 36,08 36,63 37,17 37,72 38,27 38,81 39,36 39,91 40,45 41,00

17,42 17,99 18,55 19,11 19,67 20,23 20,80 21,36 21,92 22,48 23,04 23,61 24,17 24,73 25,29 25,86 26,42 26,98 27,54 28,10 28,67 29,23 29,79 30,35 30,91 31,48 32,04 32,60 33,16 33,72 34,29 34,85 35,41 35,97 36,53 37,10 37,66 38,22 38,78 39,34 39,91 40,47 41,03 41,59 42,16

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Diseño de redes de baja tensión 76 77 78 79 80

37,53 38,02 38,51 39,01 39,50

40,92 41,46 42,00 42,53 43,07

39,67 40,20 40,72 41,24 41,76


41,55 42,09 42,64 43,19 43,73

42,72 43,28 43,84 44,40 44,97

7.2 SELECCIÓN DE CONDUCTORES 7.2.1 Tecnologías permitidas Para circuitos aéreos urbanos se utiliza, preferiblemente, cables múltiplex (preensamblado) de aluminio duro ASC aislado para las fases y ACSR. Para el conductor neutro, ver tabla 7.3 a 7.6. Para circuitos aéreos rurales, además de lo anterior, también se puede utilizar cables de aluminio ASC desnudo y ACSR, ver tabla 7.3 a 7.6. En todos los casos el calibre del conductor neutro será como mínimo igual al empleado en las fases. 7.2.2 Aplicaciones permitidas Los conductores para la construcción de redes de baja tensión deben estar seleccionado de acuerdo con lo establecido en las tablas 7.3 a 7.6. Tabla 7.3. Conductores en aluminio desnudo Designación AAC/ ASC

AAAC ACAR ACSR

Descripción Conductor de aluminio Conductor de aleación aluminio Conductor de aluminio núcleo de aleación aluminio Conductor de aluminio núcleo de acero

Aplicación Distribución aérea rural.

de

Distribución aérea rural.

con de Distribución aérea rural. con

Distribución aérea rural.

Tabla 7.4. Conductores en cobre desnudo Designación Cobre

Descripción Cable de cobre desnudo

Aplicación Distribución aérea rural.

Tabla 7.5. Conductores en cobre aislado Designación

Descripción

THWN

Cable de cobre aislado

THW

Cable de cobre aislado

Aplicación Distribución aérea subterránea urbana y rural. Distribución aérea subterránea urbana y rural.

y y



Tabla 7.6. Conductores en aluminio aislado Designación THWN THW

Descripción Cable de aluminio aislado Cable de aluminio aislado

Aplicación Distribución aérea rural. Distribución aérea rural.

Tabla 7.7. Cables múltiplex con neutro como mensajero con aislamiento en polietileno reticulado para 90°C de temperatura. Designación

Trenzado triplex

Trenzado cuadrúplex

Descripción Conductor triplex de aluminio aislado en polietileno reticulado para 90°C Conductores cuadrúplex de aluminio con recubrimiento común. Aislamiento en polietileno reticulado para 90°C

Aplicación

Distribución aérea urbana y rural (opcional). Distribución aérea urbana y rural (opcional).



7.2.3 Criterios de selección y calibres mínimos El calibre del conductor debe seleccionarse teniendo en cuenta los siguientes criterios: 





Capacidad de corriente. Regulación de tensión. Pérdidas de potencia y energía.

Los límites permitidos para las magnitudes anteriores se contemplan en los numerales 7.3 y 7.4. El calibre mínimo permitido para redes en baja tensión es triplex autosoportado calibre 21,15 mm 2 (4 AWG) AAC con neutro 33,6 mm2 (2 AWG), AAAC y 13,30 mm 2 (6 AWG ) para conductores en cobre. EL calibre del conductor neutro debe ser mínimo el mismo calibre de los conductores de fase. 7.2.4 Capacidad de corriente La capacidad de corriente del conductor seleccionado, en cada circuito de una red, no debe ser inferior a la corriente correspondiente a la demanda máxima diversificada y proyectada según los lineamientos establecidos por la Empresa. Se permite calcular la capacidad de corriente de los conductores teniendo en cuenta los siguientes criterios: Generalidades. La capacidad de corriente de los conductores de 0 a 2 000 V nominales

debe ser la especificada en las Tablas 310-16 a 310-19 y sus notas correspondientes de la NTC 2050.

La capacidad de corriente es el resultado de tener en cuenta uno o más de los siguientes factores: •

La compatibilidad en temperatura con los equipos conectados, sobre todo en los puntos de conexión.

•

La coordinación con los dispositivos de protección contra sobrecorriente del circuito y de la instalación.

•

Los requisitos de los certificados o certificaciones de los productos.



El cumplimiento de las normas de seguridad establecidas por las prácticas industriales y procedimientos establecidos por la Empresa.

•

En la tabla 7.8 se muestra las capacidades de corriente para cables trenzados. Tabla 7.8. Capacidades de corriente para cables de aluminio aislado múltiplex en polietileno reticulado, redes aéreas Capacidad de Conductor Material Corriente

Triplex 33,63 mm2 (2 AWG-kcmil) Triplex 53,48 mm2 (1/0 AWG-kcmil) Triplex 107,22 mm2 (4/0 AWG-kcmil) Cuadruplex 53,48 mm2 (1/0 AWG-kcmil) Cuadruplex 107,22 mm2 (4/0 AWG-kcmil)

Trenzado: Fases 33,63 mm2 (2 AWG-kcmil) AAC – Neutro: 33,63 mm2 (2 AWG-kcmil) AAAC Trenzado: Fases 53,48 mm2 (1/0 AWG-kcmil) AAC – Neutro: 53,48 mm2 (1/0 AWG-kcmil) AAAC Trenzado: Fases 107,22 mm2 (4/0 AWG-kcmil) AAC – Neutro: 107,22mm2 (4/0 AWG-kcmil) AAAC Trenzado: Fases 53,48 mm2 (1/0 AWG-kcmil) AAC – Neutro: 53,48 mm2 (1/0 AWG-kcmil) AAAC Trenzado: Fases 107,22 mm2 (4/0 AWG-kcmil) AAC – Neutro: 107,22 mm2 (4/0 AWG-kcmil) AAAC

150 A 205 A 300 A 195 A 275 A

Conductores aislados . El aislamiento del conductor seleccionado debe soportar el

incremento de temperatura ante la máxima corriente de cortocircuito, según la ecuación 7.1:

 T 2 + λ   + λ T  1 

log I SC = Ak

t

(7.1)

Donde: I SC

es la máxima corriente de cortocircuito que soporta el conductor en Amperios

A

es el área del conductor en mm 2

k

constante del material (341 para cobre y 224 para aluminio)

T a1

es la máxima temperatura de operación del conductor grados Celsius

es la máxima temperatura admisible del conductor durante el cortocircuito grados Celsius. λ es constante: 234 para cobre y 228 para aluminio. T a 2

es el tiempo de duración del cortocircuito (tiempo máximo operación de las protecciones) en segundos. t



7.2.5 Regulación de tensión El calibre del conductor seleccionado debe cumplir con el valor de la regulación o caída de tensión establecida en la tabla 7.9. Tabla 7.9. Límites de regulación de tensión (desde bornera de baja tensión del transformador hasta caja de derivación) Porcentaje máximo de regulación (%)

Nivel de tensión de la red (V)

Sector urbano

240- 120 208- 120

3,0 3,0

Sector rural 7,0 7,0

Para efectos del cálculo de regulación, el factor de potencia de cada “usuario de mayor consumo” debe efectuarse en detalle teniendo en cuenta las características de las cargas conectadas a la instalación. El Anexo VII incluye constantes de regulación para redes en baja tensión. 7.2.6 Pérdidas de potencia y energía Las pérdidas máximas de potencia y energía se establecen en la tabla 7.10. Para el cálculo de las pérdidas de energía se deben tener en cuenta las curvas de demanda de las figuras 3.1 a 3.3. Tabla 7.10. Pérdidas máximas de energía y potencia Nivel de tensión de la red (V)

240- 120 208- 120

Pérdidas de potencia (%) Sector urbano Red Red aérea subterránea 2,50 2,50 2,50 2,50

Sector rural- Red aérea 3,00 3,00

Pérdidas de energía (%) Sector urbano Red Red aérea subterránea 2,00 2,00 2,00 2,00

Sector rural- Red aérea 5,00 5,00

7.3 PROCESO DE MANUFACTURA Los fabricantes de los conductores y elementos utilizados en la construcción de las redes de baja tensión deben estar certificados por una entidad acreditada por la SIC para este propósito.



7.4 PUESTA A TIERRA Toda estructura tipo terminal, sea red trenzada o abierta aislada o abierta desnuda, se debe aterrizar, a través de un sistema de puesta a tierra, según lo indicado en esta sección. El conductor de puesta a tierra del sistema de baja tensión debe ser en cobre desnudo con una sección transversal no inferior a 21,15 mm 2 (4 AWG) o equivalente. El electrodo de puesta a tierra será de cobre con un diámetro mínimo de 12,7 mm y una longitud mínima de 2,4 m (acero recubierto en cobre de 15 mm × 2,4 m). Las estructuras en concreto deben poseer tubería conduit interna de 12,7 mm (1/2") para instalación del conductor de puesta a tierra. Para redes existentes, los bajantes de puesta a tierra se instalarán en conduit metálico galvanizado externo con un diámetro mínimo de 12,7 mm (1/2").y una altura no inferior a 2,4 m. El conduit debe estar sujeto al poste mediante tres amarras de cinta bandit de 12,7 mm (1/2"). 7.5 CONSIDERACIONES ADICIONALES Además de los requerimientos establecidos, la utilización e instalación de conductores debe estar acorde con lo especificado en el Capítulo 8. El diseño mecánico de redes se contempla en el capítulo 4. 7.6 ACOMETIDAS Toda acometida debe ser visible y de fácil supervisión. Hacen parte de la acometida los siguientes elementos: conductores, elementos de protección, conectores y anclaje. 7.6.1 Conductores Los conductores adoptados para la construcción de acometidas son los mostrados en la tabla 7.11. Además de las tecnologías de la tabla 7.11, también se puede utilizar cable de cobre suave con aislamiento de 600 V THHN/THWN cuyo calibre debe seleccionarse acorde a los criterios de capacidad de corriente, regulación y pérdidas. 7.6.2 Selección de ductos La selección del diámetro de los ductos se realiza teniendo en cuenta que la máxima ocupación de área permitida sea igual o inferior al 40% de la sección del ducto. 7.6.3 Intensidad máxima permisible El conductor seleccionado para una acometida debe ser superior o igual a la intensidad máxima de diseño para el suministro. Para determinar la sección necesaria del conductor en una acometida trifásica, cuando éste también alimenta a una carga monofásica, se considera la intensidad en la fase más



cargada como la suma de la intensidad debida a la potencia trifásica y a la potencia monofásica. 7.6.4 Regulación de tensión El calibre mínimo de conductor es el de sección 8,37 mm 2 (8 AWG), siempre y cuando no exceda 2% en acometidas tipo aéreas. Para el caso de acometida subterránea la caída de tensión debe ser menor a 3%. 7.6.5 Protección de acometidas La protección de la acometida delimita el final de la red de uso general de distribución y el principio de la instalación del Cliente, ver tabla 7.11. Tabla 7.11. Calibre de acometidas antifraude aéreas e interruptor máximo de protección Cable de acometida

Concéntrico 2 x 8,37 mm2 (8 AWG) Concéntrico 3 x 8,37 mm2 (8 AWG) Concéntrico 4 x 8,37 mm2 (8 AWG) Concéntrico 2 x 13,30 mm2 (6 AWG) Concéntrico 3 x 13,30 mm2 (6 AWG) Concéntrico 4 x 13,30 mm2 (6 AWG)

I máx interruptor (A) ≤ 40 ≤ 63

Las acometidas subterráneas deben poseer protección contra sobrecorriente en el punto de derivación de la red aérea. Esta protección debe ser instalada en una caja o armario cuya instalación y especificación debe cumplir lo establecido en la sección 373 de la norma NTC 2050. 7.7 DISTANCIAS DE SEGURIDAD Las tablas 7.12 a 7.15 incluyen las distancias mínimas de seguridad que deben tenerse en cuenta para redes aéreas en baja tensión. Tabla 7.12. Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones de conductores desnudos Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones Descripción

Tensión nominal entre fases (kV)

Distancia (m)

Distancia vertical “a” sobre techos y proyecciones, aplicable solamente a zonas de muy difícil acceso a personas. (Figura 7.1)

<1

0,45

Distancia vertical “a”sobre techos y proyecciones, aplicable solamente a zonas de muy difícil acceso a personas. (Figura 7.1)

<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 7.1)

<1

3,5

Distancia vertical “d” a carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular. (Figura 7.1)

<1

5

Figura 7.1 Distancias de seguridad en zonas con construcciones, redes en baja tensión. Fuente RETIE artículo 13 . Tabla 7.13 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras, ferrocarriles, áreas cultivadas, ríos (redes aéreas con conductores desnudos). Descripción (ver figuras 7.2 a 7.5) d– Distancia mínima al suelo en cruces con carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a tráfico vehicular. d1 – Distancia mínima al suelo desde líneas que recorren avenidas, carreteras y calles. d– Distancia mínima al suelo en bosques, áreas cultivadas, pastos, huertos. e– Distancia mínima al suelo en cruces con ferrocarriles sin electrificar o funiculares. f– Distancia mínima en cruces con ferrocarriles electrificados,

Distancia mínima a circuitos en baja tensión

5,6 m

5m 5m 7,5 m 1,2 m

Normas para el diseño y la construcción de redes de energía eléctrica a nivel I y II

CÓDIGO: VERSIÓN: 1 ELABORACIÓN: 26/11/2008 PAGINA: - 115 -

tranvías y trole-buses. g– Distancia mínima en cruces con ríos, canales navegables o flotantes adecuados para embarcaciones con altura superior a 2 m y menor a 7 m. g– Distancia mínima en cruces con ríos, canales navegables o flotantes no adecuados para embarcaciones con altura superior a 2 m.

9,6 m

4,6 m

Figura 7.2 Distancias mínimas de seguridad en cruces con carreteras. Fuente artículo 13 RETIE .

Figura 7.3 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles no electrificados. Fuente artículo 13 RETIE .



Figura 7.4 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ferrocarriles electrificados. Fuente artículo 13 RETIE .

Figura 7.5 Distancias mínimas de seguridad en cruces con ríos. Fuente artículo 13 RETIE . No se permite el cruce de redes en baja tensión por encima de casas, edificaciones, construcciones y campos deportivos abiertos. Las distancias mínimas de seguridad en cruce de líneas (redes aéreas con conductores desnudos), ver tabla 3.19.



Tabla 7.14 Distancias mínimas de seguridad entre conductores en la misma estructura pertenecientes al mismo circuito o a circuitos diferentes (redes aéreas con conductores desnudos). Fuente artículo 13 RETIE Nivel de tensión (kV) <1

Distancia horizontal mínima (cm) 30

Distancia vertical mínima (cm) 40

Para circuitos pertenecientes a empresas diferentes, las distancias de la tabla 7.14 deben incrementarse en 60 cm. 7.7.1 Distancias con respecto a conductores de puesta a tierra La distancia en el aire entre conductores de puesta a tierra y conductores energizados no debe ser inferior a 30 cm para circuitos menores a 750 V. Estas distancias deben ser incrementadas un 1,25% por cada 100 m de incremento en altitud por encima de 1000 m. 7.7.2 Trabajos en proximidades de redes en baja tensión La distancia mínima de aproximación para trabajos en los que no se utilicen elementos de protección que prevengan choque eléctrico no debe ser inferior a 3 m. Para trabajos sobre andamios u otras estructuras, la distancia de éstas a las redes aéreas desnudas debe cumplir con lo establecido en la tabla 7.12. Estas estructuras deben estar soportadas en forma adecuada para evitar volcamientos.



8 CONSTRUCCIÓN DE REDES DE BAJA TENSIÓN Las redes de distribución de energía eléctrica en baja tensión deben estar localizadas en zonas de espacio público o zonas que estén predispuestas para ubicación de servicios públicos domiciliarios, siempre y cuando no esté en contraposición con lo requerido en el POT. Los materiales y equipos que se instalen en el sistema de distribución de la Empresa deberán presentar el Certificado de homologación expedido por un ente acreditado por la SIC. De igual forma se deberá presentar el Certificado de Conformidad de Producto con el RETIE. 8.1 REDES AÉREAS 8.1.1 Consideraciones generales En la construcción de redes aéreas, se debe cumplir con la resolución 950 de 2006 del Ministerio de Transporte (ver sección 5.1). Los planos constructivos para redes aéreas en baja tensión se referencian en el Anexo VIII. Si es necesario la construcción de una estructura diferente a las especificadas en los planos, se debe realizar un análisis detallado de selección, (cálculos de esfuerzos, cimentaciones, presión sobre apoyos, etc.) para aprobación por parte de la Empresa. En el sector urbano sólo se permite la instalación de red trenzada o preensamblada y el vano máximo permitido es de 40 m. En el sector rural pueden ser construidas paras redes trenzadas o abierta. Los postes permitidos son los mostrados en la tabla 8.1. Tabla 8.1. Postes de concreto Longitud ( m ) 8 10 12 14 16

Carga rotura (kg) 510 – 750 – 1050 510 – 750 – 1050 510 – 750 – 1050 750 – 1050 – 1350 750 – 1050 – 1350

La selección de estructuras se debe realizar de acuerdo con el perfil del terreno y las curvas de utilización que tiene cada estructura. Cuando la estructura conste de más de un poste, se debe evitar asentamientos de diferentes características en las bases de los mismos. La longitud de empotramiento, en terrenos normales, de los postes está dada por la ecuación 8.1. El diámetro del hueco debe ser 20 cm mayor que el de la base del poste. La longitud mínima de empotramiento es de 1,5 m. Lep = 0,1·Let +0,6 Donde:

(8.1)

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Construcción de redes de baja tensión


Let = Longitud total de la estructura, en m. Lep = Longitud de empotramiento, en m. En terrenos pendientes, la profundidad de enterramiento se debe medir desde el lado inferior de la excavación. Los postes deben empotrarse en el terreno de modo que los esfuerzos se distribuyan adecuadamente en el mismo, de acuerdo con sus características. Cuando se construyen redes, se debe garantizar el mismo acabado que tienen las calles y andenes antes de la excavación. La codificación de las estructuras en baja tensión se compone de dos partes y es similar a la utilizada para estructuras en media tensión (ver numeral 5.1.1). La primera consta de hasta cuatro casillas y describe el nivel de tensión, tipo de red y tipo de estructura. La segunda parte especifica la longitud y la carga de rotura del poste. La primera y segunda parte van separadas por un guión. Los caracteres empleados en la primera parte del código se especifican en la tabla 8.2. Tabla 8.2. Codificación de estructuras en baja tensión. Número de Caracter Descripción casilla 1 2 3 4 (Red abierta)

I

T (Trenzada) V (Abierta) P (Paso) T (Terminal) D (En derivación) A (Angular) #

Nivel de tensión Tipo de red Tipo de estructura Número de puestos de la percha

A manera de ejemplo, una estructura con código I VP5 – 8/510 es una estructura de paso en baja tensión (nivel I), con red abierta, percha de 5 puestos y poste de 8 m/510 kg. 8.1.2 Riego y tendido de conductores Tener en cuenta lo establecido en 5.1.7. Además, el conductor que se sujeta para realizar el tendido de redes trenzadas se sujeta por el conductor del neutro. 8.1.3 Templetes y/o retenidas Las estructuras deben ser construidas de forma que soporte correctamente las tensiones mecánicas resultantes del tendido de los conductores, si esto no fuese posible, por razones de seguridad, se permite la utilización de templetes acorde a lo estipulado en 5.1.3 8.1.4 Cimentaciones Para las cimentaciones, se debe tener en cuenta lo establecido en el numeral 5.1.6.



8.1.5 Conexión de fases 8.1.5.1

Redes trenzadas

En las redes trifásicas de baja tensión, las cajas portabornera para derivación de acometidas deben ser trifásicas para cuatro hilos, de una entrada y cuatro u ocho salidas, para uso a la intemperie, con cerradura y medios adecuados para sujeción al poste. En cada uno de las estructuras, donde sea necesario, se instalará únicamente una caja portabornera para derivación de acometidas, donde se efectúa la conexión hasta el usuario final. La alimentación de las cajas se realiza mediante conductores de cobre trenzados con chaqueta, en calibres No 3x21,15 mm 2 + 1x21,15 mm 2 (No 3x4 + 1x4 AWG) aislamiento en PVC para las fases para la cubierta – 600 V. 8.1.5.2

Redes abiertas

La conexión de las fases al sistema de distribución de energía eléctrica de baja tensión de red abierta se hará teniendo en cuenta el siguiente orden, comenzando en la parte superior y descendiendo por la percha: primero el conductor correspondiente al neutro, segundo el conductor correspondiente a alumbrado público (si aplica), el tercer conductor corresponde a la fase R (A), el cuarto conductor se conecta a la fase S (B) y por último, se conecta la fase T (C) al quinto conductor. Para redes abiertas, se utiliza como medio de conexión entre la red y la acometida un estribo por línea, diseñado con capacidad de corriente equivalente a un 150 % de la demanda máxima de todas las acometidas a conectar, elaborado mínimo con conductor de sección transversal 21,15 mm 2 (4 AWG) en aluminio, conectado a la red mediante conectores tipo cuña, y la conexión entre el estribo y la acometida se hará con conectores de compresión, recubiertos con resina o cinta autofundente. 8.2 REDES SUBTERRÁNEAS 8.2.1 Consideraciones generales Las redes subterráneas deben tener marcación de fases así: A, B, C, N o por colores amarillo, azul, rojo en reemplazo de A, B, C respectivamente y el neutro en blanco. Para empalmes y derivaciones se emplearán barrajes, conectores de compresión o conectores tubulares apropiados para las redes subterráneas. En caso de requerirse un empalme, este se debe realizar en la caja de inspección; no se podrán realizar empalmes que queden dentro de los ductos. La aceptación de otros tipos de conectores o sistemas de conexión estará sujeta a la aprobación de la Empresa, se toman en consideración los avances tecnológicos y se debe garantizar hermeticidad en la conexión y funcionamiento normal ante situaciones adversas como inundaciones temporales en las cajas.



Los planos constructivos de las redes subterráneas de baja tensión son referenciados en el Anexo VI. 8.2.2 Canalizaciones La pendiente de las canalizaciones entre cajas de inspección consecutivas deberá ser al menos de 0,5%. Se tenderá un ducto de diámetro mínimo de 5,08 cm (2”) y siempre debe disponer del porcentaje requerido del área útil del ducto libre para su correcta ventilación. 8.2.3 Ductos Para redes subterráneas en baja tensión, los ductos tendrán un diámetro mínimo de 50,8 mm (2”). Los ductos más profundos deben quedar uniformemente instalados sobre lechos compactados y nivelados y se debe tener una capa de arena con espesor mínimo de 3 cm en el fondo de la zanja. Las uniones de los ductos deben quedar traslapadas dentro del tendido de los ductos, estos nunca deben quedar uno sobre el otro. Los espacios entre los ductos deben ser llenados exclusivamente con arena compactada, libre de piedras. Los ductos debe estar provistos de campanas o de boquillas terminales y los ductos de reserva deben taponarse a fin de mantenerlos libres de basura, tierra, roedores, etc. Los ductos de acero galvanizado se deben utilizar en los cambios de red subterránea a aérea o donde existan condiciones especiales que lo requieran. Como señal preventiva de presencia de ductos eléctricos instalados se debe colocar a todo lo largo de la zanja, la banda de plástico que informe de la presencia de la red eléctrica. El relleno de las zanjas, por encima de la arena que cubre los ductos se hará en capas del mismo material de la excavación, o si es requerido de materiales especiales y compactados, según la necesidad. 8.2.4 Cajas de inspección Se deben instalar cajas de inspección al menos cada 40 m, cuando haya cambio de pendiente, o cambio de dirección, además de ser obligatoria en cada derivación de acometida. Deben estar ubicadas fuera de áreas de circulación vehicular, de preferencia en zonas de andenes o zonas verdes, y no tener ningún elemento que obstruya su libre abertura. Cuando se requiera que estas cajas estén localizadas en lugares con tráfico vehicular, se debe realizar el diseño de la mampostería y la tapa, y deberá solicitar la aprobación por parte de la Empresa. Por ningún motivo, las cajas de inspección para redes en baja tensión pueden cruzarse por ductos de redes en media tensión ni de otros sistemas de servicios públicos. En caso de derivación de redes subterráneas desde redes aéreas, es necesario instalar una caja de inspección cerca de la base de la estructura.



El fondo de las cajas de inspección debe estar formado por un lecho filtrante de gravilla con un espesor de 0,05 m; cuando se requiera un diseño especial de caja de inspección, se debe cumplir con las especificaciones dadas en la NTC 2050, en la sección 370, y se debe solicitar la aprobación por parte de la empresa. Canalizaciones que contengan conductores con sección transversal igual o superior a 21,15 mm2 (4 AWG) y para los cables que contengan conductores con sección transversal 21,15 mm2 (4 AWG) o mayor, las dimensiones mínimas de las cajas de inspección instaladas en la canalización o en el tramo del cable, deben cumplir con las dimensiones especificadas a continuación. Dimensiones para tendidos rectos

En los tramos rectos, la longitud de la caja no debe ser inferior a ocho veces el diámetro comercial de la canalización más ancha. Dimensiones para tendidos en L o en U

Cuando se hagan dobleces en L o en U, la distancia entre la entrada de cada canalización a la caja y la pared opuesta de la misma, no debe ser inferior a seis veces el mayor diámetro comercial de la canalización de mayor sección transversal de una fila. Si se añaden nuevas entradas, esta distancia se debe aumentar en una cantidad que sea la suma de los diámetros de todas las demás canalizaciones que entran en la misma fila o por la misma pared de la caja. Cada fila se debe calcular por separado y tomar la que suponga la máxima distancia. Aplica la siguiente excepción: •

Cuando la entrada de una canalización o de un cable esté en la pared de una caja opuesta a la tapa removible y cuando la distancia desde esa pared hasta la tapa cumpla lo establecido en la tabla 8.4.

Para todo tipo de tendidos, la distancia entre las entradas de la canalización que contenga el mismo cable no debe ser inferior a seis veces el diámetro de la canalización más ancha. Si en vez del tamaño de la canalización se toma la sección del cable para el cálculo de las dimensiones, se debe utilizar el diámetro comercial mínimo de la canalización para el número y sección de los conductores del cable. En cajas de empalmes o de derivación en las que cualquiera de sus dimensiones sea superior a 1,80 m, todos los conductores deben estar instalados o sujetos de manera aprobada. Tabla 8.4. Distancias mínimas para las entradas de canalizaciones ubicadas en la pared opuesta a la tapa removible de la caja. Calibre AWG o kcmil

Área (mm2)

Distancia mínima (cm)

2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG

33,6 42,4 53,5 67,4 85,0

6,4 7,6 8,9 8,9 10,2



4/0 AWG

107,2

10,2

250 kcmil 350 kcmil 500 kcmil 750 kcmil 1000 kcmil

126,7 177,3 253,4 380,0 506,7

11,4 12,7 15,2 20,3 25,4

Se permite utilizar cajas de dimensiones inferiores a las establecidas anteriormente en instalaciones con varios conductores que ocupen menos del máximo permitido en cada tubo o tubería, según permite la tabla 5.4, siempre que la caja o registro hayan sido aprobados para ese uso y estén permanentemente rotulados con el número máximo y sección transversal máximo permitidos de conductores. 8.2.5 Instalación de conductores Los esfuerzos mecánicos que soporta un cable durante la instalación, no deben sobrepasar los límites elásticos del conductor ni exceder la presión lateral permisible sobre el aislamiento o chaqueta del cable. 8.3 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA La resistencia de puesta a tierra debe cumplir con los valores especificados en la tabla 8.5. Si por consideraciones técnico-económicas no es posible lograr estos valores, se debe garantizar la seguridad de las personas e instalaciones (ver numeral 6.8.3). Tabla 8.5. Límites permitidos de valores de resistencia de puestas a tierra Aplicación

Protección contra rayos Neutro de acometida en baja tensión

Valores máximos de resistencia de puesta a tierra (Ω) 10 25

Se deben poner a tierra los dispositivos de protección contra sobretensión, las carcasas de los transformadores, condensadores, equipos de maniobra, neutros y elementos metálicos, cuyos electrodos de puesta a tierra, ya sea de servicio o de protección, están generalmente constituidos por electrodos enterrados. El conductor que une el sistema al electrodo no puede tener ninguna discontinuidad, ni estar empalmado por ningún medio. Los sistemas normalizados de puesta a tierra son mostrados en el anexo V. 8.4 ACOMETIDAS Las acometidas individuales para usuarios residenciales deben ser en conductor con neutro concéntrico, ya sea proveniente de una red trenzada o una red abierta, deben soportar normalmente la exposición de los agentes atmosféricos y otras condiciones de uso sin que se produzca fugas perjudiciales de corriente. Los conductores individuales deben estar aislados o cubiertos por un material termoplástico extruido o aislante termoajustable.



Un edificio u otro inmueble a la que se preste el servicio de energía, debe tener sólo una acometida, teniendo en cuenta la excepciones contempladas en el articulo 230-2 (a), NTC 2050,. Cuando un edificio o estructura esté alimentado por más de un circuito alimentador o ramal, o por una combinación de circuitos alimentadores, ramales y acometidas, en cada lugar de desconexión del circuito alimentador y cada uno de los ramales se debe instalar una placa permanente que indique todos los demás circuitos alimentadores, ramales y acometidas que alimentan al edificio y la zona cubierta por cada uno de ellos, acorde a lo estipulado en el artículo 230-2 (b), NTC 2050, Toda acometida en red subterránea se debe canalizar por medio de tubería conduit de la dimensión adecuada para alojar los conductores y el tipo de cable utilizado. El diámetro mínimo de los ductos utilizados para acometidas en baja tensión es de 25,4 mm (1’’). De cada caja de inspección se pueden tomar máximo cinco acometidas que alimentarán igual número de viviendas o inmuebles, todas ubicadas adyacentes a la caja. La dimensión de las cajas se calculará con base en el número de ductos. Las viviendas ubicadas al frente de éstas y separadas por una vía de cualquier especificación, exigirán construcción de canalización transversal y caja propia de las mismas especificaciones a las iniciales. Se tiende tubería independiente para cada medidor, excepto en edificaciones multifamiliares o multicomerciales con varios medidores localizados en un mismo sitio, en cuyo caso se continuará la red de baja tensión hasta un barraje de alimentación. Se debe poner a tierra el neutro de la acometida, el tablero del contador, el tablero de distribución y la toma a tierra del contador. La acometida se pondrá solidamente a tierra a través de un conductor teniendo en cuenta el calibre del conductor de la acometida, siendo la sección mínima 8,36 mm 2 (8 AWG) en cobre.


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PARTE V 9 MEDICIÓN DE ENERGÍA 9.1

GENERALIDADES

En este capítulo se detallan los requerimientos para el proceso de medición de energía, obligatorio para instalaciones alimentadas desde el sistema de distribución operado por la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. Para efectos tarifarios, un usuario pertenece al nivel de tensión al cual está conectado el equipo de medida. Cuando un usuario se conecte al sistema de distribución mediante un transformador dedicado, tiene la opción de conectar su equipo de medida a nivel de media tensión (medida indirecta) y ser considerado usuario del nivel correspondiente. En este caso, el usuario debe cumplir con las normas aplicables y es, además, responsable del mantenimiento del transformador y de las instalaciones y equipos de desconexión en el lado de baja tensión. A partir de la entrada en vigencia de la presente norma, todos los equipos asociados al proceso de medición deben ser visibles, de fácil supervisión y cumplir con los requisitos establecidos en este capítulo. 9.2 NORMATIVIDAD Los equipos asociados al proceso de medición deben poseer certificado de conformidad expedido por un ente acreditado por la SIC. Los terminales de los medidores deben rotularse según lo establecido en la NTC 4541 y los ensayos según NTC 5226 e IEC 62052-11, 2003. 9.3 ELEMENTOS PARA EL PROCESO DE MEDIDA El equipo de medida debe ser registrado ante el Comercializador correspondiente, indicando para cada uno de los componentes: fabricante, características técnicas, números de serie, modelo y tipo. El tipo de medida y los equipos a instalar según la capacidad instalada se incluyen en la tabla 9.1. Los equipos deben satisfacer las clases de precisión de la tabla 9.2. Tabla 9.1 Tipo de medición y equipos según la capacidad instalada Capacidad instalada

Tipo de medición

≥ 300 kVA

Indirecta o semidirecta(1)

≥ 30y < 300 kVA

Semidirecta

< 30 kVA

Directa

Equipos a instalar • • • • • • • •

Transformador de potencial(2) Transformador de corriente Medidor de activa Medidor de reactiva Transformador de corriente Medidor de activa Medidor de reactiva Medidor de activa

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Medición de energía


Nota 1. Sólo se permite medida semidirecta para una capacidad instalada de 300 kVA 2. Aplica para medida indirecta. 3. Se puede utilizar un tipo de medida distinto al de tabla 9.1 para un valor determinado de capacidad instalada siempre y cuando el error en el proceso de medición se mantenga dentro de los límites correspondientes. Los usuarios no residenciales y residenciales conectados a nivel de media tensión deben tener un factor de potencia igual o superior 0,90. Si para un usuario el consumo de energía reactiva es mayor al 50% del consumo de energía activa, el exceso sobre dicho porcentaje será facturado como energía activa. En aquellas edificaciones multifamiliares donde se requiera medir el consumo de las áreas comunes, se debe instalar un medidor general de energía activa y reactiva, según el caso, al nivel de tensión al cual se factura. Éste debe registrar el consumo total de la instalación. La energía de las áreas comunes se factura como la diferencia entre el registro de éste medidor y el registro de los demás medidores existentes. 9.4 CLASE DE PRECISIÓN DE EQUIPOS Tabla 9.2 Clases de precisión mínimas para equipos Capacidad instalada

Medidor de energía activa

≥ 300 kVA ≥ 30y < 300 kVA

1 1 2

< 30 kVA

Medidor de energía reactiva 3 3 -

Transformador de potencial

Transformador de corriente

0,5 1 -

0,5 1 -

9.5 MEDIDORES DE ENERGÍA Los medidores pueden ser monofásicos, bifásicos o trifásicos de acuerdo con la conexión a la red. Toda medición indirecta o semidirecta debe realizarse al menos con tres elementos. Los equipos de medida deben instalarse en el predio del usuario, lo más cerca posible al punto de conexión teniendo en cuenta aspectos económicos y de seguridad. Para medida directa, el medio de desconexión debe estar localizado aguas arriba del medidor en un compartimiento exclusivo para su uso y con sellos de seguridad por parte de la Empresa. En el sector rural donde no exista construcción civil que permita la ubicación de la caja del contador, se permitirá incrustarlo en una estructura construida en la base del poste. No se permite la conexión de dos o más acometidas parciales o alimentadores desde un mismo medidor. Los medidores de energía deben poseer como mínimo, la siguiente información: 

Número de fases.





Hilos.



Tensión nominal.



Corriente nominal.



Tipo de medidor (electrónico o electromecánico, de energía activa o reactiva).

Las señales de tensión y corriente al medidor deben llegar a un bloque de prueba cortocircuitable (regleta de conexiones) con las siguientes características: 

Debe ser de material termoplástico no inflamable.



Los diámetros de los terminales deben ser al menos de 4 mm.



Debe permitir una desconexión adecuada de las señales (cortocircuitar el secundario de los transformadores de corriente cuando se desconecte el medidor).



Los terminales deben poseer elemento bimetálico.



Debe poseer dispositivo para sello.



El cableado debe cumplir con el código de colores.



La sección transversal mínima de los conductores es 3,3 mm 2 (12 AWG) en cobre para circuitos de corriente y 2,08 mm 2 (14 AWG) en cobre para circuitos de potencial.

9.6 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y POTENCIAL Los transformadores de medida deben ser aptos para operar en el ambiente correspondiente: instalación interior o exterior, temperatura, altitud, contaminación, etc. Los transformadores de corriente deben soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos propios de las corrientes de cortocircuito máximas en el punto de instalación. Se debe utilizar un transformador de medida por cada elemento del medidor de energía. En medición semidirecta, el transformador de corriente debe ubicarse aguas arriba del interruptor-totalizador en baja tensión. En medición indirecta, los transformadores de medida deben ubicarse aguas abajo del medio de desconexión de la acometida en media tensión. Si la acometida es subterránea, los transformadores de medida deben ubicarse aguas arriba del equipo de corte en media tensión para subestaciones capsuladas y tipo “pad-mounted”. Los medidores de energía deben instalarse en devanados exclusivos para el proceso de medición. Se prohíbe la instalación de elementos de medición de otras magnitudes y de



elementos de protección en los secundarios de transformadores de corriente y potencial en donde se instalen medidores de energía activa y/o reactiva. 9.6.1 Tensiones y corrientes normalizadas Los devanados secundarios de los transformadores de potencial y corriente deben poseer valores nominales de 120 V (de línea) y 5 A respectivamente. Las tensiones nominales primarias de los transformadores de potencial se seleccionan de acuerdo al nivel de tensión. Las corrientes nominales primarias de los transformadores de corriente se seleccionarán de tal forma que su valor sea lo más cercano posible a la corriente de demanda. La corriente nominal primaria debe estar comprendida entre el 80% y 120% de la máxima corriente de demanda a menos que se cuente con un informe de laboratorio que garantice exactitud y seguridad para valores por fuera de este rango. Las tablas 9.3 y 9.4 establecen las relaciones de transformación normalizadas para transformadores de corriente. Tabla 9.3 Relación de transformación de transformadores de corriente para medición semidirecta Tensión nominal (V)

120/208

127/220

254/440

120/240

Capacidad Instalada (kVA) 28 a 43 44 a 65 66 a 86 87 a 129 130 a 162 163 a 194 195 a 259 260 a 300 30 a 45 46 a 68 69 a 91 92 a 137 138 a 182 183 a 228 229 a 274 275 a 300 60 a 91 92 a 137 138 a 183 184 a 274 275 a 300 30 a 43 30 a 43 44 a 50

Relación de transformación (A) 100/5 150/5 200/5 300/5 400/5 500/5 600/5 800/5 100/5 150/5 200/5 300/5 400/5 500/5 600/5 800/5 100/5 150/5 200/5 300/5 400/5 100/5 150/5 200/5



Tabla 9.4 Relación de transformación de transformadores de corriente para medición indirecta Tensión nominal (kV)

Capacidad Instalada (kVA) 91 a 137 183 a 274 275 a 411 412 a 500 239 a 358 478 a 717 718 a 1.075 1.076 a 1.314 1.315 a 1.613 1.614 a 2.151 2.152 a 2.689 2.690 a 3.226 3.227 a 4.063 4.064 a 4.780 4.781 a 5000

13,2

34,5

Relación de transformación (A) 5/5 10/5 15/5 20/5 5/5 10/5 15/5 20/5 25/5 30/5 40/5 50/5 60/5 75/5 100/5

Para transformadores de corriente, la corriente térmica nominal de corta duración y la corriente dinámica nominal deben seleccionarse según las ecuaciones 9.1 y 9.2. I th ≥ I cc t 1 2

I din ≥ 2,5 ⋅ I th

(9.1) (9.2)

Donde: I th

es la corriente térmica nominal de corta duración.

I din

es la corriente dinámica nominal.

I cc

es la corriente máxima de cortocircuito en el punto de instalación del CT.

t es el tiempo de duración del cortocircuito, en segundos.

9.6.2 Burden El burden de los transformadores de medida debe ser tal que bajo las condiciones de operación se garantice que la medida se encuentra dentro de la clase de precisión especificada. En el cálculo del burden se deben incluir: 

Impedancia de los transformadores de instrumentación.

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Medición de energía 

Impedancia de los conductores del circuito secundario.



Impedancia propia del equipo de medida de energía.


La carga de los circuitos secundarios de los transformadores de corriente y de tensión destinados a medición comercial, debe estar comprendida entre el 25% y el 100% de la potencia de nominal correspondiente. Se permitirá que la carga conectada sea inferior al 25% de la potencia nominal siempre y cuando se cuente con un informe de laboratorio que garantice la exactitud para tales niveles de carga. Los conductores de los secundarios de los transformadores de medida deben tener una sección transversal mínima de 3,3 mm 2 (12 AWG) en cobre para circuitos de corriente y 2,08 mm2 (14 AWG) en cobre para circuitos de potencial. La regulación de tensión en los circuitos de potencial debe ser tal que no introduzca un error en la medida de energía superior al 0,1%. En caso de utilizar el mismo calibre para circuitos de corriente y potencial, se utilizará para las señales de corriente conductor con traza negra. Los conductores del circuito secundario deben cumplir con el código de colores: amarillo, azul y rojo para las fases, blanco para el neutro y verde para el conductor de puesta a tierra. 9.6.3 Clase de precisión La clase de precisión de los transformadores de medida debe ser al menos la establecida en la tabla 9.2, según la capacidad instalada. 9.6.4 Nivel de aislamiento El nivel de aislamiento de los transformadores de medida debe corresponder al del circuito primario en el cual se instala. Los niveles de aislamiento normalizados para media tensión se especifican en la tabla 3.15. 9.7 CAJAS Y ARMARIOS PARA MEDIDORES Las cajas para instalación de medidores (máximo tres cuentas) deben cumplir con los siguientes requisitos: 



Pueden ser metálicas, fabricadas en lámina de acero con calibre no inferior a 18 USG y acabado a base de pintura electrostática referencia 7032. También se permiten cajas en fibra de vidrio u otros materiales sintéticos no inflamables. Se prohíbe la madera. Debe llevar ventana de inspección con vidrio de seguridad con espesor mínimo de 4 mm, ancho de 250 mm y altura de 120 mm.



Deben permitir la instalación de sellos de seguridad.



Deben estar instaladas como mínimo a 0,8 m del piso.





El eje de la ventana de lectura debe estar a una altura de 1,60 m aproximadamente. Deben tener un tornillo de 9,5 mm (3/8 ) por 19,1 mm (3/4 ), tuerca y agujero de 19,1 mm (3/8 ) ubicado lo más cerca posible al tornillo para conexión del conductor de puesta a tierra. ″

″

″

En casos especiales, por petición debidamente sustentada del usuario y con previa autorización de la Empresa, se podrán utilizar cajas para contadores sobrepuestas, tipo intemperie Los armarios para medidores deben contener entre 4 y 24 cuentas, incluyendo las reservas. Los tableros deben cumplir con los siguientes requisitos: 











No pueden estar localizados debajo de escaleras, ni empotrados en la pared. Se debe disponer de un espacio libre que permita la apertura de las puertas (120° mínimo), y deben estar a una altura mínima de 5 cm sobre el nivel del piso. Deben fabricarse en lámina de acero calibre mínimo de 16 USG, acabado a base de pintura electrostática referencia 7032, en fibra de vidrio o en otros materiales sintéticos. El vidrio de las ventanas de inspección debe ser de seguridad con espesor mínimo de 4 mm, ancho de 250 mm y altura de 120 mm. La altura máxima permitida de los armarios para la instalación de medidores debe ser de 2,2 m y la profundidad mínima de 0,4 m. Deben tener una puerta para armarios de hasta 12 cuentas y dos puertas para armarios de 13 cuentas en adelante. La puerta debe tener una ventana de inspección por cada hilera de medidores que contenga el compartimiento. Deben poseer conexión de puesta a tierra.

El interior del armario debe estar dividido en tres compartimentos, separados por una lámina mínimo de 16 USG, y determinados para su uso de la siguiente manera: 

Compartimiento de corte y protección. En este compartimiento se deben

instalar los interruptores automáticos, identificados con el número de cuenta a la que pertenecen. Este compartimiento debe estar ubicado en la parte superior del tablero. 

Compartimiento para medidores. Debe estar ubicado en la parte central del

armario, allí deben colocarse máximo tres líneas de medidores, cada una con una altura de 30 cm y una longitud en función de la cantidad de medidores que se quiera instalar.



Compartimiento para el totalizador y barraje. Este debe ubicarse en la parte

inferior del tablero. Las barras deben estar pintadas para la adecuada identificación de las fases y la separación mínima entre barras debe ser la indicada en la tabla 9.5. El barraje general debe instalarse en forma escalonada, colocando el neutro en la parte superior y más cercana al fondo del armario, la distribución de las barras correspondientes a las fases A, B y C, se debe hacer desde el frente hacia atrás, de arriba a abajo o de izquierda a derecha tomando como referencia el frente del armario. El barraje debe montarse sobre aisladores de soporte, a la vista y protegido en toda su longitud contra contactos accidentales, por medio de una cubierta transparente aislante, tipo acrílico mínimo de 5 mm de espesor, removible frontalmente. Además, debe poseer dos puntos con espigos portasellos localizados diametralmente opuestos. Esto es, bajo ninguna condición se aceptan barrajes sin dicha protección. Tabla 9.5 Distancias mínimas entre barrajes Tensión nominal de línea ≤ 125 V ≤ 250 V ≤ 600 V

Distancia (cm) 1,9 3,2 5,1

Los planos constructivos para cajas y armarios de medidores se referencian en la sección 9.11. 9.8 ACCESIBILIDAD A EQUIPOS DE MEDIDAS Los equipos de medida deben ser accesibles tanto para el comercializador como para el operador de red, en este caso la Empresa. La Empresa accederá a la información, por lectura directa o por consulta a la base de datos del comercializador, con el fin de facturar los cargos por uso de la red. 9.9 PRUEBAS A EQUIPOS DE MEDIDA Los medidores deben ser certificados por un agente acreditado por La SIC. El protocolo de pruebas correspondiente, debe ser presentado ante la Empresa. La Empresa puede efectuar las pruebas pertinentes para verificar el correcto funcionamiento de los medidores de energía. Si se detecta que un medidor no está funcionando correctamente, la Empresa notificará al usuario sobre los procedimientos y plazos pertinentes. 9.10 SELLOS EN EQUIPOS DE MEDIDA Los equipos de medida deben instalarse en una caja de seguridad ú otro dispositivo similar que asegure que el equipo de medida esté protegido contra interferencias. Para tal fin, el Comercializador debe suministrar e instalar sellos o sistemas similares y mantener el registro correspondiente, para detectar las interferencias sobre el equipo. Los sellos sólo pueden ser rotos por el Comercializador con quien tenga el contrato el usuario y en presencia de personal de la Empresa.



9.11 ASPECTOS CONSTRUCTIVOS La tabla 9.6 referencia planos asociados a conexión de medidores y detalles constructivos para cajas y armarios. Tabla 9.6 Detalles constructivos proceso de medición. Plano de referencia NC 900 NC 900-1 NC 910 NC 911 NC 912 NC 913 NC 914 NC 920 NC 921 NC 922 NC 923 NC 924 NC 925 NC 950 NC 951 NC 952 NC 953

Descripción

Armario para medidores. Armario para medidores. Caja para un medidor. Caja para dos medidores monofásicos, dos cuentas horizontal Caja para dos medidores monofásicos, dos cuentas vertical. Caja para dos medidores trifásicos, dos cuentas vertical. Caja para tres medidores trifásicos. Medida semidirecta con tres elementos, tres fases y cuatro hilos. Medida indirecta con tres elementos, tres fases y cuatro hilos. Conexión asimétrica dos hilos. Medidor monofásico 120 V. Conexión simétrica dos hilos. Medidor monofásico 120 V. Conexión asimétrica trifilar. Medidor monofásico trifilar. Conexión asimétrica cuatro hilos. Medidor trifásico 120/208 V. Armario para instalación de equipo de medida y CT. Medición semidirecta. Celda de medida indirecta 13,2 kV. Celda de medida indirecta 34,5 kV. Celda de medida indirecta 34,5 kV tipo intemperie.

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Requisitos para la presentación de proyectos


10 REQUISITOS PARA LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS El objetivo de este capitulo es establecer el procedimiento para la realización de los proyectos eléctricos, que permita la presentación, revisión, evaluación, control, codificación y archivo ante la Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. 10.1DOCUMENTO DE PRESENTACIÓN DEL PROYECTO El documento de presentación del proyecto ante la Empresa para su aprobación debe cumplir con las siguientes condiciones: •

Poseer pasta de acrílico blanco transparente para proteger las memorias, planos y anexos del proyecto.

•

La primera hoja debe contener: o

•

o

El nombre del proyecto.

o

El nombre del propietario de la obra.

o

Leyenda que diga: Cálculo y diseño de instalaciones eléctricas.

o

Nombre de la ciudad y fecha de presentación.

La portada debe contener: o

El logotipo de la empresa diseñadora y/o constructora, nombre y firma del ingeniero electricista responsable del proyecto.

o

El nombre del proyecto.

o

El nombre del propietario de la obra.

o

Leyenda que diga: Cálculo y diseño de instalaciones eléctricas.

o

o

•

El logotipo de la empresa diseñadora y/o constructora, nombre y firma del ingeniero electricista responsable del proyecto.

Firma autógrafa con el número de matricula profesional y sello del proyectista. Nombre de la ciudad y fecha de presentación.

La tabla de contenido debe contener los títulos correspondientes a cada una de las divisiones y subdivisiones del cuerpo del proyecto y la relación ordenada del material



complementario del trabajo: en el mismo orden que aparece y con números de las páginas donde se encuentran. Debe llevar como encabezamiento las palabras TABLA DE CONTENIDO con mayúsculas sostenidas, debidamente centradas en la hoja a cuatro centímetros del borde superior. Los títulos correspondientes a las divisiones mayores o del primer nivel del texto (capítulos), deben escribirse en mayúsculas sostenidas, precedidos por el numeral correspondiente y separados de éste por dos espacios horizontales. La indicación de la página en la cual estén ubicados se debe colocar en una columna hacia el margen derecho. Esta va encabezada con la abreviatura “pág.” escrita con minúsculas, a doble interlínea de la palabra “contenido”, El texto se inicia a doble interlínea de la abreviatura pág. Los títulos correspondientes a las primeras divisiones de los capítulos (segundo nivel) se deben escribir con mayúsculas sostenidas. Del tercer nivel, en adelante, se deben escribir con minúscula. En ambos casos deben ir precedidas por el numeral correspondiente y separado de éste por dos espacios horizontales. Se debe indicar la página en la cual estén ubicados. Los títulos correspondientes al material complementario se deben escribir con mayúsculas sostenidas y se indicará la página en donde estén ubicados. No estarán precedidos por numerales. •

La síntesis del proyecto se debe hacer en una tabla, que contenga la siguiente información: o

Número de usuarios: cantidad de usuarios por atender, clasificada por tipo de usuario.

o

Demanda máxima por usuario: demanda máxima por tipo de usuario.

o

Capacidad instalada: capacidad en kVA de la totalidad del proyecto.

o

o

Cantidad de transformadores: número de unidades por capacidad y relación de transformación. Líneas y redes que corresponde a la longitud en kilómetros de líneas y redes, clasificada por su forma de instalación (aérea o subterránea) y por su instalación así:

o

Media tensión 34,5 kV

o

Media tensión 13,2 kV

o

Baja tensión

Normas para el diseño y la construcción de redes de distribución de energía eléctrica Requisitos para la presentación de proyectos o

Alumbrado

o

Acometida

o


Alumbrado público que corresponde a la cantidad de luminarias de alumbrado público clasificada por fuentes y potencia de las bombillas.

Cantidad de contadores que corresponde a la cantidad de contadores por capacidad y tipo de conexión. 10.2 CUERPO DEL TRABAJO En el contenido del proyecto debe contener los siguientes aspectos técnicos: o

•

Descripción del proyecto.

•

Memorias de cálculo.

•

Dibujos y planos.

Estos se dividen en capítulos para orientar y facilitar su revisión. Cada capítulo debe cubrir un título significativo del trabajo y podrá a su vez, subdividirse. Para la numeración de los títulos de los capítulos y demás divisiones se tendrá en cuenta lo siguiente: •

Para la numeración se emplean los números arábigos.

•

Las divisiones principales (primer nivel) del cuerpo del proyecto deben estar numerados en forma continua empezando por 1.

•

Cada división principal, a su turno, puede subdividirse en cualquier número de subdivisiones (segundo nivel), las cuales también se numerarán en forma continua.

Este método de división y numeración se puede continuar hasta el cuarto nivel y se debe colocar un punto entre los números que designan las subdivisiones de diferentes niveles como es mostrado en la tabla 10.1. Tabla 10.1. Numeración de títulos en el contenido del proyecto 1er Nivel 1 2 3 . . . 9

•

2 o Nivel 2.1. 2.2. 2.3. . . . 2.9.

3er Nivel 2.1.1. 2.1.2. 2.1.3. . . . 2.1.9.

4 o Nivel 2.1.1.1. 2.1.1.2. 2.1.1.3. . . . 2.1.1.9.

La categoría de los títulos será indicada por el empleo de mayúsculas sostenidas. Los títulos se deben escribir debidamente alineados a la izquierda a cuatro centímetros del



borde superior, precedidos por el numeral correspondiente y no llevarán punto final. Se debe prescindir de la palabra CAPÍTULO. Los títulos correspondientes a las primeras divisiones de los capítulos (segundo nivel) se deben escribir en mayúsculas sostenidas al margen izquierdo. Del tercer nivel en adelante, se debe escribir al borde del margen izquierdo y en minúsculas, primera letra en mayúscula. Se debe eliminar el espaciado de las letras y el subrayado en los títulos cualquiera que sea su importancia. •

La copia dura del proyecto debe presentarse en papel tamaño carta y a computador por una sola cara, sin borrones, tachaduras o enmendaduras.

•

Cada inicio de capítulo debe comenzar en una hoja, al igual que el material complementario.

•

Los márgenes que se utilizan en el cuerpo del proyecto son los especificados en la tabla 10.2.

Cada hoja debe llevar el logotipo de la empresa diseñadora y/o constructora o ingeniero electricista responsable, la ciudad, la fecha de elaboración, la paginación y el nombre del proyecto en la parte superior. Tabla 10.2. Márgenes Margen cm

Izquierdo 3,0

Derecho 2,0

Superior 3,0

10.2.1 Descripción del proyecto De acuerdo al proyecto de diseño se debe incluir la siguiente información: •

Objeto.

•

Características de la carga.

•

Circuito alimentador.

•

Redes de media tensión.

•

Subestaciones.

•

Redes de baja tensión.

•

Instalaciones internas.

Inferior 2,0



10.2.2 Memorias de cálculo De acuerdo con el proyecto de diseño de instalaciones eléctricas, las memorias de cálculo tienen diferentes tópicos, los cuales deben consignarse en el documento en el siguiente orden: •

Parámetros de diseño.

•

Diseño de instalaciones internas.

•

Diseño de redes en baja tensión.

•

Diseño de redes en media tensión.

Diseño de subestaciones. 10.3PRESENTACIÓN DE PLANOS 10.3.1 Rótulo, convenciones y escalas •

El rótulo y las convenciones son los presentados en el anexo IX. Las escalas son las estipuladas en las tablas 10.3 y 10.4.

Tabla 10.3. Escalas Redes

Localización

Escala 1 : 5000 1 : 2500 1 : 500 1 : 250 1 : 5000 1 : 2500

Características Para redes rurales con poca densidad de usuarios. Para zonas rurales con alta densidad de usuarios y caseríos.

Para proyectos urbanos de acuerdo al tamaño del proyecto. Localización del proyecto

Tabla 10.4. Escala para planos de subestaciones Tipo de plano Diagrama unifilar Planta y perfil general De obra civil Detalles de subestaciones y tableros

Escala Sin 1 : 50

10.3.2 Contenido del plano eléctrico El plano eléctrico debe contener: Localización georeferenciada del proyecto (coordenadas reales) indicando el punto de conexión. 





Perfil topográfico.



Planimetría de la red.



Localización y disposición de las estructuras en la vía.



Detalle de la estructura de arranque con su respectivo seccionamiento.



Detalle de la estructura de llegada y montaje subestación.



Detalle de la puesta a tierra.



Detalle del conexión del equipo de medida para potencias



Características el equipo de medida CTs – PTs – modo de conexión –clase.



Localización en planta del equipo de medida.



Localización en planta de la carga a instalar.



Diagrama unifilar.



Cuadro de cargas – carga diversificada.



Detalle de cajas para instalaciones subterráneas.



Diseño de fundaciones.



Detalles especiales.



Diagrama instalación interna casa tipo – diagrama de conexión instalación industrial.

≥

a 45 kVA.

Detalles de instalación de elementos para ambientes especiales (tomacorrientes con protección de puesta a tierra GFCI, conduletas, sellos, bandejas, etc.). 

Notas aclaratorias 10.4DECLARACIÓN DE CUMPLIMIENTO DEL RETIE. • Se debe incluir certificado firmado por propietario y diseñador donde se comprometan a cumplir RETIE. (ver numeral 10.7). 10.5RADICACIÓN DEL PROYECTO PARA APROBACIÓN Para la radicación del proyecto para la aprobación por parte de la Empresa se debe: 

•

Presentar tres (3) juegos de planos impresos a color en original, firmados por el ingeniero electricista diseñador, tamaño pliego (100 x 70 cm.) doblado a 1/16 o medio pliego (70 x 50 cm.) doblado a 1/8 con el nombre del proyecto y la



numeración de planos visible, en formato normalizado por EBSA. ACEPTAN HELIOGRAFÍAS, NI FOTOPLANOS.

NO SE

•

Tres (3) juegos en original de las memorias de cálculo del proyecto empastadas y firmadas por el ingeniero electricista diseñador.

•

Una (1) copia del proyecto en medio magnético en CD en “Autocad” formato dwg. No se aceptan disquetes.

•

Anexar al final de cada uno de de los 3 juegos de memorias los siguientes documentos: o

Recibo de pago por revisión del proyecto.

o

Disponibilidad de servicio firmada por el jefe de zona.

o

Carta de compromiso de cumplimiento del reglamento RETIE firmada por el ingeniero electricista diseñador y el propietario del proyecto.

Fotocopia de la matricula profesional del ingeniero electricista diseñador. 10.6 DECLARACIÓN DEL DISEÑADOR Y DEL PROPIETARIO Para la radicación y posterior aprobación del proyecto, el diseñador y el propietario deben declarar el cumplimiento del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE. El formato es el siguiente: o

DECLARACIÓN DEL DISEÑADOR Y PROPIETARIO Yo _________________________________, ingeniero ________________, con la Matricula profesional No. _________, y __________________________, como propietario de la instalación, mayor de edad y domiciliado en ____________, identificado con C. C. No. __________________, declaramos que tanto el diseño eléctrico como la construcción de la obra

_______________________________________________________________ cumplen con todos y cada uno de los requisitos establecidos en el Reglamento Técnico de Instalaciones eléctricas RETIE que le aplican, incluyendo los productos utilizados en ella .

En constancia se firma en ____________________ a los _____________ días del mes de _______________ de __________. Firma Diseñador: ________________

Firma Propietario: _________________

C .C. No.

C.C.No.

CÓDIGO

ANEXO I

VERSIÓN: 1 ELABORACIÓN: 26/11/2008 Página 141 de 170

ANEXO I

CONSTANTES DE REGULACIÓN DE MEDIA TENSIÓN Las tablas I1 a I6 incluyen constantes de regulación para circuitos en media tensión con diferentes configuraciones. Las constantes fueron calculadas sin tener en cuenta efectos capacitivos, del terreno y desequilibrios. Para el cálculo de las resistencias se tiene en cuenta el efecto piel y el aumento de temperatura en el conductor. La separación entre conductores se especifica en las notas correspondientes. El cálculo de la regulación se efectúa de acuerdo a la ecuación I.1. δ%

= Kr ⋅ kVA ⋅ l (I.1)

Donde: δ%

es la regulación, en porcentaje.

Kr es la constante de regulación, en %/kVA ⋅km. kVA ⋅ l es el momento de potencia aparente, en kVA ⋅km.

Tabla I1. Disposición horizontal, conductores ACSR Tensión (kV)

Calibre

13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5

2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 266,8 kcmil 336,4 kcmil 477 kcmil 2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 266,8 kcmil 336,4 kcmil 477 kcmil

fp = 0,85 6,3031852e-4 5,2634038e-4 4,4250415e-4 3,7612352e-4 3,2312515e-4 2,8012416e-4 2,4122073e-4 2,1150337e-4 1,8363643e-4 9,2271958e-5 7,7050659e-5 6,4777923e-5 5,5060502e-5 4,7302101e-5 4,1007211e-5 3,5312162e-5 3,0961854e-5 2,6882430e-5

Kr (% / kVA⋅ km) fp = 0,9 6,3519945e-4 5,2572160e-4 4,3757098e-4 3,6789601e-4 3,1237882e-4 2,6746670e-4 2,2818335e-4 1,9756946e-4 1,6822353e-4 9,2986475e-5 7,6960077e-5 6,4055760e-5 5,3856082e-5 4,5728952e-5 3,9154293e-5 3,3403627e-5 2,8922078e-5 2,4626144e-5


Notas 1. Para disposición de conductores a 13,2 kV ver plano 2PO - 12/510 - 2.

CÓDIGO

ANEXO I


2. Para disposición de conductores a 34,5 kV ver plano 3PO - 12/510 - 2. 3. Temperatura del conductor 75°C. Tabla I2. Disposición semibandera, conductores ACSR Tensión (kV)

Calibre

13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5





Notas 1. 95 cm de separación entre conductores a 13,2 kV. 2. 95 cm de separación entre conductores a 34,5 kV. 3. Temperatura del conductor 75°C. Tabla I3. Disposición bandera, conductores ACSR Tensión (kV)

Calibre

13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 34,5

2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 266,8 kcmil 336,4 kcmil 477 kcmil 2 AWG

fp = 0,85 6,1865814e-4 5,1468000e-4 4,3084377e-4 3,6446315e-4 3,1146477e-4 2,6846378e-4 2,3358381e-4 1,9984299e-4 1,7204597e-4 9,0855358e-5

Kr (% / kVA⋅ km) fp = 0,9 6,2555099e-4 5,1607314e-4 4,2792253e-4 3,5824756e-4 3,0273036e-4 2,5781823e-4 2,2227639e-4 1,8792100e-4 1,5864910e-4 9,1814300e-5

fp = 0,95 6,2451799e-4 5,0970612e-4 4,1740693e-4 3,4460162e-4 2,8672648e-4 2,4006935e-4 2,0423907e-4 1,6963726e-4 1,3893353e-4 9,1594931e-5

CÓDIGO

ANEXO I


34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5

1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 266,8 kcmil 336,4 kcmil 477 kcmil

7,5634059e-5 6,3361323e-5 5,3643902e-5 4,5885501e-5 3,9590611e-5 3,3895562e-5 2,9545254e-5 2,5465830e-5

7,5787902e-5 6,2883585e-5 5,2683907e-5 4,4556778e-5 3,7982118e-5 3,2231452e-5 2,7749902e-5 2,3453969e-5

7,4787688e-5 6,1276064e-5 5,0618137e-5 4,2145829e-5 3,5315720e-5 2,9584505e-5 2,5005207e-5 2,0499067e-5

Notas 1. 54 cm de separación entre conductores a 13,2 kV. 2. 60 cm de separación entre conductores a 34,5 kV. 3. Temperatura del conductor 75°C. Tabla I4. Disposición vertical (line post), conductores ACSR Tensión (kV)

Calibre

13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5




Notas 1. 80 cm de separación entre conductores a 13,2 kV. 2. 110 cm de separación entre conductores a 34,5 kV. 3. Temperatura del conductor 75°C.


CÓDIGO

ANEXO I


Tabla I5. Disposición horizontal monofásica, conductores ACSR Tensión (kV)

Calibre

13,2 13,2 13,2 13,2

2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG

fp = 0,85 1,2833008e-3 1,0753445e-3 9,0767207e-4 7,7491082e-4

Kr (% / kVA⋅ km) fp = 0,9 1,2891522e-3 1,0701965e-3 8,9389526e-4 7,5454532e-4

fp = 0,95 1,2762933e-3 1,0466695e-3 8,6207114e-4 7,1646052e-4

Notas 1. 190 cm de separación entre conductores a 13,2 kV. 2. Temperatura del conductor 75°C. Tabla I6. Red trifásica subterránea, cable monopolar MV-90 15 kV y 35 kV Tensión (kV)

Calibre

13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5

2 AWG 1 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 300 kcmil 1/0 AWG 2/0 AWG 3/0 AWG 4/0 AWG 300 kcmil

fp = 0,85 3,8249554e-4 3,1234427e-4 2,5890596e-4 2,1599579e-4 1,8126532e-4 1,5307704e-4 1,2093418e-4 3,8965005e-5 3,2646800e-5 2,7522998e-5 2,3355732e-5 1,8578404e-5

Kr (% / kVA⋅ km) fp = 0,9 3,9206145e-4 3,1841049e-4 2,6223797e-4 2,1718312e-4 1,8078487e-4 1,5129772e-4 1,1782308e-4 3,9269205e-5 3,2643358e-5 2,7282248e-5 2,2931882e-5 1,7972011e-5

fp = 0,95 3,9815226e-4 3,2117003e-4 2,6237325e-4 2,1527567e-4 1,7731044e-4 1,4662095e-4 1,1196473e-4 3,9039300e-5 3,2123012e-5 2,6541814e-5 2,2025016e-5 1,6909059e-5

Notas 1. Conductores dispuestos en forma plana. La separación entre fases corresponde al diámetro del cable. 2. Temperatura del conductor 90°C.

CÓDIGO

ANEXO I


3. Los planos NC 550 y NC 551 incluyen constantes de regulación para cable triplex de 35 kV y 15 kV.

CÓDIGO

ANEXO II


ANEXO II

VANOS MÁXIMOS, FLECHAS MÁXIMAS Y MÁXIMAS TENSIONES Los valores presentados en las tablas II.1 a II.51 han sido calculados para conductores tipo ACSR/GA. Las tablas se incluyen a manera de ejemplo y para un proyecto específico se realizarán los cálculos correspondientes y se incluirán en las memorias. II.1 TENSIÓN ELÉCTRICA 13,2 kV II.1.1 Estructura 12 m de altura, 54 cm de separación entre conductores y disposición bandera Tabla II.1. Tabla de vanos máximos Vano (m) Altitud

4 AWG

2 AWG

1/0 AWG

2/0 AWG

4/0 AWG

266,8 MCM

336,4 MCM

477 MCM

0 ≤ hsnm < 1000

85,00

85,00

85,00

80,00

80,00

75,00

75,00

70,00

1000 ≤ hsnm < 2000

85,00

85,00

85,00

80,00

80,00

75,00

75,00

70,00

2000 ≤ hsnm

85,00

80,00

80,00

80,00

80,00

70,00

70,00

70,00

Tabla II.2. Tabla de flechas máximas Flecha (m) Altitud

4 AWG

2 AWG

1/0 AWG

2/0 AWG

4/0 AWG

266,8 MCM

336,4 MCM

477 MCM

0 ≤ hsnm < 1000

0,54

0,56

0,58

0,54

0,54

0,59

0,59

0,54

1000 ≤ hsnm < 2000

0,53

0,55

0,57

0,53

0,54

0,59

0,59

0,54

2000 ≤ hsnm

0,57

0,53

0,55

0,58

0,58

0,56

0,56

0,59

CÓDIGO

ANEXO II


Tabla II.3. Tabla de tensiones mecánicas máximas Tensión mecánica (kg) Altitud 4 AWG

2 AWG

1/0 AWG

2/0 AWG

4/0 AWG

266,8 MCM

336,4 MCM

477 MCM

0 ≤ hsnm < 1000 1000 ≤ hsnm < 2000

257,33

372,43

543,97

642,75

969,56

859,19

1057,40

1397,00

224,44

331,01

492,68

588,86

905,39

785,12

976,49

1308,70

2000 ≤ hsnm

217,67

329,22

502,06

608,45

951,82

829,47

1042,20

1413,80

CÓDIGO

ANEXO III


ANEXO III

CURVAS DE TENDIDO Las curvas de tendido presentadas a continuación han sido calculadas para conductores tipo ACSR/GA. Estas curvas se incluyen a manera de ejemplo y para un proyecto específico deben ser calculadas e incluidas en las memorias.

700 0 ºC 5 ºC 10 ºC 15 ºC 20 ºC 25 ºC 30 ºC 35 ºC 40 ºC

650 600 ] g k [ l a t n o z i r o H

550 500 450

n o i s n e T

400 350 300 250 200

50

100 150 Va n o R eg u l a d o r [ m]

200

250

Figura III.1. Curvas de tendido a 1000 msnm para el conductor 1/0 AWG

CÓDIGO

ANEXO III


600 0 ºC 5 ºC 10 ºC 15 ºC 20 ºC 25 ºC 30 ºC 35 ºC 40 ºC

550 500

] g k [ l a t n o z i r o H

450 400 350

n o i

s n e T

300 250 200 150

50

100 150 Va n o R eg u l a d o r [ m]

200

250

Figura III.2. Curvas de tendido a 2000 msnm para el conductor 1/0 AWG 550 0 ºC 5 ºC 10 ºC 15 ºC 20 ºC 25 ºC 30 ºC 35 ºC 40 ºC

500 450

] g k [ l a t n o z i r o H

400 350 300

n o i

s n e T

250 200 150 100

50

100 150 Va n o R eg u l a d o r [ m]

200

250

Figura III.3. Curvas de tendido a 3000 msnm para el conductor 1/0 AWG

CÓDIGO

ANEXO IV


ANEXO IV

CURVAS DE UTILIZACIÓN Las curvas de utilización para estructuras presentadas a continuación han sido calculadas para conductores tipo ACSR/GA, a una velocidad máxima de viento de 60 km/h y sin el soporte de templetes y/o retenidas. Para terrenos con velocidades máximas de viento de 100 y 80 km/h es necesario el uso de templetes y/o retenidas. Las curvas presentadas a continuación se incluyen a manera de ejemplo y para un proyecto específico deben ser calculadas e incluidas en las memorias. IV.1 Estructuras con postes en concreto de 12 m y carga de rotura 750 kg

Figura IV.1. Disposición horizontal, bandera y semibandera

CÓDIGO

ANEXO IV


Figura IV.2. Disposición horizontal en H

CÓDIGO

ANEXO V


ANEXO V

CONSTRUCCIÓN DE REDES AÉREAS DE MEDIA TENSIÓN DESCRIPCIÓN

ESTRUCTURA DE PASO HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN ÁNGULO HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL HORIZONTAL BIFILAR ESTRUCTURA DE PASO HORIZONTAL BIFILAR ESTRUCTURA DE RETENCIÓN HORIZONTAL BIFILAR ESTRUCTURA EN ÁNGULO HORIZONTAL BIFILAR ESTRUCTURA DE PASO HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN ÁNGULO HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL HORIZONTAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE PASO DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CON CABLE DE GUARDA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN ÁNGULO DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE PASO DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN ANGULO DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN DISPOSICIÓN SEMIBANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE PASO DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN ÁNGULO DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE PASO DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO BIFILAR ESTRUCTURA EN ÁNGULO DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO BIFILAR ESTRUCTURA TERMINAL DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO BIFILAR ESTRUCTURA DE RETENSIÓN DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO BIFILAR ESTRUCTURA DE PASO DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN ÁNGULO DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO

PLANO DE REFERENCIA 2PO-12/510-2 2AO-12/750-2 2RO-12/750-2 2TO-12/1050-2 2TO-12/750-2B 2PO-12/510-2B 2RO-12/750-2B 2AO-12/750-2B 3PO-12/510-2 3AO-12/750-2 3RO-12/1050-2 3TO-12/1050-2

2PM-12/750-2G 2AM-12/750-2 2TM-12/1050-2 2RM-12/750-2 3PM-12/750-2 3AM-12/750-2 3TM-12/1050-2 3RM-12/750-2 2PB-12/510-2 2AB-12/750-2 2TB-12/1050-2 2RB-12/750-2 2PB-12/510-2B 2AB-12/750-2B 2TB-12/750-2B 2RB-12/750-2B 3PB-12/750-2 3AB-12/750-2

CÓDIGO

ANEXO V


ESTRUCTURA DE RETENCIÓN DISPOSICIÓN EN BANDERA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN SUSPENSIÓN DISPOSICIÓN VERTICAL CON CABLE DE GUARDA (OPCIONAL) CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL DISPOSICIÓN VERTICAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA VERTICAL CON AISLADORES LINE POST CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA VERTICAL PARA ÁNGULOS CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL VERTICAL CIRCUITO BIFILAR ESTRUCUTRA VERTICAL PARA ÁNGULOS CIRCUITO BIFILAR ESTRUCTURA EN SUSPENSIÓN DISPOSICIÓN VERTICAL CON CABLE DE GUARDA (OPCIONAL) CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA TERMINAL DISPOSICIÓN VERTICAL CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA VERTICAL PARA ÁNGULOS CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA VERTICAL CON AISLADORES LINE POST CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA EN H EN SUSPENSIÓN HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H DE PASO HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H TERMINAL HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H DE RETENCIÓN HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H PARA ÁNGULOS HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H DE RETENCIÓN BIFILAR ESTRUCTURA EN H TERMINAL BIFILAR ESTRUCTURA EN H DE PASO BIFILAR ESTRUCTURA EN H PARA ÁNGULOS BIFILAR ESTRUCTURA EN H EN SUSPENSIÓN HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H DE PASO HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H TERMINAL HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H DE RETENCIÓN HORIZONTAL ESTRUCTURA EN H PARA ÁNGULOS HORIZONTAL RETENIDA TERMINAL O EN ÁNGULO POSTE A VARILLA DE ANCLAJE RETENIDA TERMINAL O EN ÁNGULO POSTE A POSTE SIN VARILLA DE ANCLAJE RETENIDA TERMINAL POSTE A POSTE CON VARILLA DE ANCLAJE RETENIDA PIE DE AMIGO RETENIDA TERMINAL BANDERA POSTE A POSTE CON VARILLA DE ANCLAJE TEMPLETE POSTE A POSTE RETENIDA TERMINAL O EN ÁNGULO POSTE A VARILLA DE ANCLAJE (ALTERNATIVA) RETENIDA TERMINAL BANDERA POSTE A POSTE RETENIDA TERMINAL O EN ÁNGULO CON TORRECILLA A VARILLA DE ANCLAJE MARCACIÓN DE CRCUITOS EN MEDIA TENSIÓN CIMENTACIÓN DE POSTES ACCESORIOS PARA PUESTA A TIERRA INSTALACIÓN EXTERIOR AL POSTE ACCESORIOS PARA PUESTA A TIERRA INSTALACIÓN POSTE DE CONCRETO ACCESORIOS DE PUESTA A TIERRA MEJORAMIENTO DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA CON

3RB-12/1050-2 2SV-12/750 2TV-12/750 2PV-12/750-LP 2AV-12/750 2TV-12/750-B 2AV-12/750-B 3SV-12/750 3TV-12/750 3AV-12/1050 3PV-12/750-LP 2SH-12/510-4 2PH-12/510-4 2TH-12/750-4 2RH-12/750-4 2AH-12/750-4 2RH-12/750-4B 2TH-12/750-4B 2PH-12/510-4B 2AH-12/750-4B 3SH-12/750-4 3PH-12/750-4 3TH-12/1050-4 3RH-12/750-4 3AH-12/1050-4 NC 100 NC 101 NC 102 NC 103 NC 104 NC 105 NC 106 NC 107 NC 108 NC 200 NC 201 NC 240 NC 241 NC 242 NC 243

CÓDIGO

ANEXO V


CONTRAPESOS MEJORAMIENTO DE LA RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA. TRATAMIENTO DE SUELO CON TIERRA ARTIFICIAL ACOMETIDA SUBTERRÁNEA EN MEDIA TENSIÓN

NC 244 NC 250

CÓDIGO

ANEXO VI


ANEXO VI

CONSTRUCIÓN DE REDES SUBTERRÁNEAS DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN DESCRIPCIÓN

LLEGADA DE DUCTOS A CAJAS DETALLES DE DUCTOS, ZANJAS Y RELLENOS. 2 DUCTOS DIAMETRO 4” ACCESORIOS DE DUCTOS DE PVC UNIONES, CAMPANAS, TERMINALES Y TAPONES TUBOS METÁLICOS GALVANIZADOS ACCESORIOS PARA DUCTOS DE ACERO GALVANIZADO DUCTO PARA CAMBIO DE CIRCUITO AÉREO A SUBTERRÁNEO TAPA DE CAJA DE INSPECCIÓN SENCILLA PARA CANALIZACIÓN TAPA DE CAJA DE INSPECCIÓN SENCILLA PARA CANALIZACIÓN CAJA DE INSPECCIÓN SENCILLA PARA CANALIZACIÓN VISTA ISOMÉTRICA CAJA DE INSPECCIÓN DOBLE PARA CANALIZACIÓN CAJA DE INSPECCIÓN DOBLE PARA CANALIZACIÓN CAJA DE INSPECCIÓN DOBLE PARA CANALIZACIÓN VISTA ISOMÉTRICA CAJA DE INSPECCIÓN TRIPLE PARA CANALIZACIÓN CAJA DE INSPECCIÓN TRIPLE PARA CANALIZACIÓN TAPA PARA CAJA DE INSPECCIÓN SENCILLA, DOBLE O TRIPLE PLACA PARA IDENTIFICACIÓN EN TAPAS DETALLE DE ANCLAJE DE MARCO EN CAJAS DE INSPECCIÓN CAJA DE INSPECCIÓN TIPO VEHICULAR CAJA DE INSPECCIÓN TIPO VEHICULAR ANCLAJE DEL MARCO DE LA CAJA DE INSPECCIÓN TIPO VEHICULAR TAPA Y MARCO PARA CAJA DE INSPECCIÓN TIPO VEHICULAR CAJA DE INSPECCIÓN TIPO VEHICULAR VISTA ISOMÉTRICA CAJA PARA ALOJAR BARRAJES PREFORMADOS DE MEDIA TENSIÓN DETALLE DE MONTAJE DE BARRAJES PREFORMADOS DE MEDIA TENSIÓN EN CAJA DETALLE DE MONTAJE DE BARRAJES PREFORMADOS DE MEDIA TENSIÓN EN CAJA CAJA PARA ALOJAR BARRAJES PREFORMADOS DE MEDIA TENSIÓN DETALLE DE BISAGRAS DE LAS TAPAS DISPOSICIÓN DE LA CAJA PARA ALOJAR BARRAJES PREFORMADOS DE MEDIA TENSIÓN INSTALACIÓN DE DUCTERÍA Y CAJAS DE INSPECCIÓN EN TRAMOS PENDIENTES CAJA DE INSPECCIÓN DOBLE CON BARRAJE PREFORMADO EN MEDIA TENSIÓN SOBREPUESTO CAJA DE INSPECCIÓN DOBLE BARRAJE PREFORMADO CON CONECTORES EN T 600 A 15 kV CAJA PARA ALOJAR SECCIONADOR DE MANIOBRAS EN MEDIA TENSIÓN CABLE TRIPLEX DE 35 Y 15 kV DENOMINACIÓN EN mm2 CABLE TRIPLEX DE 35 Y 15 kV PANTALLA EN HILOS DENOMINACIÓN AWG

PLANO DE REFERENCIA NC 400 NC 401

NC 450 NC 451 NC 452 NC 453 NC 500 NC 501 NC 502 NC 503 NC 504 NC 505 NC 506 NC 507 NC 508 NC 509 NC 510 NC 511 NC 512 NC 513 NC 514 NC 515 NC 516 NC 517 NC 518 NC 519 NC 520 NC 521 NC 522 NC 523 NC 524 NC 550 NC 551

CÓDIGO

ANEXO VI


TERMINALES PARA CABLES DE MEDIA TENSIÓN TERMINAL PREFORMADO TIPO CONO USO INTERIOR PARA CABLES MONOPOLARES DE MEDIA TENSIÓN (15 ó 35 kV) (EXISTENTE) TERMINALES PREFORMADOS TIPO CONO USO EXTERIOR PARA CABLES MONOPOLARES DE MEDIA TENSIÓN (15 ó 35 kV) (EXISTENTE) TERMINALES PREFORMADOS DE ALTA CONSTANTE DIELÉCTRICA USO INTERIOR PARA CABLES DE MEDIA TENSIÓN (15 ó 35 kV) TERMINALES EN CINTA DE ALTA CONSTANTE DIELÉCTRICA USO INTERIOR PARA CABLES DE MEDIA TENSIÓN (15 ó 35 kV) TERMINAL PREENSANCHADO ENCOGIBLE EN FRÍO PARA CABLES DE 15 Y 35 kV USO INTERIOR Y EXTERIOR ELABORACIÓN DE EMPALMES PREFORMADOS PARA CABLES DE MEDIA TENSIÓN (35 Y 15 kV) EMPALME EN CINTA PARA CABLES DE MEDIA TENSIÓN (35 Y 15 kV) EMPALMES PREFORMADOS CABLES DE MEDIA TENSIÓN (35 Y 15 kV) TERMINAL TIPO CODO 15 kV , 600 A INSTALACIÓN DEL TERMINAL TIPO T, 600 A CONFIGURACIONES DEL TERMINAL TIPO T ELABORACIÓN TERMINAL TIPO CODO 200 A - 15 kV INSTALACIÓN TERMINAL TIPO CODO 200 A HERRAMIENTAS PARA MANEJO DE TERMINALES TIPO CODO CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE PREFORMADO 200 A, 15 kV BARRAJE PREFORMADO 200 A 15 kV ELABORACIÓN DEL TERMINAL TIPO CODO 200 A - 15 kV CONFIGURACIÓN DEL BARRAJE PREFORMADO 600 A, 15 kV BARRAJE PREFORMADO 600 A – 15 kV DOS VÍAS CON TERMINALES EN T DE 600 A BARRAJE PREFORMADO 600 A, 15 kV TRES VÍAS CON DOS TERMINALES EN T DE 600 A Y CODO DE 200 A MARCACIÓN DE CIRCUITOS EN MEDIA TENSIÓN BANDA PLÁSTICA PARA IDENTIFICACIÓN DE DUCTOS ELÉCTRICOS INSTALADOS ESPECIFICACIONES DE LA BANDA PLÁSTICA AFLORAMIENTO PARA ALIMENTAR DERIVACIÓN AÉREA DEL CIRCUITO PRIMARIO AFLORAMIENTO PARA ALIMENTAR TRANSFORMADOR EN ESTRUCTURA TIPO H

NC 553 NC 554 NC 555 NC 556 NC 557 NC 558 NC 559 NC 560 NC 561 NC 562 NC 563 NC 564 NC 565 NC 566 NC 567 NC 568 NC 569 NC 570 NC 571 NC 572 NC 600 NC 601 NC 602 NC 610 NC 611

CÓDIGO

ANEXO VII


ANEXO VII

CONSTANTES DE REGULACIÓN DE BAJA TENSIÓN En las tablas VIII-1 y VIII-2 se presentan las constantes de regulación para circuitos en baja tensión para redes trenzadas. Tabla VIII.1. Conductor múltiplex Tensión (kV) 208/120 208/120 208/120 208/120 240/120 240/120 240/120 240/120

Calibre

Número de hilos

2 1/0 2/0 4/0 2 1/0 2/0 4/0

3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro

Kr (% / kVA x km) 7,48264E-05 4,79167E-05 3,59375E-05 2,53472E-05 2,96875E-05 1,57986E-05 1,31944E-05 1,05903E-05

Notas 1. Factor de potencia igual a 0,95 Tabla VIII.2. Conductor de aluminio aislado Tensión (kV) 208/120 208/120 208/120 208/120 208/120 240/120 240/120 240/120 240/120 240/120

Calibre

Número de hilos

4 2 1/0 2/0 4/0 4 2 1/0 2/0 4/0

3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 3 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro 2 fases + 1 neutro

Kr (% / kVA x km) 3,69591E-03 2,46903E-03 1,67044E-03 1,39169E-03 9,92511E-04 2,77604E-03 1,85451E-03 1,25469E-03 1,04531E-03 7,45486E-04

CÓDIGO

ANEXO VIII

VERSIÓN: 1 ELABORACIÓN: ELABORACIÓN: 26/11/2008 Página 158 de 170

ANEXO VIII

CONSTRUCCIÓN DE REDES AÉREAS DE BAJA B AJA TENSIÓN

Tabla VIII.1 Detalles constructivos red trenzada

PLANO DE REFERENCIA

DESCRIPCIÓN

CIRCUITO SENCILLO EN CONDUCTOR TRENZADO (DE PASO) FINAL DE CIRCUITO SENCILLO EN CONDUCTOR TRENZADO CIRCUITO SENCILLO CON DERIVACIÓN EN CONDUCTOR CONDUCTOR TRENZADO CIRCUITO SENCILLO EN CONDUCTOR CONDUCTOR TRENZADO. CONSTRUCCIÓN CONSTRUCCIÓN ANGULAR CIRCUITO EN RETENCIÓN DE RED TRENZADA EN BAJA TENSIÓN CIRCUITO SENCILLO EN BAJA TENSIÓN PARA CUALQUIER CONFIGURACIÓN CONFIGURACIÓN EN MEDIA TENSIÓN SALIDAS SUBTERRÁNEAS EN BAJA TENSIÓN A RED AÉREA EN CONDUCTOR TRENZADO TRANSICIÓN EN CIRCUITO AÉREO EN RED TRENZADA A RED ABIERTA EXISTENTE

1TP – 8/510 1TT – 8/1050 1TD – 8/1050 1TA – 8/1050 1TR – 8/1050 1TP–12/750–2HP NC 800 NC 801

Tabla VIII.2 Detalles constructivos red abierta PLANO DE REFERENCIA

DESCRIPCIÓN

RED ABIERTA DE BAJA TENSIÓN EN ESTRUCTURA DE MEDIA TENSIÓN (DE PASO) RED ABIERTA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE PASO Y PERCHA DE 5 PUESTOS RED ABIERTA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN – TERMINAL CON PERCHA DE 5 PUESTOS RED ABIERTA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE PASO Y PERCHA DE CUATRO PUESTOS RED ABIERTA CIRCUITO TRIFÁSICO ESTRUCTURA DE RETENCIÓN CON PERCHA DE CUATRO PUESTOS RED ABIERTA ESTRUCTURA DE PASO Y PERCHA DE TRES PUESTOS RED ABIERTA ESTRUCTURA DE RETENCIÓN CON PERCHA DE TRES PUESTOS RED ABIERTA ESTRUCTURA DE RETENCIÓN CON PERCHA DE DOS PUESTOS RED ABIERTA ESTRUCTURA DE PASO Y PERCHA DE DOS PUESTOS

1VP5–12/750–2HP 1VP5 – 8/510 1VR5 – 8/1050 1VP4 – 8/510 1VR4 - 8/1050 1VP3 - 8/510 1VR3 - 8/1050 1VR2 - 8/1050 1VP2 - 8/510

Tabla VIII.3 Detalles constructivos acometidas DESCRIPCIÓN

ENTRADA DE ACOMETIDA DESDE RED AÉREA EN BAJA TENSIÓN ACOMETIDA AÉREA DE BAJA TENSIÓN CON CABLE ANTIFRAUDE DESDE RED ABIERTA ACOMETIDA AÉREA - ALTERNATIVA 1

PLANO DE REFERENCIA NC 820

NC 821 NC 822

CÓDIGO

ANEXO VIII


ACOMETIDA MONOFÁSICA ACOMETIDA AÉREA - ALTERNATIVA 2 ACOMETIDA MONOFÁSICA ACOMETIDA AÉREA SOBREPUESTA ACOMETIDA MONOFÁSICA ENTRADA DE ACOMETIDA SUBTERRÁNEA ACOMETIDA SUBTERRÁNEA DESDE BORNES DEL TRANSFORMADOR

NC 823 NC 824 NC 825 NC 826

CÓDIGO

ANEXO IX


ANEXO IX

PRESENTACIÓN DE PLANOS PL ANOS

IX.1 ROTULO DE USO OBLIGATORIO Y EXCLUSIVO PARA PROYECTOS ELÉCTRICOS PARTICULARES QUE SE PRESENTEN A LA EBSA Formato disponible en www.ebsa.com.co

CONVENCIONES

10

MEDIO PLIEGO

S

9 1

2

3

4

5

6

APROBACIÓN:

ESPACIO PARA SELLO EBSA

PROYECTO:

PL.N°:

NOMBRE DEL PROYECTO

RESUMENDEL PROYECTO:

CONTENIDO:

CONTENIDO DE:

ESPACIOPARACOMPAÑÍA CONSTRUCTORA

ESPACIOPARA IMAGEN Y/O FIRMA

Ó PROPIETARIO DEL PROYECTO

INGENIERODISEÑADOR

NUMERODEUSUARIOS: CAPACIDADINSTALADA: NUMERODETRANSFORMADORES: LONGITUDRED MEDIATENSIÓN: LONGITUDRED BAJATENSIÓN: CARGATOTAL INSTALADA:

Figura IX1. Rotulo Tabla IX.1. Características del rotulo ÍTEM 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Ítem 1 y 2

MODIFICACIONES: FECHA

DESCRIPCION

KVA

PROPIETARIO: FIRMA

DIRECCION: ESCALA: FECHA:

Km. Km.

DIGITÓ:

KVA

ARCHIVONº:

7

CARACTERÍSTICAS

Nombre del proyecto. Número del plano (plano # de #). Contenido. Espacio para compañía constructora o propietario del proyecto. Espacio para imagen y/o firma ingeniero diseñador. Resumen del proyecto. Modificaciones. Datos, características y radicado. Espacio para sello y aprobación de la EBSA. Convenciones.

ESCALA FECHA DIGITÓ: Nº

8

RADICADO:

CÓDIGO

ANEXO IX


PL. N°:

PROYECTO:

NOMBRE DEL PROYECTO

DE:

Ítem 3, 4 y 5 CONTENIDO:

CONTENIDO

ESPACIO PARA COMPAÑÍA CONSTRUCTORA

ESPACIO PARA IMAGEN Y/O FIRMA

Ó PROPIETARIO DEL PROYECTO

INGENIERO DISEÑADOR

Ítem 6 y 7 RESUMEN DEL PROYECTO:

MODIFICACIONES: FECHA

NUMERO DE USUARIOS: CAPACIDAD INSTALADA: NUMERO DE TRANSFORMADORES: LONGITUD RED MEDIA TENSIÓN: LONGITUD RED BAJA TENSIÓN: CARGA TOTAL INSTALADA:

kVA km. km. kVA

Ítem 8 PROPIETARIO: DIRECCION: ESCALA:

ESCALA

FECHA:

FECHA

DIGITÓ:

DIGITÓ:

ARCHIVONº:

Ítem 9 y 10

Nº

RADICADO:

DESCRIPCION

FIRMA

CÓDIGO

ANEXO IX


CONVENCIONES

S

APROBACIÓN:

ESPACIO PARA SELLO EBSA

DOBLADO MEDIO PLIEGO

CÓDIGO

ANEXO IX


Figura IX2. Doblado de medio pliego. DOBLADO PLIEGO

Figura IX3. Doblado de un pliego.

CÓDIGO

ANEXO IX


Aclaraciones: •

•

• •

• •

Tamaños a utilizar son pliego y medio pliego Pliego doblado a 1/16 Medio pliego doblado a 1/8 La parte visible una vez doblado debe ser el nombre del proyecto y el número del plano. Esta prohibido el uso del logotipo de la EBSA. Para ahorro de espacio se puede dejar únicamente las convenciones que se utilizan en el proyecto. Se debe ajustar la escala de los tipos de línea de acuerdo a la escala general utilizada. Es obligatorio utilizar los colores de las líneas establecidos en las convenciones.

IX.2 CONVENCIONES Tabla IX.2 Convenciones para redes Línea de 115 kV existente Línea de 115 kV proyectada Línea de 34,5 kV existente Línea de 34,5 kV proyectada Línea de 13,2 kV existente Línea de 13,2 kV proyectada Línea de 13,2 kV subterránea existente Línea de 13,2 kV subterránea proyectada Línea de baja tensión existente Línea de baja tensión proyectada Línea de baja tensión subterránea existente Línea de baja tensión subterránea proyectada Acometida a suscriptor Cruce aéreo sin contacto

Cruce aéreo con contacto

CÓDIGO

ANEXO IX


Final de circuito / Templete de poste a poste N°de conductores y calibre red abierta en baja ten sión N°de conductores y calibre red trenzada en baja te nsión

Tabla IX.3. Convenciones para estructuras EXISTENTE

PROYECTADO

DESCRIPCIÓN

Poste de concreto 16 m, Tipo línea Poste de concreto 16 m, Tipo extra reforzado Poste de concreto 14 m, Tipo línea Poste de concreto 14 m, Tipo extra reforzado Torrecilla metálica 12 m Poste de concreto 12 m, Tipo línea Poste de concreto 12 m, Tipo extra reforzado Poste de concreto 10 m, Tipo línea Poste de concreto 10 m, Tipo extra reforzado Poste de concreto 8 m, Tipo línea Poste de concreto 8 m, Tipo extra reforzado

CÓDIGO

ANEXO IX


Torrecilla metálica 8m Estructura ó conductor reutilizada(o) Subestación en poste Subestación capsulada

Tabla IX.4. Convenciones para subestaciones y cajas de inspección EXISTENTE

PROYECTADO

DESCRIPCIÓN

Subestación en pedestal Subestación en local Templete en baja tensión Templete en media tensión Línea a tierra Número de usuario

S

Seccionador Luminaria de vapor de sodio ____w Luminaria decorativa

CÓDIGO

ANEXO IX


Caja de inspección tipo 1 – Media y baja tensión Caja de inspección tipo 2 – Media y baja tensión Caja de inspección tipo 3 – Baja tensión y acometidas

Caja de inspección alumbrado público

Tabla IX.5. Convenciones para vías, cuerpos de agua y subestaciones Carretera

Oo

Tanques

Carreteable

Central hidroeléctrica

Camino

Termómetro

Sendero

Transformador Bidevanado

Ferrocarril

Transformador Tridevanado

Puente de madera

Auto transformador

Puente de Hierro

Capacitancia

Puente de Concreto

Termómetro

Puente Cubierto

Interruptor ( o disyuntor )

Puente no clasificado

Interruptor Termo magnético

Túnel

Seccionador

CÓDIGO

ANEXO IX


Casas

Seccionador de dos vías

Carretera

Fusible

Río

Seccionador bajo carga con fusible

Quebrada

Tierra

Lago

Tierra aislada

Laguna

Tierra de protección

Pantano

Transformador de corriente

Bosque

Transformador de corriente con dos arrollamiento y dos circuito magnéticos

Tabla IX.6 Convenciones para transformadores de medida Transformador de corriente con dos arrollamiento y un circuito magnético

Resistencia (inductiva o no)

Conector removible

Resistencia no inductiva

Transformador de potencial

Conector coaxial

Divisor de tensión capacitivo

Inductancia o arrollamiento

Acople macho-hembra

Registrador de vatios

CÓDIGO

ANEXO IX


Trampa de onda

Contador de amperioshora

Cortacircuito

Medidor de energía activa

Pararrayos

Medidor de energía reactiva

Arrollamientos en conexión zig-zag

Contactor

Tres conductores

Descargador de sobretensión

n conductores (más de tres)

Señal de voltaje peligroso

Tabla IX.7 Convenciones para dispositivos de medición Amperímetro

Frecuencímetro

Voltímetro

Cosenofímetro

Vatímetro

Sincronoscopio

Ohmímetro

Voltímetro diferencial

Varímetro

Contador de tiempo

NORMA DE DISEÑO DE REDES_EBSA

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