Capítulo 1 CARACTERISTICAS GENERALES - EnerTolima

COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A ESP

CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA

CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES DE

DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE LA ENERGÍA

CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011

CARACTERÍSTICAS GENERALES

PÁGINA: 1 de 67

ELABORÓ: GERENCIA EN PROYECTOS DE

INGENIERÍA LTDA.

REVISÓ: GESTOR DE OBRAS

APROBÓ: GERENTE DE DISTRIBUCIÓN

FECHA: 25-02-2011 FECHA: 31-03-2011 FECHA: 25-04-2011

TABLA DE CONTENIDO

1. CARACTERÍSTICAS GENERALES ............................................................... 4

1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................... 4

1.2 OBJETO ............................................................................................ 8

1.3 ALCANCE .......................................................................................... 9

1.4 FUNDAMENTOS ................................................................................ 9

1.5 RÉGIMEN LEGAL APLICABLE .......................................................... 10

1.6 EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ...... 14

1.7 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE SERVICIO ....................................... 15

1.8 CUMPLIMIENTO DEL REGLAMENTO RETIE ...................................... 17

1.9 ASPECTOS DE PLANEAMIENTO MUNICIPAL .................................... 17

1.10 CÓDIGO DE ÉTICA Y EJERCICIO PROFESIONAL ........................... 21 1.10.1 Marco legal......................................................................................... 21

1.10.2 Obligaciones y deberes ........................................................................ 24

1.11 ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA .............................................. 25

1.12 SIGLAS DE USO FRECUENTE EN ELECTROTECNIA ........................ 25

1.13 SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI) ............................ 26

1.14 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO ........... 29 1.14.1 Niveles de Tensión .............................................................................. 29

1.14.2 Capacidad de los Transformadores ........................................................ 30

1.14.3 Tipos y Calibres de Conductores ............................................................ 31

1.14.4 Limites de cargabilidad y regulación de tensión……………………..……………..33

1.14.5 Configuración de la Red ....................................................................... 37

1.15 CLASIFICACIÓN DE LAS VÍAS ...................................................... 41

1.16 ASPECTOS GENERALES DEL SERVICIO ......................................... 49

1.17 DISTANCIAS SEGURIDAD ............................................................. 51 1.17.1 Distancias Mínimas De Seguridad En Zonas Con Construcciones ............... 53

1.17.2 Distancias Mínimas de Seguridad para diferentes situaciones .................... 54

1.17.3 Distancias mínimas de Seguridad en Cruces de Líneas ............................. 59





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 2 de 67

ELABORÓ: GERENCIA EN PROYECTOS DE

INGENIERÍA LTDA.

REVISÓ: GESTOR DE OBRAS

APROBÓ: GERENTE DE DISTRIBUCIÓN

FECHA: 25-02-2011 FECHA: 31-03-2011 FECHA: 25-04-2011

1.17.4 Distancias mínimas entre conductores en la misma estructura .................. 59

1.17.5 Distancias de seguridad entre conductores ............................................. 62

1.17.6 Distancias de seguridad a luminarias de alumbrado público ...................... 63

1.18 PLAZOS PARA CORREGIR DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE

POTENCIA SUMINISTRADA .................................................................. 63

1.19 REGLAS DE ORO ........................................................................... 64

1.20 REVISION Y ACTUALIZACION DE LA NORMA .............................. 644

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Ley 697/01 Ley URE 1 ....................................................................11

Tabla 1.2 Resoluciones CREG en Distribución Eléctrica ....................................... 13 Tabla 1.3 Cronología de resoluciones CREG tema calidad del servicio ...................16

Tabla 1.4 Siglas en Electrotécnica....................................................................26 Tabla 1.5 Simbología de magnitudes y unidades ...............................................29

Tabla 1.6 Capacidades utilizadas a nivel de 34,5 kV ...........................................29 Tabla 1.7 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV ...........................................30 Tabla 1.8 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (trifásicos) ...30

Tabla 1.9 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (monofásicos) .............................................................................................................30

Tabla 1.10 Conectores DBH(compresión) ..........................................................32 Tabla 1.11 Límites de carga y tensión en B.T. ................................................... 36

Tabla 1.12 Límites de Regulación de Tensión ....................................................37 Tabla 1.13 Protecciones normalizadas para clientes industriales a 34,5 kV ............38 Tabla 1.14 Clasificación vial urbano Ibagué .....................................................41

Tabla 1.15 Anchos de andén del POT ...............................................................46 Tabla 1.16 Estructuras típicas bajo análisis ....................................................... 46

Tabla 1.17 Ancho de andén mínimo aplicando RETIE .........................................47 Tabla 1.18 Ancho de andén mínimo aplicando RETIE......................................... 48

Tabla 1.19 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones ............ 53 Tabla 1.20 Distancias mínimas de seguridad. (Tabla 16 del RETIE) ...................... 55

Tabla 1.21 Distancias mínimas de seguridad (Tabla 16 RETIE) ........................... 56

Tabla 1.22 Distancias mínimas de seguridad para diferentes lugares y situaciones 58





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 3 de 67

Tabla 1.23 Distancias verticales mínimas en vanos con líneas de diferentes

tensiones ............................................................................................... 58 Tabla 1.24 Distancia horizontal entre conductores soportados en la misma

estructura de apoyo ................................................................................ 60

Tabla 1. 25 Distancia vertical mínima en metros entre conductores sobre la misma

estructura .............................................................................................. 61 Tabla 1. 26 Factores de reducción de rigidez dieléctrica..................................... 62

Tabla 1. 27 Límites de aproximación a partes energizadas de equipos ................. 63

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. 1 Sección transversal total pública: 11.00 m ..................................... 45

Figura 1. 2 Definición de distancias para andén mínimo. Estructuras códigos 1 a 5 .......................................................................................... 47

Figura 1. 3 Distancias eléctricas estructura en bandera .....................................48 Figura 1. 4 Distancias de seguridad zonas con construcciones ............................ 53

Figura 1. 5 Distancias “d” y “d1” en cruce y recorridos de vías. .......................... 53 Figura 1. 6 Distancia “e” en cruces con ferrocarriles sin electrificar. .................... 55

Figura 1. 7 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. ....................... 57 Figura 1. 8 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. ....................... 57

Figura 1. 9 Formulario para la solicitud de modificación de la norma. .................. 67





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 4 de 67

1. CARACTERÍSTICAS GENERALES

1.1 INTRODUCCIÓN

Con el propósito de garantizar una mejor calidad en los servicios a sus clientes, la Compañía Energética del Tolima S.A. E.S.P.(Enertolima) que en adelante se

denominará “La Compañía”, establece el presente documento como la norma que enmarca los CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA CONSTRUCCIÓN DE

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA, en su Zona de Influencia, de conformidad con la reglamentación vigente, según la cual las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica tienen la obligación

de ofrecer a los clientes un punto de conexión a sus redes.

La prestación del servicio público de Energía Eléctrica en Colombia, está regido por las siguientes leyes y reglamentaciones, basadas principalmente en:

La Ley 142 de Servicios Públicos Domiciliarios de 1994.

La Ley 143 o Ley Eléctrica de 1994.

Las Resoluciones expedidas por la Comisión de regulación de Energía y Gas-

CREG. La Ley 388 de 1997 de Ordenamiento Territorial define la forma en que los Entes territoriales deben establecer su ordenamiento físico y urbano, por medio de la formulación y aprobación de los Planes de Ordenamiento Territorial para

cada Municipio.

El REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS - RETIE

mediante el cual se fijan las condiciones técnicas que garantizarán la seguridad en los procesos de generación, transmisión, transformación, distribución y

utilización de la energía eléctrica en Colombia.

El REGLAMENTO TÉCNICO DE ILUMINACIÓN Y ALUMBRADO PÚBLICO – RETILAP, que tiene como objetivo fundamental establecer los requisitos y medidas que

deben cumplir los sistemas de iluminación y alumbrado público, tendientes a garantizar: los niveles y calidades de la energía lumínica requerida en la actividad

visual, la seguridad en el abastecimiento energético, la protección del consumidor y la prevención del medio ambiente; previniendo, minimizando o eliminando los riesgos originados por la instalación y uso de sistemas de iluminación.

Bajo este nuevo marco normativo, la COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A ESP, decidió adelantar la actualización, complementación y ajuste de sus Normas,

denominada “CRITERIOS DE DISEÑO Y NORMAS PARA CONSTRUCCIÓN DE INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y USO FINAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA”.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 5 de 67

La conformación de la Normatividad se inicia con la recopilación y análisis de la

información disponible en el POT, las observaciones de Contratistas, Proveedores y Diseñadores, los aspectos reglamentarios del RETIE y la consulta a la norma de

otras Empresas del Sector Eléctrico, tales como el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las zonas no interconectadas – IPSE (anteriormente ICEL), la Empresa de Energía de Bogotá EEB, CODENSA S.A ESP,

Energía del Pacífico EPSA S.A. ESP, Empresa de Energía de Pereira. S.A. ESP, Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. 2004, Electrificadora de Santander

S.A. ESP y al MANUAL ÚNICO DE ALUMBRADO PÚBLICO – MUAP versión 2008.

Elaborado el documento integral, es analizado y sometido a un proceso de revisión y ajuste, que facilita la consulta a través de la página web de la Compañía, por parte

de Contratistas, Proveedores, Diseñadores y Clientes, haciendo una presentación del documento definitivo. De esta forma, el documento está integrado por trece (13)

capítulos, sobre los cuales presentamos una descripción en forma global:

A. Capítulo 1, características generales.

Considera el objeto, alcance, fundamentos y las características generales del

Sistema, incluyendo los aspectos urbanísticos definidos en el POT. Igualmente, se consideran las condiciones generales del servicio y las distancias de

seguridad definidas en el RETIE, y el régimen legal aplicable y los principales aspectos del código de ética y ejercicio profesional.

B. Capítulo 2, presentación y trámite de Proyectos.

Incluye los principales aspectos conceptuales en cuanto a la definición y clasificación de Proyectos. Se describe el procedimiento para la solicitud de

servicio y los requisitos para la elaboración y revisión de Proyectos. Finalmente, se dan unas recomendaciones para la construcción de obras eléctricas y se

describe el procedimiento para la remuneración de activos a terceros.

C. Capítulo 3, criterios básicos de diseño.

Presenta una descripción técnica de las condiciones generales para el trazado y

localización de líneas y redes de distribución, los procesos de plantillado, las características de la demanda, los cálculos eléctricos, civiles, mecánicos, de

templetes, y los aspectos generales de protecciones en redes de distribución. Se incluyen cálculos típicos, que facilitan la aplicación de los criterios de diseño.

D. Capítulo 4, Especificaciones Técnicas de Construcción.

Muestra en primera instancia los aspectos básicos y generales para la construcción, y posteriormente los individualiza para circuitos aéreos,

subterráneos y subestaciones eléctricas en niveles de media y baja tensión. Se incorporaron los aspectos generales establecidos en la Normatividad existente, haciendo énfasis en lo establecido por el RETIE y el RETILAP. Adicionalmente, se





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 6 de 67

dan las especificaciones técnicas de construcción, describiendo en forma

detallada las normas constructivas a aplicar, incluyendo los materiales con su respectiva especificación.

Las instalaciones internas son igualmente analizadas, teniendo en cuenta su condición de uso final de la electricidad; también se presenta los criterios a tener en cuenta para la construcción de acometidas eléctricas y la necesidad de

cumplir los requisitos que garanticen la vida humana, la animal y la preservación del medio ambiente, incluyendo lo establecido en la Norma

ICONTEC 2050.

E. Capítulo 5, Normas de Construcción de redes aéreas de media y baja tensión.

Presenta la codificación y la gráfica constructiva con sus diferentes elementos que la conforman y la desagregación de los materiales necesarios para su

aplicación. Se realizaron los ajustes necesarios para dar cumplimiento a lo establecido en el RETIE, describiendo la aplicación y uso de la norma así como el procedimiento de actualización.

F. Capítulo 6, Normas de Construcción de Redes Subterráneas.

Presenta las justificaciones generales sobre el uso de redes subterráneas, y se

especifican las condiciones técnicas para ductos, canalizaciones y cajas de inspección. Igualmente, se muestran los detalles de las canalizaciones, tapas y cajas de inspección, y los principales equipos asociados.

G. Capítulo 7, Normas de Construcción de Centros de Transformación de Redes Aéreas

Incluye los centros de transformación en poste más comúnmente utilizados en zonas rurales, urbanas, industriales o en urbanizaciones, así como las normas

constructivas para centros de transformación a la intemperie tipo patio, alimentadas generalmente a 13,2 y 34,5 kV.

H. Capítulo 8, Normas de Construcción de Centros de Transformación de

Redes Subterráneas.

Incluye los centros de transformación con redes subterráneas más

comúnmente utilizados en zonas rurales, urbanas, industriales o en urbanizaciones, así como las normas constructivas para centros de transformación en diferentes disposiciones alimentadas generalmente a niveles

de 13,2, y 34,5 kV.

I. Capítulo 9, Normas de Construcción para Alumbrado Público.

Se tomó como referencia, el MANUAL ÚNICO DE ALUMBRADO PÚBLICO PARA BOGOTA D.C. – MUAP versión 2008, actualizando su contenido con El





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 7 de 67

REGLAMENTO TÉCNICO DE ILUMINACIÓN Y ALUMBRADO PÚBLICO – RETILAP, y

considerando las principales normas técnicas de construcción de la infraestructura de alumbrado público, que deben ser cumplidas por

Urbanizadores, Constructores e Ingenieros que desarrollen nuevos proyectos y que deben ser presentados a la Compañía para su respectiva aprobación.

Dentro de los parámetros fotométricos establecidos, se hace una adaptación de

los niveles de iluminación definidos para la Ciudad de Bogotá y las vías clasificadas para el departamento del Tolima, (la Ciudad de Ibagué) en los

Acuerdos 116 de 2000 (POT) y 009 de 2002, y los municipios relevantes de cada una de las zonas de composición empresarial de Enertolima (Centro-Norte, Sur-Oriente)

J. Capítulo 10, Normas de Construcción de Acometidas Eléctricas.

Se relacionan los principales diagramas unifilares para acometidas y tableros,

con los elementos asociados. Adicionalmente, se muestran las diferentes cajas y armarios para medidores, transformadores de corriente y tensión, finalizando con la normas de conexión para los diferentes tipos de medidores y las opciones

de suplencias.

K. Capítulo 11 y 12, Normas y especificaciones técnicas de materiales y

equipos.

Presenta una recopilación de los recursos requeridos por las diferentes Normas Constructivas, tipo convencionales, para red compacta, y para red trenzada. Se

describen las características que deben cumplir los materiales a ser utilizados en la infraestructura de la Compañía, indicando la Normatividad Técnica aplicable

para cada caso.

L. Capítulo 13 uso de infraestructura eléctrica y cartilla de seguridad de

usuarios.

Su contenido está orientado a los prestadores de Telecomunicaciones y a clientes residenciales, comerciales e industriales, de acuerdo con lo establecido

por el RETIE. Para los prestadores de Telecomunicaciones se presentan las diferentes condiciones que deben cumplir para la instalación de las redes

asociadas a su servicio, cuando usen la infraestructura que opera la Compañía. Para los clientes residenciales, comerciales e industriales se desarrolla de manera práctica, el uso de la infraestructura, aspectos de seguridad, de correcta

utilización de la energía eléctrica y de los procedimientos a seguir para solicitudes de servicio, ampliación de redes, casos de emergencia y

recomendaciones en el uso de los artefactos eléctricos.

De esta forma, la Compañía da cumplimiento a la Normatividad existente, en lo relacionado con la ley, el RETIE, RETILAP, el POT y las normas Técnicas Nacionales

e Internacionales, propendiendo a suministrar la guía necesaria y requerida para





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 8 de 67

disponer de una infraestructura eléctrica adecuada, con la prestación del servicio de

energía eléctrica bajo condiciones óptimas de diseño, construcción y operatividad, con el propósito de contribuir al mejoramiento de las condiciones de vida de los

ciudadanos, y lograr los mayores niveles de competitividad del Departamento.

La Compañía agradece los comentarios y sugerencias presentados por los ingenieros

de su zona de influencia, y los invita a mantener un intercambio fructífero de conceptos, con el ánimo de hacer de la norma una verdadera herramienta de

consulta permanente.

1.2 OBJETO

Las presentes Normas constituyen un conjunto de informaciones básicas y

recomendaciones de orden práctico, conformadas con el propósito de ordenar y orientar a la elaboración del diseño de proyectos eléctricos de distribución en media tensión y su realización o construcción, a ser ejecutado por el personal de la

Compañía o por profesionales independientes, para instalaciones localizadas dentro del área de servicio de la Empresa.

El objeto de la presente norma es poner a disposición de las personas naturales o jurídicas, legalmente autorizadas para realizar y ejecutar proyectos, una guía de

criterios y especificaciones técnicas que sirva para la aplicación e implementación de nuevos proyectos en el sistema de distribución eléctrica de media tensión de

ENERTOLIMA S.A. E.S.P1, que garanticen la aplicación normativa en cada una de las fases de su desarrollo, hasta la puesta en servicio del nuevo producto que formará

parte del desarrollo regional y del sistema eléctrico de la compañía, enmarcado bajo criterios de eficiencia, confiabilidad, calidad y uso racional y eficiente de la energía eléctrica.

La normatividad establecida presenta la aplicabilidad, principios y prescripciones

señalados en el RETIE y el RETILAP, y lo previsto en el Reglamento de Distribución expedido por la CREG2, que establece la obligación de que los diseños y especificaciones de las redes cumplan con la norma que adopte cada Operador de

Red, y establecerá los mecanismos para su oportuno cumplimiento.

El propósito de la presente norma es mantener actualizados a todas las personas naturales y jurídicas, vinculados a la presentación y desarrollo de proyectos eléctricos al interior del sistema de distribución del Departamento del Tolima, estar

permanentemente enterados de las prescripciones establecidas en el RETIE, el

8 1 A lo largo de la Norma se hará referencia a ella como a: La Compañía. 2 Resolución 070/98 CREG





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 9 de 67

RETILAP y régimen legal aplicable al sector. Igualmente se busca que la alta calidad

de los materiales y construcciones permita garantizar y facilitar una adecuada proyección y manejo del sistema eléctrico del Departamento, tanto en su

mantenimiento en campo, así como en sus registros informáticos del sistema comercial y del técnico, siempre dando cumplimiento a la regulación del sector eléctrico y a la normatividad nacional.

1.3 ALCANCE

El contenido de la norma se encuentra orientado preponderantemente hacia el diseño de las redes de distribución eléctrica a nivel aéreo o subterráneo, en áreas

urbanas y rurales, en las cuales se pretende realizar nuevos proyectos, que de una u otra forma afectan el sistema e infraestructura eléctrica de la Compañía. La

Norma establece los criterios y parámetros básicos para el diseño y construcción de sistemas de distribución y uso final de la energía eléctrica.

Se establecen especificaciones de materiales y equipos que serán utilizados en el sistema eléctrico de la Compañía, y los procedimientos que deberán llevarse a cabo

con el objeto de solicitar la conexión del servicio; al igual que la normatividad vigente sobre el tema.

La norma incorpora el uso del sistema Internacional de Unidades (SI), establecido en la norma NTC 1000 para su aplicación en la elaboración y desarrollo de

proyectos. Sin embargo, el uso de unidades del Sistema Inglés se aceptará en la medida en que se establezca expresamente su equivalencia.

1.4 FUNDAMENTOS

La presente actualización de la Norma Enertolima 2004 tuvo como referencias

bibliográficas las que se listan a continuación, que serán consultadas ante las diferencias de criterio que se pudieran presentar; Sin embargo, ante la

inconsistencia entre dos fuentes igualmente válidas, primará lo postulado en el RETIE o sus fuentes primarias:

A. Ley 142 de 1994. Ley de Servicios Públicos Domiciliarios

B. Ley 143 de 1994. Régimen para la Generación, Interconexión, Transmisión, Distribución y Comercialización de Electricidad en el Territorio Nacional

C. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas. RETIE

D. Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público. RETILAP

E. Norma ICONTEC 2050 o Código Eléctrico Nacional.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 10 de 67

F. Resolución CREG 070/98. Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica

G. Resolución CREG 097/08. Principios Generales y la Metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión

Regional y Distribución Local

H. Norma Técnica de Instalaciones Eléctricas Internas y Redes hasta 34,5 kV. Compañía Energética del Tolima ENERTOLIMA S.A. E.S.P. Febrero 2004.

I. Acuerdo 116 de 2000. Plan de Ordenamiento Territorial de Ibagué

J. Acuerdo del concejo municipal de Ibagué No. 009 de 2002. Normativa

General de Usos, Construcciones y Urbanizaciones.

K. Normas para el Diseño y Construcción de Sistemas de Subtransmisión y Distribución del ICEL.

L. Criterios de Diseño y Normas para Construcción de Sistemas de Distribución Niveles I y II en las Zonas No Interconectadas ZNI del país. IPSE. Febrero

2002.

M. Normas de Construcción de Redes. Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá. 1994

N. Normas de Construcción de Redes de Distribución de Codensa S.A. E.S.P. 1998.

O. Normas para el Diseño y Construcción de Redes de Distribución de Energía. Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. EPSA.

P. Normas de Construcción de Construcción de la Empresa de Energía de

Pereira. S.A. E.S.P.

Q. Normas de Diseño y Construcción. Central Hidroeléctrica de Caldas S.A.

E.S.P. 2004.

R. Normas para el Cálculo y Diseño de Sistemas de Distribución. Electrificadora

de Santander S.A. E.S

1.5 RÉGIMEN LEGAL APLICABLE

A continuación, se relaciona la normatividad relevante de aplicabilidad, y que fundamenta la presente norma:

A. La prestación del servicio público de Energía Eléctrica en Colombia, está regido por las Leyes 142 de Servicios Públicos Domiciliarios de 1994 y Ley 143 o Ley Eléctrica de 1994.

B. De otra parte, la Ley 388 de 1997 de Ordenamiento Territorial, define la forma en que los Entes territoriales deben establecer su ordenamiento físico y





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 11 de 67

urbano, por medio de la formulación y aprobación de los Planes de

Ordenamiento Territorial, que deben considerar los requerimientos del servicio de Energía Eléctrica e infraestructura.

C. La Ley 142 de 1994 (Ley de Servicios Públicos Domiciliarios: LSPD) estableció un marco general para los servicios públicos domiciliarios en general, incluidos el gas natural por redes y el GLP (Gas Licuado del Petróleo). La Ley

Eléctrica – LE, transformó a la CRE (Comisión de Regulación Energética3) en la CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas. La Ley Eléctrica

reglamentó de manera específica y complementaria el servicio de electricidad.

D. Ley de uso racional y eficiente de la energía; recientemente se promulgó la Ley de Uso Racional y eficiente de la energía (Ley 697 de 2001–URE-),

mediante la cual el país pretende introducir mejoras en los rendimientos energéticos y además, beneficios ambientales.

A continuación, se muestran los principios relevantes y de aplicabilidad:

Principios de ley

Tema

Artículo 1º

Declara el Uso Racional y Eficiente de la Energía (URE) como un asunto de interés social, público y de conveniencia nacional, fundamental para asegurar el abastecimiento energético pleno y

oportuno, la competitividad de la economía colombiana, la protección al consumidor y la promoción del uso de energías no

convencionales de manera sostenible con el medio ambiente y los recursos naturales.

Artículo 6º

Las “Empresas de Servicios Públicos que generen, suministren y comercialicen energía eléctrica y gas y realicen programas URE, tendrán la obligación especial dentro del contexto de esta ley, de

realizar programas URE para los usuarios considerando el aspecto técnico y financiero del mismo y asesorar a sus usuarios para la

implementación de los programas URE que deban realizar en cumplimiento de la presente ley.”

Tabla 1.1. Ley 697/01 Ley URE 1

La Ley establece que el Ministerio de Minas y Energía es el responsable de promover, organizar y asegurar el desarrollo y el seguimiento de los

programas URE.

11 3 El Gobierno Gaviria expidió los llamados "Decretos de Modernización del Estado", uno de ellos, creó la Comisión de Regulación Energética – CREG en 1992.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 12 de 67

E. Normas regulatorias para sistemas de distribución eléctrica. Las principales

resoluciones de la CREG que regulan la actividad de distribución o transporte de la energía son las siguientes:

Principales normas regulatorias para distribución

Resolución CREG

Tema

025 de 1.995

Establece el código general de redes, conexión, expansión operación y medida para todos los usuarios del STN. Esta resolución a sufrido modificaciones como por ejemplo en el

código de medidas dadas por las resoluciones No. 001/1999, 019/1999 y 006/2003.

225 de 1997

Por la cual se establece la regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario

de electricidad para usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

070 de 1.998

Por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Código de Operación del STN. De esta resolución sean derogado los siguientes

numerales: 6.2; 6.3; 6.4; 9.3.1 y 9.4.

024 de 2005

Por la cual se modifican las normas de calidad de la

potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica del numerales 6.2 de la resolución

070 de 1998.

049 de 2005 Suspendió el plazo de aplicación de la resolución 024 de 2005

016 de 2007

Por la cual se modifica parcialmente la Resolución CREG 024 de 2005 que establece las normas de calidad de la

potencia eléctrica aplicables a la Distribución de Energía Eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional.

097 de 2.008

Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso

de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. También establece la nueva metodología de indicadores de calidad del servicio ITAD, IRAD (lo cual

cambia todo lo dispuesto en el numeral 6.3 de la resolución 070 de 1998) y además deroga los numerales

9.3.1 y 9.4 de la resolución 070 de 1998.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 13 de 67

Principales normas regulatorias para distribución

Resolución CREG

Tema

098 de 2009 042 de 2009

166 de 2010 067 de 2010

043 de 2010

Resoluciones que aclaran, modifican y corrigen en cuanto a lo dispuesto en la resolución 097 de 2008 sobre la

calidad del servicio en el sistema de distribución local de responsabilidad de los operadores de red – OR.

108 de 1.997

Por la cual se señalan criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los

servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la

facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario,

y se dictan otras disposiciones.

047 de 2004 Por la cual se modifica la Resolución CREG-108 de1997.

144 de 2001 060 de 2002

Resoluciones que regulan el acceso a la Infraestructura Eléctrica para la prestación del servicio de

telecomunicaciones. Tabla 1.2. Resoluciones CREG en Distribución Eléctrica

F. Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE, expedido por el

ministerio de Minas y Energía con el fin de garantizar la seguridad de las personas, de la vida animal y vegetal y la preservación del medio ambiente;

previniendo, minimizando o eliminando los riesgos de origen eléctricos.

G. Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público. RETILAP, establece los requisitos y medidas que deben cumplir los sistemas de iluminación y

Alumbrado Público - A.P., tendientes a garantizar: los niveles y calidades de la energía lumínica requerida en la actividad visual, la seguridad en el

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

originados por la instalación y uso de sistemas de iluminación.

H. Norma ICONTEC 2050 o Código Eléctrico Nacional. De la cual los capítulos del 1 al 7 son adoptados como parte del Reglamento Técnico de Instalaciones

Eléctricas – RETIE.

I. La ley 1228 de 2008, la cual dicto las franjas mínimas de retiro obligatorio

para carreteras nacionales y aplicado a esta norma.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 14 de 67

J. La ley 51 de 1.986, por la cual se reglamenta el ejercicio de las profesiones

de Ingenierías Eléctrica, Mecánica y Profesiones Afines y se dictan otras disposiciones.

K. La ley 19 de 1990 por la cual se reglamenta la profesión de Técnico Electricista en el territorio nacional y la ley 1264 de 2009 sobre el código de ética de los técnicos electricistas.

L. La ley 842 de 2003 la cual modifica la reglamentación del ejercicio de la ingeniería, de sus profesiones afines y de sus profesiones auxiliares, se

adopta el Código de Ética Profesional.

M. La Ley 680 de 2001, determinó que los propietarios de la infraestructura eléctrica facilitara dicha infraestructura para la prestación del servicio público

de televisión.

1.6 EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

El marco regulatorio general para el plan de expansión de los sistemas de

transmisión regional (STR´s) y/o de los Sistemas de Distribución Local (SDL´s), está contenido principalmente en las Resoluciones CREG-003 de 1994, CREG-025 de

1995 y CREG-070 de 1998, y se resume conceptualmente de la siguiente manera:

A. Atención de la Demanda: la planeación de la expansión deberá estar soportada en proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará

utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto.

B. Adaptabilidad: los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la

ciencia y de la tecnología, que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

C. Flexibilidad del Plan de Expansión: el Plan de Expansión de un Operador de Red (OR), en su ejecución, puede experimentar modificaciones. El Operador de Red (OR) podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que por la

dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente aprobado por la UPME.

D. Viabilidad Ambiental: los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad ambiental vigente.

E. Normas y Permisos: las obras de expansión requeridas deben cumplir con la

norma pertinente prevista por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 15 de 67

F. Eficiencia Económica: los Planes de Expansión e inversiones deberán

considerar la minimización de costos.

G. Calidad y Continuidad en el Suministro: Los planes de inversión deberán

asegurar los indicadores de calidad que reglamentan las Resoluciones CREG 070 de 1998 y 097 de 2008 y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación,

modernización e inventario de repuestos, entre otros.

1.7 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE SERVICIO

Con la expedición del Reglamento de Distribución mediante Resolución CREG-070 de

1998, se dio inicio de manera efectiva a la exigencia de estándares mínimos de calidad del servicio a los Operadores de Red. Los principales indicadores técnicos

tenidos en cuenta en la resolución mencionada, se refieren a la frecuencia, tensión, armónicos, factor de potencia, transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de tensión, y establece los tiempos máximos que tiene el operador de red para

corregir problemas de la potencia, y las compensaciones por posibles daños en los equipos de los usuarios.

Posteriormente, mediante Resolución CREG-097 de 2008, se estableció la nueva metodología de indicadores ITAD e IRAD, los cuales se basan en el porcentaje de

energía no suministrada al usuario durante un período de tiempo.

Las principales resoluciones de la CREG que cronológicamente han regulado sobre la calidad de la energía son las siguientes:

Resolución CREG

Tema

070 de 1998

La Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG-, estableció el marco regulatorio en materia

de calidad en la prestación del servicio de energía eléctrica, mediante esta resolución ó Reglamento

de Distribución de Energía Eléctrica.

025 de 1999

por la cual se establecen los Indicadores de Calidad

DES y FES para el año 1 del Período de Transición de que trata el Reglamento de modifican algunas normas de esa misma resolución





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 16 de 67

089 de1999

por la cual se dictan normas relacionadas con el Período de Transición de que trata el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, y se

complementan algunas disposiciones de esas resoluciones

096 de 2000

por la cual se dictan normas relacionadas con el Período de Transición de que trata el Reglamento

de Distribución de Energía Eléctrica, y se complementan algunas disposiciones de esas resoluciones

159 de 2001

por la cual se propone la primera etapa de una opción tarifaría a la que podrán acogerse las

empresas prestadoras del servicio público domiciliario de electricidad a usuarios regulados y

se establecen otras disposiciones en cuanto a las compensaciones por incumplimiento en los estándares de calidad del servicio prestado en los

STR y/o SDL del SIN

084 de 2002

Por la cual se dictan normas en materia de calidad

del servicio de energía eléctrica prestado en el Sistema Interconectado Nacional, relacionadas con

las disposiciones de la Resolución CREG 159 de 2001 y con el primer año del período siguiente a la transición, de que trata el Reglamento de

distribución de energía eléctrica

097 de 2008

Por la cual se aprueban los principios generales y la

metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y

Distribución Local. También establece la nueva metodología de indicadores de calidad del servicio ITAD, IRAD.

133 de 2008 Por la cual se aclaran y corrigen algunas disposiciones de la resolución CREG-097 de 2008.

098 de 2009 Por la cual se aclaran el procedimiento de cálculo del componente EPU utilizado para el cálculo del

ITAD.

067 de 2010

Por la cual se aclaran y corrigen algunas

disposiciones de las resoluciones CREG-097 de 2008 y 098 de 2009, relacionadas con la calidad

del servicio en el SDL Tabla 1.3. Cronología de las resoluciones CREG sobre el tema calidad del servicio





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 17 de 67

1.8 CUMPLIMIENTO DEL REGLAMENTO RETIE

El “Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas” - RETIE deberá ser observado,

analizado, y cumplido por todas las personas naturales o jurídicas nacionales o extranjeras, contratistas u operadores, y en general por todas las personas que generen, transformen, transporten, distribuyan, usen la energía eléctrica y ejecuten

actividades relacionadas con las instalaciones eléctricas.

Según lo establece el RETIE en su introducción, las palabras “debe y tener” deben entenderse como “estar obligado”. El RETIE incorpora, como de obligatorio cumplimiento, lo establecido en los

primeros siete (7) capítulos de la Norma NTC 2050 Primera Actualización, (Código Eléctrico Colombiano), del 25 de noviembre de 1998, basada en la norma técnica

NFPA 70, debido a que el contenido encaja dentro del enfoque que debe tener un reglamento técnico y considerando que tiene plena aplicación en el proceso de utilización de la energía eléctrica.

Según lo establecido por el RETIE en su numeral 8.5, “El Operador de Red o quien

haga sus veces, no debe dar servicio a las instalaciones que no cuenten con el certificado de conformidad con el RETIE.

Los productos usados en las instalaciones eléctricas, a las que se aplica el Reglamento, serán objeto de un “Certificado de Conformidad” con el Reglamento.

Se verificará el cumplimiento del Reglamento durante la vida útil de la instalación

mediante inspecciones técnicas; el período de tiempo entre dos inspecciones no podrá ser mayor a 10 años4; la verificación será requisito para la continuación de la prestación del servicio. Adicionalmente, en la inspección se verificará que la

instalación no presente irregularidades que permitan el fraude de energía, ya que éstas, además de ser delictuosas, pueden comprometer la seguridad de la

instalación. La Compañía, como parte de los requisitos establecidos en sus procedimientos para

trámite y conexión de obras, exigirá el Certificado de Conformidad de las instalaciones eléctricas con el RETIE pero, igualmente, realizará la verificación

correspondiente para que las mismas cumplan con lo establecido en las presentes Normas, tal como se establece en los diferentes capítulos de la norma.

1.9 ASPECTOS DE PLANEAMIENTO MUNICIPAL

17 4 Artículo 38 resolución 18 0498 de 29/04/05 del Ministerio de Minas y Energía.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 18 de 67

Mediante el Acuerdo No. 116 de 2000 se adoptó el Plan de Ordenamiento Territorial (POT) para la ciudad de Ibagué que define los instrumentos de planificación del

desarrollo Municipal. A continuación se relacionan las temáticas más importantes, que sobre el tema de

la energía eléctrica aborda el Acuerdo:

A. Sistema de Servicios Públicos (Artículo 31): busca servir como un

instrumento que aporte al mejoramiento cualitativo de la infraestructura de servicios, mejorando su cubrimiento para satisfacer las demandas de desarrollo, así como las actuaciones y tratamientos de los usos del suelo.

B. Subsistema de Energía Eléctrica (Artículo 38): se establece como política básica, para optimizar el servicio de energía eléctrica, la implementación de

un subsistema de coordinación entre el municipio y la Compañía prestadora del servicio para definir en conjunto requerimientos y programas de acuerdo con las políticas de desarrollo municipal.

C. Objetivo del Subsistema de Energía Eléctrica (Artículo 39): ampliar la cobertura y optimizar la calidad del servicio en el municipio generando los

espacios que se requieran para ello.

D. Estrategias para la implementación del Subsistema de Energía Eléctrica (Artículo 40):

Implementar un programa de reposición de redes con énfasis en el tendido subterráneo de las mismas.

Articular el sistema de energía con los corredores de servicios públicos.

Crear un sistema de información georreferenciado municipal unificado, que

mantenga actualizada la información con el fin de optimizar el servicio en todas sus fases.

Reglamentar la obligatoriedad de la ejecución de redes subterráneas para

todos los nuevos proyectos urbanísticos y de construcción.

Estudiar las posibilidades de implementar sistemas energéticos alternativos

(eólico, solar, termal, metano).

E. Programa de Subterranización de Redes (POT 2000)

Utilización subterránea de los espacios públicos: bajo la superficie de los

parques, plazas, plazoletas, zonas verdes y otros espacios públicos para lograr un mayor cubrimiento.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 19 de 67

Programa de Subterranización de Redes: las empresas prestadoras de

servicio concertarán con la Administración la subterranización de redes de servicios

Durante la vigencia del Plan de Ordenamiento, las empresas prestadoras de servicios públicos, las empresas comercializadoras de servicios públicos y de televisión por cable deberán completar como mínimo la

Subterranización de las redes de la zona centro de la Ciudad, comprendida entre las calle 6 y 19 y las carreras 1 y 8

Las empresas prestadoras de servicios públicos, las empresas comercializadoras de servicios públicos y las entidades afines, en el corto plazo, formularán un Plan de Subterranización para la totalidad de las

redes tendidas dentro de los suelos urbanos del Municipio de Ibagué

Excepciones de Subterranización: se exceptúan de subterranización de

redes eléctricas los niveles 1 y 2 de VIS (Vivienda de Interés Social) de acuerdo a lo establecido para esos casos por el POT.

F. La Compañía subterranizará sus redes de distribución en las siguientes áreas

de la capital Ibagué y municipios del Departamento:

Áreas establecidas en el POT de Ibagué (en particular Arts.265 y 266)

Espinal, el sector entre las calles 6 y 12 y entre las carreras 4 y 9.

Guamo, el sector entre las calles 7 y 10 y entre las carreras 6 y 10.

Melgar, el sector entre las calles 5 y 8 y entre las carreras 22 y 28.

Chaparral, el sector entre las calles 6 y 11 y entre las carreras 6 y 11.

Este programa se cumplirá, en la medida que los planes de expansión de la

compañía coincidan con los POT de los municipios.

G. La Compañía conocerá los planes de ordenamiento territorial de los demás

municipios del Departamento del Tolima, y de manera concertada establecerá los mecanismos para que su plan de expansión esté acorde con los mismos.

Mediante el Acuerdo 009 de 2002 se adoptó la Normativa de usos, construcciones y

urbanizaciones, como instrumento para asegurar la consecución de los objetivos y estrategias del Plan de Ordenamiento Territorial del Municipio de Ibagué y como

herramienta para la regulación del uso y ocupación del suelo. Algunos de sus apartes de mayor relevancia con el tema de distribución de la energía Eléctrica son:

Normativa para aislamientos de las redes eléctricas (Artículo 33): Se

describen las distancias de seguridad (aislamientos) medidos a cada lado





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 20 de 67

del eje de la red; sin embargo, en la actual Norma se incluirá lo

establecido por el RETIE5 vigente.

Sismo Resistencia (Artículo 66): las actuaciones urbanísticas que se

adelanten en el Municipio de Ibagué, deberán ajustarse a lo dispuesto en la norma COLOMBIANAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE (NSR–98), Ley 400 de 1997 o el documento que lo reemplace (parte

integral del Acuerdo 009/02).

Cuartos para subestaciones de energía (Artículo 89): toda edificación para

uso multifamiliar, comercial, industrial, o de equipamientos municipales, contará con sitio dedicado exclusivamente a la instalación de equipos de medición, elementos generales de protección y los transformadores que se

requieran en la edificación, así: se podrán localizar espacios a la intemperie en áreas privadas o en locales cubiertos diseñados y construidos para tal

fin, y deberán tener el área suficiente para la colocación de los equipos y para el trabajo, manipulación y mantenimiento.

Los nuevos desarrollos urbanísticos (Artículo 135) en el Municipio de

Ibagué deberán contar con instalaciones de servicios públicos canalizados subterráneamente. Excepción hecha de los VIS en niveles 1 y 2 (descritos

antes).

Normas mínimas para Energía (Artículo 136): todos los desarrollos urbanísticos que se ejecuten en el Municipio de Ibagué, diseñarán y

construirán sus redes eléctricas según la norma establecida por la COMPAÑÍA o quien haga sus veces.

Garantía de las obras (Artículo 141): “la Administración Municipal, por intermedio de Planeación Municipal exigirá, previo a la aprobación de las

obras, póliza de garantía de calidad de las obras por un plazo de cinco (5) años, constituida por los Urbanizadores en compañía de seguros debidamente reconocida”. Las obras a las que se refiere el artículo son las

que considera el Capítulo IV (Normas comunes a los procesos de urbanización y construcción) del Acuerdo 009/02, de las cuales hace parte

la energía eléctrica (Art. 136). El procedimiento será establecido por la entidad señalada.

Enertolima ejecutará las obras de infraestructura a realizar como parte de

su plan de expansión, y se acogerá a lo prescrito sobre el tema en los Planes de ordenamiento Municipal, de acuerdo a sus posibilidades

financieras y conforme al necesario equilibrio económico que demanda el bien común.

20 5 RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (Colombia,08/2008)





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 21 de 67

1.10 CÓDIGO DE ÉTICA Y EJERCICIO PROFESIONAL

1.10.1 Marco legal

A. Aspectos generales.

1. Por medio de la Ley 842 de 2003 se modificó la reglamentación del

ejercicio de la ingeniería, de sus profesiones afines y de sus profesiones auxiliares, y adoptó el Código de Ética Profesional. De otra parte, el 2 de

septiembre de 2008 se expidió la resolución No. 050, por la cual se amplía el alcance de las actividades contenidas en la Clasificación Nacional de Ocupaciones en lo referente a las Ingenierías Eléctrica, Mecánica y

Profesiones Afines.

2. El Artículo 2º de la ley 842 de 2003 señala que hacen parte del ejercicio

profesional “los estudios, proyectos, diseños y procesos industriales, textiles, electromecánicos, termoeléctricos, energéticos, mecánicos, eléctricos, electrónicos, de computación, de sistemas, teleinformáticas” y

otros.

3. El Artículo 3º de la ley 842 de 2003, que hace referencia a las “profesiones

auxiliares de la ingeniería”, las define como “aquellas actividades que se ejercen en nivel medio, como auxiliares de los ingenieros, amparadas por un título académico en las modalidades educativas de formación técnica y

tecnológica profesional, conferido por instituciones de educación superior legalmente autorizadas”. Las “profesiones afines” son “aquellas que siendo

del nivel profesional, su ejercicio se desarrolla en actividades relacionadas con la ingeniería en cualquiera de sus áreas, o cuyo campo ocupacional es

conexo a la ingeniería”.

4. El Artículo 6° de la ley 1264 de 2009 del código de ética de los técnicos electricistas menciona: los conocimientos, capacidades y experiencia de los

técnicos electricistas sirven al hombre y a la sociedad, constituyen la base de la profesión que ejercen. Por lo tanto, estos profesionales tienen la

obligación de mantener actualizados sus conocimientos, los cuales, sumados a los principios éticos en el ejercicio de su profesión, tendrán siempre como objetivo desarrollar una labor de alta eficiencia,

demostrando su competencia, capacidad y experiencia. Parágrafo. Los profesionales deben reconocer los límites de su competencia y las

limitaciones de sus conocimientos y solo deben prestar los servicios y usar las técnicas para lo que estén capacitados y autorizados, sin exponer a riesgos innecesarios su seguridad o la de terceros.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 22 de 67

Para poder ejercer legalmente la Ingeniería, sus profesiones afines o sus

profesiones auxiliares en el territorio nacional, en las ramas o especialidades regidas por la citada ley, se requiere estar matriculado o inscrito en el

Registro Profesional respectivo, que llevará el COPNIA6, lo cual se acreditará con la presentación de la tarjeta o documento adoptado por este para tal fin.

Para poder desempeñar toda actividad en la que “se requiera el conocimiento

o el ejercicio de la ingeniería o de alguna de sus profesiones afines o auxiliares”, para presentarse o utilizar el título de Ingeniero, para acceder a

cargos o desempeños cuyo requisito sea poseer un título profesional, se debe exigir la presentación, en original, del documento que acredita la inscripción o el registro profesional de que trata la ley.

B. Régimen disciplinario.

1. El código de ética profesional, según ley 842 de 2003, señala como prohibitorias, particularmente, las siguientes conductas:

2. Ofrecer o aceptar trabajos en contra de las disposiciones legales vigentes, o aceptar tareas que excedan la incumbencia que le otorga su título y su

propia preparación;

3. Imponer su firma, a título gratuito u oneroso, en planos, especificaciones, dictámenes, memorias, informes, solicitudes de licencias urbanísticas,

solicitudes de licencias de construcción y toda otra documentación relacionada con el ejercicio profesional, que no hayan sido estudiados,

controlados o ejecutados personalmente;

4. Hacer figurar su nombre en anuncios, membretes, sellos, propagandas y

demás medios análogos junto con el de personas que ejerzan ilegalmente la profesión;

5. Iniciar o permitir el inicio de obras de construcción sin haber obtenido de la

autoridad competente la respectiva licencia o autorización.

6. El Artículo 46 establece como definición de “falta disciplinaria” la conducta

que promueva la acción disciplinaria motivada por la violación a las prohibiciones y al régimen de inhabilidades e incompatibilidades, al correcto ejercicio de la profesión o al cumplimiento de las obligaciones

impuestas por el Código de Ética Profesional; para lo cual se dará aplicación al procedimiento establecido por la citada ley.

22 6 Consejo Profesional Nacional de Ingeniería, con sede principal en Bogotá, D. C.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 23 de 67

7. El Artículo 47 relaciona las sanciones que los Consejos Seccionales o

Regionales de Ingeniería podrán imponer a los profesionales responsables de la comisión de faltas disciplinarias, a saber:

Amonestación escrita

Suspensión en el ejercicio de la profesión hasta por cinco (5) años

Cancelación de la matrícula profesional, del certificado de inscripción

profesional o del certificado de matrícula profesional.

8. Los profesionales de la ingeniería, de sus profesiones afines o de sus

profesiones auxiliares, a quienes se les compruebe la violación de normas del Código de Ética Profesional, estarán sometidos a las siguientes sanciones por parte del Consejo Profesional de Ingeniería respectivo:

9. Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como leves, siempre y cuando el profesional disciplinado no registre antecedentes

disciplinarios, darán lugar a la aplicación de la sanción de amonestación escrita.

Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como leves,

cuando el profesional disciplinado registre antecedentes disciplinarios, darán lugar a la aplicación de la sanción de suspensión de la matrícula

profesional hasta por el término de seis (6) meses.

Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como graves, siempre y cuando el profesional disciplinado no registre antecedentes

disciplinarios, darán lugar a la aplicación de la sanción de suspensión de la matrícula profesional por un término de seis (6) meses a dos (2) años.

Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como graves, cuando el profesional disciplinado registre antecedentes disciplinarios,

darán lugar a la aplicación de la sanción de suspensión de la matrícula profesional por un término de dos (2) a cinco (5) años.

Las faltas calificadas por el Consejo Regional o Seccional como gravísimas,

siempre darán lugar a la aplicación de la sanción de cancelación de la matrícula profesional.

10. De acuerdo al Artículo 54 “el profesional que con una o varias acciones u omisiones infrinja varias disposiciones del Código de Ética Profesional o varias veces la misma disposición, quedará sometido a la que establezca la

sanción más grave o, en su defecto, a una de mayor entidad”.

11. Sanciones por infracciones al RETIE

El Artículo 46 Régimen sancionatorio del RETIE señala que las infracciones de los requisitos, serán sancionadas de acuerdo con lo





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 24 de 67

establecido en la Legislación Colombiana vigente para cada uno de los

agentes que tengan acción directa en el tema de las instalaciones eléctricas, a saber:

Sin prejuicio de las responsabilidades civiles y penales:

Empresas de servicios públicos de electricidad (Ley 142/94 y Ley

143/94)

Diseñadores, constructores, interventores (Ley 51/96, Ley 842/03, Ley

19/90)

Organismos que certifican conformidad de instalaciones y productos

Fabricantes, comercializadores e importadores (Ley 73/81, Ley

446/98)

Usuarios (Res.CREG108/97)

Particulares (normas civiles y penales vigentes)

12. Los Artículos 50 y 51 exponen la clasificación de las faltas, en leves, graves y gravísimas y las sanciones que deben imponerse que, pueden ser

económicas, profesionales o ambas, así como los regímenes sancionatorios aplicables a los diferentes entes.

13. El régimen disciplinario para los auxiliares de ingeniería se amplía en el título III de la ley 1264 de 2009.

1.10.2 Obligaciones y deberes

A. Toda persona natural o jurídica que solicite o utilice el servicio de energía eléctrica, todo funcionario de la Compañía, todo personal autorizado para el

Diseño, Construcción e Interventoría de instalaciones eléctricas, acatará la presente Norma y sus modificaciones cuando haya lugar, así como las disposiciones que regulen esta materia en el ámbito nacional, regional y local.

B. El incumplimiento de las disposiciones aquí contenidas no exime al diseñador,

constructor y propietario de la instalación, de las responsabilidades que se deriven por tal hecho.

C. Los Profesionales7 (Ingenieros Electricistas o Electromecánicos, Tecnólogos Electricistas y los Técnicos Electricistas) deben acreditar ante la Compañía

24 7 Ley 842 de 2003, Código de Ética Profesional, Artículo 30: Los Ingenieros, sus profesionales afines y sus profesionales auxiliares se denominarán los “Los profesionales”.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 25 de 67

su idoneidad para la realización de diseños y construcción de instalaciones

eléctricas, según las competencias definidas en las Leyes vigentes, las que regulan cada una de las profesiones (Ley 51 de1986, Ley 392 de 1997, Ley 19

de 1990, Ley 842 de 2003) y lo establecido por la Compañía.

D. EL Consejo Profesional Nacional de Ingeniería Eléctrica, Mecánica y Profesiones Afines, mediante resolución No. 50 del 2 de septiembre de 2008, amplió el

alcance de las actividades contenidas en la Clasificación Nacional de Ocupaciones en lo referente a las Ingenierías Eléctrica, Mecánica y Profesiones

Afines, contemplando como las principales áreas de desempeño para los Ingenieros Electromecánicos, las Máquinas eléctricas, las instalaciones industriales en media y baja tensión y el uso racional de la energía en

aplicaciones industriales y comerciales.

Los profesionales deberán observar y dar cumplimiento a lo establecido en el

Código de Ética Profesional y particularmente a lo definido en el Capítulo IV - Código de Ética para el Ejercicio de la Ingeniería en General y sus profesiones Afines y Auxiliares y el Título V - Régimen Disciplinario. Igualmente ver lo

contemplado en capítulo III del título I de la ley 1264 de 2009.

1.11 ACCESO AL SERVICIO DE ENERGÍA

A. La Compañía podrá suministrar el servicio a las personas o entidades que lo soliciten en su área de influencia, dentro de los límites de la capacidad de sus

instalaciones y de sus posibilidades técnicas, económicas y legales, con el lleno de los requisitos fijados por las autoridades departamentales, nacionales

y de ella misma.

B. La Compañía garantizará el libre acceso a la red de distribución, toda vez que

cumpla con lo establecido en el Reglamento de Distribución8, y la norma o reglamentos que la modifiquen o adicionen.

Cuando para la conexión de nuevos clientes se requiera la construcción de un

proyecto que implique la expansión del sistema de distribución y la Compañía, realizado el estudio financiero con base en el proyecto aprobado de redes

eléctricas, conceptúe que no es viable dentro del contexto de su plan financiero, éste deberá ser construido por el interesado; la Compañía remunerará los activos de conexión de uso general, de acuerdo al numeral 2.5

del capítulo 2 de la presente norma.

1.12 SIGLAS DE USO FRECUENTE EN ELECTROTECNIA

25 8 Resolución 070 de 1998. CREG





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 26 de 67

Sigla Significado

AAAC All Aluminum Alloy Conductor

AAC All Aluminum Conductor

ACSR Aluminum Cable Steel Reinforced

ANSI American National Standards Institute

ASTM American Society for Testing and Materials

AWG American Wire Gauge

CAN Comité Andino de Normalización

CGPM Conferencia General de Pesos y Medidas

CREG Comisión Reguladora de Energía y Gas

DPS Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias

ICONTEC Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación

IEC International Electrotechnical Comisión

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

ISO International Organization for Standardization

MME Ministerio de Minas y Energía

NEMA National Electrical Manufacturers Association

NESC National Electrical Safety Code

NFPA National Fire Protection Association

NTC Norma Técnica Colombiana

OMC Organización Mundial del Comercio

ONAC Organismo nacional de Acreditación

OSHA Occupational Safety and Health Administration

PVC Cloruro de Polivinilo

SI Sistema Internacional de Unidades

SIC Superintendencia de Industria y Comercio

SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

SUI Sistema Único de Información

TN Termoplastic Insulation High Heat Resistant 90º c. Nylon jacketed

THW Termoplastic Insulation Heat Resistant 75º c. Wet locations

TW Termoplastic Insulation 60º c. Wet locations

UL Underwrites Laboratorios

XM Expertos en Mercados S.A:

Tabla 1.4. Siglas en Electrotécnica

1.13 SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI)





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 27 de 67

El sistema internacional de unidades, representado por la abreviatura SI, es un sistema adoptado por la CGPM, basado en antiguos sistemas métricos, que ha sido

diseñado para utilizarse en todo contexto, rutinario, técnico o científico. Como antecedente de este sistema se puede citar al sistema MKSA (metro, kilogramo, segundo, amperio) adoptado en 1960 por la CGPM. A este sistema pertenecen

otras unidades derivadas como el newton (N), kelvin (K) (temperatura), candela (cd) (intensidad luminosa) y el mol (para cantidad de sustancia).

Actualmente, el SI tiene las siguientes magnitudes básicas: longitud, masa, tiempo, corriente eléctrica, temperatura termodinámica, intensidad de la luz y cantidad de sustancia.

La Superintendencia de Industria y Comercio, mediante resolución No. 1823 de

1991, aprobó el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI) en el Sector Eléctrico Colombiano. Por lo tanto los símbolos y nombres de las magnitudes y unidades fueron declarados por el RETIE como de obligatorio cumplimiento en todas

las actividades que se desarrollen en el Sector, y consecuentemente, deben expresarse en todos los documentos públicos y privados.

Reglas para el uso de símbolos y unidades.

No debe confundirse “magnitud” con “unidad”

El símbolo de la unidad será el mismo para el singular que para el plural

Al escribir o pronunciar el plural del nombre de una unidad, se usarán las reglas de la gramática española

Cada “unidad” y cada “prefijo” tiene un solo símbolo y este no debe ser cambiado. No se deben usar abreviaturas

Los símbolos de las unidades se denotan con letras minúsculas, con la excepción del

ohmio (), letra mayúscula del alfabeto griego. Aquellos que provienen del nombre de personas se escriben con mayúscula

El nombre completo de las unidades se debe escribir con letra minúscula, con la única excepción del grado Celsius, salvo en el caso de comenzar la frase o luego de un punto.

Las unidades sólo podrán designarse por sus nombres completos, o por sus símbolos correspondientes reconocidos internacionalmente

Entre prefijo y símbolo no se deja espacio

El producto de símbolos se indica por medio de un punto





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 28 de 67

No se colocarán signos de puntuación luego de los símbolos de la unidades, sus

múltiplos o submúltiplos salvo por regla de puntuación gramatical, dejando un espacio de separación entre el símbolo y el signo de puntuación.

Veamos el cuadro ilustrativo del sistema:

Magnitud Símbolo de la magnitud

Unidad Símbolo de la unidad

Admitancia Y siemens S

Ángulo plano radian rad

Ángulo sólido Estereorradián Sr

Área metro cuadrado M2

Capacitancia C Faradio F

Carga Eléctrica Q Culombio C

Conductancia G Siemens S

Conductividad σ siemens por metro

S/m

Corriente eléctrica

I Amperio A

Densidad de corriente

J amperio por metro cuadrado

A/m²

Densidad de flujo eléctrico

D culombio por metro

cuadrado

C/m²

Densidad de flujo

magnético

Β Tesla T

Energía activa W vatio hora Wh

Energía, Trabajo E Julio J

Factor de

potencia

FP Uno 1

Flujo luminoso F Lumen Lm

Flujo magnético Φ Weber Wb

Frecuencia F Hertz Hz

Frecuencia angular.

ω radián por segundo

Rad/s

Fuerza F Newton N = Kg - m / s2

Fuerza electromotriz E

E Voltio V

Iluminancia Ev Lux lx

Impedancia Z ohmio. Ω





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 29 de 67

Inductancia L Henrio H

Intensidad de

campo eléctrico.

E voltio por metro V/m

Intensidad de campo magnético

H amperio por metro

A/m

Intensidad luminosa

Iv Candela Cd

Longitud L Metro m

Longitud de onda Λ Metro m

Masa M kilogramo kg

Permeabilidad relativa

µr Uno 1

Permitividad relativa

Єг Uno 1

Potencia activa P Vatio W

Potencia aparente Ps voltamperio VA

Potencia reactiva PQ voltamperio reactivo

Var

Presión, esfuerzo P pascal Pa

Reactancia X ohmio Ω

Resistencia R ohmio Ω

Resistividad ρ ohmio metro Ωm

Tensión o

potencial eléctrico

V voltio V

Tiempo t segundo s

Frecuencia

angular

ω Radian por seg. rad / s

Volumen metro cúbico m3

Tabla 1.5. Simbología de magnitudes y unidades

1.14 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO

1.14.1 Niveles de Tensión

De conformidad con lo establecido en su artículo 9 del RETIE, versión 2008, se clasifican los niveles de tensión en corriente Alterna para el territorio Colombiano.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 30 de 67

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

opera:

Baja Tensión: Son las redes de distribución eléctrica urbanas o rurales cuyos niveles de tensión están comprendidos entre 25 y 1.000 voltios.

Media Tensión (M.T.): Son las redes de distribución eléctrica urbanas o

rurales cuyos niveles de tensión son 13.200 voltios (13, 2 kV), y 34500 voltios (34,5 kV).

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

1.14.2 Capacidad de los Transformadores

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

Transformadores trifásicos nivel 34,5 kV

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

34,5 kV/13,2 kV (KVA)

500 500 - 800

630 1000

800 1250

1000 1600

1250 2000

2500

Tabla 1.6. Capacidades utilizadas a nivel de 34,5 kV

Transformadores trifásicos nivel 13,2 kV

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

15 150

30 225

45 300

75 400

112,5 500

Tabla 1.7. Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV

Transformadores trifásicos nivel 13,2 kV. Áreas Rurales





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 31 de 67

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

15

30

45

Tabla 1. 8 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (trifásicos)

Transformadores monofásicos nivel 13,2 kV. Áreas Rurales

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

3

5

10

15

25

37,5

50

Tabla 1. 9 Capacidades utilizadas a nivel de 13,2 kV en áreas rurales (monofásicos)

NOTAS:

Cualquier otra capacidad requerida, debe ser sometida a consideración y aprobación por parte de ENERTOLIMA.

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

1.14.3 Tipos y Calibres de Conductores

En este numeral, se presentan de manera general los calibres normalizados de los conductores que pueden ser instalados en los alimentadores principales y ramales o

derivaciones. Sin embargo, los seleccionados se dimensionarán con base en análisis de condición óptima, desde los puntos de vista técnico y económico. La Compañía

establecerá las políticas para la expansión del sistema de distribución, manteniendo como referencia el bien común y los principios establecidos por la normatividad y regulación existentes.

A. Conductores en redes aéreas MT

La Compañía solicitará que los calibres seleccionados para proyectos

específicos sean consecuentes con las políticas de expansión de la misma.

Los conductores de los circuitos aéreos en Media Tensión podrán ser desnudos en aluminio con refuerzo en acero ACSR (Clase AA), o de

aleación de aluminio (con silicio y magnesio 6201) AAAC, cable





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 32 de 67

semiaislado (ecológico o red Compacta), o asilados, ciñéndose a los

requisitos de distancias de seguridad exigidas por el RETIE, o a criterios ecológicos.

La derivación aérea que va de la red de Media Tensión al transformador debe ser en calibre de conductor que soporte la capacidad de corriente exigida por la capacidad del transformador. Pero en ningún caso el calibre

será menor al conductor de cobre (alambre) desnudo No. 4 AWG o su equivalente en otro tipo por capacidad (ACSR No 2 AWG).

En el nivel de 13,2 kV (rural y urbano) se recomienda construir los circuitos urbanos principales, preferiblemente en ACSR calibre 80 mm2 (2/0 AWG), y ramales en calibres 63 mm2 (1/0 AWG). Se recomienda

construir los circuitos rurales principales, preferiblemente en 63 mm2 (1/0 AWG), y ramales en calibres 40 mm2 (2 AWG).

Para garantizar la seguridad de las personas y edificaciones, en los cálculos de distancias de seguridad y edificaciones, el conductor semiaislado debe ser considerado como no aislado.

B. Conductores en redes aéreas BT:

Los conductores de los circuitos aéreos urbanos con redes abiertas de Baja Tensión, pueden ser de aluminio aislado a 600 Voltios, de tipo AAAC o de tipo ACSR, y el AAC aislado para redes subterráneas con aislamiento

en PVC (Cloruro de polivinilo) o PE (termoplástico o termoestable) 75º C de color negro para las fases, y de aluminio desnudo para el neutro.

Los calibres utilizados serán: 4/0 AWG, 2/0 AWG, 1/0 AWG, 2 AWG, y 1 AWG y 4 AWG. En instalaciones donde se especifique el conductor de

alumbrado público, este será de aluminio calibre No. 4 AWG aislado a 600 voltios.

En ámbitos urbanos se construirán redes de baja tensión en red trenzada,

trifásica tetrafilar, en cables múltiplex (preensamblados) de aluminio AAC (All Aluminum Conductor) para las fases, y en conductor ACSR (o AAAC)

como conductor neutro mensajero. Los cables normalizados serán:

3 X 4/0 AWG XLPE + 1 X 2/0 AWG ACSR (AAAC o XLPE) 3 X 2/0 AWG XLPE + 1 X 1/0 AWG ACSR (AAAC o XLPE)

3 X 1/0 AWG XLPE + 1 X 2 AWG ACSR (AAAC o XLPE) 3 X 2 AWG XLPE + 1 X 4 AWG ACSR (AAAC o XLPE)

Para la conexión y derivación a transformador, se deben utilizar los conectores DBH (de compresión) con su respectivo estribo; en la tabla 1.7 anexa se relacionan los

empleados en baja tensión.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 33 de 67

Tabla 1. 10. Conectores DBH(compresión)

En las áreas rurales, se diseñarán redes tipo abierta en baja tensión, y los

conductores serán desnudos tipo ACSR, o en red trenzada multiplex (dos, tres y cuatro conductores), en los calibres 4/0 AWG, 2/0 AWG, 1/0 AWG,

2 AWG y 4 AWG.

Los conductores diseñados para instalar en los bornes secundarios del transformador a la red de Baja Tensión, deben ser en cobre aislado en

PVC, o PE a 600 Voltios, 75º C de calibre adecuado paras soportar la capacidad nominal del transformador.

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

Las características mecánicas y eléctricas de los conductores ACSR se pueden consultar en la Norma NM 083 del Capítulo XI. Igualmente, para

cables de aluminio desnudo (NM 086), cableado concéntrico temple duro en la norma NM 087. Cable aéreo tipo multiplex en aluminio, fase aislada y neutro cableado con las fases, en NM 4080.

1.14.4 Límites de Cargabilidad y Regulación de Tensión

A. Límites de carga admisibles a nivel de 34,5 kV

Toda aprobación de solicitudes de cagas nuevas, estará condicionada a la

disponibilidad de capacidad de los circuitos de distribución, tanto en los





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 34 de 67

alimentadores principales, así como en sus ramales, y celdas de

distribución de la subestación respectiva. En caso contrario, la aprobación de solicitud está sujeta al compromiso del nuevo usuario para acometer la

construcción de la infraestructura mínima requerida, como: Módulo de salida en subestación, línea eléctrica, y elementos asociados para su puesta en servicio.

Del sistema de 34,5 kV, se derivan las diferentes subestaciones de distribución a 13,2 kV. Las nuevas cargas que se incorporen a este

sistema tendrán la obligación de cumplir a cabalidad con la legislación vigente, en particular con lo consignado en las resoluciones sobre calidad de potencia; ver tabla 1.3 cronología de resoluciones sobre calidad de

servicio; o aquellas que modifiquen o aplique después de las resoluciones de la tabla 1.3.

Las cargas de tipo industrial se alimentarán del sistema de distribución a nivel de 34,5 kV, siempre y cuando la carga a instalar sea mayor a 500 kVA, y la Compañía tenga la disponibilidad para dar servicio en este nivel

de tensión.

Toda solicitud de servicio (para demanda máxima mayor de 500 kW) se

enmarcará dentro de los estudios de conexión (Resolución CREG 225/97) y la norma que lo modifiquen o adicionen. La factibilidad de servicio y punto de conexión está sujeta a las condiciones técnicas y operativas del

sistema, así como la capacidad disponible de las redes y subestaciones existentes.

A solicitud, (y excepcionalmente) la Compañía, estudiará la presentación mediante un análisis técnico-económico y considerará la posibilidad de

conexión de cargas inferiores a 500 kW.

Todas las cargas que se conecten en este nivel de tensión, deberán instalar los dispositivos de protección y maniobra, medida y control

normalizados, que permitan que el sistema a instalar funcione con las características de calidad y confiabilidad en las protecciones que no

afecten el normal funcionamiento del sistema de la compañía, y que se requieren según lo establecido por la CREG9. Ver Tabla 1.10 (Numeral 1.8.5).

Si la conexión de cargas en el nivel de 34,5 kV genera deficiencias en la calidad de potencia suministrada por el sistema, y que son imputables al

Cliente (usuario) éstas deben ser corregidas a la mayor brevedad para lo cual tendrá treinta (30) días hábiles. “En este caso, si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR (la

34 9 Ver numeral 6.2.2 de la Resolución GREG 070/98





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 35 de 67

Compañía) debe desconectar al Cliente respectivo, informando a la

SSPD10 con dos (2) días hábiles de anticipación al corte”.

B. Límites de carga admisibles a nivel de 13,2 kV

Toda aprobación de solicitudes de cagas nuevas, estará condicionada a la disponibilidad técnica de capacidad de los circuitos de distribución, tanto en los alimentadores principales, así como en sus ramales y celdas de

distribución de la subestación respectiva. En caso contrario, la aprobación de solicitud está sujeta al compromiso del nuevo usuario para acometer la

construcción de la infraestructura mínima requerida, como: Módulo de salida en subestación, línea eléctrica, y elementos asociados para su puesta en servicio.

ENERTOLIMA aprobará solicitudes del servicio de energía, a nuevos usuarios, en este nivel de tensión siempre y cuando no sea mayor a 450

kVA. De manera excepcional, se autorizarán proyectos en este nivel de tensión, con solicitud de cargas inferiores a 27 kW, siempre y cuando la Compañía no disponga de infraestructura en baja tensión. La capacidad

disponible de un circuito de media tensión (MT) de la compañía, se determinará por la corriente de demanda máxima registrada en la celda

respetiva al circuito en la subestación respectiva. El límite de la demanda máxima para un circuito urbano de media tensión (13,2 kV) es de 200 amperios11, y de 10012 Amperios en la zona rural (Configuración circuitos

media tensión).

La compañía se reserva el derecho de un 10% de la demanda máxima del

circuito, o sea 20 amperios, con el fin de atender el crecimiento normal de la demanda del mercado existente en el circuito afectado.

Para circuitos ramales principales monofásicos de las redes rurales, se les autorizará una carga máxima de 45 kW (50 KVA), para un solo transformador; en caso de ser más de un transformador y para cualquier

carga, el circuito deberá ser trifásico.

C. Límites de carga admisibles a nivel de Baja Tensión (B.T.)

Toda aprobación de solicitudes de cagas nuevas, estará condicionada a la disponibilidad técnica de capacidad de los circuitos y transformadores de distribución. En caso contrario la aprobación de solicitud está sujeta al

compromiso del nuevo usuario para acometer la construcción de la infraestructura mínima requerida, como: Aumento en la capacidad de

35 10 SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios 11= 4.6 MVA 12= 2.3 MVA





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 36 de 67

transformación y construcción o remodelación de los circuitos de baja

tensión según el caso.

Desagregando por tipo de acometidas los límites de carga y tensión serían:

TIPO DE ACOMETIDA

LIMITE DE CARGA

TENSIÓN

Monofásico bifilar Carga Instalada hasta 8 kW

120V +5% - 10%

Mediante acometida de dos conductores conectados a fase y neutro

Monofásico trifilar

Carga Instalada entre 5 y 25 kW

120V +5% -

10%

Mediante acometida de dos

conductores conectados a fase y uno al neutro.

Dos fases trifilar

desde un sistema trifásico

Carga Instalada entre 5 y 20 kW

120V +5% -

10%

Mediante acometida de dos

conductores conectados a dos fases y uno al neutro

desde el secundario de un transformador trifásico.

Trifásico tetrafilar Carga Instalada entre 9

y 35 kW

120/208V5% Mediante acometida de tres conductores conectados a

tres fases y uno al neutro desde el secundario de un

transformador trifásico.

Tabla 1. 11. Límites de carga y tensión en B.T.

Nota: El rango permitido del nivel de tensión, es de acuerdo con la norma NTC-1340.

D. Límite máximo Regulación de Tensión a nivel de 34,5 kV (2%)

E. Límite máximo Regulación de Tensión a nivel de 13,2 kV: (3%)

F. Límite máximo Regulación de Tensión para baja tensión:





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 37 de 67

SISTEMA TIPO DE RED AREA DESDE HASTA MAXIMO %

REGULACION

Monofásico Aérea Urbana

Transformador Ultimo Poste 4

Rural 6

Trifásico

Aérea Urbana

Transformador Ultimo Poste 5

Rural 7

Subterránea (en edificios)

Urbana Transformador

Tablero de Medidores

4

Tablero de Medidores

Tablero Distribución

2

Todos Aérea/

Subterránea Urbana/Rural Red Secundaria Medida 1

Tabla 1. 12. Limites de regulación de tensión.

Conectados a la red de baja tensión, la caída de tensión en el último abonado debe ser inferior al 12.5 % en el momento del arranque (considerando demandas máximas para los demás clientes) y calculado desde los bornes del transformador.

En condiciones estacionarias (a plena carga) será como máximo el 3 %.

1.14.5 Configuración de la Red

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

a. Media Tensión: 34.500 y 13.200 voltios.

b. Baja Tensión: Sistema trifásico tetrafilar: 208 voltios entre fases, y 120 Voltios fase-

neutro Sistema Monofásico: 240 voltios entre fases, y 120 Voltios fase-neutro.

1.14.5.1 Configuración de circuitos industriales a 34,5 Kv:

Para circuitos con cargas industriales se instalaran seccionadores de operación baja carga, habrá un alimentador principal y las cargas se derivaran a través de seccionadores de 600 A o cortacircuitos de cañuela para cargas hasta 800 kVA.

Con relación a la cantidad de seccionamientos en el alimentador principal, estos se

definirán de acuerdo con las características de las cargas y su ubicación.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 38 de 67

Para la conexión de clientes industriales en el nivel de 34,5 kV, la Compañía

solicitará la instalación de los equipos de protección que aparecen en la Tabla 1.13.

Rango de

transformadores. Nivel 34.5 kv

Instalación interior

Instalación exterior

225 KVA a 800KVA

Seccionador tripolar con

fusibles HH

Cortacircuitos de cañuela Equipo de maniobra y

protección tripolar

1000 KVA a 2000 KVA

Seccionador tripolar de operación bajo

carga con bobina de disparo accionado por los siguientes relés:

Sobretemperatura Buchholz

Opcional: Reconectador

Interruptor o Seccionador tripolar de operación bajo

carga, con bobina de disparo accionado por los

siguientes relés:Buchholz Sobretemperatura

Opcional:Reconectador

2500 KVA a 5000 KVA

Interruptor accionado por los siguientes relés:

Sobre temperatura Buchholz

Sobrecorriente de fase Diferencial Disparo y bloqueo

Opcional:

Reconectador

Interruptor accionado por los siguientes relés:

Sobretemperatura Buchholz

Sobrecorriente de fase Diferencial Disparo y bloqueo

Opcional:

Reconectador

Tabla 1. 13. Protecciones normalizadas para clientes industriales a 34,5 kV

1.14.5.2 Configuración circuitos de Media Tensión

En Media Tensión (13,2 kV y 34,5 kV) los proyectos deben considerar la distribución en configuración radial vertebrada, a partir del circuito disponible (trifásico), desde

donde se derivarán en forma radial el ramal (es) trifásicos o monofásicos dependiendo de la carga a instalar y a la distancia de la infraestructura. El cliente potencial investigará la composición del sistema eléctrico existente para proponer a





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 39 de 67

la Compañía, que la carga solicitada sea alimentada a través de otro circuito de

suplencia.

Sobre el circuito principal deberán instalarse por lo menos dos (2) elementos de seccionamiento (normalmente cerrados) para maniobras en caso de fallas; que dividirán el circuito en tres (3) tramos, cada uno de los cuales debe tomar en

condiciones normales una carga de 1000 KVA aproximadamente. Por lo tanto, cada circuito debe ser diseñado para una carga normal de hasta 3000 KVA, y una carga

de emergencia hasta 4000 KVA. Este criterio se aplicará de acuerdo al plan de expansión de la Compañía.

En el caso de ramales con cargas superiores a 1000 kVA, se instalarán seccionamientos de 400 A y para cargas menores a 1000 kVA se instalarán

cortacircuitos. Como alternativa y dependiendo de las condiciones de confiabilidad y calidad del servicio, en los puntos de seccionamiento se instalarán reconectadores.

A. El cliente igualmente deberá dar cumplimiento a lo establecido en el Numeral 4.3.3 (Protecciones) del Reglamento de Distribución, que,

entre otros, señala:

B. El Cliente en su conexión deberá disponer de esquemas de conexión de protecciones aplicables con las características de su carga que

garanticen la confiabilidad, seguridad, selectividad y rapidez de desconexión necesarias para mantener la estabilidad del sistema.

C. El cliente deberá instalar los equipos requeridos de estado sólido, de tecnología análoga o digital que cumplan con la norma IEC 255.

D. Para garantizar la adecuada coordinación y selectividad en la operación los sistemas de protección y los tiempos de operación de las protecciones del cliente deberán ser acordados con el operador de red

(ENERTOLIMA) durante el proceso de aprobación de diseños, puesta en servicio, conexión y podrán ser revisados periódicamente por el mismo

(ENERTOLIMA).

1.14.5.3 Configuración circuitos de Baja Tensión

La configuración usada en la distribución en Baja Tensión es radial, saliendo desde

el transformador. Los circuitos principales de baja tensión, serán construidos en un solo calibre por

circuito, no obstante en los ramales los calibres pueden ser iguales o menores. En





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 40 de 67

todo caso, se deberá garantizar la estabilidad mecánica de los apoyos, mediante

retenidas o utilización de postes con mayor capacidad de rotura. La disposición de las redes en Baja Tensión (en áreas pobladas y rurales),

independientemente de su configuración (red abierta o trenzada) tendrá cuatro (4) conductores para sistema trifásico, en los calibres AWG No. 4/0, 2/0, 1/0, 2 y 4, incluido el neutro. El control de las luminarias se hará de manera individual, a

través de fotocelda.

La distribución en Baja Tensión puede ser monofásica bifilar (2 hilos) y monofásica trifilar (3 hilos), sin embargo, dependiendo de las condiciones de la carga a servir, puede ser trifásica tetrafilar (4 hilos).

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

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

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

podrá analizar su conveniencia, pero la autorización será impartida por la Compañía. Los conductores tendrán una tensión mecánica final no mayor del 25% de su carga

de rotura, a la temperatura promedio de la región y sin carga de viento.

Para la instalación de cable cuadruplex, el conductor neutro en los vanos superiores a 150 m debe calcularse para soportar adecuadamente el peso compartido del

conductor, sin sobrepasar la carga crítica calculada con un factor de seguridad de 2.8 como mínimo (tensión mecánica de trabajo del 35.7%).

1.14.5.4 Configuración circuitos en zonas urbanas

Localización de postería: Los postes deben localizarse en las calles por el costado norte y en las carreras por el costado occidental. La separación máxima entre postes será de 30 metros para redes de baja tensión y de 60 metros para redes de

media tensión.

Cruce de vías: En el sistema de corredores estructurales definidos en el literal 1.15.3 de este capítulo, se deberá realizar cruce subterráneo de alimentadores en media tensión. No se permitirá el cruce de acometidas aéreas a predios en vías

amplias. En cruces de carreteras en áreas no pobladas con autorización y supervisión de la Compañía se podrán realizar cruces aéreos, instalando postería a

ambos lados de la vía, cumpliendo las distancias de seguridad establecidas en el RETIE.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 41 de 67

Uso de la red tipo compacto: Cuando por razones de intensa arborización y restricciones de carácter ambiental no se pueda utilizar el cable desnudo, se

realizará el diseño y posterior construcción, utilizando conductor semiaislado, o “red compacta”.

Ubicación de alumbrado público: Se dará cumplimiento a lo establecido en el POT (2000) y el Acuerdo 009/02. Se utilizarán los costados de las vías o los carriles

centrales donde no haya arborización, así como iluminación bilateral cuando el ancho de las vías lo exija.

Doble circuito en baja tensión: De manera excepcional se utilizará doble circuito en redes de Baja Tensión, cuando no sea posible atender los clientes lejanos del

transformador dentro de los límites razonables de regulación. Cuando se utilice esta configuración se recomienda el uso de conductor aislado para los dos circuitos (o uso de red trenzada), dada la gran probabilidad de falla por contacto accidental

entre ellos, y como una manera de prevenir accidentes. Sin embargo, se limitará su uso a un máximo dos vanos a partir de la estructura del transformador

1.15 CLASIFICACIÓN DE LAS VÍAS

El Acuerdo Municipal No 116 de 2000 mediante el cual se expidió el Plan de Ordenamiento Territorial de Ibagué establece en su Artículo 207 la clasificación

para el sistema vial urbano de Ibagué, así:

Categoría Nomenclatura

Urbano regionales

Anillos viales Corredores estructurantes

Vías colectoras Vías locales Ciclorutas

Ur

Av Ce

Vc Vl Cr

Tabla 1. 14 Clasificación vial urbano Ibagué

1.15.1 Sistema de Vías Urbano regionales (r)

Se define como el de mayor jerarquía en el nivel urbano actuando como soporte de

la movilidad al interior de la ciudad, cruza el Municipio y garantiza la comunicación con los demás sistemas viales del orden Nacional.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 42 de 67

1.15.2 Anillos de Circulación del Sistema Vial Principal (Av)

Se definen como los estructurantes de la nueva forma urbana propuesta,

contrarrestando la tendencia histórica al crecimiento longitudinal y conformando sectores urbanos concretos que permiten actuaciones integrales.

a. Anillo de consolidación: Crea una circulación Perimetral al centro tradicional y zonas consolidadas aledañas permitiendo la descongestión de flujos de

transporte público y privado.

b. Anillo de Transición. Se desarrolla alrededor del área definida como de

redesarrollo y renovación urbana, facilitando la descongestión interior por la jerarquía de las vías que lo circundan y su conectividad con el sistema vial

urbano.

c. Anillo de Desarrollo. Se crea alrededor de una zona enmarcada por las políticas

de densificación, equipamiento comunal y reconocimiento de evolución, permitiendo su descongestión y conectividad a través de vías colectoras y

locales principalmente.

d. Anillo del salado. Se desarrolla alrededor del sector del Salado tradicional y

además de su función de movilización permite también la conexión con la zona rural.

e. Anillo de Picaleña. Crea una circulación alrededor de la zona teniendo como eje

principal la salida a Bogotá.

f. Anillo del Sur. Se desarrolla alrededor de la zona conservando la zona de

protección del parque del tejar y los nuevos desarrollo que se encuentran previstos.

1.15.3 Sistema de Corredores estructurantes (Ce)

Complementan el Sistema Vial Principal, alimentándolo desde los grandes sectores urbanos.

1.15.4 Sistema de Vías Colectoras (Vc)

Recogen y conducen el tráfico dentro de los sectores urbanos, llevándolo a los corredores estructurantes y los anillos viales.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 43 de 67

1.15.5 Sistema de Vías Locales (Vl)

Conjunto de vías vehiculares y peatonales que garantizan el acceso directo a los

predios. Por sus características estas vías deben ser restringidas para el transporte público y de carga. Se considera como vía paisajística urbana la que conecta los sectores San Jorge, Sorrento y San Antonio. Del Acuerdo 009 de 2002, Capítulo IV:

Mediante este acuerdo, que será tratado más en profundidad en el numeral 2.2.4 se adopta la Normativa de usos del suelo en el Municipio de Ibagué. Se presentan aquí

las secciones de transversales de las vías que se tienen normalizadas a la fecha.

1.15.6 Secciones Mínimas para el Sistema de Vías Locales

Para desarrollos de Vivienda Unifamiliar, Bifamiliar y Trifamiliar.

Figura 1.2. a

Andén Zona Prot.

Ambiental

Calzada

Vehicular

Zona Prot.

Ambiental Andén

l1.25 m

1.25 m 6.00 m 1.25 m 1.25 m

Para desarrollos de Vivienda Multifamiliar. . Figura 1.2 b.

Andén

Zona Prot

Ambiental

Calzada Vehicula

r

Zona Prot

Ambiental Andén

2.00 m 2.00 m 7.00 m 2.00 m 2.00 m

De acuerdo a lo establecido en el parágrafo único del artículo 15 de la Ley

388 de 1997, en desarrollos urbanísticos VIS, niveles 1 y 2, se podrán construir vías locales con la siguiente sección mínima. Figura 1.2.c:

Andén

Zona

Prot Ambient

al

Calzada Vehicular

Zona Prot

Ambiental

Andén

1.00 m 0.50 m 6.00 m 0.50 m 1.00 m

Vías Peatonales





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 44 de 67

La sección mínima será de seis metros (6 m.) o superior, conforme a la relación directa con su longitud, determinándose una relación de L/12,

siendo "L" la longitud de construcción sobre la vía peatonal. . Figura 1.2.d.

Circulación Peatonal Zona verde central Circulación Peatonal

1.25 m 3.50 m 1.25 m

a. Sección transversal total pública: 11.00 m

b. Sección transversal total pública: 15.00 m

c. Sección transversal total pública: 9.00 m





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 45 de 67

d. sección transversal total pública: 6.00 m

Figura 1.1. Sección transversal total pública: 11.00 m

En el Acuerdo 009/02 igualmente se establece en su sección “Titulo 2. Cesiones” lo correspondiente a la reglamentación de las zonas de cesión, que define como “los

elementos estructurantes de las actuaciones urbanísticas, de acuerdo con lo establecido en el Plan de Ordenamiento Territorial”.

1.15.7 Compatibilización Sistema vial Vs distancias de seguridad RETIE13

Las redes de distribución de energía eléctrica, de acuerdo a lo prescrito en RETIE, deben cumplir con distancias de seguridad mínimas (Véase, Numeral 1.17 del

capítulo I de esta Norma). Con miras a establecer una aproximación al tema, se presenta un análisis elaborado con estructuras típicas y la posible incidencia que,

en su instalación tenga su aplicación. Para el efecto, se toma como referencia la clasificación de vías existente señalada

en el POT de Ibagué, citado en el numeral 1.8.6 de la presente norma.

El presente análisis consistirá en definir las distancias mínimas (para la seguridad de las personas), que inciden de manera directa en la definición de la ruta, para

instalación de estructuras del soporte de las redes de distribución en el interior de la ciudad, y la construcción de redes subterráneas. Finalmente se sacarán algunas conclusiones sobre el uso o no, de los andenes normalizados, y se establecerán

posibles soluciones.

Para el cálculo del ancho mínimo que debe tener un andén, para que pueda albergar una red eléctrica aérea, debe tener en cuenta las siguientes cuatro distancias a partir de la fachada de una construcción:

45 13

Artículo 13º RETIE





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 46 de 67

A. Balcón (voladizo, distancia A). Es distancia de protección del poste, su valor

es de 0.60 metros.

B. Distancia de Seguridad Eléctrica (distancia B).Es la distancia horizontal mínima que debe existir entre muros, proyecciones y ventanas y las redes aéreas de energía eléctrica. Esta distancia la establece el RETIE, y para redes

de media tensión de 13,2 ó 34,5 kV es de 2.30 metros.

C. Separación entre la fase y el eje del poste (distancia C). Esta separación depende del tipo de estructura utilizada y del nivel de tensión de la red.

D. Separación entre el eje del poste y el sardinel (distancia D). Esta distancia es la requerida para la protección y cimentación del poste y es de 0.60 metros.

Los criterios para la determinación de las distancias mínimas de andén son los siguientes:

A. El ancho del andén se calculó suponiendo el balcón de una vivienda o edificio

de 0.6 m, y a la misma altura del conductor energizado en media tensión.

B. La distancia del sardinel al eje del poste es de 0.6 m, criterio de seguridad de protección.

C. El análisis se realizó para las estructuras tipo bandera, semibandera, triangular y tangencial para la determinación del ancho mínimo de andén, sin

considerar la existencia del antejardín.

La clasificación de las vías presenta una amplia variabilidad en las longitudes de

andén, que se relaciona en la Tabla No. 1.15.

Categoría Nomenclatura Rango del ancho de anden existente (m)

Urbano Regionales Ur 1.5 a 35

Anillos viales Av 1.25 a 14.5

Corredores

estructurantes Ce 1.5 a 14.5

Vías colectoras Vc 1.5 a 5

Vías locales Vl 1 a 6

Tabla 1. 15. Anchos de andén del POT





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 47 de 67

El presente análisis se apoya en estructuras típicas, en disposición horizontal y

triangular de los conductores, y que son de uso frecuente en contextos urbanos. La Tabla No.1.16 presenta el resumen respectivo para cada tipo de estructura.

Código Tipo de

estructura No. de fases

Ejemplo Dimensiones de

la cruceta

1 Triangular 3 532 2,0 m

2 Semibandera 3 523 2,0 m

3 Simétrica 2 o 3 510 2,0 m

4 Triangular 3 P-101 2,0 m

5 Semibandera 3 P-103 2,0 m

6 Bandera 3 603 2,5 m

Tabla 1. 16. Estructuras típicas bajo análisis

Para determinar la longitud de andén mínima necesaria, dado tipos de estructura

triangular, semibandera y simétrica, se tuvieron en cuenta las distancias A, B, C y D definidas con anterioridad, cuyo resumen se presenta en la Tabla No. 1.14. Se puede precisar que la distancia mínima exigida por RETIE demanda que tengan que

proveerse andenes (incluyendo zona dura y zona de protección ambiental ZPA) bastante anchos. Véase igualmente, la Figura No. 1.16.

Código

Ancho del

Balcón

Distancia mínima

de

Seguridad RETIE

Distancia de la

fase al

eje del poste

Distancia

del eje del poste al sardinel

Ancho de

anden de mínimo

acuerdo al

RETIE(m) A(m) B(m) C(m) D(m)

1 0,6 2,3 0,65 0,6 4,15

2 0,6 2,3 0,4 0,6 3,9

3 0,6 2,3 0,9 0,6 4,4

4 0,6 2,3 0,9 0,6 4,4

5 0,6 2,3 0,5 0,6 4

Tabla 1. 17. Ancho de andén mínimo aplicando RETIE





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 48 de 67

Figura 1.2. Definición de distancias para andén mínimo. Estructuras códigos 1 a 5

Para la estructura en disposición tipo bandera, (cuya relación de distancias se presenta en la Figura No. 1.7) se obtienen los siguientes resultados, Tabla No. 1.15.

Figura 1.3. Distancias eléctricas estructura en bandera

Código

Ancho del

Balcón

Distancia del

borde del balcón al eje

del poste

Distancia del eje del poste

al sardinel

Ancho de

anden de mínimo

acuerdo al REITE(m) A(m) D(m) E(m)

6 0,6 1,82 0,6 3,02

Tabla 1. 18 Ancho de andén mínimo aplicando RETIE





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 49 de 67

1.16 ASPECTOS GENERALES DEL SERVICIO

Las pautas establecidas en este numeral consignan los criterios generales que, sobre proyectos de infraestructura en el sistema de distribución local, deben ser tenidos en cuenta por las diferentes personas responsables, en los términos de la

ley, por la ejecución de los mismos. Los diseñadores con su buen juicio, conocimiento y criterios debe proyectar instalaciones eléctricas confiables y seguras

tanto para los seres humanos, y la vida en general, como para los equipos asociados a ellos y en particular los de la Compañía, estos aspectos deben primar sobre el económico:

A. El servicio de energía solo podrá ser utilizado cuando la Compañía lo autorice,

previo el cumplimiento de todos los requerimientos de carácter técnico, administrativo y comercial por ella definidos, y siguiendo el procedimiento establecido (ver capítulo II de la presente norma).

B. En proyectos de electrificación rural deberá incluirse el diseño de la obra y

montaje de los equipos de medida de los nuevos usuarios del servicio de energía eléctrica. La Compañía, a solicitud del cliente, definirá y realizará el montaje del equipo; igualmente, establecerá esquemas de financiación. El

medidor de energía debe instalarse en el poste más próximo a la vivienda, desde el cual se hará la derivación de la acometida en cable de cobre aislado y

neutro arrollado en espiral alrededor de la fase (concéntrico). Para este tipo de proyectos, se acepta la utilización del sistema de redes BT con cableado en red

abierta.

C. Cuando se requiera la construcción de un proyecto de expansión eléctrica para

la atender el crecimiento de la demanda y la conexión de nuevos usuarios, la Compañía realizará un estudio de factibilidad técnica y financiera, para

determinar si se ajusta a su plan financiero, solo después la expansión podrá ser construida, opcionalmente por el interesado, con el lleno de los requisitos normativos y legales aplicables.

D. Toda instalación tendrá un dispositivo de corte individual del servicio de cada

cliente, a fin de facilitar la labor de corte cuando así lo requiera la Compañía, y a su vez, dificultar y delatar la reconexión no autorizada del servicio. Se especifican los siguientes sistemas de corte:

Casa con acometida aérea o subterránea: desde red aérea de

distribución secundaria, interruptor termomagnético con dispositivo de sello en la misma caja del contador.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 50 de 67

Edificios de apartamentos con red aérea y acometida subterránea: Debe instalarse un Interruptor (Breaker) termomagnético en el tablero, antes

del barraje, como protección general de todas las cuentas e interruptores termomagnéticos con sistema de bloqueo mecánico después de los contadores para cada cuenta. De acuerdo a la sección 230-71 de la NTC

2050.

E. El diseño de la medida del consumo de energía y/o potencia asegurará la veracidad y exactitud de la misma, dentro de los rangos establecidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y por la Compañía, para lo

cual sólo se aceptarán equipos de medida debidamente homologados y verificados por bancos de prueba de la compañía acreditados ante la

Superintendencia de Industria y Comercio.

F. La Compañía autorizará previo estudio de factibilidad de servicio, la conexión

en 34, 5 kV de cargas superiores a 450kW (500 KVA) de acuerdo con lo establecido en el Numeral 1.8.4.

G. La Compañía cumplirá con lo establecido en el Reglamento de Distribución de

la CREG, en lo referente al sobredimensionamiento de las redes de uso

general, y remuneración o compra de activos eléctricos que sean instalados por terceros en su sistema de distribución.

H. Las conexiones de servicio que se hagan sin la debida autorización de la

Compañía, serán sancionadas de acuerdo a lo previsto en la Resoluciones de la CREG, sin perjuicio de las sanciones por responsabilidad civil o penal previstas por la Ley.

I. La conexión de bancos de condensadores y reactores por Clientes al sistema

de distribución, dada la posibilidad de afectar su operación, deberá ser aprobada previamente por la Compañía. Se deberá suministrar la información de las características técnicas de las inductancias o capacitancias, y si fuese

necesario, las de las redes del Cliente.14

J. La Compañía y sus clientes (usuarios) darán cumplimiento a lo establecido por la ley 142 de 1994.

50 14 Numeral 4.2.4 Res. 070/98





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 51 de 67

1.17 DISTANCIAS SEGURIDAD

En las siguientes tablas del RETIE se presentan las distancias verticales y

horizontales recomendadas. Todas las tensiones dadas en estas tablas son tensiones entre fases, para circuitos puestos a tierra sólidamente y otros circuitos en los que se tenga un tiempo despeje de falla a tierra acorde con lo establecido en

el RETIE.

“Todas la distancias de seguridad deberán ser medidas de superficie a superficie y todos los espacios deberán ser medidos de centro a centro. Para la medición de distancias de seguridad, los accesorios metálicos normalmente energizados son

considerados como parte de los conductores de línea. Las bases metálicas de los terminales del cable y los dispositivos similares deben ser considerados como parte

de la estructura de soporte. Los conductores denominados cubiertos o semiaislados y sin pantalla, es decir, con

un recubrimiento que no esté certificado para ofrecer el aislamiento en media tensión (niveles 13,2 y 34,5 kV), deben ser considerados conductores desnudos

para todo requerimiento de distancias de seguridad, ya que realmente no son conductores aislados, salvo en el espacio comprendido entre fases del mismo o diferente circuito, que puede ser reducido por debajo de los requerimientos para los

conductores expuestos cuando la cubierta del conductor proporciona rigidez dieléctrica para limitar la posibilidad de la ocurrencia de un cortocircuito o de una

falla a tierra. Cuando se reduzcan las distancias entre fases, se deben utilizar separadores para mantener el espacio entre ellos.

Nota 1: Las distancias de seguridad establecidas en las siguientes tablas, aplican a conductores desnudos.

Nota 2: En el caso de tensiones mayores a 57,5 kV entre fases, las distancias de

seguridad especificadas en las tablas se incrementarán en un 3% por cada 300 m que sobrepasen los 1000 metros sobre el nivel del mar.

Nota 3: Las distancias verticales se toman siempre desde el punto energizado más cercano al lugar de posible contacto.

Nota 4: Las distancias horizontales se toman desde la fase más cercana al sitio de posible contacto.

Nota 5: Si se tiene una instalación con una tensión diferente a las contempladas en

el RETIE, debe cumplirse el requisito exigido para la tensión inmediatamente superior.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 52 de 67

Nota 6: Cuando los edificios, chimeneas, antenas o tanques u otras instalaciones elevadas no requieran algún tipo de mantenimiento, como pintura, limpieza,

cambio de partes o trabajo de personas cerca a los conductores, o si se emplea cable aislado, la distancia horizontal (b) puede ser reducida en 0,6 metros.

Nota 7: Un techo, balcón o área es considerado fácilmente accesible para los peatones si éste puede ser alcanzado de manera casual a través de una puerta,

rampa, ventana, escalera o una escalera a mano permanentemente utilizada por una persona, a pie, alguien que no despliega ningún esfuerzo físico extraordinario ni emplea ningún instrumento o dispositivo especial para tener acceso a éstos. No

se considera un medio de acceso a una escalera permanentemente utilizada si es que su peldaño más bajo mide 2,45 m o más desde el nivel del piso u otra

superficie accesible permanentemente instalada. Nota 8: Si se tiene un tendido aéreo con cable aislado y con pantalla, no se aplican

estas distancias. No se aplica para conductores aislados para Baja Tensión.

Nota 9: Se permite el montaje de conductores de una red de menor tensión por encima de una de mayor tensión de manera experimental, siempre y cuando se documente el caso y se efectúe bajo supervisión autorizada y calificada,

responsable de su control y en los conductores de mayor tensión se coloquen avisos visibles con la leyenda “peligro Alta tensión”. No se aplica a líneas de alta y

extra alta tensión

Nota 10: En techos metálicos cercanos y en casos de redes de conducción que van paralelas o que cruzan las líneas de media, alta y extra alta tensión, se debe verificar que las tensiones inducidas no presenten peligro o no afecten su

funcionamiento.

Nota 11: Donde el espacio disponible no permita cumplir las distancias horizontales de la tabla 1.10.1, la separación se puede reducir en 0.6 metros siempre que los conductores, empalmes y herrajes tengan una cubierta que proporcione suficiente

rigidez dieléctrica para limitar la probabilidad de falla a tierra en caso de contacto momentáneo con una estructura o edificio. Adicionalmente debe tener una

configuración compacta con espaciadores y una señalización que indique que es cable no aislado.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 53 de 67

1.17.1 Distancias Mínimas De Seguridad En Zonas Con

Construcciones

DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES

Descripción Tensión

nominal entre

fases (kV)

Distancia (m)

Distancia vertical “a” sobre techos y proyecciones de difícil

acceso a personas. (Figura 1.5)

44/34,5/33 3,8

13,8/13,2/11,4/

7,6

3,8

<1 0.45

Distancia horizontal “b” a muros, proyecciones, ventanas y

diferentes áreas independientemente de la facilidad de accesibilidad de

personas. (Figura 1.5)

115/110 2,8

66/57,5 2,5

44/34,5/33 2,3

13,8/13,2/11,4/7,6

2,3

<1 1,7

Distancia vertical “c” sobre o debajo de balcones o techos de

fácil acceso a personas, y sobre techos accesibles a vehículos de

máximo 2,45 m de altura. (Figura 1.5)

44/34,5/33 4,1

13,8/13,2/11,4/7,6

4,1

<1 3,5

Distancia vertical “d” a

carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a

tráfico vehicular. (Figura 1.5)

500 8,6

230/220 6,8

115/110 6,1

66/57,5 5,8

44/34,5/33 5,6

13,8/13,2/11,4/7,6

5,6

<1 5

Tabla 1. 19 Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones

Nota: Para redes públicas o de uso general no será permitida la construcción de edificaciones debajo de las redes, en caso de presentarse tal situación la Compañía





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 54 de 67

informará a las autoridades competentes para que se tomen las medidas

pertinentes. Tampoco será permitida la construcción de redes para uso público por encima de las edificaciones.

Figura 1. 4 Distancias de seguridad zonas con construcciones (Figura 5 del RETIE)

1.17.2 Distancias Mínimas de Seguridad para diferentes situaciones

DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD

Descripción Tensión

nominal entre

fases (kV)

Distancia (m)

Distancia mínima al suelo “d” en cruces con carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas

sujetas a tráfico vehicular (Figura 1.6).

500 11,5

230/220 8,5

115/110 6,1

66/57,5 5,8

44/34,5/33 5,6

13,8/13,2/11,4/7,6

5,6

<1 5

Cruce de líneas aéreas de baja

tensión en grandes avenidas.

<1 5,6

Distancia mínima al suelo “d1” desde líneas que recorren avenidas,

500 11,5

230/220 8,0





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 55 de 67


Descripción

Tensión

nominal entre fases (kV)

Distancia

(m)

carreteras y calles (Figura 1.6) 115/110 6,1

66/57,5 5,8

44/34,5/33 5,6

13,8/13,2/11,4/7,6

5,6

<1 5

Distancia mínima al suelo “d” en bosques, áreas cultivadas, pastos,

huertos, etc.

500 8,6

230/220 6,8

115/110 6,1

66/57,5 5,8

44/34,5/33 5,6

13,8/13,2/11,4/7,6

5,6

<1 5

Distancia mínima al suelo “e” en

cruces con ferrocarriles sin electrificar o funiculares. (Figura

1.7)

500 11,1

230/220 9,3

115/110 8,6

66/57,5 8,3

44/34,5/33 8,1

13,8/13,2/11,4/7

,6

8,1

<1 7,5

Tabla 1. 20 Distancias mínimas de seguridad. (Tabla 16 del RETIE)





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 56 de 67

Figura 1. 5 Distancias “d” y “d1” en cruce y recorridos de vías.

Figura 1. 6 Distancia “e” en cruces con ferrocarriles sin electrificar.


Descripción

Tensión

nominal entre fases (kV)

Distancia (m)

Distancia vertical “f” en cruce con ferrocarriles electrificados, tranvías

y trole-buses (Figura 1.8)

500 4,8

230/220 3,0

115/110 2,3

66/57,5 2,0





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 57 de 67

44/34,5/33 1,8

13,8/13,2/11,4/7

,6 1,8

<1 1,2

Distancia vertical “g” en cruce con

ríos, canales navegables o flotantes adecuados para embarcaciones con altura superior

a 2 m y menor de 7 m. (Figura 1.9)

500 12,9

230/220 11,3

115/110 10,6

66/57,5 10,4

44/34,5/33 10,2

13,8/13,2/11,4/7

,6 10,2

<1 9,6

Distancia vertical “g” en cruce con ríos, canales navegables o flotantes, no adecuadas para

embarcaciones con altura mayor a 2 m. (Figura 1.9)

500 7,9

230/220 6,3

115/110 5,6

66/57,5 5,4

44/34,5/33 5,2

13,8/13,2/11,4/7,6

5,2

<1 4,6

Tabla 1. 21. Distancias mínimas de seguridad (Tabla 16 RETIE)

Figura 1. 7 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. (Figura 8 RETIE)





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 58 de 67

Figura 1. 8 Distancia “f y g” para cruces con ferrocarriles y ríos. (Figura 8 RETIE)


Descripción Tensión nominal

entre fases (kV)

Distancia

(m)

Distancia vertical al piso en cruce

por campos deportivos abiertos.

500 14,6

230/220 12,8

115/110 12

66/57,5 12

44/34,5/33 12

13,8/13,2/11,4/7,6

12

<1 12

Distancia horizontal en cruce por

campos deportivos abiertos.

500 11,1

230/220 9.3

115/110 7

66/57,5 7

44/34,5/33 7

13,8/13,2/11,4/7,6

7

<1 7

Tabla 1. 22. Distancias mínimas de seguridad para diferentes lugares y situaciones





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 59 de 67

1.17.3 Distancias mínimas de Seguridad en Cruces de Líneas

DISTANCIAS EN METROS

Tensión Nominal

(kV) entre

Fases de la Línea Superior

500 4,8 4,2 4,2 4,2 4,3 4,3 4,6 5,3 7,1

230/220 3 2,4 2,4 2,4 2,5 2,6 2,9 3,6

115/110 2,3 1,7 1,7 1,7 1,8 1,9 2,2

66 2 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5

57,5 1,9 1,3 1,3 1,3 1,4

44/34,5/33 1,8 1,2 1,2 1,3

13,8/13,2/11,4/7,6

1,8 1,2 1,2

<1 1,2 0,6

Comunicaciones 0,6

Comuni

cación. <1

13,8/ 13,2/

11,4/ 7,6

44/ 34,5

/ 33

57,

5 66

115

/ 110

230/

220 500

Tensión Nominal (kV) entre Fases de la Línea Inferior

Tabla 1. 23. Distancias verticales mínimas en vanos con líneas de diferentes tensiones (Tabla 17 RETIE)

Nota: La línea de menor nivel de tensión e debe estar a menor altura Excepción: Se podrá permitir el montaje de conductores de baja tensión en niveles

superiores o iguales a los conductores de media tensión, a nivel de investigación, solo si los conductores de media tensión están debidamente identificados y

señalizados con la leyenda PELIGRO ALTA TENSIÓN, estén monitoreados periódicamente por personas calificadas y el propietario de la instalación o quien este delegue, se responsabilice de los efectos que la instalación pueda causar con

esta configuración.

1.17.4 Distancias mínimas entre conductores en la misma estructura

Los conductores sobre apoyos fijos, deben tener distancias horizontales y verticales, entre uno y otro, no menores al valor requerido en las Tablas 1.21 y 1.22. Todos los

valores son válidos hasta 1000 metros sobre el nivel del mar; para mayores alturas, debe aplicarse el factor de corrección por altura. Cuando se tienen conductores de diferentes circuitos, la tensión considerada debe ser la tensión fase-tierra del

circuito de más alta tensión o la diferencia fasorial entre los conductores considerados.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 60 de 67

Cuando se utilicen aisladores de suspensión y su movimiento no esté limitado, la

distancia horizontal de seguridad entre los conductores deberá incrementarse de tal forma que la cadena de aisladores pueda moverse transversalmente hasta su

máximo ángulo de balanceo de diseño sin reducir los valores indicados en la Tabla 1.21. El desplazamiento de los conductores deberá incluir la deflexión de estructuras flexibles y accesorios, cuando dicha deflexión pueda reducir la distancia

horizontal de seguridad entre los conductores.

Clase de circuito y tensión entre los conductores considerados

Distancias horizontales de seguridad (cm)

Conductores de comunicación expuestos

15 (1) 7,5 (2)

Alimentadores de vias férreas 0 a 750 V No. 4/0 AWG o mayor

calibre. 0 a 750 V calibre menor de No. 4/0

AWG Entre 750 V y 8,7 kV.

15 30

30

Conductores de suministro del mismo circuito. 0 a 8,7 kV

Entre 8,7 y 50 kV

30

30 más 1 cm por kV sobre

8,7 kV

Conductores de suministro de

diferente circuito (3) 0 a 8,7 kV

Entre 8,7 y 50 kV

30 30 más 1 cm por kV sobre

8,7 kV 72,5 más 1 cm por kV sobre

Tabla 1. 24. Distancia horizontal entre conductores soportados en la misma estructura de apoyo (Tabla 18 RETIE)

1. No se aplica en los puntos de transposición de conductores.

2. Permitido donde se ha usado regularmente espaciamiento entre pines, menor a 15 cm. No se aplica en los puntos de transposición de conductores.

3. Para las tensiones que excedan los 57,5 kV, la distancia de seguridad deberá

ser incrementada en un 3% por cada 300 m en exceso de 1000 metros sobre el nivel del mar.

4. Todas las distancias de seguridad para tensiones mayores de 50 kV se basarán en la máxima tensión de operación.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 61 de 67

CONDUCTORES A MAYOR ALTURA

CONDUCTORES DE SUMINISTRO A LA

INTEMPERIE (TENSIÓN EN

kv)

HASTA 1

kv

ENTRE 7,6 Y 66

kv

Conductores y cables a

menor altura

Conductores y cables de

comunicación.

0.4

0.4

0.4 más 0,01 m por kV sobre 7,6

kV. 0.4 más 0,01 m

por kV sobre 7,6 kV.

a. Localizados en el

apoyo de empresa de comunicaciones.

b. Localizados en el apoyo

de empresa de energía.

Conductores de

suministro eléctrico a la intemperie

Hasta 1 kV 0,4 0.4 más 0,01 m por kV sobre 7,6

kV

Entre 1 kV y 7,6 kV

No permitido


kV

Entre 11,4

kV y 34,5 kV

No

permitido

0.6 más 0,01 m

por kV sobre 7,6 kV

Entre 44 kV y 66 kV

No permitido


kV

Tabla 1. 25. Distancia vertical mínima en metros entre conductores sobre la misma estructura (Tabla 19 RETIE)

Nota 1: La línea de menor nivel de tensión siempre debe estar a menor altura, salvo cuando se use la excepción en las condiciones planteadas para la nota de la tabla 17.

Nota 2: Cuando se trate de circuitos de diferentes empresas las distancias de seguridad se debe aumentar en 0,6 m.

Nota 3: Estas distancias son para circuitos de una misma empresa operadora. Para circuitos de diferentes empresas la distancia se debe aumentar en 0,6 m.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 62 de 67

1.17.5 Distancias de seguridad entre conductores

La distancia máxima entre conductores, debe tener en cuenta el efecto del viento

para evitar que los conductores lleguen a acercarse hasta el punto en que se produzcan fallas. La distancia mínima puede calcularse con la siguiente fórmula:

ALFke

Donde, e: Separación entre conductores, en metros

K: 0.75 disposición vertical, 0.61 disposición horizontal F: Flecha máxima, en metros

L: Longitud de la cadena de aisladores de suspensión en metros. En caso de que los conductores estén soportados en aisladores de espigo o en estructuras terminales y de retención L=0.

A: V/150 V: Voltaje entre fases en kV

Para alturas mayores a 1000 m, es necesario tener en cuenta la reducción de rigidez dieléctrica del aire según la siguiente ecuación:

r

hF

ee

Donde, eh: Separación entre conductores en m, corregida en función de la altura sobre el

nivel del mar. Fr: Factor de reducción de la rigidez dieléctrica del aire, de acuerdo a la Tabla 1.23 e: Separación entre conductores, en metros

Altura sobre el nivel del mar

(m)

Factor de reducción por rigidez dieléctrica del aire

(Fr)

1000 1.00

1200 0.98

1500 0.95

1800 0.92

2000 0.90

2400 0.86

2500 0.85

3000 0.80

3500 0.76

Tabla 1. 26. Factores de reducción de rigidez dieléctrica.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 63 de 67

1.17.6 Distancias de seguridad a luminarias de alumbrado

público

La distancia normalizada entre el punto de fijación del brazo de luminaria y el extremo superior de un poste (en el cual se ubica simultáneamente la red M.T.) de concreto de 12 metros será como mínimo de 2.0 metros.

Sin embargo, ante la concurrencia de factores que impidan que tal distancia pueda

ser mantenida, es necesario tener en cuenta la siguiente consideración: RETIE en su Artículo 13 (Distancias de seguridad)15 establece en la Tabla 20 (Límites de aproximación a partes energizadas de equipos) lo siguiente:

Tensión

Nominal del

sistema (fase-fase)

Límite de

aproximación seguro (m)

Límite de

aproximación restringida

(m)

Límite de

aproximación Técnica (m)

Parte móvil

expuesta

Parte fija

expuesta

751 V-15

kV 3.00 1.5 0.66 0.18

15,1 kV-

36 kV 3.00 1.80 0.78 0.25

Tabla 1. 27. Límites de aproximación a partes energizadas de equipos

Donde se puede observar que las distancias de aproximación restringida, que

incluye movimientos involuntarios del personal calificado, son aquellos límites máximos a los cuales pueden mantenerse los operarios en labores operativas. La distancia de aproximación técnica correspondería a las distancias mínimas

eléctricas.

Por lo tanto: Las luminarias deben quedar ubicadas, como máximo, a la distancias de aproximación restringida de que trata la tabla citada, para los niveles de tensión implicados.

1.18 PLAZOS PARA CORREGIR DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE

POTENCIA SUMINISTRADA Deficiencias imputables al Operador de Red

63 15 En su versión modificada: Resolución 181294 (06/08/2008) MINMINAS.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 64 de 67

Según la resolución GREG 070/98, en su numeral 6.2.2, el operador de red (OR)

tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles para corregir las deficiencias en la Calidad de Potencia Suministrada,

La calidad de potencia entregada se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables y la forma de las ondas de tensión y corriente.

Como indicadores de la calidad de potencia suministrada se tienen:

Frecuencia y tensión Contenido de armónicos de las ondas Flicker (variaciones bruscas de tensión, p.e. hornos de arco)

Factor de potencia Transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de tensión

Deficiencias imputables al Cliente Según la misma Resolución (numeral 6.2.2) cuando las deficiencias se deban a la

carga de un Usuario conectado al Sistema de Transmisión Regional (STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL), el operador de Red (OR), como responsable de

la Calidad de Potencia, le dará un plazo de treinta (30) días hábiles al Usuario para la solución del problema. Si transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR debe desconectar al Usuario respectivo, informando a la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) con dos (2) días hábiles de anticipación al corte.

1.19 REGLAS DE ORO16

A. Probar la ausencia de tensión. B. Siempre se debe conectar a tierra y en cortocircuito como requisito previo a

la iniciación del trabajo. C. En tanto no estén efectivamente puestos a tierra, todos los conductores o

partes del circuito se consideran como si estuvieran energizados a su tensión nominal.

D. Los equipos de puesta a tierra se deben manejar con pértigas aisladas,

conservando las distancias de seguridad respecto a los conductores, en tanto no se complete la instalación.

E. Para su instalación, el equipo se conecta primero a tierra y después a los conductores que van a ser puestos a tierra, para su desconexión se procede a la inversa.

F. Los conectores se deben colocar firmemente, evitando que puedan desprenderse o aflojarse durante el desarrollo del trabajo.

64 16 Numeral 19.5 “Reglas de oro de seguridad” RETIE





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 65 de 67

G. Los equipos de puesta a tierra se conectarán a todos los conductores, equipos

o puntos que puedan adquirir potencial durante el trabajo. H. Cuando la estructura o apoyo tenga su propia puesta a tierra, se conecta a

ésta. Cuando vaya a “abrirse” un conductor o circuito, se colocarán tierras en ambos lados.

I. Cuando dos o más trabajadores o cuadrillas laboren en lugares distintos de

las mismas líneas o equipo, serán responsables de la colocación y retiro de los equipos de puesta a tierra en sus lugares de trabajo correspondientes.

J. En general, siempre que se trabaje en líneas desenergizadas o líneas sin tensión, se deben cumplir las siguientes “reglas de oro”:

K. Efectuar el corte visible de todas las fuentes de tensión, mediante

interruptores y seccionadores, de forma que se asegure la imposibilidad de su cierre intempestivo. En aquellos aparatos en que el corte no pueda ser

visible, debe existir un dispositivo que garantice que el corte sea efectivo. L. Condenación o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte. Señalización

en el mando de los aparatos indicando “No energizar” o “prohibido

maniobrar” y retirar los portafusibles de los cortacircuitos. M. Se llama “condenación o bloqueo” de un aparato de maniobra al conjunto de

operaciones destinadas a impedir la maniobra de dicho aparato, manteniéndolo en una posición determinada.

N. Verificar ausencia de tensión en cada una de las fases, con el detector de tensión, el cual debe probarse antes y después de cada utilización.

RESOLUCION No.18 -1294 DE AGOSTO 06 DE 2008 Página 111 de 164 Continuación Anexo General Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas -

RETIE O. Puesta a tierra y en cortocircuito de todas las posibles fuentes de tensión que

incidan en la zona de trabajo. Es la operación de unir entre sí todas las fases

de una instalación, mediante un puente equipotencial de sección adecuada, que previamente ha sido conectado a tierra.

P. Señalizar y delimitar la zona de trabajo. Es la operación de indicar mediante carteles con frases o símbolos el mensaje que debe cumplirse para prevenir el riesgo de accidente.

1.20 REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE LAS NORMAS

Las Normas constituyen un aporte de unificación y complementación de criterios en los procesos de diseño, construcción y expansión del sistema de distribución local y redes de distribución hasta el nivel de M.T.

Para tal fin, se estableció esta Norma, y es la Compañía la entidad encargada de

liderar todos los temas que atañen a su contenido, aplicación y actualización.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 66 de 67

Se podrán recibir solicitudes para modificación, por medio del formato (ver figura 1.9). La Compañía lo evaluará y tomará la decisión final.

Dependiendo de la naturaleza del tema, la Compañía lo someterá a criterio del Comité de Nomas de la Compañía, en los casos a que este se refiera a alteraciones

en las condiciones físicas del espacio público que sean de injerencia del POT, o en otros casos, podrá contar con su propio criterio para la adopción de la modificación

objeto de la solicitud.

Cuando las propuestas no sean consideradas, el Comité manifestará al interesado las razones que ameriten, para explicar la razón de la no aceptación, en forma escrita. En este caso se podrán sugerir modificaciones a la propuesta original para una posterior revisión.

Una vez las modificaciones a la Norma sean aprobadas, se dispondrá de los medios para su publicación, y hacer efectivo su cumplimiento. Para esto La Compañía

mantendrá el inventario de las modificaciones que el Comité o ella misma aprueben a través de una página informativa en Internet, donde los usuarios de las Normas también podrán enterarse y consultar fechas de aprobación, descripciones,

resúmenes y estado de evolución de las solicitudes.

Las versiones de la Norma, anteriores a cualquier modificación deberán por lo menos ser archivadas en medio óptico, con la finalidad de servir como antecedentes de desarrollo y evolución.

Los volúmenes de estas Normas deben ser adquiridos en la Compañía, el cual

mantendrá una base de datos de quienes han recibido oficialmente los volúmenes, los cuales serán informados de las modificaciones para que adquieran la última versión.





CAPÍTULO I

FECHA: ABRIL 2011


PÁGINA: 67 de 67

FORMULARIO PARA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DE LA NORMA

1. NOMBRE DEL SOLICITANTE:

2. DIRECCIÓN, TELÉFONO / FAX, E-MAIL:

3. TIPO DE SOLICITUD:

A) MODIFICACIÓN EQUIPOS

B) NUEVAS NECESIDADES

C) NUEVAS TECNOLOGÍAS

D) NUEVOS SISTEMAS CONSTRUCTIVOS, ESTRUCTURALES, PROTECCIÒN

4. DESCRIPCIÓN

5. CAPITULO(S)

6. ANEXOS

7. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

8. CERTIFICADOS DE CONFORMIDAD DE LOS EQUIPOS

9. OTROS

10. NORMAS SOPORTE

FIGURA 1.9 formulario para la solicitud de modificación de la norma

Documents

Capítulo 1 CARACTERISTICAS GENERALES - EnerTolima