Metodologia para Projetos Elétricos

•

I E De Santander

Felipe Garzón

19/4/2024

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Electricidad, electrotécnica y electroelectrónica II

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METODOLOGÍA PARA LA ELABORACIÓN Y PRESENTACIÓN DE PROYECTOS ELÉCTRICOS DE
SUBESTACIONES TIPO LOCAL

PRESENTADO POR: SERGIO IVÁN SALAMANCA GAVIRIA
Código: 20072007036

TIPO DE TRABAJO: PASANTÍA
PROYECTO DE GRADO

DIRECTOR INTERNO:
ÁLVARO ESPINEL ORTEGA. I.E, M.Sc, PhD.

DIRECTOR EXTERNO:
ING.GUSTAVO GARCÍA GONZÁLEZ

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
05 de Agosto de 2016
2

Contenido
1. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA ....................................................................................................... 5
2. OBJETIVOS ..................................................................................................................................... 6
3. PROCESO METODOLÓGICO PARA EL DISEÑO DETALLADO DE LAS
INSTALACIONES ELÉCTRICAS SEGÚN RETIE........................................................................... 7
3.1. ANÁLISIS DE CARGAS EXISTENTES Y FUTURAS ................................................................ 8
3.2. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ..................................................................................... 10
3.3. ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO Y FALLA A TIERRA.......................................................... 14
3.4. ANÁLISIS DE RIESGO POR DESCARGAS ATMOSFÉRICAS .............................................. 17
3.5. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS ........ 30
3.6. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO ................................................................ 45
3.7. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS ............................................................... 45
3.8. CÁLCULO DE TRANSFORMADORES ................................................................................... 46
3.9. SELECCIÓN DEL EQUIPO DE MEDIDA ................................................................................ 50
3.10. CALCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ................................................................ 53
3.11. CÁLCULO ECONÓMICO DE CONDUCTORES ..................................................................... 62
3.12. VERIFICACIÓN DE CONDUCTORES .................................................................................... 64
3.13. CÁLCULO MECÁNICO DE ESTRUCTURAS .......................................................................... 64
3.14. CÁLCULO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CONTRA
SOBRECORRIENTES ............................................................................................................. 64
3.15. CÁLCULO DE CANALIZACIONES.......................................................................................... 66
3.16. CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ............................................................................... 68
3.17. CALCULO DE REGULACION ACOMETIDAS ........................................................................ 68
3.18. CLASIFICACIÓN DE AREAS .................................................................................................. 71
3.19. ELABORACIÓN DE PLANOS Y DIAGRAMAS UNIFILARES ................................................. 71
4. RECOMENDACIONES .................................................................................................................. 75
5. CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 78
6. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................. 80
TABLAS
TABLA 1: PRIMER FORMATO PARA ELABORACIÓN DE CUADROS DE CARGAS. ...................................... 9
TABLA 2: SEGUNDO FORMATO PARA ELABORACIÓN DE CUADROS DE CARGAS. .................................. 9
TABLA 3: FORMATO CUADRO DE CARGAS, CARGA DEMANDADA. ....................................................... 10
TABLA 4: NIVELES DE AISLAMIENTO NORMALIZADOS. ......................................................................... 11
TABLA 5: TIPOS DE AISLADORES. ........................................................................................................... 11
TABLA 6, DISTANCIAS MÍNIMAS DE FUGA. ........................................................................................... 12
TABLA 7: FACTORES DE RIESGOS ELÉCTRICOS MÁS COMUNES. ........................................................... 31
TABLA 8: MATRIZ DE RIESGOS RECOMENDADA POR EL RETIE. ............................................................ 34
TABLA 9: EJEMPLO MATRIZ DE RIESGO. ................................................................................................ 36
3

TABLA 10: DECISIONES Y ACCIONES PARA CONTROLAR EL RIESGO. ..................................................... 37
TABLA 11: DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES. ....................... 39
TABLA 12: DISTANCIAS VERTICALES MÍNIMAS EN VANOS CON LÍNEAS DE DIFERENTES TENSIONES... 41
TABLA 13: DISTANCIAS MÍNIMAS PARA TRABAJOS EN O CERCA DE PARTES ENERGIZADAS EN
CORRIENTE ALTERNA. .................................................................................................................. 42
TABLA 14: DISTANCIAS MÍNIMAS PARA TRABAJOS EN O CERCA DE PARTES ENERGIZADAS EN
CORRIENTE CONTINUA. ............................................................................................................... 43
TABLA 15: DISTANCIAS MÍNIMAS PARA TRABAJOS EN O CERCA DE PARTES ENERGIZADAS EN
CORRIENTE DIRECTA. ................................................................................................................... 43
TABLA 16: VALORES LÍMITES DE EXPOSICIÓN A CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS. .............................. 45
TABLA 17: CUADRO DE CARGA INSTALADA. ......................................................................................... 48
TABLA 18: CUADRO DE CARGA DEMANDADA. ...................................................................................... 48
TABLA 19: VALORES NOMINALES DE POTENCIA PARA TRANSFORMADORES. ..................................... 49
TABLA 20: CUADRO RESUMEN, CÁLCULO DE TRANSFORMADORES (EJEMPLO)................................... 50
TABLA 21: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS MEDIDORES DE CONEXIÓN DIRECTA. ................................... 51
TABLA 22: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS MEDIDORES DE CONEXIÓN SEMIDIRECTA. ........................... 52
TABLA 23: CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS MEDIDORES DE CONEXIÓN INDIRECTA. ................................ 52
TABLA 24: RESUMEN DE RESISTIVIDAD O RESISTENCIA APARENTE (EJEMPLO). .................................. 61
TABLA 25: VERIFICACIÓN DE CONDUCTORES. ...................................................................................... 64
TABLA 26: TABLA C9, NTC2050; DIÁMETRO DE TUBERÍA SEGÚN CALIBRE Y CANTIDAD DE
CONDUCTORES. ........................................................................................................................... 67
TABLA 27: CUADRO RESUMEN DE REGULACIÓN DE MT Y BT. .............................................................. 69
TABLA 28: CUADRO RESUMEN DE REGULACIÓN Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA (EJEMPLO). ....................... 70
TABLA 29: LISTA DE CHEQUEO PARA LA ELABORACIÓN Y PRESENTACIÓN DE PROYECTOS. ................ 77

IMÁGENES
IMAGEN 1: CURVAS DE COORDINACIÓN RECONECTADOR OTORGADAS POR CODENSA [1]. .............. 16
IMAGEN 2: CORRIENTES SIMÉTRICAS Y ASIMÉTRICAS OTORGADAS POR CODENSA [1] ...................... 17
IMAGEN 3: IEC RISK ASSESSMENT CALCULATOR INTERFAZ. ................................................................. 26
IMAGEN 4: RESULTADOS IEC RISK ASSESSMENT CALCULATOR, ÁREA DE COLECCIÓN. ........................ 29
IMAGEN 5: RESULTADOS IEC RISK ASSESSMENT CALCULATOR, CATEGORÍA DE LAS PÉRDIDAS. ......... 30
IMAGEN 6: DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD EN ZONAS CON CONSTRUCCIONES. .....................39
IMAGEN 7: DISTANCIA “D” Y “D1” EN CRUCE Y RECORRIDO DE VÍAS. .................................................. 40
IMAGEN 8: DISTANCIA “G” PARA CRUCE CON RÍOS. ............................................................................. 40
IMAGEN 9: LÍMITES DE APROXIMACIÓN. .............................................................................................. 43
IMAGEN 10: DISTANCIAS DE SEGURIDAD TP-SUB Y TP-B2 A 220V Y 460V RESPECTIVAMENTE
(EJEMPLO) .................................................................................................................................... 44
IMAGEN 11: DISTANCIAS DE SEGURIDAD CELDA DE MEDIDA EN M.T. Y CELDA TRIPLEX A 13.2KV
(EJEMPLO). ................................................................................................................................... 44
IMAGEN 12: MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD DEL TERRENO. .................................................................... 54
IMAGEN 13: HOJA 1 INTERFAZ SOFTWARE PARA ESTUDIO DE SPT ...................................................... 54
IMAGEN 14: HOJA DE DATOS DEL CONDUCTOR, SOFTWARE PARA ESTUDIO DE SPT .......................... 55
IMAGEN 15: HOJA DE DATOS DE ENTRADA, SOFTWARE PARA ESTUDIO DE SPT ................................. 56
IMAGEN 16: HOJA DE RESULTADOS, SOFTWARE PARA ESTUDIO DE SPT ............................................. 57
IMAGEN 17: PRIMERA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DEL TERRENO (EJEMPLO). .................................... 59
IMAGEN 18: SEGUNDA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DEL TERRENO (EJEMPLO). ................................... 59
IMAGEN 19: TERCERA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DEL TERRENO (EJEMPLO). .................................... 60
IMAGEN 20: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES (EJEMPLO) ............................................................... 66
IMÁGEN 21: DIAGRAMA UNIFILAR (EJEMPLO) ..................................................................................... 73
IMÁGEN 22: RÓTULO PARA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS SERIE 3 ANTE CODENSA [19] ................. 74
4

INTRODUCCIÓN

En Colombia, diariamente se están ejecutando gran cantidad de obras civiles,
que van de la mano con infraestructura eléctrica; presentándose, en la mayoría
de los casos, construcciones residenciales, comerciales o industriales, que
requerirán de una subestación tipo local para energizar los elementos
eléctricos que las componen; convirtiéndose así en el último eslabón de la
cadena de oferta y demanda de energía eléctrica.

Es por esto, que las electrificadoras a nivel nacional, deben evaluar
diariamente gran cantidad de proyectos eléctricos de subestaciones tipo local.

Cada proyecto eléctrico es diferente, sin embargo, los criterios de estudio que
utilizan los operadores de red a nivel nacional, para evaluarlos, son similares;
lo que permitiría a su vez, establecer una metodología de diseño con bases
sólidas, aplicable a cada proyecto eléctrico que se quiera realizar.

A pesar de existir infinidad de información acerca de la manera correcta de
realizar un diseño eléctrico (planos, memorias de cálculo y especificaciones
técnicas), esta información se encuentra dispersa, asimismo existen gran
cantidad de métodos para realizar cada uno de los cálculos que se involucran
en un proyecto, lo que dificulta el seleccionar la manera óptima de efectuarlos.

En el presente documento, se establece una metodología puntualizada, que
optimiza los procesos de elaboración y presentación de proyectos eléctricos
de subestaciones tipo local, para aprobación por parte de las diferentes
electrificadoras, enfocándose principalmente en proyectos de subestación
serie 3 presentados a CODENSA S.A. E.S.P [1], y proyectos de Subestación
presentados a la Empresa de Energía de Boyacá EBSA [2]; pero
perfectamente aplicable a cualquier proyecto de subestación, presentado a
cualquier operador de red a nivel nacional.

Será necesaria la presentación de un proyecto de subestación, en todos los
casos en donde se requiera instalar una subestación eléctrica capsulada,
pedestal o subterránea [3].

1. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA
Las empresas de ingeniería eléctrica, enfocadas al diseño y construcción de
infraestructura eléctrica, constantemente deben radicar proyectos ante las
diferentes electrificadoras a nivel nacional, presentándose con mayor
frecuencia, proyectos de subestaciones tipo local. Dichas electrificadoras los
evalúan para aprobarlos o rechazarlos, parcial o totalmente; pues este es el
primer criterio de análisis que utilizan, para decidir si prestan el servicio de
energización a las diferentes obras que diariamente se desarrollan en todo el
país.

En la etapa de diseño de un proyecto eléctrico, se puede incurrir en gran
cantidad de errores, a nivel de: planos, memorias de cálculo, especificaciones
técnicas, e incluso en la presentación (rótulo de los planos, convenciones,
contenido, etc...); esto debido, en gran medida, a la falta de una metodología
clara para su elaboración, con estándares definidos para cada una de sus
partes. Otra de las causas de dichos errores es el desconocimiento de las
exigencias reglamentadas en las diferentes empresas prestadoras del servicio
de energía eléctrica, lo que retrasa considerablemente el avance de cualquier
obra civil; pues es obligatorio contar con el aval del operador de red, antes de
solicitar la conexión de un proyecto al sistema interconectado nacional SIN.

El proceso de aprobación de cualquier proyecto eléctrico, también puede
tornarse muy extenso y complejo; pues no siempre se tiene claridad respecto
a los pasos que se deben seguir, y los documentos que se deben anexar junto
a cada diseño. Además, al no existir una estandarización clara de los
componentes de un proyecto eléctrico presentado, se dificulta su evaluación
por parte de los ingenieros revisores de cada electrificadora, provocando, que
un mismo proyecto sea devuelto varias veces, antes de ser aprobado.

Por tanto, la pregunta problema y que da lugar a este proyecto es: ¿Cuál sería
la metodología a seguir para optimizar la elaboración y presentación de
proyectos eléctricos de subestaciones tipo local?

Para responder a esta pregunta, se plantearon los siguientes objetivos:

2. OBJETIVOS
2.1. Objetivo General
Establecer una metodología que permita optimizar la elaboración y
presentación de proyectos eléctricos de subestaciones tipo local.

2.2. Objetivos Específicos

1. Seleccionar un proyecto eléctrico de subestación tipo local, que será
utilizado como ejemplo, en la elaboración del documento final.
2. Describir detalladamente cada uno de los capítulos que componen
unas memorias de cálculo, explicando los métodos óptimos para
desarrollarlos, tomando como ejemplo el proyecto seleccionado.
3. Definir los componentes que se deben incluir en la elaboración de
un plano, para proyectos eléctricos de subestación tipo local.
4. Hacer un listado de los documentos adicionales, que se deben
presentar a la electrificadora al momento de radicar un proyecto de
subestación tipo local.
5. Establecer una serie de recomendaciones para adelantar este tipo
de proyectos.

3. PROCESO METODOLÓGICO PARA EL DISEÑO DETALLADO DE
LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS SEGÚN RETIE
Toda instalación eléctrica a la que le aplique el RETIE, debe contar con un
diseño realizado por un profesional o profesionales legalmente competentes
para desarrollar esa actividad. El diseño podrá ser detallado o simplificado
según el tipo de instalación [4, pp. 79-81]

El diseño detallado según el tipo de instalación y complejidad, deberá cumplir
los aspectos que le apliquen de la siguiente lista. [4, pp. 79-81]
a) Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de
factor de potencia y armónicos.
b) Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico.c) Análisis de cortocircuito y falla a tierra.
d) Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra
rayos.
e) Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos.
f) Análisis del nivel de tensión requerido.
g) Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios
destinados a actividades rutinarias de las personas, no se superen los
límites de exposición definidos en la Tabla 14.1.
h) Cálculo de transformadores, incluyendo los efectos de los armónicos y
el factor de potencia en la carga.
i) Cálculo del sistema de puesta a tierra.
j) Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los
factores de pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía.
k) Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de
disparo de los interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la
capacidad de corriente del conductor de acuerdo con la norma IEC
60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente.
l) Cálculo mecánico de estructuras y elementos de sujeción de equipos.
m) Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. En baja
tensión se permite la coordinación con las características de limitación
de corriente de los dispositivos según IEC 60947-2 Anexo A.
n) Cálculos de canalizaciones (Tubo, ductos, canaletas y electroductos) y
volumen de encerramientos (Cajas, tableros, conduletas, etc.).
o) Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de
armónicos y factor de potencia.
p) Cálculos de regulación.
8

q) Clasificación de áreas.
r) Elaboración de diagramas unifilares.
A continuación se describirá en detalle la metodología a seguir para desarrollar
apropiadamente cada uno de los cálculos exigidos por el RETIE en la
elaboración de un diseño eléctrico detallado.
3.1. ANÁLISIS DE CARGAS EXISTENTES Y FUTURAS
En el capítulo 1 de las memorias de cálculo, se evaluarán tres aspectos: la
carga instalada, el análisis de armónicos y el análisis de factor de potencia, de
la siguiente forma:

3.1.1. Carga Instalada
Los cuadros de carga son una parte vital en cualquier proyecto eléctrico, en
ellos se muestra detalladamente la información referente a cargas eléctricas
(por circuito, por fase y totales), capacidad de las protecciones, calibre de los
conductores, número de circuitos y descripción de las cargas que maneja cada
uno, para un tablero eléctrico en particular, o para toda la instalación.

Para elaborar los cuadros de cargas, es necesario contar con un diseño de
instalaciones eléctricas (planos), así como conocer las especificaciones
técnicas de los equipos de gran potencia que formarán parte del proyecto a
ejecutar (motores, motobombas, puente grúas, etc…).

Existen diversos formatos que se pueden emplear al momento de elaborar un
cuadro de cargas, principalmente, se utilizarán dos (2) formatos diferentes,
para el desarrollo de un proyecto eléctrico; el primero será incluido en las
memorias de cálculo, el segundo formará parte de los planos de diseño, mas
no se incluirá en los planos que se presentan a la electrificadora; en su lugar,
será incluido como un anexo al proyecto.

A continuación se muestran los dos esquemas mencionados.

3.1.1.1. Cuadro de cargas, formato 1
En la tabla 1 se muestra el primer formato de cuadros de cargas a utilizar, será
parte del primer capítulo de las memorias de cálculo (Análisis de cargas
existentes y futuras), en él se incluirán las cargas eléctricas totales por tablero
9

o los equipos eléctricos de gran potencia, especificando el tablero al que
corresponden.

Tabla 1: Primer formato para elaboración de cuadros de cargas.
DESCRIPCIÓN TABLERO
CARGA
INSTALADA
HP KVA
Carga 1 Tablero # #
Carga 2 Tablero # #
Carga 3 Tablero # #
Carga 4 Tablero # #
Carga n Tablero # #
TOTAL CARGA INSTALADA # #

3.1.1.2. Cuadro de cargas, formato 2:
El segundo formato a utilizar, para la elaboración de cuadros de carga, es el
que deberá ser incluido en los planos del diseño eléctrico y en las memorias
de cálculo del proyecto de subestación, como un anexo.

Este formato no deberá incluirse en los planos que serán presentados ante la
electrificadora para aprobación del proyecto.

En la tabla 2 se muestra el formato mencionado, tomado de un proyecto
eléctrico aprobado por CODENSA [1], como ejemplo.

Tabla 2: Segundo formato para elaboración de cuadros de cargas.
10

3.1.2. Análisis de Armónicos
Siguiendo lo indicado en el Std IEEE 519 de 1992, las principales fuentes de
armónicos para una instalación eléctrica son:
 Convertidores.
 Hornos de arco.
 Compensador de VAR estático.
 Inversores monofásicos.
 Inversores trifásicos.
 Controles de fase electrónicos.
 Cicloconvertidores.
 Variadores de modulación con ancho de pulso.
Los proyectos tomados como ejemplos, no cuentan con este tipo de cargas,
por lo tanto, los efectos provocados por armónicos son despreciables.

3.1.3. Carga Demandada
En la norma NTC 2050 tabla 220-11 [5] se muestran los factores de demanda
para Cargas eléctricas en edificaciones residenciales y no residenciales. Para
las cargas que involucran motores, el factor de demanda se establece según
artículos 430-24 y 430-26 de la NTC 2050 [5].

Tabla 3: Formato cuadro de cargas, carga demandada.
DESCRIPCIÓN TABLERO CARGA (KVA)
FACTOR DE
DIVERSIDAD
CARGA
DIVERSIFICADA
Carga 1 Tablero # # Carga*FD
Carga 2 Tablero # # Carga*FD
Carga 3 Tablero # # Carga*FD
Carga n Tablero # # Carga*FD
TOTAL CARGA DEMANDADA (KVA) #
3.2. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
La coordinación de aislamiento, tiene como objeto determinar la distancia de
fuga que manejarán los aisladores conectados a las estructuras de M.T. y B.T,
que formen parte del proyecto.

A continuación se muestran paso a paso los cálculos necesarios para
desarrollar correctamente esta sección del proyecto.

En la tabla 4 se muestran los niveles de aislamiento normalizados para redes
de Media Tensión:
Tabla 4: Niveles de aislamiento normalizados.
TENSIÓN NOMINAL DEL SISTEMA
(kV)
NIVEL DE AISLAMIENTO BIL (Kv)
13.2 110
34.5 200
Fuente: EBSA S.A E.S.P [6]
Estos niveles de aislamiento y de tensión, deben aplicarse para todos los
equipos que formen parte del sistema de distribución. [6]

Aisladores: De todos los elementos de la línea, los aisladores son los que
demandan mayor cuidado, tanto en su elección, como en su control de
recepción, colocación y vigilancia en explotación. En efecto, frágiles por
naturaleza, se ven sometidos a esfuerzos combinados, mecánicos, eléctricos
y térmicos, colaborando todos ellos a su destrucción. [6]

En la Tabla 5, se muestran las características constructivas de los diferentes
tipos de aisladores.
Tabla 5: Tipos de aisladores.
TIPO DE
AISLADOR
CARACTERÍSTICAS
DE PIN
Se emplean como aisladores de soporte y alineamiento
en líneas de distribución. Son excelentes para el control
de corriente de fuga. Aplicado en tensiones de distribución
y subtransmisión, para ambientes normales y
contaminados.
DE DISCO
Empleados en líneas eléctricas de transmisión (10”) y
distribución (6”). Sus características están normalizadas
según el peso o fuerza soportable, el nivel de
contaminación admisible y el diámetro.
POLIMÉRICO
Se emplean cuando han de soportar grandes esfuerzos
mecánicos, debido a que su resistencia mecánica es
aproximadamente el doble que los de porcelana, y sus
propiedades aislantes también son superiores; sin
embargo, su costo es considerablemente mayor.
TENSOR
Aislador de porcelana o sintético, de forma cilíndrica con
dos agujeros y ranuras transversales. Se usa como
soporte aislador entre el poste y el suelo en los cables
tensores, y para tensar líneas aéreas y estructuras de
12

distribución. Es particularmente resistente a la
compresión.
Fuente: EBSA S.A E.S.P [6]Selección de aisladores: Los aisladores utilizados, independientemente del
tipo, deben poseer certificado de conformidad expedido por un ente acreditado
por la SIC tal como se establece en el RETIE, Art. 20.1, pág. 83. [6]

En la selección de los aisladores, se debe tener en cuenta el nivel de tensión
de la red, el nivel de aislamiento y el grado de contaminación. [6]

Las cualidades específicas que deben cumplir los aisladores son: rigidez
dieléctrica, resistencia mecánica, resistencia a las variaciones de temperatura
y ausencia de envejecimiento. [6]
3.2.1. Distancias mínimas de fuga
Las distancias mínimas de fuga, según el grado de contaminación establecido
en la norma IEC 60071-2, se muestran en la tabla 6.

Tabla 6, Distancias mínimas de fuga.
GRADO DE
CONTAMINACIÓN
DESCRIPCIÓN
DISTANCIA
MÍNIMA DE FUGA
(DF)
I-Insignificante
1. Áreas no industriales y de
baja densidad de casas
equipadas con equipos de
calefacción.
2. Áreas con baja densidad de
industrias o casas, pero
sometidas a frecuentes
vientos y/o lluvias.
3. Áreas agrícolas.
4. Áreas montañosas.
5. Todas las áreas anteriores
deben estar situadas al
menos entre 10 y 20 km y no
estar sometidas a vientos
provenientes del mismo.
16 mm/kV
II-Medio
6. Áreas con industrias poco
contaminantes y/o casas
equipadas con plantas de
calefacción.
20 mm/kV
13

7. Áreas con alta densidad de
industrias o casas, pero
sometidas a frecuentes
vientos y/o lluvias.
8. Áreas expuestas a vientos
del mar, pero no próximas a
la costa.
III-Fuerte
9. Áreas con alta densidad de
industrias y suburbios de
grandes ciudades con alta
densidad de plantas de
calefacción produciendo
polución.
10. Áreas próximas al mar o
expuestas a vientos
relativamente fuertes
provenientes del mar.
25 mm/kV
IV-Muy Fuerte
11. Áreas sometidas a humos
contaminantes que producen
depósitos conductores
espesos.
12. Áreas muy próximas al mar,
sujetas a vientos muy fuertes.
13. Áreas desiertas expuestas a
vientos que contienen arena
y sal
31 mm/kV
Fuente: EBSA S.A E.S.P [6]

La distancia total de fuga de los aisladores, se calcula con la ecuación 1.
(1) 𝑫𝒕 =
𝑽𝒎𝒂𝒙
√𝟑
𝒙𝑫𝒇𝒙𝜹
Donde:
𝐷𝑡: Distancia total de fuga mm
𝑉𝑚𝑎𝑥: Tensión máxima de operación KV Para redes de 13,2 kV y 34,5
kV se deben tomar 17,5 kV y 36 kV como las tensiones máximas
respectivamente.
𝐷𝑓: Distancia mínima de fuga mm/KV
𝛿: Factor de corrección por densidad del aire, ecuación 2.

(2) 𝜹 = 𝒆𝒉/𝟖𝟏𝟓𝟎
Donde:
ℎ: Altura sobre el nivel del mar

El número de aisladores a instalar, por estructura, se calcula como la razón
entre la distancia total de fuga, y la distancia de fuga del aislador seleccionado;
como se muestra en la ecuación 3.

(3) # 𝒅𝒆 𝒂𝒊𝒔𝒍𝒂𝒅𝒐𝒓𝒆𝒔 =
𝑫𝒕
𝑫𝒂𝒊𝒔𝒍𝒂𝒅𝒐𝒓

A continuación se muestra un ejemplo del cálculo de la distancia de fuga para
los aisladores instalados en un proyecto eléctrico aprobado por EBSA [2]:

𝛿 = 𝑒2525/8150 = 𝑒0.31

𝛿 = 1.36
Por la ubicación del proyecto, se asume una distancia mínima de fuga para
zonas con grado de contaminación insignificante, de 16 mm/kV.

𝐷𝑡 =
17.5𝐾𝑉
√3
𝑥16𝑚𝑚/𝑘𝑉𝑥1.36
𝐷𝑡 = 219.85𝑚𝑚

La distancia de fuga para aisladores poliméricos clase ANSI (DS-15) es de
410mm por lo tanto la cantidad de aisladores requeridos para la estructura es:

# 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 =
𝐷𝑡
𝐷𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟
=
219.85𝑚𝑚
410𝑚𝑚

# 𝑑𝑒 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 = 0.53

Se aproxima a un (1) Juego de aisladores poliméricos para cada línea.

3.3. ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO Y FALLA A TIERRA
En esta sección se calculará la corriente de cortocircuito del transformador a
instalar, y se analizarán las corrientes simétricas y asimétricas de la Subcentral
a la que se encuentre conectado el Centro de Distribución del cual se
alimentará la subestación perteneciente al proyecto, y que debe estar
especificado en la factibilidad de servicio.

3.3.1. Cálculo de Corriente de Cortocircuito
Para calcular la corriente de cortocircuito, en el caso de una falla en bornes
secundarios del transformador, referida al primario; se deben aplicar las
ecuaciones 4 a 7 [7]:

(4) 𝑰𝑵𝒐𝒎 =
𝑲𝑽𝑨 𝒙 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝑬𝟐 𝒙 √𝟑

(5) 𝑭𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝑴𝒖𝒍𝒕𝒊𝒑𝒍𝒊𝒄𝒂𝒅𝒐𝒓 (𝑴) =
𝟏𝟎𝟎
𝒁%

(6) 𝑰𝒄𝒄 𝑺𝒆𝒄𝒖𝒏𝒅𝒂𝒓𝒊𝒐 = 𝑰𝑵𝒐𝒎 𝒙 𝑴

(7) 𝑰𝒄𝒄 𝑷𝒓𝒊𝒎𝒂𝒓𝒊𝒐 = 𝑰𝒄𝒄𝑺𝒆𝒄 𝒙
𝑬𝟐
𝑬𝟏

Donde Inom : Corriente Nominal Secundario Transformador
KVA : Potencia Nominal Transformador
Z ( %) : Valor de la Impedancia de cortocircuito
del Transformador
Icc : Corriente del Cortocircuito
E1 : Tensión de línea en el primario del transformador
E2 : Tensión de línea en el secundario del
transformador

3.2.2. Corrientes simétricas y asimétricas
Las corrientes simétricas y asimétricas de la subcentral, deberán ser
solicitadas al departamento de protecciones del operador de red respectivo
(Codensa [1], EBSA [2], Electricaribe [8], etc…), así como la curva
correspondiente a la coordinación de protecciones de dicha subcentral.

Las corrientes simétricas serán utilizadas en el estudio de coordinación de
protecciones, y las corrientes asimétricas servirán para el diseño del sistema
de puesta a tierra SPT.
16

En las imágenes 1 y 2 se muestra un ejemplo de las curvas de coordinación y
las corrientes simétricas y asimétricas de una subcentral, en este caso,
otorgadas por CODENSA S.A. E.S.P [1].

Imagen 1: Curvas de coordinación reconectador otorgadas por Codensa [1].
17

Imagen 2: Corrientes simétricas y asimétricas otorgadas por Codensa [1]

3.4. ANÁLISIS DE RIESGO POR DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
El análisis de riesgo por descargas atmosféricas, es un estudio que se realiza
con el fin de definir el nivel de protección en el sistema de protección contra
rayos SIPRA, que requerirá la edificación para la cual se está presentando el
proyecto de subestación.
18

Los niveles de protección van desde:

Nivel % de protección
Sin protección: 0%
Nivel de protección IV: 84%
Nivel de protección III: 91%
Nivel de protección II: 97%
Nivel de protección I: 99%

El nivel de protección a utilizar será seleccionado bajo el criterio del ingeniero
profesional en electrotecnia que realice el proyecto, y se verificará su
cumplimiento con la norma IEC 62305 mediante la aplicación de un software.

3.4.1. Terminología SIPRA [9]:
Para propósito de dicha norma, se aplican las siguientes definiciones:

 Apantallamiento magnético (Magnetic Shield). Conjunto de
elementos metálicos que encierran el objeto a proteger, o parte de este,
para reducir fallas en sistemas eléctricos y electrónicos.
 Carga del rayo (Qrayo) (Flash Charge). Integral en el tiempo de la
corriente del rayo para la duración completa del rayo.
 Carga eléctrica de una descarga corta (Qcorta) (Short Stroke
Charge). Integral en el tiempo de la corriente de rayo en una descarga
corta.
 Carga eléctrica de una descarga larga (Qlarga) (Long Stroke
Charge). Integral en el tiempo de la corriente de rayo en una descarga
larga.
 Conductor blindado (Shielding Wire). Conductor metálico (alambre)
usado para reducir daños físicos en acometidas, causados por el rayo.
 Conexión equipotencial de rayo (Lightning Equipotential Bonding).
Conexiones al SIPRA de piezas metálicas separadas por conexiones
conductoras directas por dispositivos de protección contra
sobretensiones (DPS), empleadas para reducir las diferencias de
potencial causadas por corrientes de rayo.
 Corriente de rayo (i) (Lightning Current). Corriente que fluye en el
punto de impacto.
19

 Daño físico (Physical Damage). Daño a la estructura o al contenido
de la misma debido a efectos mecánicos,térmicos, químicos y
explosivos del rayo.
 Descarga (Stroke). Descarga eléctrica atmosférica simple.
 Descarga ascendente (Upward Flash). Rayo iniciado por un líder
ascendente desde una estructura conectada a tierra hacia una nube.
Una descarga ascendente consiste de una primera descarga larga con
o sin múltiples descargas cortas sobrepuestas. Una o más descargas
cortas pueden ser seguidas por una descarga larga.
 Descarga corta (Short Stroke). Parte del rayo que corresponde a un
impulso de corriente. Esta corriente tiene un tiempo medio T2
comúnmente menor a 2ms.
 Descarga descendente (Downward Flash). Rayo iniciado por un líder
descendente de nube a tierra. La descarga descendente consiste en
una primera descarga corta (short stroke), que puede estar seguida por
otras descargas cortas subsecuentes. Una o más descargas cortas
pueden ser seguidas por una descarga larga.
 Descarga larga (Long Stroke). Parte del rayo que corresponde a una
corriente continua. El tiempo de duración Tlargo (tiempo del 10% del
valor en el frente al 10% del valor en la cola) de esta corriente continua,
es típicamente mayor de 2ms y menor de 1 segundo.
 Descarga nube tierra (Lighting Flash to Earth). Rayo de origen
atmosférico entre nube y tierra que consiste en una o más descargas
(Strokes).
 Dispositivo de protección contra sobretensiones DPS (Surge
Protective Device SPD). Dispositivo que limita intencionalmente las
sobretensiones transitorias y dispersa las sobrecorrientes transitorias.
Contiene por lo menos un componente no lineal.
 Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias del
tipo conmutación de tensión. Un DPS que tiene una alta impedancia
cuando no está presente un transitorio, pero que cambia súbitamente
su impedancia a un valor bajo en respuesta a un transitorio de tensión.
Ejemplos de estos dispositivos son: Los vía de chispa, tubos de gas,
entre otros.
 Dispositivo de protección contra sobretensiones transitorias del
tipo limitación de la tensión. Un DPS que tiene una alta impedancia
cuando no está presente un transitorio, pero que se reduce
gradualmente con el incremento de la corriente y la tensión transitoria.
20

Ejemplos de estos dispositivos son: varistores, diodos de supresión,
entre otros.
 Duración de corriente de descarga larga (Tlarga)(Duration of Long
Stroke Current). Tiempo que dura la descarga larga.
 Duración del rayo (T) (Flash Duration). Tiempo durante el cual la
corriente del rayo fluye en el punto de impacto.
 Energía específica de la corriente de descarga corta (Specific
Energy of Short Stroke Current). Integral en el tiempo del cuadrado
de la corriente de rayo para una descarga corta. (Nota: La energía
específica de una descarga corta es insignificante).
 Energía específica del rayo (W/R) (Specific Energy). Representa la
energía disipada por la corriente de rayo en una resistencia unitaria y
se obtiene mediante la integral en el tiempo del cuadrado de la corriente
de rayo para la duración completa del mismo.
 Estructura a ser protegida (Structure to be protected). Estructura
para la cual se requiere protección contra efectos del rayo. (Nota: Una
estructura protegida puede ser parte de una estructura más grande).
 Falla del sistema eléctrico y electrónico (Faliure of Electrical an
Electronic System). Daños permanentes del sistema eléctrico y
electrónico por causa de efectos electromagnéticos del rayo.
 Impulso electromagnético del rayo IER (Lightning Electromagnetic
Impulse LEMP). Campo electromagnético generado por la corriente del
rayo, capaz de generar interferencia electromagnética.
 Lesiones a seres vivos (Injuries of Living Beings). Pérdidas de
facultades físicas, biológicas, psíquicas, incluida la vida, de personas o
animales debidas a tensiones de paso o de contacto causados por el
rayo.
 Máxima tensión de operación continua (Maximum Continuous
Operating Voltage). Máxima tensión c.a. o c.c. que puede ser aplicada
continuamente a un DPS en cualquier modo de protección. Es igual a
la máxima tensión nominal del dispositivo.
 Medidas de protección (Protection Measures). Medidas a ser
adoptadas en el objeto a proteger con el fin de reducir el riesgo debido
a rayos.
 Multiplicidad (Multiple Strokes). Número de descargas que
componen un rayo. Para el caso de la región colombiana, la
multiplicidad presenta un valor promedio entre 1 y 2, con un intervalo
típico de tiempo entre estas, de aproximadamente 50 ms (Se han
21

reportado eventos de hasta 16 descargas con intervalos entre 10 a 250
ms).
 Nivel de protección contra rayos NPR (Lightning Protection Level
LPL). Número relacionado con un conjunto de los parámetros de la
corriente de rayo, pertinentes a la probabilidad que asocia los valores
de diseño máximo y mínimo, son valores que no serán excedidos
cuando naturalmente ocurra una descarga eléctrica atmosférica. (Nota:
El nivel de protección contra rayo se utiliza para diseñar las medidas de
protección contra rayo).
 Nivel de protección en tensión (Voltege Protection Level). Es el
valor máximo de tensión que aparece entre los terminales de un DPS
cuando opera a sus condiciones nominales.
 Objeto a proteger (Object to be Protected). Estructura o acometida
de servicio a ser protegida contra los efectos del rayo.
 Origen virtual de la corriente de descarga corta (O1) (Virtual Origen
of Short Stroke Current). Punto de intersección de una línea recta con
el eje del tiempo, la cual une el 10% y el 90% de los puntos de referencia
sobre la entrada de la corriente de descarga.
 Partes externas conductoras (External Conductive Parts).
Extensiones de partes metálicas que ingresan o salen de la estructura
a proteger, por ejemplo tuberías, cables metálicos, ductos metálicos,
entre otros, que pueden llevar corrientes parciales de rayo.
 Pendiente promedio de la corriente de descarga corta (Average
Steepness of the Short Stroke Current). Rata promedio de variación
de la corriente de descarga dentro de un intervalo de tiempo t1-t2. Es
expresada por la diferencia i(t2)-i(t1) de los valores de corriente en el
comienzo y en el final de este intervalo, dividido por el intervalo de
tiempo t2-t1.
 Punto de impacto (Point of Strike). Punto donde una descarga toca
tierra o un objeto elevado (ejemplo: estructuras, sistemas de protección
contra rayos, acometidas, árboles, entre otros.) (Nota: Una descarga
puede tener más de un punto de impacto).
 Rayo (Lightning). La descarga eléctrica atmosférica o más
comúnmente conocida como rayo, es un fenómeno físico que se
caracteriza por una transferencia de carga eléctrica de una nube hacia
la tierra, de la tierra hacia la nube, entre dos nubes, al interior de una
nube o de la nube hacia la ionósfera.
22

 Rayo cercano a un objeto (Lightning Flash Near to an Object). Rayo
que impacta en la vecindad de un objeto protegido capaz de dañar el
sistema eléctrico o electrónico.
 Rayo en un objeto (Lightning to an Object). Rayo que impacta a un
objeto a ser protegido.
 Riesgo (R). Valor probabilístico relativo a una pérdida anual (seres
humanos y bienes), causada por el rayo y relativas al valor del objeto a
proteger.
 Riesgo tolerable (RT) (Tolerable Risk). Valor máximo del riesgo que
se puede tolerar para el objeto a proteger.
 Servicios a proteger (Services to be Protected). Servicios
incorporados a una estructura para la cual se requiere protección contra
los efectos del rayo. (Nota: Las acometidas eléctricas y de
telecomunicaciones, son las más afectadas por el rayo).
 Sistema de captación (Air Terminal System). Parte de un SIPRA,
compuesto de elementos metálicos tales como bayonetas o pararrayos
tipo Franklin, conductores de acoplamiento o cables colgantes que
interceptan intencionalmente el rayo.
 Sistema de conductores bajantes (Down ConductorsSystem).
Parte de un SIPRA que conduce intencionalmente la corriente del rayo
desde el sistema de captación al sistema de puesta a tierra.
 Sistema de protección contra sobretensiones (Surge Protection
Devices System). Conjunto de DPS seleccionados, coordinados e
instalados correctamente para reducir fallas de sistemas eléctricos,
electrónicos y de telecomunicaciones.
 Sistema de protección externa (External Lightning Protection
System). Parte del SIPRA que consiste en un sistema de puntas de
captación (Pararrayos tipo Franklin), un sistema de conductor bajante y
un sistema de puesta a tierra. (Nota: Generalmente estos elementos
están instalados externamente a la estructura).
 Sistema de protección Interna (internal Lightning Protection
System). Parte de un SIPRA que consiste en una conexión
equipotencial de rayo y acorde con la distancia de separación dentro de
la estructura protegida.
 Sistema de puesta a tierra (Earth Termination System). Parte de un
SIPRA que conduce y dispersa intencionalmente la corriente de rayo en
tierra.
23

 Sistema eléctrico (Electrical System). Sistema que incluye
componentes de suministro eléctrico de baja tensión y posiblemente
componentes electrónicos.
 Sistema electrónico (Electronic System). Sistema que incluye
componentes electrónicos sensibles tales como equipos de
comunicación, computadores, instrumentos de control e
instrumentación, sistemas de radio, instalaciones electrónicas de
potencia.
 Sistema integral de protección contra rayo SIPRA (Lightning
Protection System LPS). Sistema integral usado para reducir los
daños físicos que pueden ser causados por el rayo a un ser vivo o a
una estructura. Se puede considerar la medida más efectiva para
proteger las estructuras contra los daños físicos causados por las
descargas eléctricas atmosféricas. Este sistema usualmente consiste
tanto de una protección externa, una interna y medidas de seguridad y
protección personal contra rayos.
 Sistema interno (internal System). Sistemas eléctricos y electrónicos
dentro de una estructura.
 Tensión de contacto. Diferencia de potencial que durante una falla se
presenta entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la
superficie del terreno a una distancia de un metro. Esta distancia
horizontal es equivalente a la máxima que se puede alcanzar al
extender un brazo.
 Tensión de paso. Diferencia de potencial que durante una falla se
presenta entre dos puntos de la superficie del terreno, separados por
una distancia de un paso (aproximadamente 1 metro).
 Tensión nominal soportable al impulso tipo rayo (Uw). Valor de
tensión asignado por el fabricante al equipo o a una parte de este, que
caracteriza la rigidez dieléctrica al impulso de su aislamiento contra
sobretensiones.
 Tensión residual (Residual Voltage). Es el valor pico de la tensión
que aparece entre los terminales de un DPS debido al paso de una
corriente de descarga.
 Terminal de captación o dispositivo de interceptación de rayos (Air
Terminal): Elemento metálico cuya función es interceptar los rayos que
podrían impactar directamente sobre la instalación a proteger.
Comúnmente se le conoce como pararrayos.
24

 Tiempo de cola (T2) (Time to Half Value of Short Stroke Current).
Parámetro virtual definido como el intervalo de tiempo entre el origen
virtual O1 y el instante en que la corriente ha disminuido a la mitad del
valor máximo.
 Tiempo de frente de la corriente de descarga corta (T1) (Front Time
of Short Stroke Current (T1)). Parámetro virtual definido como 1.25
veces el intervalo de tiempo entre los instantes en que se alcanza el
10% y el 90% del valor máximo.
 Valor pico (I) (Peak Value). Valor máximo de la corriente de rayo.
 Zona de protección contra rayos ZPR (Lightning Protection Zone
LPZ). Zona donde está definido el ambiente electromagnético del rayo.
3.4.2. Sistema de Protección contra Rayos SIPRA [9]
Dónde se debe implementar un SIPRA:

 Donde exista alta concentración de personas.
 Viviendas Multifamiliares.
 Oficinas.
 Hoteles. Hospitales.
 Centros educativos.
 Centros Comerciales.
 Supermercados.
 Parques de diversión.
 Industrias.
 Prisiones.
 Aeropuertos.
Para realizar la evaluación de riesgo se deben determinar varios factores
característicos como el tipo de estructura, densidad de descargas a tierra,
características del rayo en el siguiente diagrama de flujo se observa una
metodología de evaluación de riesgo.

Las consecuencias más graves de la caída de rayos son la muerte de personas
y de animales de granja, así como la destrucción de equipos: líneas
telefónicas, transformadores conectados a la red de distribución de energía
eléctrica, contadores eléctricos, electrodomésticos, etc. Al mismo tiempo el
creciente número de equipos que incorporan dispositivos electrónicos muy
25

sensibles conlleva un incremento de las incidencias asociadas con la caída de
rayos.
3.4.3. Área efectiva de la edificación
El área efectiva Ad está definida por la intersección entre la superficie del
terreno y una línea recta con pendiente 1/3 de inclinación, la cual pasa arriba
de las partes de la estructura (tocándola allí) y rotando alrededor de esta.
Para una estructura aislada rectangular con longitud L, ancho W y altura H
sobre un terreno plano, el área efectiva se calcula aplicando la ecuación 8.

(8) 𝑨𝒅 = 𝑳𝒘 + 𝟔𝑯(𝑳 + 𝑾) + 𝟗(𝑯)𝟐

Para una estructura con forma compleja como elevaciones en el techo de
altura Hp, el área efectiva puede calcularse con la ecuación 9:

(9) 𝑨𝒅 = 𝟗𝝅(𝑯𝒑)𝟐

3.4.4. Analisis de riesgo mediante software, aplicando
norma IEC62305
Software: IEC Risk Assessment Calculator

IEC Risk Assessment Calculator, es un software aprobado por las diferentes
electrificadoras, que permite verificar el cumplimiento de la normativa, según
el tipo de edificación que se quiere proteger, y el nivel de Sistema de
Protección Contra Rayos que se instalará [4].

En la imagen 3 se muestra la interfaz del software.

Imagen 3: IEC Risk Assessment Calculator interfaz.
A continuación se describirán brevemente cada una de las secciones del
software:

 Dimensiones de la estructura: En la primera sección del software se
deberán especificar las dimensiones, en metros, de la estructura civil
que se desea proteger, asumiéndola como una estructura rectangular.
Una vez se introduzcan los valores de longitud, anchura y altura de la
edificación, así como la altura del mayor saliente del tejado, el software
calculará y nos mostrará un área equivalente, que será el valor con el
que este realizará los cálculos correspondientes al estudio.

 Características de la estructura: En esta sección se describirán
algunas características físicas de la estructura, las cuales son:

o Riesgo de incendio o daños físicos: Es la probabilidad de que
una descarga eléctrica genere un incendio en la estructura, con
base a los materiales que la componen.
27

o Eficacia del apantallamiento: Es la capacidad de la estructura
para manejar corrientes eléctricas de una forma segura para las
personas, con base en los materiales que la componen.
o Tipo de cableado interno: Se deberá especificar si el cableado
empleado para las instalaciones eléctricas y de comunicaciones
será en su mayoría apantallado o no apantallado.

 Influencias ambientales: En esta sección se incluirá la información
referente al ambiente en el que será construida la estructura, esta
información es:
o Situación respecto a los alrededores: Hace referencia a la
presencia de construcciones civiles rodeando la estructura, y a
su altura en relación con esta.
o Factor ambiental: Rural, semiurbano o urbano.
o Número de días de tormenta: Se refiere, en promedio, a la
cantidad de días de tormenta durante un año; basadoen el nivel
isoceráunico del lugar dónde se ejecuta el proyecto.

 Líneas de conducción eléctrica: En esta sección se especificarán las
redes eléctricas y de comunicaciones que llegan a la estructura.

o Línea eléctrica: Acometida principal en M.T o en B.T que
energizará la estructura, se especificará si el cable es aéreo o
subterráneo, apantallado o no apantallado, y si en la estructura
se instalará la subestación.
o Otros servicios aéreos: Se debe especificar si habrán servicios
adicionales ingresando a la estructura de manera aérea, y si el
cable que los transmite es apantallado o no.
o Otros servicios enterrados: Se debe especificar si habrán
servicios adicionales ingresando a la estructura de manera
subterránea, y si el cable que los transmite es apantallado o no.

 Métodos de protección: En esta sección se indicará el nivel de
protección contra descargas atmosféricas que se implementará en el
proyecto.

o Clase de SPCR: Es el nivel de protección seleccionado (Nivel I,
II, III, IV o sin protección).
28

o Protección contra incendios: Medidas de protección
contraincendios a implementar en la estructura (Sistemas
automáticos, manuales, o ninguno).
o Protección contra sobretensiones: Nivel de protección contra
sobretensiones que tendrá la subestación.

 Tipos de pérdidas: Clasificación de los tipos y cantidad de pérdidas
que se podrían presentar en caso de una catástrofe generada por
descargas atmosféricas.

o Pérdidas de vidas humanas: Cantidad promedio de personas
que habitarán la estructura, así como el tipo de estructura, el
tiempo que le llevaría a las personas evacuar en caso de una
catástrofe y las posibles pérdidas humanas en caso de daños en
equipos eléctricos; como sería el caso de hospitales o
edificaciones con ascensor.
o Pérdida de servicios esenciales: En estructuras desde las
cuales se suministra algún servicio público, cómo televisión,
radio, agua o gas, se debe tener en cuenta la posible interrupción
de dichos servicios, debidos a un incendio o a una sobretensión
en la estructura.
o Pérdidas de patrimonio cultural: Pérdida de material histórico
que se almacene en algunas edificaciones, cómo museos o
iglesias, debido a incendios o sobretensiones.
o Pérdidas económicas: Posibles pérdidas económicas en caso
de una catástrofe provocada por descargas atmosféricas,
dependiendo del tipo de estructura, y los elementos que se
almacenen dentro de esta; pues, por ejemplo, el almacenamiento
de algunas sustancias químicas podría ocasionar elevados
niveles de contaminación en el sector. También, un incendio
podría provocar grandes pérdidas en campos de agricultura,
entre otras.

 Riesgos calculados: Son los diversos valores de riesgo, calculados
por el software en cuanto a pérdidas de vidas humanas, servicios
esenciales, patrimonio cultural y pérdidas económicas.

o Riesgo soportable: Es el valor de riesgo máximo soportable
para que el sistema de protección contra rayos cumpla la norma.
29

o Riesgo importante directo: Es el riesgo que se presentaría
dentro de la estructura, en caso de una descarga atmosférica
sobre esta, en cuanto a los diferentes tipos de pérdidas
analizados.
o Riesgo importante indirecto: Es el riesgo que se presentaría
alrededor de la estructura, en caso de una descarga atmosférica
sobre esta, en cuanto a los diferentes tipos de pérdidas
analizados.
o Riesgo calculado: Es el valor final de riesgo, calculado por el
programa, teniendo en cuenta todos los datos introducidos. Si el
riesgo es tolerable, este valor se mostrará en color verde; si es
no tolerable, se mostrará en color rojo.
3.4.5. Resultados
Una vez introducidos los datos, el software se encargará de procesarlos y
mostrará una serie de resultados finales, que se muestran en las imágenes 4
y 5.

Imagen 4: Resultados IEC Risk Assessment Calculator, área de colección.
30

Imagen 5: Resultados IEC Risk Assessment Calculator, categoría de las pérdidas.
3.4.6. Análisis de resultados
Impactos de rayo a las áreas de colección: Son las áreas en 𝑚2, calculadas
por el software, referentes a la estructura, sus rededores y líneas de
electricidad aéreas y subterráneas aledañas, así como la cantidad promedio
de rayos por año que impactarían en dichas áreas.

Categorías de las pérdidas: Es la probabilidad de que se presenten pérdidas
de determinado tipo, en caso de una descarga atmosférica sobre la estructura
o en sus alrededores.
3.5. ANÁLISIS DE RIESGOS DE ORIGEN ELÉCTRICO Y
MEDIDAS PARA MITIGARLOS
Nivel de riesgo: Equivale a grado de riesgo. Es el resultado de la valoración
conjunta de la probabilidad de ocurrencia de los accidentes, de la gravedad de
sus efectos y de la vulnerabilidad del medio [4, p. 45].

Se entenderá que una instalación eléctrica es de PELIGRO INMINENTE o de
ALTO RIESGO, cuando carezca de las medidas de protección frente a
condiciones donde se comprometa la salud o la vida de personas, tales como:
ausencia de la electricidad, arco eléctrico, contacto directo e indirecto con
partes energizadas, rayos, sobretensiones, sobrecargas, cortocircuitos,
tensiones de paso, contacto y transferidas que excedan límites permitidos [4,
p. 73]

3.5.1. Factores de Riesgo más comunes
En la tabla 7 se muestran algunos de los factores de riesgo más comunes, sus
posibles causas y algunas medidas de protección:

Tabla 7: Factores de riesgos eléctricos más comunes.
32

Fuente: RETIE [4, pp. 76-78]

3.5.2. Matriz de análisis de riesgos
Con el fin de evaluar el nivel de riesgo de tipo eléctrico, el RETIE recomienda
aplicar la matriz que se muestra en la Tabla 8.

Tabla 8: Matriz de riesgos recomendada por el RETIE.

Fuente: RETIE [4, p. 74]

Con base en la matriz elaborada por el RETIE (Tabla 8), se elaboró la tabla 9,
en la que se redistribuyeron y resaltaron algunas casillas; con el fin de facilitar
la elaboración de matrices de riesgo en proyectos eléctricos.

El estudio debe ser realizado por un profesional en electrotecnia. La
metodología a seguir en un caso particular es la siguiente:

1. Seleccionar el factor de riesgo a estudiar (Tabla 7), el evento o efecto
que este podría causar y su fuente de origen (Ver ejemplo, Tabla 9).
2. Definir si el riesgo es potencial o real.
3. Seleccionar en la matriz las consecuencias (1, 2, 3, 4 o 5) que dicho
evento podría causar a nivel humano, económico, ambiental y en la
imagen de la empresa.
4. Seleccionar la columna correspondiente a la frecuencia (A, B. C. D o E)
con la que ocurre cada evento.
5. Buscar el punto de cruce entre cada consecuencia (1, 2, 3, 4 y 5) y cada
frecuencia (A, B, C, D y E). Estos puntos de cruce nos mostrarán el nivel
de riesgo en personas, económicamente, ambientalmente y en la
imagen de la empresa; y se deberá seleccionar, para el evento
estudiado, el nivel de riesgo mayor entre los obtenidos.
6. Repetir el proceso para todos los eventos, factores de riesgo y fuentes
que el ingeniero diseñador considere pertinentes, según el proyecto.

Tabla 9: Ejemplo matriz de riesgo.
Riesgo a evaluar ___Daños leves___ __Contacto indirecto__ _Transformador_
Evento o efecto Factor de riesgo Fuente
Potencial x Real
C
O
N
SE
C
U
EN
C
IA
S
En personas Económicas Ambientales
En la
imagen de
la empresa
E D C B A
No ha
ocurrido
en el
sector
Ha
ocurrido
en el
sector
Ha
ocurrido
en la
empresa
Sucede
varias
veces al
año en la
empresa
Sucede
varias
veces al
mes en la
empresa
5
Una o
más
muertes
Daño
grave en
infraes-
tructura.
Interrup-
ción
regional
Contami-
nación
irrepara-
ble
Interna-
cional
MEDIO ALTO ALTO ALTO
MUY
ALTO
4
Incapa-
cidad
parcial
perma-
nente
Daños
mayoressalida de
subesta-
ción
Contami-
nación
mayor
Nacional
MEDIO MEDIO MEDIO ALTO ALTO
3
Incapa-
cidad
temporal
(>1 día)
Daños
severos.
Interrup-
ción
temporal
Contami-
nación
localiza-
da
Regional
BAJO MEDIO MEDIO MEDIO ALTO
2
Lesión
menor
(Sin inca-
pacidad)
Daños
importan-
tes. Inte-
rrupción
breve
Efecto
menor
Local
BAJO BAJO MEDIO MEDIO MEDIO
1
Molestia
funcional
(afecta
rendi-
miento
laboral
Daños
leves, no
interrup-
ción
<Sin
efecto
Interna
MUY
BAJO
BAJO BAJO BAJO MEDIO
EVALUADOR:______________________ MP___________________ FECHA________________

En la tabla 10 se muestran algunas decisiones a tomar y alternativas para
ejecutar los trabajos, según el nivel de riesgo obtenido.

Tabla 10: Decisiones y acciones para controlar el riesgo.

Fuente: RETIE [4, p. 75]

3.5.3. Medidas para mitigar el riesgo eléctrico
En esta sección se deben describir las diferentes medidas que se tomarán, en
el proyecto, con el fin de reducir el riesgo eléctrico.

Existen gran cantidad de alternativas para reducir el riesgo eléctrico en una
instalación, a continuación se describen algunos de los más comunes:

 La construcción de una Sistema de Puesta Tierra (SPT), tal como se
calculó y especificó en el capítulo 10.
 Proveer el lado de Alta Tensión del Transformador, de Descargadores
de Sobretensión DPS (uno por Borne).
 Instalación de descargadores de sobretensión DPS en los tableros
eléctricos principales.
 Se recomienda la implementación de extintores, en todos los cuartos
que contienen los diferentes equipos eléctricos.

3.5.4. Análisis de distancias de seguridad
El análisis de distancias de seguridad se realiza con el fin de verificar en la
etapa preconstructiva que una vez instalados todos los equipos y circuitos
eléctricos del proyecto, se cumplirá con las exigencias del RETIE en este
aspecto. Asimismo, no se podrá dar la certificación de conformidad con el
RETIE a instalaciones que violen estas distancias.

Teniendo en cuenta que frente al riesgo eléctrico la técnica más efectiva de
prevención, siempre será guardar una distancia respecto a las partes
energizadas, puesto que el aire es un excelente aislante, en este apartado se
fijan las distancias mínimas que deben guardarse entre líneas o redes
eléctricas y elementos físicos existentes a lo largo de su trazado (carreteras,
edificaciones, piso del terreno destinado a sembrados, pastos o bosques, etc.),
con el objeto de evitar contactos accidentales. En las tablas 8 y 9, se muestran
dichas distancias para cada caso; todas las tensiones dadas en estas tablas
son entre fases, para circuitos con neutro puesto a tierra sólidamente y otros
circuitos en los que se tenga un tiempo despeje de falla a tierra acorde con el
RETIE. [4, p. 90]

En las imágenes 6, 7 y 8 se muestran los diagramas correspondientes a las
distancias estipuladas en las tablas 11 y 12.

Imagen 6: Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones.
Tabla 11: Distancias mínimas de seguridad en zonas con construcciones.
DESCRIPCIÓN
TENSIÓN NOMINAL
ENTRE FASES (Kv)
DISTANCIA
(m)
Distancia vertical "a" sobre techos y proyecciones, aplicable
solamente a zonas de muy difícil acceso a personas y siempre
que el propietario o tenedor de la instalación eléctrica tenga
absoluto control tanto de la instalación como de la
edificación (Imagen 6).
44/34,5/33 3,8
13,8/13,2/11,4/7,6 3,8
<1 0,45
Distancia horizontal "b" a muros, balcones, salientes,
ventanas y diferentes áreas, independientemente de la
facilidad de accesibilidad de personas (Imagen 6).
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 2,45m de altura (Imagen 6).
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. (Imagen 6) para
vehículos de más de 2,45 m de altura.
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 5,0
Fuente: RETIE [4, p. 92]

Imagen 7: Distancia “d” y “d1” en cruce y recorrido de vías.

Imagen 8: Distancia “g” para cruce con ríos.

Tabla 12: Distancias verticales mínimas en vanos con líneas de diferentes tensiones.
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 (Imagen 7)
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 5,0
Cruce de líneas aéreas de baja tensión en grandes avenidas. 5,6
Distancia mínima al suelo "d1" desde líneas que recorren
avenidas, carreteras y calles (imagen 7).
500 11,5
230/220 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 5,0
Distancia mínima al suelo "d" en zonas de bosques de
arbustos, áreas cultivadas, pastos, huertos, etc. Siempre que
se tenga el control de la altura máxima que pueden alcanzar
las copas de los arbustos o huertos, localizados en zonas de
servidumbre (imagen 7).
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 5,0
Distancia mínima vertical respecto al máximo nivel del agua
"g" en cruce con ríos, canales navegables o flotantes
adecuados para embarcaciones con altura superior a 2m e
inferior a 7m (imagen 8).
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 mínima vertical respecto al máximo nivel del agua
"g" en cruce con ríos, canales navegables o flotantes no
adecuados para embarcaciones con altura superior a 2m
(imagen 8).
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
Fuente: RETIE [4, p. 95]
42

Algunas electrificadoras, como EBSA [2]; exigen, tanto en memorias como en
planos, que se muestre una foto del terreno en el que se realizará la obra civil;
y se esquematice la ubicación de las redes aéreas y las estructuras más
próximas a ellas, con el fin de mostrar, aproximadamente, el cumplimiento de
las distancias mínimas de seguridad una vez terminada la construcción de la
instalación eléctrica.

3.5.5. Distancias mínimas para trabajos en o cerca de partes
energizadas

Las partes energizadas a las que el trabajador pueda estar expuesto, se deben
poner en condición de trabajo eléctricamente seguro antes de trabajar en o
cerca de ellas, a menos que se demuestre que desenergizar introduzca
riesgos adicionales. [4, p. 98]

En las tablas 13, 14 y 15 se muestran las distancias mínimas para trabajos en
o cerca de partes energizadas, según la naturaleza de la corriente eléctrica
(A.C, C.C, D.C).

En la imagen 9 se esquematizan las distancias mínimas para trabajos en o
cerca de partes energizadas.

Tabla 13: Distancias mínimas para trabajos en o cerca de partes energizadas en corriente alterna.
Fuente: RETIE [4, p. 100]

Tabla 14: Distancias mínimas para trabajos en o cerca de partes energizadas en corriente continua.
Fuente: RETIE [4, p. 100]

Tabla 15: Distancias mínimas para trabajos en o cerca de partes energizadas en corriente directa.

Fuente: RETIE [4, p. 101]

Imagen 9: Límites de aproximación [4, p. 101].
44

Con base en las tablas 13 – 15, y la imagen 9; se deberán realizar diagramas
en los que se muestren las distancias de seguridad necesarias para los
diferentes equipos que formen parte de la subestación eléctrica del proyecto.
En las imágenes 10 y 11 se muestran ejemplos de dichos diagramas,
pertenecientes a un proyecto eléctrico de subestación aprobadopor EBSA [2].

Tableros TP-SUB y TP-B2 a 220V y 460V respectivamente

Imagen 10: Distancias de seguridad TP-SUB y TP-B2 a 220V y 460V respectivamente (ejemplo)

Celda de medida M.T. y Celda Triplex a 13.2KV

Imagen 11: Distancias de seguridad celda de medida en M.T. y celda triplex a 13.2kV (ejemplo).
45

3.6. ANÁLISIS DEL NIVEL DE TENSIÓN REQUERIDO
El nivel de tensión requerido dependerá directamente de los niveles nominales
de voltaje de los diferentes equipos eléctricos, electrónicos y electromecánicos
que formen parte del proyecto (Motobombas, compresores, equipos médicos
especiales, motores, etc…).

En esta sección de las memorias de cálculo, se deberán definir los voltajes
nominales del transformador o transformadores que formarán parte de la
instalación eléctrica, y que suministrarán energía a todos los equipos
conectados, aguas abajo, en el proyecto a construir; alimentados en M.T por
la red eléctrica del Sistema Interconectado Nacional, SIN; administrada por el
Operador de Red de la región.
3.7. CÁLCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS
El campo electromagnético es una modificación del espacio debida a la
interacción de fuerzas eléctricas y magnéticas simultáneamente [10],
producidas por un campo eléctrico y uno magnético que varían en el tiempo,
por lo que se le conoce como campo electromagnético variable. Es producido
por diferencias de potencial y cargas eléctricas en movimiento y tiene la misma
frecuencia de la corriente eléctrica que lo produce. Se ha demostrado que los
campos electromagnéticos de bajas frecuencias (0 a 300Hz) no producen
efectos nocivos en los seres vivos. Las instalaciones del sistema eléctrico a 60
Hz producen campos electromagnéticos a esta frecuencia, lo que permite
medir o calcular el campo eléctrico y el campo magnético en forma
independiente. [4, pp. 101, 102]

3.7.1. Valores límites de exposición a campos
electromagnéticos
En la tabla 16, se muestran los valores máximos permitidos por el RETIE [4]
para la exposición de personas a campos electromagnéticos.

Tabla 16: Valores límites de exposición a campos electromagnéticos.

Fuente: RETIE [4, p. 102]
46

3.7.2. Cálculo y medición de campos
electromagnéticos.
Los diseños de líneas o subestaciones de tensión superior a 57,5 kV, en zonas
donde se tengan en las cercanías edificaciones ya construidas, deben incluir
un análisis del campo electromagnético en los lugares donde se vaya a tener
la presencia de personas. [4, p. 103]

Los diseños de edificaciones aledañas a las zonas de servidumbre, deben
incluir memorias de cálculo de campos electromagnéticos que se puedan
presentar en cada piso. Para este efecto, el propietario u operador de la línea
o subestación debe entregar al diseñador o al propietario del proyecto los
máximos valores de tensión y corriente. La medición siempre debe hacerse a
un metro de altura del piso donde esté ubicada la persona (lugar de trabajo) o
domicilio. [4, p. 103]

En el caso de líneas de transmisión el campo electromagnético se debe medir
en la zona de servidumbre en sentido transversal al eje de la misma; el valor
de exposición al público en general se tomara como el máximo que se registre
en el límite exterior de la zona de servidumbre. [4, p. 103]

Para redes de distribución y uso final, el valor de exposición al público debe
medirse a partir de las distancias de seguridad, donde se tenga la posibilidad
de permanencia prolongada de personas (hasta 8 horas) o en zonas de amplia
circulación del público.
Para lugares de trabajo se debe medir en el lugar asignado por la empresa
para cumplir el horario habitual del trabajador. [4, p. 103]

El equipo con el que se realicen las mediciones debe poseer un certificado de
calibración vigente y estar sometidos a un control metrológico. Para la
medición se pueden usar los métodos establecidos en la IEEE 644 o la IEEE
1243. [4, p. 103]
3.8. CÁLCULO DE TRANSFORMADORES
Los transformadores son los enlaces entre los generadores del sistema de
potencia y las líneas de transmisión y entre líneas de diferentes niveles de
voltaje [11].

El transformador consiste en dos o más bobinas colocadas de tal forma que
están enlazadas por el mismo flujo magnético. En un transformador de
potencia, las bobinas se colocan sobre el núcleo de acero con el propósito de
confinar el flujo de manera que el que enlace una bobina también enlace todas
las demás. Se pueden conectar varias bobinas en serie o en paralelo para
formar un devanado, cuyas bobinas se apilan en el núcleo de manera
alternada con aquellas de otros devanados [11].

En esta sección deberán especificarse las características técnicas del
transformador o transformadores que formarán parte de la subestación
eléctrica, y que energizarán el proyecto.

La carga a utilizar en los cálculos será la carga demandada, que es la carga
eléctrica instalada, en KVA, aplicando un factor de demanda, determinado por
la norma NTC2050 [5], secciones 220, 430-24, 430-25, 430-26; según sea el
tipo de carga a diversificar.

Para la mayoría de las cargas eléctricas, se recomienda aplicar los factores de
demanda que se muestran en la tabla 220-11, de la NTC2050 [5], aunque la
decisión final dependerá siempre del criterio profesional del ingeniero
diseñador.

Para los proyectos presentados ante CODENSA S.A. E.S.P [1] el cálculo del
transformador debe realizarse según lo estipulado en el documento “Carga
máxima para el sector residencial” [12]. En dicho documento se especifica con
claridad el procedimiento exigido para el cálculo de transformadores de
potencia.
3.8.1. Cálculo de la carga Instalada

La carga instalada deberá estar relacionada en los cuadros de carga del
capítulo 1 de las memorias de cálculo. Sin embargo, es recomendable
redundar en esta información, relacionando nuevamente los cuadros de carga
para el cálculo de transformadores.

En la tabla 17 se observa el formato para elaboración de cuadros de carga
instalada.

Tabla 17: Cuadro de carga instalada.
DESCRIPCIÓN TABLERO
CARGA
INSTALADA
HP KVA
Carga 1 Tablero # #
Carga 2 Tablero # #
Carga 3 Tablero # #
Carga 4 Tablero # #
Carga 5 Tablero # #
Carga 6 Tablero # #
Carga n Tablero # #
TOTAL CARGA INSTALADA # #

3.8.2. Carga Demandada
La carga demandada deberá estar relacionada en los cuadros de carga del
capítulo 1 de las memorias de cálculo. Sin embargo, es recomendable
redundar en esta información, relacionando nuevamente los cuadros de carga
para el cálculo de transformadores.

En la tabla 18 se observa el formato para elaboración de cuadros de cargas
instaladas.

Tabla 18: Cuadro de carga demandada.
DESCRIPCIÓN TABLERO CARGA (KVA)
FACTOR DE
DIVERSIDAD
CARGA
DIVERSIFICADA
Carga 1 Tablero # # Carga*FD
Carga 2 Tablero # # Carga*FD
Carga 3 Tablero # # Carga*FD
Carga 4 Tablero # # Carga*FD
Carga 5 Tablero # # Carga*FD
Carga 6 Tablero # # Carga*FD
Carga 7 Tablero # # Carga*FD
Carga n Tablero # # Carga*FD
TOTAL CARGA DEMANDADA (KVA) #

3.8.3. Potencia nominal transformador
Con base en la carga demandada, se deberá seleccionar un nivel de potencia
nominal comercialmente accesible en Colombia, estos niveles se muestran en
la tabla 19.
Tabla 19: Valores nominales de potencia para transformadores.

Fuente: UDFJDC [13]

Otros datos técnicos del transformador que deberán especificarse son:
Corriente nominal, calibre de la acometida principal en M.T y B.T, y tipo y valor
de la protección en M.T.

CORRIENTE NOMINAL: Valor en Amperios
CONDUCTOR ACOMETIDA M.T: Especificación cable
CONDUCTOR ACOMETIDA B.T: Especificación cable
PROTECCION M.T: Tipo y valor protección.

Se deberá repetir el procedimiento para todos los transformadores de potencia
a instalar en el proyecto.3.8.4. Transformadores
Finalmente, se deberá elaborar una tabla en la que se muestren las
características de todos los transformadores a instalar.

La selección del tipo de transformador a instalar en cada caso dependerá de
las condiciones topográficas, de obra civil, infraestructura eléctrica aledaña al
proyecto, entre otras; y será bajo criterio profesional del ingeniero diseñador.

En la tabla 20 se muestra un ejemplo de un proyecto aprobado por EBSA [2],
con dos transformadores tipo seco, de diferentes potencias y niveles de
tensión nominales.

Tabla 20: Cuadro resumen, cálculo de transformadores (ejemplo)
TRAFO CAPACIDAD USO VOLTAJE FASES TIPO
1 800KVA PLANTA DE TRATAMIENTO 13,2KV/460/266V 3 SECO
2 45KVA SERVICIOS MENORES 460/220V 3 SECO
3.9. SELECCIÓN DEL EQUIPO DE MEDIDA
En este capítulo de las memorias de cálculo se deberán especificar las
características técnicas del equipo o equipos de medida a instalar en el
proyecto.

Se seleccionará el equipo de medida con base en la Norma Técnica
Colombiana 5019 “Selección de equipos de medición de energía eléctrica” y
con la sección 7.4.3, Generalidades de Codensa [1] “Medidores utilizados por
Codensa” [14].

La selección del tipo de medidor dependerá de los niveles de tensión y
potencia de cada proyecto. A continuación se muestran dichos niveles.

3.9.1. Medición en B.T, cargas menores a 55kW
Se utilizan medidores de energía electrónicos conectados directamente a la
red o en conexión semidirecta, las características de los medidores de
conexión directa se muestran en la tabla 21. [14]

Tabla 21: Características técnicas medidores de conexión directa.
Fuente: CODENSA S.A. E.S.P [14]

Para conexión semidirecta los medidores deben poseer como mínimo las
siguientes características: [14]

 Energía activa.
 Energía reactiva.
 Perfil de carga.
 Tarifa sencilla.
 Multi-rango en tensión hasta 480V.
 Clase 1 o mejor.
 Corriente nominal 5A.
 Corriente máxima 6 o 10A.

3.9.2. Medición semidirecta en B.T, cargas >= a 55kW y < a
300kW
Las cargas mayores o iguales de 55 kW son medidas con medidores
electrónicos que registran activa, reactiva y posean perfil de carga. [14]

Las características de este tipo de medidores se muestran en la tabla 22.

Tabla 22: Características técnicas medidores de conexión semidirecta.

Fuente: CODENSA S.A. E.S.P [14]

3.9.3. Medición indirecta en M.T. (11.4, 13.2 o 34.5kV)
Las cargas mayores o iguales a 300kW son medidas indirectamente con
medidores electrónicos que registran activa, reactiva y perfil de carga. [14]

Las características de este tipo de medidores se muestran en la tabla 23.

Tabla 23: Características técnicas medidores de conexión indirecta.

Fuente: CODENSA S.A. E.S.P [14]

Una vez seleccionado el tipo de medidor a instalar, se deberán especificar las
siguientes características técnicas para cada uno de los equipos:

3.9.4. Para medidores de energía
La tensión de referencia, la frecuencia nominal, la corriente básica, la corriente
nominal, la corriente máxima, la clase de exactitud, el número de fases, el
número de hilos, el número de elementos y la cargabilidad. [15]
53

3.9.5. Para transformadores de tensión
La tensión primaria nominal, la tensión secundaria nominal, la relación de
transformación nominal, la frecuencia nominal, la clase de exactitud y la carga
nominal (Burden). [15]

3.9.6. Para transformadores de corriente
La corriente primaria nominal, la corriente secundaria nominal, la corriente
térmica nominal de corta duración, la corriente dinámica nominal, la relación
de transformación nominal, la frecuencia nominal, la clase de exactitud y la
carga nominal (Burden).

La NTC5019 [15] solo a equipos para propósitos de medida; no aplica a
equipos para propósitos de protección. [15]
3.10. CALCULO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En este capítulo de las memorias de cálculo se describirán en detalle las
características técnicas del sistema de puesta a tierra SPT (dimensiones de la
malla, calibre del conductor, resistividad del terreno, resistividad de la malla,
etc…) y se comprobará mediante la aplicación de un software si cumple con
los requerimientos establecidos en la norma ANSI / IEEE Std. 80-2000.

Inicialmente, el ingeniero diseñador deberá realizar al menos tres mediciones
de resistividad o resistencia del terreno, con un telurómetro calibrado y
certificado por la ONAC, dejando un registro fotográfico de las mediciones; que
se anexarán a las memorias de cálculo.

Algunos telurómetros no tienen la capacidad de medir resistividad del terreno,
en su lugar, miden resistencia del terreno; en ese caso, se deberá calcular la
resistividad con base en la resistencia, aplicando la ecuación 10.

(10) 𝝆 = 𝑹𝒂𝟐𝝅
Donde 𝝆 es la resistividad eléctrica del material conductor [Ωm], 𝒂 es la
distancia entre los electrodos y 𝑹 es la resistencia en [Ω].

En la imagen 12 se muestra uno de los métodos aceptados para realizar
mediciones de resistividad del terreno.
54

Imagen 12: Medición de resistividad del terreno.
Para los cálculos del SPT se utilizará el software “Cálculo de Malla Tierra por
IEEE 80-2000”, siendo este un software con una interfaz representada en
Excel y aprobado por las electrificadoras a nivel nacional.

En las imágenes 13, 14, 15 y 16, se muestra la interfaz del software.

Imagen 13: Hoja 1 interfaz software para estudio de SPT
55

Imagen 14: Hoja de datos del conductor, software para estudio de SPT
56

Imagen 15: Hoja de datos de entrada, software para estudio de SPT

Imagen 16: Hoja de resultados, software para estudio de SPT

3.10.1. Datos de entrada
Impedancia del Transformador Uz (%) #
Corriente Nominal en el Secundario (A) #
Corriente Asimétrica Monofásica, dada por el OR (A) #
60% de la Corriente Asimétrica #
Resistividad de Terreno (Ω-m) #
Resistividad del concreto (Ω-m) #
Duración máxima de la falla (seg). #
Temperatura ambiental (ºC) #
Temperatura máxima en las uniones de la malla (ºC) #

3.10.2. Dimensiones
Largo de malla (m) #
Ancho de malla (m) #
Espaciamiento entre conductores (m) #
Número de conductores entre paralelo de longitud A #
Número de conductores entre paralelo de longitud B #
Profundidad de enterramiento de la malla (m) #
Número de varillas #
Longitud de una varilla (m) #
Diámetro de la varilla (mm) #
Longitud de contrapeso (m) #

3.10.3. Resultados
Tensión de paso permisible (V) #
Tensión de contacto permisible (V) #
Tipo de Conductor (CM) #
Diámetro del conductor calculado (mm) #
Diámetro del conductor elegido (mm) #
Longitud del conductor de la malla (m) #
Longitud total de las varillas (m) #
Longitud total del conductor (m) #
Tensión real de paso (V) #
Tensión real de contacto (V) #
Resistencia del conductor de la malla (Ω) #
Resistencia de puesta a tierra (Ω) #

A continuación se muestra un ejemplo de sistema de puesta a tierra,
perteneciente a un proyecto aprobado por la Electrificadora de Boyacá:

En la imagen 17 se muestra el valor de la primera medición de resistencia del
terreno.

Imagen 17: Primera medición de resistencia del terreno (ejemplo).
En la imagen 18 se muestra el valor de la segunda medición de resistencia del
terreno.

Imagen 18: Segunda medición de resistencia del terreno (ejemplo).

En la imagen 19 se muestra el valor de la tercera medición de resistencia del
terreno.

Imagen 19: Tercera medición de resistencia del terreno (ejemplo).