Reglamento Sobre Condiciones Tecnicas y Garantias de Seguridad en Lineas Electricas de Alta Tension

REAL DECRETO 223/2008, de 15 de febrero

REGLAMENTO SOBRE CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTIAS DE SEGURIDAD EN

LINEAS ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN

Modificado según:

REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo , por el que se modifican diversas normas reglamentarias en materia de seguridad industrial para adecuarlas a la Ley 17/2009, de 23 de noviembre, sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio, y a la Ley 25/2009, de 22 de diciembre, de modificación de diversas leyes para su adaptación a la Ley sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio.

ÍNDICE

CAPÍTULO I. DISPOSICIONES GENERALES.

Artículo 1. Objeto. Artículo 2. Ámbito de aplicación. Artículo 3. Tensiones nominales. Categorías de las líneas. Artículo 4. Frecuencia de la red eléctrica nacional. Artículo 5. Compatibilidad con otras instalaciones. Artículo 6. Cumplimiento de las prescripciones y excepciones. Artículo 7. Equivalencia de requisitos. Artículo 8. Normas de obligado cumplimiento. Artículo 9. Accidentes. Artículo 10. Infracciones y sanciones. Artículo 11. Guía técnica. Artículo 12. Equipos y materiales. Artículo 13. Proyecto de las líneas. Artículo 14. Interrupción y alteración del servicio.

CAPÍTULO II. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS APLICABLES A LÍNEAS PROPIEDAD DE EMPRESAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

Artículo 15. Especificaciones particulares de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica. Artículo 16. Capacidad técnica de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica para la ejecución y mantenimiento de líneas eléctricas de su propiedad. Artículo 17. Documentación y puesta en servicio de las líneas propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica. Artículo 18. Mantenimiento, verificaciones periódicas e inspecciones de las líneas propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica.

CAPÍTULO III. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS APLICABLES A LÍNEAS QUE NO SEAN PROPIEDAD DE EMPRESAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

Artículo 19. Empresas instaladoras autorizadas para líneas de alta tensión. Artículo 20. Documentación, puesta en servicio y mantenimiento de las líneas. Artículo 21. Inspecciones periódicas de las líneas.

CAPÍTULO I Disposiciones generales

Artículo 1. Objeto.

Este reglamento tiene por objeto establecer las condiciones técnicas y garantías de seguridad a que han de someterse las líneas eléctricas de alta tensión, a fin de:

a. Proteger las personas y la integridad y funcionalidad de los bienes que pueden resultar afectados por las mismas.

b. Conseguir la necesaria regularidad en los suministros de energía eléctrica.c. Establecer la normalización precisa para reducir la extensa tipificación que

existe en la fabricación de material eléctrico.d. Facilitar desde la fase de proyecto de las líneas su adaptación a los futuros

aumentos de carga racionalmente previsibles.

Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. Las disposiciones de este reglamento se aplican a las líneas eléctricas de alta tensión, entendiéndose como tales las de corriente alterna trifásica a 50 Hz de frecuencia, cuya tensión nominal eficaz entre fases sea superior a un kilovoltio. Aquellas líneas en las que se prevea utilizar otros sistemas de transporte o distribución de energía -corriente continua, corriente alterna monofásica o polifásica, etc.-, deberán ser objeto de una justificación especial por parte del proyectista, el cual deberá adaptar las prescripciones y principios básicos de este reglamento a las peculiaridades del sistema propuesto.

2. El reglamento se aplicará:a. a las nuevas líneas, a sus modificaciones y a sus ampliaciones,b. a las líneas existentes antes de su entrada en vigor que sean objeto

de modificaciones con variación del trazado original de la línea, afectando las disposiciones de este reglamento exclusivamente al tramo modificado y

c. a las instalaciones existentes antes de su entrada en vigor, en lo referente al régimen de inspecciones que se establecen en el mismo sobre periodicidad y agentes intervinientes, si bien para las líneas aéreas con conductores desnudos, los criterios técnicos aplicables en dichas inspecciones serán los correspondientes a la reglamentación con la que se aprobaron, y para el resto de las líneas se aplicarán los criterios normativos y técnicos en virtud de los cuales resultó aprobado en su día el proyecto de instalación y autorizada su puesta en servicio.

3. Quedan excluidas de la aplicación de las presentes normas las líneas eléctricas que constituyen el tendido de tracción propiamente dicho -línea de contacto-de los ferrocarriles u otros medios de transporte electrificados.

4. Las prescripciones de este reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias (en adelante también denominadas ITCs) son de carácter general, unas, y específico, otras. Las específicas sustituirán, modificarán o complementarán a las generales, según los casos.

5. Las prescripciones de este Reglamento y sus ITC se aplicarán sin perjuicio de las disposiciones establecidas en la normativa de prevención de riesgos laborales y en particular, en el Real decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico, así como cualquier otra normativa aplicable.

Artículo 3. Tensiones nominales. Categorías de las líneas.

Las líneas eléctricas incluidas en este reglamento se clasificarán, atendiendo a su tensión nominal, en las categorías siguientes:

a. Categoría especial: Las de tensión nominal igualo superior a 220 kV y las de tensión inferior que formen parte de la red de transporte conforme a lo establecido en el artículo 5 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

b. Primera categoría: Las de tensión nominal inferior a 220 kV y superior a 66 kV

c. Segunda categoría: Las de tensión nominal igualo inferior a 66 kV y superior a 30 kV

d. Tercera categoría: Las de tensión nominal igualo inferior a 30 kV y superior a 1 kV

Si en la línea existen circuitos o elementos en los que se utilicen distintas tensiones, el conjunto de la línea se considerará, a efectos administrativos, al valor de la mayor tensión nominal. Cuando en el proyecto de una nueva línea se considere necesaria la adopción de una tensión nominal superior a 400 kV, la Administración competente establecerá la tensión que deba autorizarse.

Artículo 4. Frecuencia de la red eléctrica nacional.

La frecuencia nominal obligatoria para la red eléctrica es de 50 Hz.

Artículo 5. Compatibilidad con otras instalaciones.

Las líneas eléctricas de alta tensión deben estar dotadas de los elementos necesarios para que su explotación e incidencias no produzcan perturbaciones anormales en el funcionamiento de otras instalaciones.

Los sobredimensionamientos y modificaciones impuestos a otras instalaciones, como consecuencia de cambios realizados en líneas o redes eléctricas de alta tensión, serán costeados por el propietario de estas líneas o redes, quien podrá reclamar al causante último de la modificación.

Artículo 6. Cumplimiento de las prescripciones y excepciones.

1. Se considerará que las instalaciones realizadas de conformidad con las prescripciones de este reglamento proporcionan las condiciones de seguridad que, de acuerdo con el estado de la técnica, son exigibles, a fin de preservar a las personas y los bienes, cuando se utilizan de acuerdo a su destino.

2. Las prescripciones establecidas en el presente reglamento tendrán la condición de mínimos obligatorios, en el sentido de lo indicado por el artículo 12.5 de la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria.

3. El órgano competente de la comunidad autónoma, en atención a situaciones objetivas excepcionales a solicitud de parte interesada, podrá aceptar, para ciertos casos, soluciones diferentes a las contenidas en el presente reglamento, cuando impliquen un nivel de seguridad equivalente.

4. A efectos estadísticos y con objeto de prever las eventuales correcciones en la reglamentación, la comunidad autónoma remitirá anualmente al Ministerio competente en materia de seguridad industrial las soluciones aceptadas basadas en la aplicación del principio de seguridad equivalente.

Artículo 7. Equivalencia de requisitos.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 13, a los efectos de este reglamento, y para la comercialización de productos provenientes de los Estados miembros de la Unión Europea, de Turquía, del Espacio Económico Europeo, o de otros Estados con los cuales existan los correspondientes acuerdos, que estén sometidos a las reglamentaciones nacionales de seguridad industrial, la Administración pública competente deberá aceptar la validez de los certificados y marcas de conformidad a normas y las actas o protocolos de evaluación de la conformidad oficialmente reconocidos en dichos Estados, siempre que se reconozca, por la mencionada Administración, que los agentes que los realizan ofrecen garantías técnicas,

profesionales y de independencia e imparcialidad equivalentes a las exigidas por la legislación española y que las disposiciones legales vigentes del Estado, que sirven de base para evaluar la conformidad, comportan un nivel de seguridad equivalente al exigido por las correspondientes disposiciones españolas.

Artículo 8. Normas de obligado cumplimiento.

1. Las ITCs establecen el cumplimiento obligatorio de normas UNE u otras reconocidas internacionalmente, de manera total o parcial, a fin de facilitar la adaptación al estado de la técnica en cada momento. En la ITC-LAT 02 se recogerá el listado de todas las normas citadas en el texto de las Instrucciones, identificadas por sus títulos y numeración, la cual incluirá el año de edición. En las restantes ITCs dicha referencia se realizará, por regla general, sin indicar el año de edición de las normas en cuestión.

2. Cuando una o varias normas varíen su año de edición, o se editen modificaciones posteriores a las mismas, deberán ser objeto de actualización en el listado de normas, mediante resolución del órgano directivo competente en materia de seguridad industrial del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en la que deberá hacerse constar la fecha a partir de la cual la utilización de la antigua edición de la norma dejará de serlo, a efectos reglamentarios. A falta de resolución expresa, se entenderá que también cumple las condiciones reglamentarias la edición de la norma posterior a la que figure en el listado de normas, siempre que la misma no modifique criterios básicos y se limite a actualizar ensayos o incremente la seguridad intrínseca del material correspondiente.

Artículo 9. Accidentes.

A efectos estadísticos, sin perjuicio de otras comunicaciones sobre el accidente a las autoridades laborales, previstas en la normativa laboral, y con objeto de determinar las posibles causas, así como disponer las eventuales correcciones en la reglamentación, se debe poseer los correspondientes datos sistematizados de los accidentes más significativos. Para ello, cuando se produzca un accidente o una anomalía en el funcionamiento, imputable a la línea, que ocasione víctimas, daños a terceros o situaciones objetivas de riesgo potencial, el propietario de la línea deberá redactar un informe que recoja los aspectos esenciales del mismo. En un tiempo no superior a tres meses, deberán remitir a los órganos competentes del Ministerio de Industria,Turismo y Comercio y de las comunidades autónomas, copia de todos los informes realizados.

Artículo 10. Infracciones y sanciones.

Los incumplimientos de lo dispuesto en este reglamento se sancionarán de acuerdo con lo dispuesto en el título V de la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria y, si procede, de lo establecido en el título X de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Artículo 11. Guía técnica.

El órgano directivo competente en materia de seguridad industrial del Ministerio de Industria,Turismo y Comercio elaborará y mantendrá actualizada una Guía técnica de carácter no vinculante para la aplicación práctica de las previsiones del presente reglamento y sus ITCs, la cual podrá establecer aclaraciones a conceptos incluidos en uno y otras.

Artículo 12. Equipos y materiales.

1. Los materiales, aparatos, conjuntos y subconjuntos, integrados en los circuitos de las líneas eléctricas de alta tensión, a las que se refiere este reglamento, cumplirán las normas y especificaciones técnicas que les sean de aplicación y que se establezcan como de obligado cumplimiento en la ITC-LAT 02. En su defecto, el proyectista propondrá y justificará las normas o especificaciones cuya aplicación considere más idónea para las partes fundamentales de la línea de que se trate.

2. En aquellos casos en los que la aplicación estricta de las normas reglamentarias no permita una solución óptima a un problema o se prevea utilizar otros sistemas, el proyectista de la línea deberá justificar las variaciones necesarias, que deberán ser autorizadas por la Administración pública competente.Se incluirán junto con los equipos y materiales las indicaciones necesarias para su correcta instalación y uso, debiendo marcarse con la información que determine la norma de aplicación que se establece en la correspondiente ITC, con las siguientes indicaciones mínimas:

a. Razón social y dirección completa del fabricante y, en su caso, de su representante legal o del responsable de la comercialización.

b. Marca y modelo, si procede.c. Tensión e intensidad asignada, si procede.

3. La Administración pública competente verificará en sus campañas de inspección de mercado el cumplimiento de las exigencias técnicas de los materiales y equipos sujetos a este reglamento.Se presupondrá la conformidad de los equipos y materiales con las normas y especificaciones técnicas aplicables cuando éstos dispongan de marcas o certificados de conformidad emitidos por un organismo de control autorizado para tal fin, según los procedimientos establecidos en el Real Decreto 2200/1995, de 28 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de la Infraestructura para la Calidad y la Seguridad Industrial.

Artículo 13. Proyecto de las líneas.

1. Será obligatoria la presentación de proyecto suscrito por técnico titulado competente y visado por el colegio oficial correspondiente, para la realización de toda clase de líneas de alta tensión, a que se refiere este reglamento.

1. Será obligatoria la presentación de proyecto suscrito por técnico titulado competente, para la realización de toda clase de líneas de alta tensión, a que se refiere este reglamento.Modificados según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

2. La definición y contenido mínimo de los proyectos y anteproyectos, se determinará en la correspondiente ITC, sin perjuicio de la facultad de la Administración para solicitar los datos adicionales que considere necesarios.Cuando se trate de líneas, o parte de las mismas, de carácter repetitivo, propiedad de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica, o para aquellas de los clientes que vayan a ser cedidas, los proyectos tipo podrán ser aprobados y registrados por los órganos competentes de las comunidades autónomas, en caso de que se limiten a su ámbito territorial, o por el Ministerio de Industria,Turismo y Comercio, en caso de aplicarse en más de una comunidad autónoma. Estos proyectos tipo deberán ser completados, inexcusablemente, con los datos específicos concernientes a cada caso, tales como: ubicación, accesos, circunstancias locales, clima, entorno, dimensiones específicas, características de las tierras y de la conexión a la red, así como cualquier otra correspondiente al caso particular.

3. El procedimiento de información pública, aprobación y registro de los proyectos tipo se efectuará de la misma forma que las especificaciones particulares de las empresas suministradoras.

Artículo 14. Interrupción y alteración del servicio.

1. En los casos o circunstancias en los que se observe eminente peligro para las personas o cosas se deberá interrumpir el funcionamiento de las líneas.

2. La interrupción del funcionamiento de las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica será decidida, en todo caso, por el operador del sistema y gestor de la red de transporte o por el gestor de la red de distribución, según proceda, conforme los procedimientos de operación vigentes.Para líneas particulares, un técnico titulado competente, con la autorización del propietario de la línea, podrá adoptar, en situación de emergencia, las medidas provisionales que resulten aconsejables, dando cuenta inmediatamente al órgano competente de la Administración, quien fijará el plazo para restablecer las condiciones reglamentarias.

3. Las consecuencias derivadas de cualquier intervención de terceros en instalaciones de las que no sean titulares, siempre que afecte a los requisitos de este reglamento, sin la expresa autorización de su titular, serán responsabilidad del causante, el cual deberá hacer frente a los costes de indemnización derivados de su actuación.

CAPÍTULO IIDisposiciones específicas aplicables a líneas propiedad de empresas de

transporte y distribución de energía eléctrica

Artículo 15. Especificaciones particulares de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica.

1. Las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica podrán proponer especificaciones particulares para sus líneas o para aquéllas de los clientes que vayan a ser cedidas a las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica. Estas especificaciones podrán definir aspectos de diseño, materiales, construcción, montaje y puesta en servicio de líneas eléctricas de alta tensión, señalando en ellas las condiciones técnicas de carácter concreto que sean precisas para conseguir mayor homogeneidad en las redes de transporte y distribución.

2. Dichas especificaciones deberán ajustarse, en cualquier caso, a los preceptos del reglamento, y previo cumplimiento del procedimiento de información pública deberán ser aprobadas y registradas por los órganos competentes de las comunidades autónomas, en caso de que se limiten a su ámbito territorial, o por el Ministerio de Industria,Turismo y Comercio, en caso de aplicarse en más de una comunidad autónoma. Un técnico competente de la empresa de transporte y distribución certificará el cumplimiento de esta especificación particular respecto de todas las exigencias de seguridad reglamentariamente establecidas. Asimismo, el órgano administrativo competente exigirá para la aprobación y registro de las especificaciones particulares un informe técnico emitido por un organismo cualificado e independiente.

Artículo 16. Capacidad técnica de las empresas de transporte y distribución de energia eléctrica para la ejecución y mantenimiento de lineas eléctricas de su propiedad.

Las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica que realicen las actividades de construcción o mantenimiento de líneas eléctricas de su propiedad por medios propios, no precisan estar inscritas en el registro de empresas instaladoras autorizadas establecido en la ITC-LAT 03, por entenderse a los efectos de este reglamento que dichas empresas de transporte y distribución cuentan con la capacidad técnica acreditada suficiente para la realización de las citadas actividades. En cualquier caso, las empresas de transporte y distribución de energía

deberán cumplir en cada momento, las condiciones reglamentarias establecidas para la ejecución y mantenimiento de sus líneas eléctricas, incluida su puesta en funcionamiento.

Las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica que realicen las actividades de construcción o mantenimiento de líneas eléctricas de su propiedad por medios propios, no precisan presentar la declaración responsable según lo establecido en la ITC-LAT 03, por entenderse a los efectos de este reglamento que dichas empresas de transporte y distribución cuentan con la capacidad técnica acreditada suficiente para la realización de las citadas actividades. En cualquier caso, las empresas de transporte y distribución de energía deberán cumplir en cada momento, las condiciones reglamentarias establecidas para la ejecución y mantenimiento de sus líneas eléctricas, incluida su puesta en funcionamiento.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

En el supuesto de que las empresas de transporte y distribución efectúen las citadas actividades a través de una empresa contratada, ésta deberá ostentar la condición de empresa instaladora autorizada según lo establecido en la ITC-LAT03.

Artículo 17. Documentación y puesta en servicio de las lineas propiedad de empresas de transporte y distribución de energia eléctrica.

1. La construcción, ampliación, modificación y explotación de las líneas eléctricas de alta tensión propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica se condicionará a la autorización administrativa, aprobación del proyecto de ejecución y autorización de explotación que prescribe el título VII del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

2. Las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica se responsabilizarán de la ejecución de las líneas de su propiedad.

3. Las líneas eléctricas propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica deberán disponer de la siguiente documentación:

a. Proyecto que defina las características de la instalación, según determina la ITC-LAT 09, elaborado previamente a la ejecución.

b. Certificado final de obra, según modelo establecido por la Administración, emitido por técnico titulado competente una vez finalizadas las obras. El citado certificado junto con los informes de verificación surtirán los efectos previstos en el artículo 132 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

Artículo 18. Mantenimiento, verificaciones periódicas e inspecciones de las líneas propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica.

1. Las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica se responsabilizarán del mantenimiento y verificación periódica de las líneas de su propiedad y de aquéllas que le sean cedidas. Si el mantenimiento o la verificación fuera realizado por empresas mandatarias éstas deberán ser instaladores autorizados.

2. La verificación periódica de las líneas se realizará, al menos. cada tres años. La empresa titular conservará el acta de la verificación a disposición de los órganos competentes de la Administración.Los órganos competentes de la Administración podrán efectuar inspecciones, mediante control por muestreo estadístico, de las verificaciones efectuadas por las empresas de transporte y distribución.

3. En la ITC-LAT 05 se detalla el proceso para las verificaciones e inspecciones periódicas.

CAPÍTULO IIIDisposiciones específicas aplicables a líneas que no sean propiedad de

empresas de transporte y distribución de energía eléctrica

Artículo 19. Empresas instaladoras autorizadas para líneas de alta tensión.

Las líneas eléctricas de alta tensión que no sean propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica se ejecutarán por empresas instaladoras autorizadas que reúnan los requisitos y condiciones establecidos en la ITC-LAT 03.

Según lo establecido en el artículo 13.3 de la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria, las autorizaciones concedidas por los correspondientes órganos competentes de las comunidades autónomas a las empresas instaladoras tendrán validez y eficacia para todo el territorio español.

Artículo 19. Empresas instaladoras de líneas de alta tensión.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

Las líneas eléctricas de alta tensión que no sean propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica se ejecutarán por empresas instaladoras que reúnan los requisitos y condiciones establecidos en la ITC-LAT 03 y hayan presentado la correspondiente declaración responsable de inicio de actividad según lo prescrito en el apartado 6 de dicha ITC.

De acuerdo con la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria, la declaración responsable habilita por tiempo indefinido a la empresa instaladora, desde el momento de su presentación ante la Administración competente, para el ejercicio de la actividad en todo el territorio español, sin que puedan imponerse requisitos o condiciones adicionales.

Artículo 20. Documentación, puesta en servicio y mantenimiento de las lineas.

1. Según lo establecido en el artículo 12.3 de la Ley 21/1992, de Industria, y una vez obtenida, en los casos requeridos por el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, la autorización administrativa, la puesta en servicio y utilización de las instalaciones eléctricas ejecutadas por empresas instaladoras autorizadas se condiciona al siguiente procedimiento:

a. Deberá elaborarse, previamente a la ejecución, un proyecto que defina las características de la línea, según determina la ITC-LAT 09 y que, cuando esté previsto que las líneas vayan a ser cedidas, deberá tener en cuenta las especificaciones particulares aprobadas de la empresa suministradora.

b. La línea deberá verificarse por la empresa instaladora autorizada que la ejecute, con la supervisión del director de obra, a fin de comprobar la correcta ejecución y funcionamiento seguro de la misma.

c. Al finalizar la ejecución de la línea un técnico titulado competente emitirá el correspondiente certificado de dirección y final de obra.

d. Asimismo, si la tensión nominal fuera superior a 30 kV, la instalación deberá ser objeto de una inspección inicial por un organismo de control.

e. A la terminación de la instalación, realizadas las verificaciones pertinentes y la inspección inicial, en su caso, la empresa instaladora autorizada ejecutora de la instalación emitirá un certificado de instalación, en el que se hará constar que la misma se ha realizado de conformidad con lo establecido en el reglamento y sus ITCs y de acuerdo con el proyecto. En su caso, identificará y justificará las

variaciones que en la ejecución se hayan producido con relación a lo previsto en el proyecto. En caso de líneas que requieran autorización administrativa, se acompañará al certificado de instalación el acta de puesta en servicio.

f. Cuando el titular de la línea precise conectarse a la red de una empresa suministradora de energía eléctrica, deberá solicitar el suministro a la empresa suministradora, mediante entrega del correspondiente ejemplar del certificado de instalación de la línea.En este caso, la empresa suministradora podrá realizar las verificaciones que considere oportunas, en lo que se refiere al cumplimiento de las prescripciones de este reglamento y del proyecto, como requisito previo para la conexión de la línea a la red eléctrica.Si los resultados de las verificaciones no fueran favorables, la empresa suministradora deberá extender un acta, en la que conste el resultado de las comprobaciones, la cual deberá ser firmada igualmente por el titular de la instalación, dándose por enterado. Dicha acta, en el plazo más breve posible, se pondrá en conocimiento del órgano competente de la Administración, quien determinará lo que proceda.

g. Asimismo, el propietario de la línea deberá suscribir, antes de su puesta en marcha, un contrato de mantenimiento suscrito con una empresa instaladora autorizada para líneas de alta tensión, en el que se haga responsable de mantener la línea en el debido estado de conservación y funcionamiento. Si el propietario de la línea, a juicio del órgano competente de la Administración, dispone de los medios y organización necesarios para efectuar su propio mantenimiento, y asume su ejecución y la responsabilidad del mismo, será eximido de su contratación.

h. El certificado de la empresa instaladora autorizada, junto con el proyecto, el certificado de dirección de obra, el de inspección inicial, en su caso, y el contrato de mantenimiento o el compromiso de realizarlo con medios propios, deberán depositarse ante el órgano competente de la Administración, con objeto de inscribir la referida instalación en el correspondiente registro.

2. En la ITC-LAT 04 se detalla el proceso aplicable para la documentación y puesta en servicio.

Artículo 21. Inspecciones periódicas de las líneas.

1. Para alcanzar los objetivos señalados en el artículo 1 de este reglamento, en relación con la seguridad, se efectuarán inspecciones periódicas de las líneas.Estas inspecciones se realizarán cada tres años, al menos, pudiéndose establecer condiciones especiales en las ITCs de este reglamento. El titular de la línea cuidará de que dichas inspecciones se efectúen en los plazos previstos.

2. Las inspecciones periódicas se realizarán por los organismos de control autorizados en este campo reglamentario. Para líneas de tensión nominal no superior a 30 kV estas inspecciones se podrán sustituir por revisiones o verificaciones que realicen técnicos titulados competentes que cumplan los requisitos indicados en la ITC-LAT 05.El organismo de control y, en su caso, los citados técnicos titulados competentes, conservarán respectivamente, acta de las inspecciones o verificaciones que realicen y entregarán una copia de las mismas al titular o arrendatario, en su caso, de la línea, así como a la Administración pública competente.La Administración pública competente podrá efectuar controles para

garantizar el correcto funcionamiento del sistema, tales como el control por muestreo estadístico de las inspecciones y verificaciones efectuadas.

3. En la ITC-LAT 05 se detalla el proceso que deberá seguirse para las inspecciones periódicas.

ÍNDICE DE INSTRUCCIONES TÉCNICAS COMPLEMENTARIAS

ITC-LAT 01. TERMINOLOGíA

ITC-LAT 02. NORMAS Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

ITC-LAT 03. INSTALADORES AUTORIZADOS Y EMPRESAS INSTALADORAS AUTORIZADAS PARA LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN

ITC-LAT 04. DOCUMENTACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE LAS LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN

ITC-LAT 05. VERIFICACiÓN E INSPECCIONES

ITC-LAT 06. LÍNEAS SUBTERRÁNEAS CON CABLES AISLADOS

ITC-LAT 07. LÍNEAS AÉREAS CON CONDUCTORES DESNUDOS

ITC-LAT 08. LÍNEAS AÉREAS CON CABLES UNIPOLARES AISLADOS REUNIDOS EN HAZ O CON CONDUCTORES RECUBIERTOS

ITC-LAT 09. ANTEPROYECTOS Y PROYECTOS

REGLAMENTO SOBRE CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTIAS DE SEGURIDAD EN LINEAS ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN

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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 01 TERMINOLOGÍA

O. ÍNDICE

1. AISLAMIENTO DE UN CABLE

2. ALTA TENSIÓN

3. AMOVIBLE

4. ARMADURA DE UN CABLE

5. AUTOSECCIONADOR (SECCIONALlZADOR)

6. CABLE O CABLE AISLADO

7. CABLE DETIERRA

8. CABLE DETIERRA DE FIBRA ÓPTICA (OPGW)

9. CABLE PORTANTE O FIADOR

10. CABLES UNIPOLARESAISLADOS REUNIDOS EN HAZ

11. CANALIZACiÓN O CONDUCCiÓN ELÉCTRICA

12. CANTÓN DE UNA LÍNEA

13. CEBADO

14. CENTRO DETRANSFORMACIÓN

15. CIRCUITO

16. COEFICIENTE DE FALTA A TIERRA

17. CONDUCTOR DE ALTA TEMPERATURA

18. CONDUCTOR DE UN CABLE

19. CONDUCTOR DESNUDO

20. CONDUCTORES ACTIVOS

21. CONDUCTOR AISLADO

22. CONDUCTOR CABLEADO

23. CONDUCTOR ÓPTICO (OPCON)

24. CONDUCTOR RECUBIERTO

25. CONEXIÓN EQUIPOTENCIAL

26. CONMUTADOR

27. CONTACTOS DIRECTOS

28. CONTACTOS INDIRECTOS

29. CORRIENTE DE CONTACTO

30. CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO MÁXIMA ADMISIBLE

31. CORRIENTE DE DEFECTO O DE FALTA

32. CORRIENTE DE DEFECTO A TIERRA

33. CORRIENTE DE PUESTA A TIERRA

34. CORTE OMNIPOLAR

35. CUBIERTA DE UN CABLE

36. DEFECTO A TIERRA (O A MASA)

37. DEFECTO FRANCO

38. ELECTRODO DE TIERRA

39. ELEMENTOS CONDUCTORES

40. EMPALME

41. FUENTE DE ENERGíA

42. FUENTE DE ALIMENTACIÓN DE ENERGíA

43. IMPEDANCIA

44. INSTALACIÓN DE TIERRA

45. INSTALACIÓN DE TIERRA GENERAL

46. INSTALACIONES DETIERRA INDEPENDIENTES

47. INSTALACIONES DETIERRA SEPARADAS

48. INSTALACIÓN ELÉCTRICA

49. INSTALACIÓN PRIVADA

50. INTENSIDAD DE DEFECTO

51. INTERRUPTOR

52. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO

53. LÍNEA DE ENLACE CON EL ELECTRODO DETIERRA

54. LÍNEA DETIERRA

55. MASA DE UN APARATO

56. NIVEL DE AISLAMIENTO

57. NO PROPAGACIÓN DE LA LLAMA

58. PANTALLA DE UN CABLE

59. PONER O CONECTAR A MASA

60. PONER O CONECTAR A TIERRA

61. PUESTA A TIERRA DE PROTECCiÓN

62. PUESTA A TIERRA DE SERVICIO

63. PUNTO A POTENCIAL CERO

64. PUNTO DE PUESTAATIERRA

65. PUNTO NEUTRO

66. REACTANCIA

67. RED COMPENSADA MEDIANTE BOBINA DE EXTINCiÓN

68. RED CON NEUTRO A TIERRA

69. RED CON NEUTRO AISLADO

70. RED DE DISTRIBUCIÓN

71. REDES DE DISTRIBUCIÓN DE COMPAÑíA

72. REDES DE DISTRIBUCIÓN PARTICULARES

73. REENGANCHE AUTOMÁTICO

74. RESISTENCIA DETIERRA

75. RESISTENCIA GLOBAL DETIERRA

76. SECCIONADOR

77. SOBRETENSIÓN

78. SOBRETENSIÓNTEMPORAL

79. SOBRETENSIÓNTIPO MANIOBRA

80. SOBRETENSIÓNTIPO RAYO

81. TENSIÓN

82. TENSIÓN ASIGNADA DE UN CABLE Uo/U

83. TENSIÓN A TIERRA O CON RELACiÓN A TIERRA

84. TENSIÓN A TIERRA TRANSFERIDA

85. TENSIÓN DE CONTACTO

86. TENSIÓN DE CONTACTO APLICADA

87. TENSIÓN DE DEFECTO

88. TENSIÓN DE PASO

89. TENSIÓN DE PASO APLICADA

90. TENSIÓN DE PUESTA A TIERRA

91. TENSIÓN DE SERVICIO

92. TENSIÓN DE SUMINISTRO

93. TENSIÓN MÁS ELEVADA DE UNA RED

94. TENSIÓN MÁS ELEVADA PARA EL MATERIAL (Um)

95. TENSIÓN NOMINAL

96. TENSIÓN NOMINAL DE UNA REDTRIFÁSICA (Ui)

97. TENSIÓN NOMINAL PARA EL MATERIAL

98. TENSIÓN SOPORTADA

99. TENSIÓN SOPORTADA NOMINAL A FRECUENCIA INDUSTRIAL

100. TENSIÓN SOPORTADA NOMINAL A LOS IMPULSOSTIPO MANIOBRA OTIPO RAYO

101. TERMINAL DE CABLE

102. TIERRA

103. VANO DE UNA LÍNEA

104. ZONAS

105. ZONA DE PROTECCiÓN

Esta instrucción recoge los términos técnicos más generales utilizados del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y de sus instrucciones técnicas complementarias. Para la mayoría de estos términos las definiciones corresponden a las establecidas en la norma UNE 21302.

1. AISLAMIENTO DE UN CABLE

Conjunto de materiales que forman parte de un cable y cuya función específica es soportar la tensión.

2. ALTA TENSIÓN

Se considera alta tensión (A.T.) toda tensión nominal superior a 1 kV.

3. AMOVIBLE

Calificativo que se aplica a todo material instalado de manera que se pueda quitar fácilmente.

4. ARMADURA DE UN CABLE

Revestimiento constituido por flejes o alambres, destinado generalmente a proteger al cable de los efectos mecánicos exteriores.

5. AUTOSECCIONADOR (SECCIONALlZADOR)

Seccionador que abre un circuito automáticamente en condiciones predeterminadas, cuando dicho circuito está sin tensión.

6. CABLE O CABLE AISLADO

Conjunto constituido por:

Uno o varios conductores aislados. Su eventual revestimiento individual. La eventual protección del conjunto. El o los eventuales revestimientos de protección que se dispongan.

Nota: Se admite el término de "cable de tierra" para el conductor desnudo que protege las líneas aéreas frente al rayo.

7. CABLE DE TIERRA

Conductor conectado a tierra en alguno o en todos los apoyos, dispuesto generalmente, aunque no necesariamente, por encima de los conductores de fase, con el fin de asegurar una determinada protección frente a las descargas atmosféricas.

8. CABLE DE TIERRA DE FIBRA ÓPTICA (OPGW)

Cable de tierra que contiene fibras ópticas para telecomunicación. El componente conductor puede ser cableado, tubular o una combinación entre ambos.

9. CABLE PORTANTE O FIADOR

Cable de acero o de otro material destinado a soportar esfuerzos de tracción, recubierto o no de material aislante resistente a la intemperie y a las solicitaciones mecánicas que puedan producirse. Sobre él se basan todos los cálculos de tracción mecánica.

10. CABLES UNIPOLARESAISLADOS REUNIDOS EN HAZ

Cable aéreo constituido por un conjunto de varios cables unipolares cableados entre sí. Pueden estar cableados sobre un fiador.

11. CANTÓN DE UNA ÚNEA

Conjunto de vanos de una línea eléctrica comprendidos entre dos apoyos de amarre.

12. CANALIZACiÓN O CONDUCCiÓN ELÉCTRICA

Conjunto constituido por uno o varios conductores eléctricos y los elementos que aseguran su fijación y, en su caso, su protección mecánica.

13. CEBADO

Régimen variable durante el cual se establece el arco o la chispa.

14. CENTRO DE TRANSFORMACiÓN

Instalación provista de uno o varios transformadores reductores de Alta a BajaTensión con la aparamenta y obra complementaria precisas.

15. CIRCUITO

Conjunto de materiales eléctricos (conductores, aparamenta, etc.) alimentados por la misma fuente de energía y protegidos contra las sobreintensidades por el o por los mismos dispositivos de protección. No quedan incluidos en esta definición los circuitos que forman parte de los aparatos de utilización o receptores.

16. COEFICIENTE DE FALTA A TIERRA

El coeficiente de falta a tierra en un punto P de una instalación trifásica es el cociente Upf/Up, siendo Upf la tensión eficaz entre una fase sana del punto P y tierra durante una falta a tierra, y Up la tensión eficaz entre cualquier fase del punto P y tierra en ausencia de falta.

Las tensiones Upf y Up lo serán a frecuencia industrial.

La falta a tierra referida puede afectar a una o más fases en un punto cualquiera de la red.

El coeficiente de falta a tierra en un punto es, pues, una relación numérica superior a la unidad que caracteriza, de un modo general, las condiciones de puesta a tierra del neutro del sistema desde el punto de vista del emplazamiento considerado, independientemente del valor particular de la tensión de funcionamiento en este punto.

Los coeficientes de falta a tierra se pueden calcular a partir de los valores de las impedancias de la red en el sistema de componentes simétricas, vistas desde el

punto considerado y tomando, para las máquinas giratorias, las reactancias subtransitorias, o cualquier otro procedimiento de cálculo de suficiente garantía.

Cuando para cualquiera que sea el esquema de explotación, la reactancia homopolar es inferior al triple de la reactancia directa y la resistencia homopolar no excede a la reactancia directa, el coeficiente de falta a tierra no sobrepasa 1,4.

17. CONDUCTOR DE ALTA TEMPERATURA

Conductor que por su composición puede trabajar a mayores temperaturas que los conductores convencionales, respetando los límites reglamentarios de flecha y tensión.

18. CONDUCTOR DE UN CABLE

Parte de un cable que tiene la función específica de conducir la corriente.

19. CONDUCTOR DESNUDO

Elemento formado por varios alam bres no asilados y cableados entre sí previsto para transportar la corriente eléctrica.

20. CONDUCTORES ACTIVOS

En toda instalación se consideran como conductores activos los destinados normalmente a la transmisión de energía eléctrica. Esta consideración se aplica a los conductores de fase y al conductor neutro.

21. CONDUCTOR AISLADO

Conjunto que comprende el conductor, su aislamiento y sus eventuales pantallas.

22. CONDUCTOR CABLEADO

Conductor constituido por una serie de alambres individuales en el que todos, o alguno de ellos, generalmente tienen la forma helicoidal.

23. CONDUCTOR ÓPTICO (OPCON)

Conductor de fase óptico que contiene fibra óptica con capacidad para la telecomunicación.

24. CONDUCTOR RECUBIERTO

Conjunto que comprende el conductor y su recubrimiento.

25. CONEXiÓN EQUIPOTENCIAL

Conexión que une dos partes conductoras de manera que la corriente que pueda pasar por ella no produzca una diferencia de potencial sensible entre ambas.

26. CONMUTADOR

Aparato destinado a modificar las conexiones de varios circuitos.

27. CONTACTOS DIRECTOS

Contactos de personas y animales con partes activas.

28. CONTACTOS INDIRECTOS

Contactos de personas o animales con partes que se han puestas bajo tensión como resultado de un fallo de aislamiento.

29. CORRIENTE DE CONTACTO

Corriente que pasa a través del cuerpo humano o de un animal cuando está sometido a una tensión eléctrica.

30. CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO MÁXIMA ADMISIBLE

Valor de la corriente de cortocircuito que puede soportar un elemento de la red, durante una corta duración especificada.

31. CORRIENTE DE DEFECTO O DE FALTA

Corriente que circula debido a un defecto de aislamiento.

32. CORRIENTE DE DEFECTO A TIERRA

Es la corriente que en el caso de un solo punto de defecto a tierra, se deriva por el citado punto desde el circuito averiado a tierra o a partes conectadas a tierra.

33. CORRIENTE DE PUESTA A TIERRA

Es la corriente total que se deriva a tierra a través de la puesta a tierra. Nota: La corriente de puesta a tierra es la parte de la corriente de defecto que provoca la elevación de potencial de una instalación de puesta a tierra.

34. CORTE OMNIPOLAR

Corte de todos los conductores activos de un mismo circuito.

35. CUBIERTA DE UN CABLE

Revestimiento continuo y uniforme, de material metálico o no metélico, generalmente extruido y que constituye la protección exterior del cable.

36. DEFECTO A TIERRA (O A MASA)

Defecto de aislamiento entre un conductor y tierra (o masa).

37. DEFECTO FRANCO

Conexión accidental, de impedancia despreciable, entre dos o més puntos con distinto potencial.

38. ELECTRODO DE TIERRA

Conductor, o conjunto de conductores, enterrados que sirven para establecer una conexión con tierra. Los conductores no aislados, colocados en contacto con tierra para la conexión al electrodo, se considerarán parte de éste.

39. ELEMENTOS CONDUCTORES

Todos aquellos que pueden encontrarse en un edificio, aparato, etc., y que son susceptibles de transferir una tensión, tales como: estructuras metálicas o de hormigón armado utilizadas en la construcción de edificios (por ejemplo armaduras, paneles, carpintería metálica, etc.), canalizaciones metálicas de agua, gas, calefacción. etc., y los aparatos no eléctricos conectados a ellas, si la unión constituye una conexión eléctrica (por ejemplo radiadores, cocinas, fregaderos metálicos, etc.). Suelos y paredes conductoras.

40. EMPALME

Accesorio que garantiza la conexión entre dos cables para formar un circuito continúo.

41. FUENTE DE ENERGíA

Aparato generador o sistema suministrador de energía eléctrica.

42. FUENTE DE ALIMENTACiÓN DE ENERGíA

Lugar o punto donde una línea, una red, una instalación o un aparato recibe energía eléctrica que tiene que transmitir, repartir o utilizar.

43. IMPEDANCIA

Cociente de la tensión en los bornes de un circuito entre la corriente que fluye por ellos. Esta definición sólo es aplicable a corrientes sinusoidales.

44. INSTALACIÓN DE TIERRA

Es el conjunto formado por electrodos y líneas de tierra de una instalación eléctrica.

45. INSTALACIÓN DE TIERRA GENERAL

Es la instalación de tierra resultante de la interconexión de todas las puestas a tierra de protección y de servicio de una instalación.

46. INSTALACIONES DE TIERRA INDEPENDIENTES

Dos instalaciones de tierra se consideran independientes entre sí cuando tienen electrodos de tierra separados y cuando, durante el paso de la corriente a tierra por una de ellas, la otra no adquiere respecto a una tierra de referencia una tensión superior a 50 V.

47. INSTALACIONES DE TIERRA SEPARADAS

Dos instalaciones de tierra se denominan separadas cuando entre sus electrodos no existe una conexión específica directa.

48. INSTALACIÓN ELÉCTRICA

Conjunto de aparatos y de circuitos asociados, previstos para un fin particular: producción, conversión, rectificación, transformación, transmisión, distribución o utilización de la energía eléctrica.

49. INSTALACIÓN PRIVADA

Es la instalación destinada, por un único usuario, a la producción o utilización de la energía eléctrica en locales o emplazamientos de su uso exclusivo.

50. INTENSIDAD DE DEFECTO

Valor que alcanza una corriente de defecto.

51. INTERRUPTOR

Aparato de conexión capaz de establecer, de soportar y de interrumpir las corrientes en las condiciones normales del circuito, que pueden incluir las condiciones especificadas de sobrecarga en servicio, así como de soportar durante un tiempo especificado las corrientes en las condiciones anormales especificadas del circuito, tales como las de cortocircuito.

52. INTERRUPTOR AUTOMÁTICO

Aparato de conexión capaz de establecer, de soportar e de interrumpir las corrientes en las condiciones normales del circuito, así como de establecer, de soportar durante un tiempo determinado y de interrumpir corrientes en condiciones anormales especificadas del circuito, tales como las del cortocircuito.

53. LÍNEA DE ENLACE CON EL ELECTRODO DETIERRA

Cuando existiera punto de puesta a tierra, se denomina línea de enlace con el electrodo de tierra a la parte de la línea de tierra comprendida entre el punto de puesta a tierra y el electrodo, siempre que el conductor esté fuera del terreno o colocado aislado del mismo.

54. LÍNEA DE TIERRA

Es el conductor o conjunto de conductores que unen el electrodo de tierra con una parte de la instalación que se haya de poner a tierra, siempre y cuando los conductores estén fuera del terreno o colocados en él pero aislados del mismo.

55. MASA DE UN APARATO

Conjunto de las partes metálicas de un aparato que, en condiciones normales, están aisladas de las partes activas.

56. NIVEL DE AISLAMIENTO

Para un aparato o material eléctrico determinado, característica definida por un conjunto de tensiones especificadas de su aislamiento.

a. Para materiales cuya tensión más elevada para el material sea menor que 300 kV, el nivel de aislamiento está definido por las tensiones soportadas nominales a los impulsos de tipo rayo y las tensiones soportadas nominales a frecuencia industrial de corta duración.

b. Para materiales cuya tensión más elevada para el material sea igualo mayor que 300 kV, el nivel de aislamiento está definido por las tensiones soportadas nominales a los impulsos de tipo maniobra y rayo.

57. NO PROPAGACiÓN DE LA LLAMA

Cualidad de un material por la que deja de arder en cuanto cesa de aplicársele la llama que provoca su combustión.

58. PANTALLA DE UN CABLE

Capa o capas conductoras cuya función es la de configurar el campo eléctrico en el interior del aislamiento. Además, su función es conducir las corrientes de defecto a tierra que puedan circular a través de ella.

59. PONER O CONECTAR A MASA

Unir eléctricamente un conductor al armazón de una máquina o a una masa metálica.

60. PONER O CONECTAR A TIERRA

Unir eléctricamente con la tierra una parte del circuito eléctrico o una parte conductora no perteneciente al mismo, por medio de la instalación de tierra.

61. PUESTAATIERRA DE PROTECCiÓN

Es la conexión directa a tierra de las partes conductoras de los elementos de una instalación no sometidos, normalmente, a tensión eléctrica, pero que pudieran ser puestos en tensión por averías o contactos accidentales, a fin de proteger a las personas contra contactos con tensiones peligrosas.

62. PUESTA A TIERRA DE SERVICIO

Es la conexión que tiene por objeto unir a tierra temporalmente parte de las instalaciones que están, normalmente, bajo tensión o permanentemente ciertos puntos de los circuitos eléctricos de servicio. Estas puestas a tierra pueden ser:

Directas: cuando no contienen otra resistencia que la propia de paso a tierra. Indirectas: cuando se realizan a través de resistencias o impedancias

adicionales.

63. PUNTO A POTENCIAL CERO

Punto del terreno, a una distancia tal de la instalación de toma de tierra, que el gradiente de tensión, en dicho punto, resulte despreciable; cuando pasa por dicha instalación una corriente de defecto.

64. PUNTO DE PUESTA A TIERRA

Es un punto situado generalmente fuera del terreno, que sirve de unión de las líneas de tierra con el electrodo, directamente o a través de líneas de enlace con él.

65. PUNTO NEUTRO

Es el punto de un sistema polifásico que, en las condiciones de funcionamiento previstas, presenta la misma diferencia de potencial con relación a cada uno de los polos o fases del sistema.

66. REACTANCIA

Es un dispositivo que se aplica para agregar a un circuito inductancia, con distintos objetos, por ejemplo: arranque de motores, conexión en paralelo de transformadores o regulación de corriente. Reactancia limitadora es la que se usa para limitar la corriente cuando se produzca un cortocircuito.

67. RED COMPENSADA MEDIANTE BOBINA DE EXTINCIÓN

Red en la que uno o varios puntos neutros están puestos a tierra por reactancias que compensan aproximadamente la componente capacitiva de la corriente de falta monofásica a tierra.

Nota: En una red con neutro puesto a tierra a través de bobina de extinción, la corriente en la falta se limita de tal manera que el arco de la falta se autoextingue.

68. RED CON NEUTROA TIERRA

Red cuyo neutro está unido a tierra, bien directamente o bien por medio de una resistencia o de una inductancia de pequeño valor.

69. RED CON NEUTRO AISLADO

Red desprovista de conexión intencional a tierra, excepto a través de dispositivos de indicación, medida o protección, de impedancias muy elevadas.

70. RED DE DISTRIBUCIÓN

Conjunto de conductores con todos sus accesorios, sus elementos de sujeción, protección etc., que une una fuente de energía o una fuente de alimentación de energía con las instalaciones interiores o receptoras.

71. REDES DE DISTRIBUCIÓN DE COMPAÑIA

Son las redes de distribución propiedad de una empresa distribuidora de energía eléctrica.

72. REDES PARTICULARES

Son las destinadas, para un único usuario, al suministro de los locales o emplazamientos de su propiedad o a otros especialmente autorizados.

Estas redes pueden tener su origen:

En centrales de generación propia. En redes de distribución.

73. REENGANCHE AUTOMÁTICO

Secuencia de maniobras por las que, a continuación de una apertura, se cierra automáticamente un aparato mecánico de conexión después de un tiempo predeterminado.

74. RESISTENCIA DETIERRA

Es la resistencia entre un conductor puesto a tierra y un punto de potencial cero.

75. RESISTENCIA GLOBAL DE TIERRA

Es la resistencia de tierra en un punto, considerando la acción conjunta de la totalidad de las puestas a tierra.

76. SECCIONADOR

Aparato mecánico de conexión que, por razones de seguridad, en posición abierto asegura una distancia de seccionamiento que satisface unas condiciones específicas de aislamiento.

Nota: Un seccionador es capaz de abrir y cerrar un circuito cuando es despreciable la corriente a interrumpir o a establecer, o bien cuando no se produce un cambio apreciable de tensión en los bornes de cada uno de los polos del seccionador. Es también capaz de soportar corrientes de paso, en las condiciones normales del circuito, así como durante un tiempo especificado en condiciones anormales, tales como las de cortocircuito.

77. SOBRETENSIÓN

Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica, superior al valor máximo que puede existir entre ellos en servicio normal.

Nota: Véase definición de tensión más elevada de una red trifásica.

78. SOBRETENSIÓNTEMPORAL

Es la sobretensión entre fases y tierra o entre fases en un lugar determinado de la red, de duración relativamente larga y que no está amortiguada, o sólo lo está débilmente.

79. SOBRETENSIÓNTIPO MANIOBRA

Es la sobretensión entre fase y tierra o entre fases en un lugar determinado de la red debida a una maniobra, defecto u otra causa y cuya forma puede asimilarse, en lo relativo a la coordinación de aislamiento, a la de los impulsos normalizados utilizados para los ensayos de impulso tipo maniobra.

80. SOBRETENSIÓNTIPO RAYO

Es la sobretensión entre fase y tierra o entre fases, en un lugar determinado de la red, debida a una descarga atmosférica u otra causa y cuya forma puede asimilarse, en lo relativo a la coordinación de aislamiento, a la de los impulsos normalizados utilizados para los ensayos de impulso tipo rayo.

81. TENSIÓN

Diferencia de potencial entre dos puntos. En los sistemas de corriente alterna se expresará por su valor eficaz, salvo indicación en contra.

82. TENSIÓN ASIGNADA DE UN CABLE Uo/U

Tensión para la que se ha diseñado el cable y sus accesorios. Uo es la tensión nominal eficaz a frecuencia industrial entre cada conductor y la pantalla del cable y U es la tensión nominal eficaz a frecuencia industrial entre dos conductores cualesquiera.

83. TENSIÓN A TIERRA O CON RELACiÓN A TIERRA

Es la tensión existente entre un elemento conductor y la tierra.

En instalaciones trifásicas con neutro no unido directamente a tierra, se considerará como tensión a tierra la tensión entre fases.

En instalaciones trifásicas con neutro unido directamente a tierra, se considerará como tensión a tierra la tensión entre fase y neutro.

84. TENSIÓN A TIERRA TRANSFERIDA

Es la tensión de paso o de contacto que puede aparecer en un lugar cualquiera transmitida por un elemento metálico desde una instalación de tierra lejana.

85. TENSIÓN DE CONTACTO

Es la fracción de la tensión de puesta a tierra que puede ser puenteada por una persona entre la mano y un punto del terreno situado a un metro de separación o entre ambas manos.

86. TENSIÓN DE CONTACTO APLICADA

Es la parte de la tensión de contacto que resulta directamente aplicada entre dos puntos del cuerpo humano, considerando todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la del cuerpo humano en lOOO ohmios.

87. TENSIÓN DE DEFECTO

Tensión que aparece a causa de un defecto de aislamiento, entre dos masas, entre una masa y un elemento conductor, o entre una masa y tierra.

88. TENSIÓN DE PASO

Es la parte de la tensión a tierra que aparece en caso de un defecto a tierra entre dos puntos del terreno separados a un metro.

89. TENSIÓN DE PASO APLICADA

Es la parte de la tensión de paso que resulta directamente aplicada entre los pies de un hombre, teniendo en cuenta todas las resistencias que intervienen en el circuito y estimándose la del cuerpo humano en 1000 ohmios.

90. TENSIÓN DE PUESTAATIERRA

Tensión que aparece a causa de un defecto de aislam iento, entre una masa y tierra (ver tensión de defecto).

91. TENSIÓN DE SERVICIO

Es el valor de la tensión realmente existente en un punto cualquiera de una instalación, en un momento determinado.

92. TENSIÓN DE SUMINISTRO

Es el valor o valores de la tensión que constan en los contratos que se establecen con los usuarios y que sirven de referencia para la comprobación de la regularidad en el sum inistro. La tensión de sum inistro puede tener varios valores distintos, en los diversos sectores de una misma red, según la situación de éstos y demés circunstancias.

93. TENSIÓN MÁS ELEVADA DE UNA RED TRIFÁSICA (Us)

Valor més elevado de la tensión eficaz entre fases, que puede presentarse en un instante y en un punto cualquiera de la red, en las condiciones normales de explotación. Este valor no tiene en cuenta las variaciones transitorias (por ejemplo, maniobras en la red) ni las variaciones temporales de tensión debidas a condiciones anormales de la red (por ejemplo, averías o desconexiones bruscas de cargas importantes).

94. TENSIÓN MÁS ELEVADA PARA EL MATERIAL (Um)

La mayor tensión eficaz entre fases para la cual se define el material, en lo que se refiere al aislamiento y determinadas características que estén eventualmente relacionadas con esta tensión, en las normas propuestas para cada material.

95. TENSIÓN NOMINAL

Valor convencional de la tensión con la que se denomina un sistema o instalación y para el que ha sido previsto su funcionamiento y aislamiento. La tensión nominal expresada en kilovoltios, se designa en el presente Reglamento por Un'

96. TENSIÓN NOMINAL DE UNA RED TRIFÁSICA (Uo)

Valor de la tensión entre fases por el cual se denomina la red, y a la cual se refieren ciertas características de servicio de la red.

97. TENSIÓN NOMINAL PARA EL MATERIAL

Es la tensión asignada por el fabricante para el material.

Nota: Para la aparamenta, la tensión asignada o nominal coincide con la tensión més elevada del material.

98. TENSIÓN SOPORTADA

Es el valor de la tensión especificada que un aislamiento debe soportar sin perforación ni contorneamiento, en condiciones de ensayo preestablecidas.

99. TENSIÓN SOPORTADA NOMINAL A FRECUENCIA INDUSTRIAL

Es el valor eficaz de una tensión alterna sinusoidal a frecuencia industrial que el material considerado debe ser capaz de soportar sin perforación ni contorneamiento durante los ensayos realizados en las condiciones especificadas

100. TENSIÓN SOPORTADA NOMINALA LOS IMPULSOS TIPO MANIOBRA OTIPO RAYO

Es el valor de cresta de tensión soportada a los impulsos tipo maniobra o tipo rayo prescrita para un material, el cual caracteriza el aislam iento de este material en lo relativo a los ensayos de tensión soportada.

101. TERMINAL DE CABLE

Dispositivo montado en el extremo de un cable para garantizar la unión eléctrica con otras partes de una red y mantener el aislam iento hasta el punto de conexión.

102. TIERRA

Es la masa conductora de la tierra en la que el potencial eléctrico en cada punto se toma, convencionalmente, igual a cero, o todo conductor unido a ella por una impedancia despreciable.

103. VANO DE UNA LÍNEA

Distancia entre dos apoyos consecutivos de una línea eléctrica.

104. ZONAS

A efectos de las distintas sobrecargas a considerar y del establecimiento de las hipótesis de cálculo para conductores y apoyos, este reglamento define tres zonas:

Zona A: La situada a menos de 500 metros de altitud sobre el nivel del mar.)

Zona B: La situada a una altitud entre 500 y lOOO metros sobre el nivel del mar.)

Zona C: La situada a una altitud superior a lOOO metros sobre el nivel del mar.)

105. ZONA DE PROTECCiÓN

Es el espacio comprendido entre los límites de los lugares accesibles, por un lado, y los elementos que se encuentran bajo tensión, por otro.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 02 NORMAS YESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE OBLIGADO

CUMPLIMIENTO

Se declaran de obligado cumplimiento las siguientes normas y especificaciones técnicas:

GENERALES:

UNE 20324: 1993 Grados de protección proporcionados por las envolventes (Código IP).

UNE 20324/1 M:2000 Grados de protección proporcionados por las envolventes (Código IP).

UNE 20324:2004 ERRATUM

Grados de protección proporcionados por las envolventes (Código IP).

UNE 21308-1:1994 Ensayos en alta tensión. Parte 1: definiciones y prescripciones generales relativas a los ensayos.

UNE-EN 50102:1996 Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK).

UNE-EN 50102 CORR:2002

Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK).

UNE-EN 50102/A1: 1999 Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK).

UNE-EN 50102/A1 CORR:2002

Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK).

UNE-EN 60060-2: 1997 Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 2: Sistemas de medida.

UNE-EN 60060-2/A11: 1999

Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 2: Sistemas de medida.

UNE-EN 60060-3:2006 Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 3: Definiciones y requisitos para ensayos in situ.

UNE-EN 60060-3 CORR :2007

Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 3: Definiciones y requisitos para ensayos in situ.

UNE-EN 60071-1:2006 Coordinación de aislam iento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas.

UNE-EN 60071-2:1999 Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de aplicación.

UNE-EN 60270:2002 Técnicas de ensayo en alta tensión. Medidas de las descargas parciales.

UNE-EN 60865-1: 1997 Corrientes de cortocircuito. Parte 1: Definiciones y métodos de cálculo.

UNE-EN 60909-0:2002 Corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte O: Cálculo de corrientes.

UNE-EN 60909-3:2004 ( Corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 3: Corrientes durante dos cortocircuitos monofásicos a tierra simultáneos y separados y corrientes parciales de cortocircuito circulando a través de tierra

CABLES Y CONDUCTORES:

UNE 21144-1-1:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1: Ecuaciones de intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Sección 1: Generalidades.

UNE 21144-1-1/2M:2002 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1: Ecuaciones de intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Sección 1: Generalidades.

UNE 21144-1-2:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1: Ecuaciones de intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Sección 2: Factores de pérdidas por corrientes de Foucault en las cubiertas en el caso de dos circuitos en capas.

UNE 21144-1-3:2003 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1: Ecuaciones de intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Sección 3: Reparto de la intensidad entre cables unipolares dispuestos en paralelo y cálculo de pérdidas por corrientes circulantes.

UNE 21144-2-1:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 1: Cálculo de la resistencia térmica.

UNE 21144-2-1/1M:2002 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 1: Cálculo de la resistencia térmica.

UNE 21144-2-1/2M:2007 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 1: Cálculo de la resistencia térmica.

UNE 21144-2-2:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 2: Método de cálculo de los coeficientes de reducción de la intensidad admisible para grupos de cables al aire y protegidos de la radiación solar.

UNE 21144-3-1:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad adm isible. Parte 3: Secciones sobre condiciones de funcionam iento. Sección 1: Condiciones de funcionam iento de referencia y selección del tipo de cable.

UNE 21144-3-2:2000 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 3: Secciones sobre condiciones de funcionamiento. Sección 2: Optimización económica de las secciones de los cables eléctricos de potencia.

UNE 21144-3-3:2007 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 3: Secciones sobre condiciones de funcionamiento. Sección 3: Cables que cruzan fuentes de calor externas.

UNE 21192:1992 Cálculo de las intensidades de cortocircuito térmicamente admisibles, teniendo en cuenta los

efectos del calentamiento no adiabático.

UNE 207015:2005 Conductores de cobre desnudos cableados para líneas eléctricas aéreas

UNE 211003-1:2001 Límites de temperatura de cortocircuito en cables eléctricos de tensión asignada de 1 kV (Um= U kV) a 3 kV (Um=3,6 kV).

UNE 211003-2:2001 Límites de temperatura de cortocircuito en cables eléctricos de tensión asignada de 6 kV (Um= 7,2 kV) a 30 kV (Um=36 kV).

UNE 211003-3:2001 Límites de temperatura de cortocircuito en cables eléctricos de tensión asignada superior a 30 kV (Um=36 kV).

UNE 211004:2003 Cables de potencia con aislamiento extruido y sus accesorios, de tensión asignada superior a 150 kV (Um=170kV) hasta 500 kV (Um=550 kV). Requisitos y métodos de ensayo.

UNE 211004/1 M:2007 Cables de potencia con aislamiento extruido y sus accesorios, de tensión asignada superior a 150 kV (Um=170kV) hasta 500 kV (Um=550 kV). Requisitos y métodos de ensayo.

UNE 211435:2007 Guía para la elección de cables eléctricos de tensión asignada superior o igual a 0,6/1 kV para circuitos de distribución.

UNE-EN 50182:2002 Conductores para líneas eléctricas aéreas. Conductores de alambres redondos cableados en capas concéntricas.

UNE-EN 50182 CORR.:2005

Conductores para líneas eléctricas aéreas. Conductores de alambres redondos cableados en capas concéntricas.

UNE-EN 50183:2000 Conductores para líneas eléctricas aéreas. Alambres en aleación de aluminio-magnesio-silicio.

UNE-EN 50189:2000 Conductores para líneas eléctricas aéreas. Alambres de acero galvanizado.

UNE-EN 50397-1:2007 Conductores recubiertos para líneas aéreas y sus accesorios para tensiones nominales a partir de 1 kV c.a. hasta 36 kV c.a. Parte 1: Conductores recubiertos.

UNE-EN 60228:2005 Conductores de cables aislados.

UNE-EN 60228 CORR.:2005

Conductores de cables aislados.

UNE-EN 60794-4:2006 Cables de fibra óptica. Parte 4: Especificación intermedia. Cables ópticos aéreos a lo largo de líneas eléctricas de potencia

UNE-EN 61232:1996 Alambres de acero recubiertos de aluminio para usos eléctricos.

UNE-EN 61232/A11 :2001 Alambres de acero recubiertos de aluminio para usos eléctricos.

UNE-HD 620-5-E-1:2007 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV Parte 5: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislam iento de XLPE. Sección E-1: Cables con cubierta de com puesto de poliolefina (tipos 5E-1, 5E-4 Y 5E-5).

UNE-HD 620-5-E-2:1996 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV

hasta 20,8/36 (42) kV Parte 5: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislamiento de XLPE. Sección E-2: Cables reunidos en haz con fiador de acero para distribución aérea y servicio MT (tipo 5E-3).

UNE-HD 620-7-E-1 :2007 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV Parte 7: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislam iento de EPR. Sección E-1: Cables con cubierta de compuesto de poliolefina (tipos 7E-1, 7E-4y 7E-5).

UNE-HD 620-7-E-2:1996 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV. Parte 7: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislamiento de EPR. Sección E-2: Cables reunidos en haz con fiador de acero para distribución aérea y servicio MT (tipo 7E-2).

UNE-HD 620-9-E:2007 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV. Parte 9: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislamiento de HEPR. Sección E: Cables con aislamiento de HEPR y cubierta de compuesto de poliole!ina (tipos 9E-1, 9E-4 Y 9E-5).

UNE-HD 632-3A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios, para tensión asignada desde 36 kV (Um = 42 kV) hasta 150 kV (Um = 170 kV). Parte 3: Prescripciones de ensayo para cables con aislamiento de XLPE y pantalla metálica y sus accesorios. Sección A: Cables con aislamiento de XLPE y pantalla metálica y sus accesorios (lista de ensayos 3A).

UNE-HD 632-5A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios, para tensión asignada desde 36 kV (Um = 42 kV) hasta 150 kV (Um = 170 kV). Parte 5: Prescripciones de ensayo para cables con aislamiento de XLPE y cubierta metálica y sus accesorios. Sección A: Cables con aislamiento de XLPE y cubierta metálica y sus accesorios (lista de ensayos 5A).

UNE-HD 632-6A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios, para tensión asignada desde 36 kV (Um = 42 kV) hasta 150 kV (Um = 170 kV). Parte 6: Prescripciones de ensayo para cables con aislamiento de EPR y pantalla metálica y sus accesorios. Sección A: Cables con aislamiento de EPR y pantalla metálica y sus accesorios (lista de ensayos 6A).

UNE-HD 632-8A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios, para tensión asignada desde 36 kV (Um = 42 kV) hasta 150 kV (Um = 170 kV). Parte 8: Prescripciones de ensayo para cables con aislamiento de EPR y cubierta metálica y sus accesorios. Sección A: Cables con aislamiento de EPR y cubierta metálica y sus accesorios (lista de ensayos 8A).

PNE 211632-4A Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios, para tensión asignada desde 36 kV (Um =42 kV) hasta 150 kV (Um = 170 kV). Parte 4: Cables con aislamiento de HEPR y cubierta de compuesto de poliole!ina (tipos 1, 2 Y 3).

PNE 211632-6A Cables de energía con aislamiento extruido y sus

accesorios, para tensión asignada desde 36 kV (Um =42 kV) hasta 150 kV (Um = 170 kV). Parte 6: Cables con aislamiento de XLPE y cubierta de compuesto de poliole!ina (tipos 1, 2 Y 3).

ACCESORIOS PARA CABLES:

UNE 21021:1983 Piezas de conexión para líneas eléctricas hasta 72,S kV.

UNE-EN 61442:2005 Métodos de ensayo para accesorios de cables eléctricos de tensión asignada de 6 kV (Um =7,2 kV) a36 kV (Um =42 kV)

UNE-EN 61854:1999 Líneas eléctricas aéreas. Requisitos y ensayos para separadores.

UNE-EN 61897:2000 Líneas eléctricas aéreas. Requisitos y ensayos para amortiguadores de vibraciones eólicas tipo "Stockbridge'.

UNE-EN 61238-1 :2006 Conectores mecánicos y de compresión para cables de energía de tensiones asignadas hasta 36 kV (Um=42 kV). Parte 1: Métodos de ensayo y requisitos.

UNE-HD 629-1: 1998 Prescripciones de ensayo para accesorios de utilización en cables de energía de tensión asignada de 3,6/6(7,2) kV hasta 20,8/36(42) kV. Parte 1: Cables con aislamiento seco.

UNE-HD 629-1/A1:2002 Prescripciones de ensayo para accesorios de utilización en cables de energía de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV. Parte 1: Cables con aislamiento seco.

APOYOS Y HERRAJES:

UNE 21004:1953 Crucetas de madera para líneas eléctricas.

UNE 21092:1973 Ensayo de flexión estática de postes de madera.

UNE 21094:1983 Rüping.

Impregnación con creosota a presión de los postes de madera de pino. Sistema

UNE 21097:1972 Preservación de los postes de madera. Condiciones de la creosota.

UNE 21151:1986 Preservación de postes de madera. Condiciones de las sales preservantes más usuales.

UNE 21152:1986 Impregnación con sales a presión de los postes de madera de pino. Sistema por vacío y presión.

UNE 37507: 1988 Recubrimientos galvanizados en caliente de tornillería y otros elementos de fijación.

UNE 207009:2002 Herrajes y elementos de fijación y empalme para líneas eléctricas aéreas de alta tensión.

UNE 207016:2007 Postes de hormigón tipo HVy HVH para líneas eléctricas aéreas.

UNE 207017:2005 Apoyos metálicos de celosía para líneas eléctricas aéreas de distribución.

UNE 207018:2006 Apoyos de chapa metálica para líneas eléctricas aéreas de distribución.

UNE-EN 12465:2002 Postes de madera para líneas aéreas. Requisitos de

durabilidad.

UNE-EN 60652:2004 Ensayos mecánicos de estructuras para líneas eléctricas aéreas.

UNE-EN 61284:1999 Líneas eléctricas aéreas. Requisitos y ensayos para herrajes. Recubrimientos galvanizados en caliente sobre productos acabados de hierro y acero.

UNE-EN ISO 1461:1999 Especificaciones y métodos de ensayo.

APARAMENTA:

UNE 21120-2:1998 Fusibles de alta tensión. Parte 2: Cortacircuitos de expulsión.

UNE-EN 60265-1: 1999 Interruptores de alta tensión. Parte 1: Interruptores de alta tensión para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52 kV.

UNE-EN 60265-1 CORR:2005

Interruptores de alta tensión. Parte 1: Interruptores de alta tensión para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52 kV.

UNE-EN 60265-2:1994 Interruptores de alta tensión. Parte 2: interruptores de alta tensión para tensiones asignadas iguales o superiores a 52 kV

UNE-EN 60265-2/A1: 1997

Interruptores de alta tensión. Parte 2: Interruptores de alta tensión para tensiones asignadas iguales o superiores a 52 kV.

UNE-EN 60265-2/A2:1999 Interruptores de alta tensión. Parte 2: Interruptores de alta tensión para tensiones asignadas iguales o superiores a 52 kV.

UNE-EN 60282-1:2007 Fusibles de alta tensión. Parte 1: Fusibles limitadores de corriente

UNE-EN 62271-100:2003 Aparamenta de alta tensión. Parte 100: Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión.

UNE-EN 62271-100/A1:2004

Aparamenta de alta tensión. Parte 100: Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión.

UNE-EN 62271-100/A2:2007

Aparamenta de alta tensión. Parte 100: Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión.

UNE-EN 62271-102:2005 Aparamenta de alta tensión. Parte 102: Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de corriente alterna.

AISLADORES:

UNE 21009:1989 Medidas de los acoplamientos para rótula y alojamiento de rotula de los elementos de cadenas de aisladores Medidas de los acoplamientos para rótula y alojamiento de rotula de los elementos de cadenas de aisladores

UNE 21128:1980 Dimensiones de los acoplamientos con horquilla y lengüeta de los elementos de las cadenas de aisladores.

UNE 21128/1M:2000 Dimensiones de los acoplamientos con horquilla y lengüeta de los elementos de las cadenas de aisladores.

UNE 21909:1995 Aisladores compuestos destinados a las líneas aéreas de corriente alterna de tensión nominal superior a 1000 V. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de

aceptación.

UNE 21909/1M:1998 Aisladores compuestos destinados a las líneas aéreas de corriente alterna de tensión nominal superior a 1000 V. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de aceptación.

UNE 207002:1999 IN Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1000 V. Ensayos de arco de potencia en corriente alterna de cadenas de aisladores equipadas.

UNE-EN 60305:1998 Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Elementos de las cadenas de aisladores de material cerámico o de vidrio para sistemas de corriente alterna. Características de los elementos de las cadenas de aisladores tipo caperuza y vástago.

UNE-EN 60372:2004 Dispositivos de enclavamiento para las uniones entre los elementos de las cadenas de aisladores mediante rótula y alojamiento de rótula. Dimensiones y ensayos.

UNE-EN 60383-1:1997 Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Parte 1: Elementos de aisladores de cadena de cerámica o de vidrio para sistemas de corriente alterna. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de aceptación.

UNE-EN 60383-1/A11:2000

Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Parte 1: Elementos de aisladores de cadena de cerámica o de vidrio para sistemas de corriente alterna. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de aceptación.

UNE-EN 60383-2:1997 Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1000 V. Parte 2: Cadenas de aisladores y cadenas de aisladores equipadas para sistemas de corriente alterna. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de aceptación.

UNE-EN 60433:1999 Aisladores para líneas aéreas de tensión nom inal superior a 1 kV. Aisladores de cerám ica para sistemas de corriente alterna. Características de los elementos de cadenas de aisladores de tipo bastón

UNE-EN 61211:2005 Aisladores de material cerám ico o vidrio para líneas aéreas con tensión nominal superior a 1000V. Ensayos de perforación con impulsos en aire.

UNE-EN 61325:1997 Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1000 V. Elementos aisladores de cerámica o de vidrio para sistemas de corriente continua. Definiciones, métodos de ensayo y criterios de aceptación.

UNE-EN 61466-1:1998 Elementos de cadenas de aisladores compuestos para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Parte 1: Clases mecánicas y acoplamientos de extremos normalizados.

UNE-EN 61466-2:1999 Elementos de cadenas de aisladores compuestos para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Parte 2: Características dimensionales y eléctricas

UNE-EN 61466-2/A1:2003 Elementos de cadenas de aisladores compuestos para líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Parte 2: Características dimensionales y eléctricas.

UNE-EN 62217:2007 Aisladores poliméricos para uso interior y exterior con

una tensión nominal superior a 1000V. Definiciones generales, métodos de ensayo y criterios de aceptación.

PARARRAYOS:

UNE 21087-3:1995 Pararrayos. Parte 3: ensayos de contaminación artificial de los pararrayos.

UNE-EN 60099-1: 1996 Pararrayos. Parte 1: Pararrayos de resistencia variable con explosores para redes de corriente alterna.

UNE-EN 60099-1/A1:2001 Pararrayos. Parte 1: Pararrayos de resistencia variable con explosores para redes de corriente alterna.

UNE-EN 60099-4:2005 Pararrayos. Parte 4: Pararrayos de óxido metálico sin explosores para sistemas de corriente alterna.

UNE-EN 60099-4/A1:2007 Pararrayos. Parte 4: Pararrayos de óxido metálico sin explosores para sistemas de corriente alterna.

UNE-EN 60099-5:2000 Pararrayos. Parte 5: Recomendaciones para la selección y utilización.

UNE-EN 60099-5/A1:2001 Pararrayos. Parte 5: Recomendaciones para la selección y utilización.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 03 INSTALADORES AUTORIZADOS Y EMPRESAS INSTALADORAS

AUTORIZADAS PARA ÚNEAS DE ALTA TENSIÓNInstaladores y empresas instaladoras de líneas de alta tensión.

Modificado según:

Corrección de errores del Real Decreto 560/2010, de 7 de mayo , por el que se modifican diversas normas reglamentarias en materia de seguridad industrial para adecuarlas a la Ley 17/2009, de 23 de noviembre, sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio, y a la Ley 25/2009, de 22 de diciembre, de modificación de diversas leyes para su adaptación a la Ley sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio.


0. ÍNDICE

1. OBJETO

2. INSTALADOR/ EMPRESA INSTALADORA AUTORIZADA PARA LíNEAS DE ALTATENSIÓN.

3. CLASIFICACIÓN DE LOS INSTALADORES AUTORIZADOS Y DE LAS EMPRESAS INSTALADORAS AUTORIZADAS

4. CARNÉ PROFESIONAL DE INSTALADOR

5. AUTORIZACiÓN DE LAS ENTIDADES DE EVALUACiÓN

6. CERTIFICADO COMO EMPRESA INSTALADORA AUTORIZADA PARA LíNEAS DE ALTA TENSIÓN

7. OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS INSTALADORAS AUTORIZADAS

ANEXO 1. MEDIOS MÍNIMOS, TÉCNICOS YHUMANOS, REQUERIDOS A LAS EMPRESAS INSTALADORAS AUTORIZADAS

ANEXO 2. REQUISITOS, CRITERIOSY CONTENIDOS MíNIMOS DE LAS PRUEBAS TEÓRICO PRÁCTICAS PARA LA OBTENCiÓN DE LOS CARNÉS PROFESIONALES DE INSTALADOR.

0. Índice.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

1. Objeto.

2. Instalador y empresa instaladora para líneas de alta tensión.

3. Clasificación de los instaladores y de las empresas instaladoras de líneas de alta tensión.

4. Instalador de líneas de alta tensión .

6. Empresa instaladora de líneas de alta tensión.

7. Obligaciones de las empresas instaladoras.

Anexo 1. Medios mínimos, técnicos y humanos, requeridos a las empresas instaladoras de líneas de alta tensión.

Anexo 2. Conocimientos mínimos necesarios para instaladores de líneas de alta tensión

1. OBJETO

La presente instrucción técnica complementaria tiene por objeto desarrollar las previsiones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, estableciendo las condiciones y requisitos que deben observarse para la acreditación de la competencia y la autorización administrativa correspondiente de los instaladores autorizados y empresas instaladoras autorizadas en el ámbito de aplicación de este reglamento.

La presente instrucción técnica complementaria tiene por objeto desarrollar las previsiones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, estableciendo las condiciones y requisitos que deben cumplir los instaladores y las empresas instaladoras en el ámbito de aplicación de dicho reglamento.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

2. INSTALADOR Y EMPRESA INSTALADORA PARA LÍNEAS DE ALTA TENSiÓN.

2.1 Instalador en líneas de alta tensión es la persona física que, además de poseer conocimientos teórico-prácticos de la tecnología de las líneas de alta tensión y de su normativa, acreditados mediante carné profesional de instalador, está capacitado para el montaje, reparación, mantenimiento, revisión y desmontaje de las líneas de alta tensión correspondientes a su categoría. Los instaladores ejercerán su profesión en el seno de una empresa instaladora.

2.2. Empresa instaladora autorizada en líneas de alta tensión es toda empresa con naturaleza de persona jurídica, o empresario autónomo con personal técnico contratado que, ejerciendo las actividades de montaje, reparación, mantenimiento, revisión y desmontaje de líneas de alta tensión y cumpliendo los requisitos de esta instrucción técnica complementaria, se encuentra acreditada mediante el correspondiente certificado de empresa instaladora autorizada para líneas de alta tensión emitido por el órgano competente de la comunidad autónoma, y se halla inscrita en el correspondiente registro.

2. Instalador y empresa instaladora de líneas de alta tensión.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

2.1 Instalador de líneas de alta tensión es la persona física que posee conocimientos teórico-prácticos de la tecnología de las líneas de alta tensión y de su normativa, en particular los conocimientos mínimos establecidos en el anexo 2 de esta ITC, para el montaje, reparación, mantenimiento, revisión y desmontaje de las líneas de alta tensión correspondientes a su categoría, y que cumple los requisitos establecidos en el apartado 4 de esta ITC.

2.2 Empresa instaladora en líneas de alta tensión es toda persona física o jurídica que, ejerciendo las actividades de montaje, reparación, mantenimiento, revisión y desmontaje de líneas de alta tensión cumple los requisitos de esta instrucción técnica complementaria.

3. CLASIFICACIÓN DE LOS INSTALADORES AUTORIZADOS Y DE LAS EMPRESAS INSTALADORAS AUTORIZADAS PARA LíNEAS DE ALTA TENSIÓN.

Los instaladores y empresas instaladoras se clasifican en las siguientes categorías:

LAT1: Para líneas aéreas o subterráneas de alta tensión de hasta 30 kV. LAT2: Para líneas aéreas o subterráneas de alta tensión superior a 30 kV.

En los certificados de cualificación individual y de empresa instaladora deberán constar expresamente la categoría o categorías para las que se haya sido autorizado.

Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

Los instaladores y las empresas instaladoras se clasifican en las siguientes categorías:

LAT1: Para líneas aéreas o subterráneas de alta tensión de hasta 30 kV.

LAT2: Para líneas aéreas o subterráneas de alta tensión sin límite de tensión.

4. CARNÉ PROFESIONAL DE INSTALADOR.

4.1 Concepto

El carné profesional como instalador de líneas de alta tensión es el documento por el cual se reconoce a una persona física la capacidad personal para desempeñar alguna de las actividades correspondiente a las categorías indicadas en el apartado anterior.

El carné profesional como instalador será expedido por el órgano competente de la comunidad autónoma, conforme a los requisitos del apartado 4.2.

Los criterios y contenidos mínimos para la obtención del carné profesional como instalador están definidos en el anexo 2 de esta instrucción técnica com plementaria. Los criterios y contenidos deberán ser actualizados periódicamente, a propuesta de los instaladores, empresas instaladoras, distribuidoras, comercializado ras u operadoras, corporaciones que representen a los profesionales titulados técnicos y entidades de evaluación, para adaptarse a los avances tecnológicos.

4.2 Requisitos

Para obtener el carné profesional como instalador, las personas físicas deberén acreditar, ante el órgano competente de la comunidad autónoma, el cumplimiento de los siguientes requisitos:

a. Ser mayor de edad en el momento de cursar la solicitud.b. Titulación:Técnico superior en instalaciones electrotécnicas o titulado de

escuelas técnicas de ingeniería de grado medio o superior con atribuciones en este émbito. Se admitirén titulaciones declaradas por el órgano competente de la comunidad autónoma como equivalentes a las mencionadas, así como las titulaciones equivalentes que se determinen por aplicación de la legislación comunitaria o de otros acuerdos internacionales con terceros países, ratificados por España.

c. Los técnicos superiores en instalaciones electrotécnicas deberén cumplir ademés los requisitos siguientes:

o Disponer de conocimientos précticos para las categorías en las que solicita la cualificación, obtenidos mediante al menos un año de experiencia en el émbito de este reglamento en una empresa de instalación de líneas eléctricas de alta tensión o en una compañía eléctrica.

o Superar un examen teórico-práctico, ante el órgano competente de la comunidad autónoma, sobre las disposiciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias, correspondientes a la categoría en la que se desea obtener la cualificación, cuyos contenidos mínimos se definen en el anexo 2.

El órgano competente de la comunidad autónoma podré autorizar entidades de evaluación en el émbito de este reglamento con el fin de elaborar, realizar y corregir el mencionado examen.

4.3 Concesión y validez

Cumplidos los requisitos de 4.2, el órgano competente de la comunidad autónoma expediré el correspondiente carné profesional de instalador, con la anotación de la categoría o categorías correspondientes.

El carné profesional como instalador tendré validez en todo el territorio español. En caso de variación importante de la reglamentación que constituyó la base para la concesión del carné, y siempre que en la disposición correspondiente se determine expresamente que, en razón de la misma, sea preciso hacerlo, el titular del carné deberé solicitar la actualización del mismo, cumpliendo los requisitos que dicha disposición establezca para ello.

Las comunidades autónomas podrén establecer, en el émbito de sus competencias, requisitos complementarios para armonizar la regulación de este carné profesional con otros expedidos en materia de seguridad industrial, en cuanto su vigencia, renovaciones y causas de actualización.

4. Instalador de líneas de alta tensión.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

El instalador de líneas de alta tensión deberá desarrollar su actividad en el seno de una empresa instaladora de líneas de alta tensión habilitada y deberá cumplir y poder acreditar ante la Administración competente cuando ésta así lo requiera en el ejercicio de sus facultades de inspección, comprobación y control, y para la categoría que corresponda de las establecidas en el apartado 3 anterior, una de las siguientes situaciones:

a. Disponer de un título universitario cuyo plan de estudios cubra las materias objeto del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, aprobado por el Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, y de sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

b. Disponer de un título de formación profesional o de un certificado de profesionalidad incluido en el Catálogo Nacional de Cualificaciones Profesionales, cuyo ámbito competencial coincida con las materias objeto del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, aprobado por el Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, y de sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

c. Tener reconocida una competencia profesional adquirida por experiencia laboral, de acuerdo con lo estipulado en el Real Decreto 1224/2009, de 17 de julio, de reconocimiento de las competencias profesionales adquiridas por experiencia laboral, en las materias objeto del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, aprobado por el Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, y de sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

5. ENTIDADES DE EVALUACiÓN Suprimido según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

5.1 Requisitos.

Para obtener la calificación de entidad de evaluación autorizada, a la que se refiere el apartado 4 de esta instrucción técnica complementaria, las entidades interesadas deberén cumplir los siguientes requisitos:

a. Contar con los titulados de grado medio o superior de las éreas de conocimientos correspondientes a los programas de los contenidos teóricos y précticos exigidos para obtención del carné profesional de instalador definidos por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a que se refiere el apartado 4 de esta instrucción técnica complementaria.

b. Disponer de los medios técnicos, para efectuar las pruebas précticas exigidas para la obtención del carné profesional de instalador, definidos por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a que se refiere el apartado 4 de esta instrucción técnica complementaria.

c. Tener suscrito seguro de responsabilidad civil que cubra los riesgos que puedan derivarse de sus actuaciones, mediante póliza de seguro, por importe de 300.000 euros, cantidad que se actualizaré anualmente, a partir del 1 de enero de 2011, según la variación del índice de precios al consumo, certificada por el Instituto Nacional de Estadística. La entidad de evaluación deberé trasladaré justificante de cada actualización al órgano competente de la comunidad autónoma.

5.2 Autorización.

La autorización como entidad de evaluación autorizada seré otorgada por la comunidad autónoma competente por razón de territorio. Con carécter anual y a efectos estadísticos e informativos, las comunidades autónomas comunicarén al Ministerio de Industria,Turismo y Comercio las autorizaciones concedidas.

La autorización como entidad de evaluación autorizada se otorgaré por un período inicial de tres años y se renovará cada tres años por la misma comunidad autónoma que otorgó la concesión inicial, siempre que acredite el mantenimiento de las condiciones que dieron lugar a la anterior autorización.

6. EMPRESA INSTALADORA AUTORIZADA PARA LíNEAS DE ALTA TENSiÓN.

6.1 Requisitos.

Para obtener el certificado de empresa instaladora a que se refiere el apartado 2 de la presente instrucción, deberán acreditarse ante la comunidad autónoma donde radique su sede social, los siguientes requisitos:

a. Estar legalmente constituida, mediante los documentos que acrediten la personalidad jurídica de la empresa interesada.

b. Contar con los medios técnicos y humanos que se determinan en el anexo 1 de la presente instrucción técnica complementaria, de acuerdo con la normativa vigente y con las necesidades de las actividades a realizar. Además, deberán aportarse cumplimentados los datos de los carnés identificativos de las personas físicas poseedoras de carnés profesionales de instalador para las categorías que solicita autorización.

c. Tener suscrito seguro de responsabilidad civil que cubra los riesgos que puedan derivarse de sus actuaciones a terceros así como seguro de responsabilidad civil patronal que cubra su propio personal, mediante póliza por una cuantía mínima de un millón de euros, actualizado anualmente, a partir del año siguiente al de entrada en vigor del reglamento, según la variación del índice de precios al consumo, certificada por el Instituto Nacional de Estadística. De la actualización que realice la empresa instaladora, trasladará justificante al órgano competente de la comunidad autónoma.

d. Estar dado de alta en el impuesto de actividades económicas, en el censo de obligaciones tributarias y en el correspondiente régimen de la seguridad social.

6.2 Autorización.

6.2.1 El órgano competente de la comunidad autónoma, en caso de que se cumplan los requisitos indicados en el apartado anterior, expedirá el correspondiente certificado de empresa instaladora para líneas de alta tensión, en el cual constará la categoría o categorías que comprenda. La empresa deberá inscribirse en el Registro de Establecimientos Industriales de ámbito estatal, aprobado por Real Decreto 697/1995, de 28 de abril.

6.2.2 El certificado de empresa instaladora tendrá validez en todo el territorio español, y por un período inicial de cinco años, siempre y cuando se mantengan las condiciones que permitieron su concesión. Se renovará, por un período igual al inicial, siempre que la empresa instaladora lo solicite al órgano competente de la comunidad autónoma con anterioridad a los tres meses previos inmediatos a la finalización de su vigencia, y se acredite el mantenimiento de las condiciones que dieron lugar a su anterior autorización. La autorización se considerará renovada por silencio positivo, si no hubiera resolución expresa en el plazo de tres meses desde la fecha en la que la solicitud hubiera tenido entrada en el órgano territorial competente para su tramitación, sin perjuicio del cumplimiento los requisitos exigibles, en todo momento, por la empresa interesada.

6.2.3 Cualquier variación en las condiciones y requisitos establecidos para la concesión del certificado deberá ser comunicada al órgano competente de la comunidad autónoma, en el plazo de un mes, si no afecta a la validez del mismo. En caso de que dicha variación supusiera dejar de cumplir los requisitos necesarios para la concesión del certificado, la comunicación deberá ser realizada en el plazo de 15 días inmediatos posteriores a producirse la incidencia, a fin de que el órgano competente de la comunidad autónoma, a la vista de las circunstancias, pueda determinar la cancelación del mismo o, en su caso, la suspensión o prórroga condicionada de la actividad, en tanto se restablezcan los referidos requisitos. La falta de notificación en el plazo señalado en el párrafo anterior, podrá suponer, además de las posibles sanciones que figuran en el reglamento, la inmediata suspensión cautelar del certificado de empresa instaladora para líneas de alta tensión.

6. Empresa Instaladora DE líneas de alta tensión.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

6.1 Antes de comenzar sus actividades como empresas instaladoras de líneas de alta tensión, las personas físicas o jurídicas que deseen establecerse en España deberán presentar ante el órgano competente de la comunidad autónoma en la que se establezcan una declaración responsable en la que el titular de la empresa o el representante legal de la misma declare para qué categoría va a desempeñar la actividad, que cumple los requisitos que se exigen por esta ITC, que dispone de la documentación que así lo acredita, que se compromete a mantenerlos durante la vigencia de la actividad y que se responsabiliza de que la ejecución de las instalaciones se efectúa de acuerdo con las normas y requisitos que se establecen en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus respectivas instrucciones técnicas complementarias.

6.2 Las empresas instaladoras de líneas de alta tensión legalmente establecidas para el ejercicio de esta actividad en cualquier otro Estado miembro de la Unión Europea que deseen realizar la actividad en régimen de libre prestación en territorio español, deberán presentar, previo al inicio de la misma, ante el órgano competente de la comunidad autónoma donde deseen comenzar su actividad, una declaración responsable en la que el titular de la empresa o el representante legal de la misma declare para qué categoría va a desempeñar la actividad, que cumple los requisitos que se exigen por esta ITC, que dispone de la documentación que así

lo acredita, que se compromete a mantenerlos durante la vigencia de la actividad y que se responsabiliza de que la ejecución de las instalaciones se efectúa de acuerdo con las normas y requisitos que se establecen en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus respectivas instrucciones técnicas complementarias.

Para la acreditación del cumplimiento del requisito de personal cualificado la declaración deberá hacer constar que la empresa dispone de la documentación que acredita la capacitación del personal afectado, de acuerdo con la normativa del país de establecimiento y conforme a lo previsto en la normativa de la Unión Europea sobre reconocimiento de cualificaciones profesionales, aplicada en España mediante el Real Decreto 1837/2008, de 8 de noviembre, por el que se incorporan al ordenamiento jurídico español la Directiva 2005/36/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 7 de septiembre de 2005, y la Directiva 2006/100/CE, del Consejo, de 20 de noviembre de 2006, relativas al reconocimiento de cualificaciones profesionales así como a determinados aspectos del ejercicio de la profesión de abogado. La autoridad competente podrá verificar esa capacidad con arreglo a lo dispuesto en el artículo 15 del Real Decreto 1837/2008, de 8 de noviembre.Última frase añadida según Corrección de errores del Real Decreto 560/2010, de 7 de mayo

6.3 Las comunidades autónomas deberán posibilitar que la declaración responsable sea realizada por medios electrónicos.

No se podrá exigir la presentación de documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos junto con la declaración responsable. No obstante, esta documentación deberá estar disponible para su presentación inmediata ante la Administración competente cuando ésta así lo requiera en el ejercicio de sus facultades de inspección, comprobación y control.

6.4 El órgano competente de la comunidad autónoma, asignará, de oficio, un número de identificación a la empresa y remitirá los datos necesarios para su inclusión en el Registro Integrado Industrial regulado en el título IV de la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria y en su normativa reglamentaria de desarrollo.

6.5 De acuerdo con la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria, la declaración responsable habilita por tiempo indefinido a la empresa instaladora, desde el momento de su presentación ante la Administración competente, para el ejercicio de la actividad en todo el territorio español, sin que puedan imponerse requisitos o condiciones adicionales.

6.6 Al amparo de lo previsto en el apartado 3 del artículo 71 bis de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, la Administración competente podrá regular un procedimiento para comprobar a posteriori lo declarado por el interesado.

En todo caso, la no presentación de la declaración, así como la inexactitud, falsedad u omisión, de carácter esencial, de datos o manifestaciones que deban figurar en dicha declaración habilitará a la Administración competente para dictar resolución, que deberá ser motivada y previa audiencia del interesado, por la que se declare la imposibilidad de seguir ejerciendo la actividad y, si procede, se inhabilite temporalmente para el ejercicio de la actividad sin perjuicio de las responsabilidades que pudieran derivarse de las actuaciones realizadas.

6.7 Cualquier hecho que suponga modificación de alguno de los datos incluidos en la declaración originaria, así como el cese de las actividades, deberá ser comunicado por el interesado al órgano competente de la comunidad autónoma donde presentó la declaración responsable en el plazo de un mes.

6.8 Las empresas instaladoras cumplirán lo siguiente:

a. Disponer de la documentación que identifique a la empresa instaladora, que en el caso de persona jurídica deberá estar constituida legalmente.

b. Contar con los medios técnicos y humanos mínimos necesarios para realizar sus actividades en condiciones de seguridad que se determinan en el anexo I de la presente instrucción técnica complementaria, para las respectivas categorías, de acuerdo con la normativa vigente y con las necesidades de las actividades a realizar.

c. Tener suscrito seguro de responsabilidad civil profesional u otra garantía equivalente que cubra los daños que puedan provocar en la prestación del servicio por una cuantía mínima de un millón de euros. Esta cuantía mínima se actualizará por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, siempre que sea necesario para mantener la equivalencia económica de la garantía y previo informe de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos.

6.9 La empresa instaladora habilitada no podrá facilitar, ceder o enajenar certificados de instalación no realizadas por ella misma.

6.10 El incumplimiento de los requisitos exigidos, verificado por la autoridad competente y declarado mediante resolución motivada, conllevará el cese de la actividad, salvo que pueda incoarse un expediente de subsanación de errores, sin perjuicio de las sanciones que pudieran derivarse de la gravedad de las actuaciones realizadas.

La autoridad competente, en este caso, abrirá un expediente informativo al titular de la instalación, que tendrá quince días naturales a partir de la comunicación para aportar las evidencias o descargos correspondientes.

6.11 El órgano competente de la comunidad autónoma dará traslado inmediato al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio de la inhabilitación temporal, las modificaciones y el cese de la actividad a los que se refieren los apartados precedentes para la actualización de los datos en el Registro Integrado Industrial regulado en el título IV de la Ley 21/1992, de 16 de julio, de Industria, tal y como lo establece su normativa reglamentaria de desarrollo.

7. OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS INSTALADORAS AUTORIZADAS

Las empresas instaladoras deben, en sus respectivas categorías:

a. Ejecutar, modificar, ampliar, mantener, reparar o desmontar las líneas que les sean adjudicadas o confiadas, de conformidad con la normativa vigente y con el proyecto de ejecución de la línea, utilizando, en su caso, materiales y equipos que sean conformes a la legislación que les sea aplicable.

b. Comprobar que cada línea ejecutada supera las pruebas y ensayos reglamentarios aplicables.

c. Realizar las operaciones de revisión y mantenimiento que tengan encomendadas, en la forma y plazos previstos.

d. Emitir los certificados de instalación o mantenimiento, en su caso.e. Notificar al órgano competente de la Administración los posibles

incumplimientos reglamentarios de materiales o instalaciones, que observasen en el desempeño de su actividad. En caso de peligro manifiesto, darán cuenta inmediata de ello al propietario de la línea, a la empresa suministradora, y pondrá la circunstancia en conocimiento del órgano competente de la comunidad autónoma en el plazo máximo de 24 horas.

f. Asistir a las inspecciones realizadas por el organismo de controlo a las realizadas de oficio por el órgano competente de la Administración, cuando éste así lo requiera.

g. Mantener al día un registro de las instalaciones ejecutadas o mantenidas.h. Informar al órgano competente de la Administración sobre los accidentes

ocurridos en las instalaciones a su cargo.i. Conservar, a disposición del órgano competente de la Administración, copia

de los contratos de mantenimiento, al menos durante los cinco años inmediatos posteriores a la finalización de los mismos.

ANEXO 1MEDIOS MíNIMOS,TÉCNICOS Y HUMANOS, REQUERIDOS A LAS EMPRESAS

INSTALADORAS AUTORIZADAS PARA LíNEAS DE ALTA TENSiÓN

1. Medios humanos

1.1 Al menos, una persona dotada del carné profesional como instalador de categoría igual a cada una de las de la empresa instaladora en la plantilla. En caso de que una misma persona ostente dichas categorías, bastará para cubrir el presente requisito.

1.2 Al menos, una persona dotada de carné profesional como instalador por cada 25 operarios.

1. Medios humanos.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

1.1 Personal contratado que realice la actividad en condiciones de seguridad, con un mínimo de un instalador de líneas de alta tensión de categoría igual a cada una de las categorías de la empresa instaladora. En el caso de que una misma persona ostente dichas categorías, bastará para cubrir este requisito.

2. Medios técnicos

2.1 Local: Superficie mínima de 50 m2, Suprimido según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

2.2 Equipos: Las empresas instaladoras deberán disponer, en propiedad, los siguientes equipos mínimos:

2.2.1 Equipo general:

2.2.1.1 Telurómetro)

2.2.1.2 Medidor de aislamiento de, al menos, 10 kV.)

2.2.1.3 Pértiga detectora de la tensión correspondiente a la categoría solicitada.)

2.2.1.4 Multímetro o tenaza, para las siguientes magnitudes.)

-Tensión alterna y continua hasta 500V.) -Intensidad alterna y continua hasta 20 A) -Resistencia.)

2.2.1.5 Ohmímetro con fuente de intensidad de continua de 50 A)

2.2.1.6 Medidor de tensiones de paso y contacto con fuente de intensidad de 50 A, como mínimo.)

2.2.1.7 Cámara termográfica.)

2.2.1.8 Equipo verificador de la continuidad de conductores.)

2.2.2 Equipos específicos para trabajos en líneas aéreas:

2.2.2.1 Dispositivos mecánicos para tendido de líneas aéreas (dinamómetro, trócola, etc.).

2.2.2.2 Dispositivos topográficos para el trazado de la línea y medida de la flecha (por ejemplo taquímetro, técnicas GPS, etc.).

2.2.2.3 Tren de tendido para líneas aéreas (sólo para empresas de categoría de tensión nominal superior a 66 kV).

2.2.3 Equipos específicos para trabajos en líneas subterráneas:

2.2.3.1 Dispositivos apropiados para la instalación de accesorios en cables aislados.

2.2.3.2 Localizador de faltas y averías.)

Además, para ciertas verificaciones, podrían ser necesarios otros equipos de ensayo y medida, en cuyo caso podrán ser subcontratados. En cualquier caso, los equipos se mantendrán en correcto estado de funcionamiento y calibración.

2.3 Herramientas, equipos y medios de protección individual.

Estarán de acuerdo con la normativa vigente y las necesidades de la instalación.

ANEXO 2 CONTENIDOS MíNIMOS DE LAS PRUEBAS TEÓRICO PRÁCTICAS PARA LA

OBTENCiÓN DE LOS CARNÉS PROFESIONALES DE INSTALADOR Conocimientos mínimos necesarios para instaladores de líneas de alta

tensión.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

1. CONTENIDOS TEÓRICOS Conocimientos teóricos.Modificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

1.1 Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctrica de alta tensión y sus InstruccionesTécnicas Complementarias ITC-LAT 01 a 09.

1.2 Nociones de trazado, interpretación de planos y esquemas.

1.2.1 Plano de alzado y planta de la línea.

1.2.2 Esquemas unifilares.

1.2.3 Planos de detalles de aisladores, herrajes, crucetas, apoyos, cimentaciones, terminaciones y empalmes.

1.2.4 Distancias de seguridad. 1.2.5Trazado del perfil longitudinal: curvas de flechas máximas.

1.2.6 Distribución de apoyos: curva de flechas máximas. Apoyos con tiro ascendente: curva de flechas mínimas.

1.2.7 Cruzamientos y paralelismos.

1.3 Legislación vigente (estatal y autonómica) sobre impacto ambiental de líneas de alta tensión. Exigencias para los elementos constitutivos de las líneas de alta tensión.

1.4 Conductores a emplear en líneas aéreas de alta tensión.

1.4.1 Conductores desnudos: naturaleza, características, empalmes y conexiones. Designación.

1.4.2 Tipos de conductores desnudos. Conductor de aluminio-acero: características. Designación.

1.4.3 Conductores recubiertos: características y empalmes. Designación.

1.4.4 Conductores en Haz. Normas UNE-EN de obligado cumplimiento. Empalmes y terminaciones. Designación.

1.4.5 Conocimientos básicos de cálculos eléctricos y mecánicos de conductores. Acciones a considerar, hipótesis reglamentarias, parámetros eléctricos. Interpretación de tablas de cálculo mecánico y de tendido.

1.5 Conductores a emplear en líneas subterráneas de alta tensión.

1.5.1 Constitución.

1.5.2 Parámetros característicos.

1.5.3 Designación.

1.5.4 Tipos.

1.5.5 Empalmes y terminaciones.

1.5.6 Instalación y tendido. Técnicas de puestas a tierra.

1.5.7 Conocimientos básicos de cálculo eléctrico.

1.6 Aisladores y herrajes.

1.6.1 Herrajes: descargadores, sujeción de los aisladores al apoyo, sujeción de los conductores a los aisladores.

1.6.2 Aisladores: constitución, tipo de aisladores, valores característicos, ensayos, cálculo mecánico, cálculo eléctrico (acción de la contaminación ambiental, nivel de aislamiento, línea de fuga). Desviación de cadena de aisladores (contrapesos).

1.7 Apoyos y cimentaciones.

1.7.1 Clasificación de los apoyos según su función.

1.7.2 Tipos de apoyos.

1.7.3 Tipo de crucetas.

1.7.4 Conocimientos básicos de cálculo mecánico de apoyos: acciones a considerar, hipótesis reglamentarias.

1.7.5 Conocimientos básicos de cálculo de cimentaciones: naturaleza del terreno, características de materiales, hipótesis de cálculo (cimentaciones monobloque, cimentaciones de macizos independientes, cimentaciones mixtas y cimentaciones en roca).

1.7.6 Puestas a tierra de apoyos.

1.8 Aparamenta de seccionamiento, corte y protección.

1.8.1 Tipos: Seccionadores, autoseccionadores, interruptores, interruptores automáticos, fusibles limitadores y fusibles de expulsión.

1.8.2 Características principales y formas de instalación.

1.9 Protección contra las sobretensiones.

1.9.1 Apantallamiento de las líneas.

1.9.2 Pararrayos yautoválvulas.

1.10 Seguridad en las instalaciones de alta tensión.

1.10.1 Normativa y reglamentación vigente para prevención del riesgo eléctrico en trabajos realizados en instalaciones eléctricas.

1.10.2 Factores y situaciones de riesgo.

1.10.3 Aplicación de medios, equipos y técnicas de seguridad.

1.10.4 Técnicas de primeros auxilios.

2. CONTENIDOS PRÁCTICOS Conocimientos prácticosModificado según REAL DECRETO 560/2010, de 7 de mayo

2.1 Instalación y tendido de líneas eléctricas aéreas de alta tensión.

2.1.1 Montaje de apoyos de líneas com probando el replanteo de apoyos, ensam blado de los m ismos y realizando correctamente la cimentación (monobloques y macizos independientes).

2.1.2 Montaje de crucetas, aisladores, herrajes y aparamenta, preparando los dispositivos para la realización del tendido de los conductores (poleas sobre aisladores, etc.).

2.1.3 Tendido de conductores, realizando el acopio correcto de las bobinas, el tensado del conductor sobre las poleas, arriostramiento de los apoyos cuando sea necesario, engrapado de conductores sobre las cadenas de aisladores y comprobación de tensiones y flechas, según las tablas de tendido contenidas en el proyecto.

2.1.4 Realización de puesta a tierra de apoyos y aparamenta (picas individuales y anillos equipotenciales) y comprobación posterior del valor de la resistencia de puesta a tierra, valores de tensión de paso y contacto.

2.2 Instalación y tendido de líneas subterráneas de alta tensión.

2.2.1 Marcado de trazas sobre el terreno donde se va a realizar la excavación para el alojamiento de los conductores.

2.2.2 Realización correcta del acopio de cables y su preparación para el tendido de los mismos (rodillos en zanja, cabrestantes, elementos de tiro mecánico, etc.).

2.2.3 Preparación de la zanja, inspeccionando la misma y acondicionándola para el tendido del cable (lecho de arena, colocación de tubos, etc.).

2.2.4 Tendido de cables en zanja, directamente enterrados o bajo tubo.

2.2.5 Realización de empalmes y terminaciones según las diferentes técnicas empleadas. Uniones (punzonado profundo y compactado hexadiédricol, empalmes y term ¡naciones (encintados, premoldeados en fébrica, premoldeados en campo, termorectréctiles, empalmes mixtos).

2.2.6 Realización de puesta a tierra de pantallas y armaduras (single point, crossbonding, both end, etc.).

2.3 Verificación, mantenimiento y reparación de líneas de alta tensión.

2.3.1 Verificación de líneas aéreas y subterráneas de acuerdo a la normativa vigente (verificación inicial y periódica de líneas realizando los ensayos necesarios, inspección visual, termogrMica, localización de averías en cables, etc.).

2.3.2 Realizar el mantenimiento y reparación de líneas aéreas (aisladores, herrajes, conductores, etc.), así como de cables, terminales y empalmes en líneas subterráneas, delimitando la zona de trabajo y colocando las tierras de protección correspondientes.

2.3.3 Realizar el mantenimiento o reparación de la aparamenta de maniobra y protección instalada en las líneas (seccionadores, interruptores, fusibles, autoválvulas, etc.).

2.3.4 Gestión de maniobras, solicitando los descargos y reposiciones correspondientes, para realizar los trabajos de mantenimiento y reparación correspondientes.

2.4 Manejo aparatos de medida y herramientas.

2.4.1 Herramientas utilizadas en instalaciones eléctricas de alta tensión: tipos y manejo.

2.4.2 Manejo de aparatos de medida de magnitudes mecánicas (dinamómetros, equipos de tracción mecánica, etc.).

2.4.3 Manejo de aparatos de medida de magnitudes eléctricas (medidores de resistencia, tensiones de paso y contacto).

2.4.4 Manejo de aparatos de medida para verificación y control (medidores de tangente de delta, medidores de aislamiento, etc.).


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 04 DOCUMENTACIÓNY PUESTA EN SERVICIO DE LAS ÚNEAS DE

ALTA TENSiÓN

Modificado según:


0. ÍNDICE

1. OBJETO

2. DOCUMENTACiÓN DE LAS LíNEAS ELÉCTRICAS

3. DOCUMENTACIÓNY PUESTA EN SERVICIO DE LAS LíNEAS PROPIEDAD DE EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

4. DOCUMENTACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE LAS LíNEAS QUE NO SEAN PROPIEDAD DE EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

5. DOCUMENTACIÓNY PUESTA EN SERVICIO DE LíNEAS QUE SEAN CEDIDAS A EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

1. OBJETO

La presente instrucción tiene por objeto desarrollar las prescripciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, determinando la documentación técnica que deben tener las instalaciones para ser legalmente puestas en servicio, así como su tramitación ante el órgano competente de la Administración.

2. DOCUMENTACiÓN DE LAS LfNEAS ELÉCTRICAS

Las líneas en el ámbito de aplicación de este reglamento deben ejecutarse según proyecto que deberá ser redactado y firmado por técnico titulado competente, quien será directamente responsable de que el mismo se adapte a las disposiciones reglamentarias y, en su caso, a las especificaciones particulares aprobadas a la empresa de transporte y distribución a la que se conecte.

Cuando se prevea que una línea vaya a ser cedida a empresa de transporte y distribución el autor del proyecto lo remitirá a la misma para su revisión previa a la ejecución de la línea. En caso de discrepancias entre las partes afectadas, se estará a lo que resuelva el órgano competente de laAdministración que intervenga en el procedimiento.

El contenido del proyecto seguirá lo indicado en la ITC-LAT 09.

3. DOCUMENTACIÓNY PUESTA EN SERVICIO DE LAS LÍNEAS PROPIEDAD DE EMPRESAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCiÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La construcción, ampliación, modificación y explotación de las líneas eléctricas de alta tensión propiedad de empresas de transporte y distribución de energía

eléctrica se condicionará a la autorización administrativa, aprobación del proyecto de ejecución, reconocimiento de la utilidad pública, en el caso que proceda, y autorización de explotación descritas en el título VII del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

La ejecución de las líneas deberá contar con la dirección de técnicos facultativos competentes. Al término de la ejecución de la línea, la empresa titular de la instalación realizará las verificaciones previas a la puesta en servicio que resulten oportunas, en función de las características de aquélla, según se especifica en la ITC-LAT 05. Asimismo, finalizadas las obras, un técnico titulado competente deberá emitir un certificado final de obra, según modelo establecido por la Administración, que deberá comprender, al menos, lo siguiente:

a. Los datos referentes a las principales características técnicas de la línea y de su instalación.

b. Informe técnico con resultado favorable, de las verificaciones previas a la puesta en servicio, realizado por la empresa titular de la instalación según se especifica en la ITC-LAT 05.

c. Declaración expresa de que la línea ha sido ejecutada de acuerdo con las prescripciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias y, en su caso, con las especificaciones particulares aprobadas a la empresa de transporte y distribución de energía eléctrica.

d. Identificación, en su caso, de la empresa instaladora responsable de la ejecución de la línea.

Para obtener la autorización de explotación, el certificado de final de obra se presentará, junto con la solicitud de puesta en servicio, ante el órgano competente de la Administración, conforme a lo prescrito en el título VII del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

La empresa de transporte o distribución de energía eléctrica será la responsable de mantener la línea en el debido estado de conservación y funcionamiento.

4. DOCUMENTACiÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE LAS LÍNEAS QUE NO SEAN PROPIEDAD DE EMPRESAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCiÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Las líneas de conexión de centrales de generación, las de consumidores a redes de transporte o distribución, las líneas directas, acometidas y las que por estar destinadas a mas de un consumidor tengan la consideración de redes de distribución estarán sujetas al régimen de autorización administrativa previa debiendo seguir para su puesta en servicio el procedimiento establecido en el título VII del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

Todas las líneas que no sean propiedad de empresas de transporte y distribución de energía eléctrica deben ser ejecutadas por las empresas instaladoras autorizadas en alta tensión a las que se refiere la ITC-LAT 03.

La ejecución de las líneas deberá contar con la dirección de técnicos titulados competentes.

Si, en el curso de la ejecución de la instalación, la empresa instaladora considerase que el proyecto no se ajusta a lo establecido en el reglamento, deberá, por escrito, poner tal circunstancia en conocimiento del director de obra, y del titular. Si no hubiera acuerdo entre las partes, se someterá la cuestión al órgano competente de la Administración, para que éste resuelva en el más breve plazo posible.

Al término de la ejecución de la línea, la empresa instaladora realizará las verificaciones que resulten oportunas, en función de las características de aquélla, según se especifica en la ITC-LAT 05, contando para ello con el técnico director de obra.

Las líneas de tensión nominal superior a 30 kV deberán ser objeto de la correspondiente inspección inicial por organismo de control, según lo establecido en la ITC-LAT 05.

Finalizadas las obras y realizadas las verificaciones e inspección inicial a que se refieren los puntos anteriores, la empresa instaladora deberá emitir un certificado de instalación, según modelo establecido por la Administración, que deberá comprender, al menos, lo siguiente:

a. Los datos referentes a las principales características técnicas de la línea y de su instalación.

b. Informe técnico con resultado favorable, de las verificaciones previas a la puesta en servicio, realizado según se especifica en la ITC-LAT 05. Para líneas de tensión nominal superior a 30 kV, la referencia del certificado del organismo de control que hubiera realizado, con calificación de resultado favorable, la inspección inicial.

c. Declaración expresa de que la línea ha sido ejecutada de acuerdo con las prescripciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09 y, cuando se prevea que las líneas vayan a ser cedidas a empresas de transporte o distribución de energía eléctrica, con las especificaciones particulares aprobadas a la em presa de transporte y distribución de energía eléctrica.

d. Identificación de la empresa instaladora responsable de la ejecución de la línea.

Antes de la puesta en servicio de la línea, el titular de la misma deberá presentar ante el órgano competente de la Administración, al objeto de su inscripción en el correspondiente registro, el certificado de instalación, al que se acompañará el proyecto, así como el certificado de dirección facultativa de obra firmado por el correspondiente técnico titulado competente, el certificado acreditativo de la existencia de un contrato de mantenimiento suscrito con una empresa instaladora para líneas de alta tensión y, en su caso, el certificado de inspección inicial, con calificación de resultado favorable, del organismo de control.

Cuando el titular de la línea precise conectarse a la red de una empresa suministradora de energía eléctrica, deberá solicitar el suministro a la empresa suministradora mediante entrega del correspondiente ejemplar del certificado de instalación de la línea. En este caso, la empresa suministradora podrá realizar las verificaciones que considere oportunas, en lo que se refiere al cumplimiento de las prescripciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias, así como del proyecto, como requisito previo para la conexión de la línea a la red eléctrica.

Si los resultados de las verificaciones no son favorables, la empresa suministradora deberá extender un acta, en la que conste el resultado de las comprobaciones, la cual deberá ser firmada igualmente por el titular de la instalación, dándose por enterado. Dicha acta, en el plazo más breve posible, se pondrá en conocimiento del órgano competente de la Administración, quien determinará lo que proceda.

Sólo se admitirá la conexión provisional de la línea a la red antes de su inscripción cuando sea preciso para realizar las pruebas y verificaciones previas necesarias y siem pre bajo la responsabilidad de la em presa instaladora.

5. DOCUMENTACIÓNY PUESTA EN SERVICIO DE LINEAS QUE SEAN CEDIDAS A EMPRESAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCiÓN DE ENERGfA ELÉCTRICA

El procedimiento de autorización de transmisión de instalaciones de líneas de alta tensión seguirá lo dispuesto en los artículos 133 y 134 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

Las instalaciones de líneas promovidas por terceros, que posteriormente deban ser obligatoriamente cedidas antes de su puesta en servicio Y, por tanto, vayan a formar parte a la red de distribución, deberén estar sujetas al régimen de autorizaciones establecidas en el título VII del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre. Para su puesta en servicio deberén presentar la documentación prevista en el capítulo 4 de esta ITC, con la salvedad de que, para poder emitir el acta de puesta en servicio y autorización de explotación por parte del órgano competente de cada comunidad autónoma, se debe aportar el documento de cesión entre promotor y empresa distribuidora, pero no se requerirá contrato de mantenimiento.

Antes de la cesión, la empresa eléctrica podrá realizar las verificaciones que considere oportunas, en lo que se refiere al cumplimiento de las prescripciones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias y, cuando corresponda, de sus especificaciones particulares, como requisito previo para la aceptación de la línea, antes de la conexión a su red eléctrica. La empresa eléctrica aceptará por escrito la cesión de la titularidad de la línea cedida.

Si los resultados de las verificaciones no son favorables, la empresa eléctrica deberá extender un acta, en la que conste el resultado de las comprobaciones, la cual deberá ser firmada igualmente por el autor del proyecto y el propietario de la línea, dándose por enterados. Dicha acta en el plazo más breve posible, se pondrá en conocimiento del órgano competente de la Administración, quien determinará lo que proceda.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 05 VERIFICACIONES E INSPECCIONES

Modificado según:


O. ÍNDICE

1. PRESCRIPCIONES GENERALES

2. VERIFICACiÓN E INSPECCiÓN DE LAS LíNEAS ELÉCTRICAS PROPIEDAD DE EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

3. VERIFICACiÓN E INSPECCiÓN DE LAS LíNEAS ELÉCTRICAS QUE NO SEAN PROPIEDAD DE EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

4. CLASIFICACiÓN DE DEFECTOS

ANEXO .- MEDIOS TÉCNICOS MíNIMOS REQUERIDOS PARA LA VERIFICACiÓN O INSPECCiÓN DE LINEAS ELÉCTRICAS DE ALTA TENSiÓN


La presente instrucción tiene por objeto desarrollar las previsiones del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, en relación con las verificaciones e inspecciones previas a la puesta en servicio, o periódicas de las líneas eléctricas de alta tensión.

Las empresas de transporte o distribución o los técnicos titulados competentes que realicen actividades de verificación y los organismos de control que realicen actividades de inspección deberán disponer de los mismos medios técnicos indicados en el anexo I de esta instrucción.

2. VERIFICACiÓN E INSPECCiÓN DE LAS LíNEAS ELÉCTRICAS PROPIEDAD DE EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

2.1 Verificación

Las verificaciones previas a la puesta en servicio de las líneas eléctricas de alta tensión deberán ser realizadas por el titular de la instalación o por personal delegado por el mismo.

Se efectuarán los ensayos previos a la puesta en servicio que establezcan las normas de obligado cumplimiento. En cualquier caso para líneas eléctricas con conductores aislados con pantalla se efectuarán, al menos, los ensayos de comprobación del aislamiento principal y de la cubierta. En las líneas aéreas y en las subterráneas con cables aislados instalados en galerías visitables, se realizarán, además, los ensayos de la medida de resistencia del circuito de puesta a tierra y, en el caso que corresponda, medida de las tensiones de contacto.

Las líneas eléctricas de alta tensión serán objeto de verificaciones periódicas, al menos una vez cada tres años, realizando las comprobaciones que permitan conocer el estado de los diferentes componentes de las mismas. Las verificaciones se podrán sustituir por planes concertados con el órgano competente de la Administración, que garanticen que la línea está correctamente mantenida.

Como resultado de una verificación previa o periódica, la empresa titular emitirá un acta de verificación, en la cual figurarán los datos de identificación de la línea y posible relación de defectos, planes de corrección y, en su caso, observaciones al respecto.

La empresa titular mantendrá una copia del acta de verificación a disposición del órgano competente de laAdministración. El acta de verificación podrá ser enviada mediante una transmisión electrónica.

2.2 inspección

Los órganos competentes de la Administración podrán efectuar, por sí mismos o a través de terceros, inspecciones sistemáticas mediante control por muestreo estadístico.

3. VERIFICACiÓN E INSPECCiÓN DE LAS LíNEAS ELÉCTRICAS QUE NO SEAN PROPIEDAD DE EMPRESAS DETRANSPORTEY DISTRIBUCiÓN DE ENERGíA ELÉCTRICA

Todas las líneas deben ser objeto de una verificación previa a la puesta en servicio y de una inspección periódica, al menos cada tres años. Para las líneas de tensión nominal menor o igual a 30 kV la inspección periódica puede ser sustituida por una verificación periódica. Las líneas de tensión nominal superior a 30 kV deberán ser objeto, también, de una inspección inicial antes de su puesta en servicio. Las verificaciones previas a la puesta en servicio de las líneas eléctricas de alta tensión deberán ser realizadas por las empresas instaladoras autorizadas que las ejecuten.

Sin perjuicio de las atribuciones que, en cualquier caso, ostenta la Administración pública, los agentes que lleven a cabo las inspecciones de las líneas eléctricas de alta tensión de tensión nominal mayor de 30 kV deberán tener la condición de organismos de control, según lo establecido en el Real Decreto 2200/1995, de 28 de diciembre, acreditados para este campo reglamentario.

Las verificaciones periódicas de líneas eléctricas de tensión nominal no superior a 30 kV podrán ser realizadas por técnicos titulados con competencias en este ámbito que dispongan de un certificado de cualificación individual, expedido por una entidad de certificación de personas acreditada, de acuerdo con el Real Decreto 2200/1995, de 28 de diciembre, y según la norma UNE-EN-ISO/IEC 17024. El certificado de cualificación individual se renovará, al menos, cada tres años. Asimismo, el técnico titulado encargado de la verificación no podrá haber participado ni en la redacción del proyecto, ni en la dirección de obra, ni estar vinculado con el mantenimiento de la línea.

3.1 Verificaciones

3.1.1 Verificación inicial previa a la puesta en servicio.

Se efectuarán los ensayos previos a la puesta en servicio que establezcan las normas de obligado cumplimiento. En cualquier caso, para líneas eléctricas con conductores aislados con pantalla se efectuarán, al menos, los ensayos de comprobación del aislamiento principal y de la cubierta.

En las líneas aéreas y en las subterráneas con cables aislados instalados en galerías visitables, se realizarán, además, los ensayos de la medida de resistencia del circuito de puesta a tierra y, en el caso que corresponda, medida de las tensiones de contacto.

3.1.2 Verificaciones periódicas.

Para líneas eléctricas con conductores aislados con pantalla se efectuarán, al menos, los ensayos de comprobación del aislamiento principal y de la cubierta. En las líneas aéreas y en las subterráneas con cables aislados instalados en galerías visitables, se realizarán, además, los ensayos de la medida de resistencia del circuito de puesta a tierra y, en el caso que corresponda, medida de las tensiones de contacto.

3.2 Inspecciones

3.2.1 Inspección inicial.

En la inspección inicial se comprobará que los ensayos a realizar por la empresa instaladora, correspondientes a las verificaciones previas a la puesta en servicio, se ejecutan correctamente, con los medios técnicos apropiados yen correcto estado de calibración, así como el resultado obtenido es satisfactorio. También se comprobará que existe coincidencia entre las condiciones reales de tendido con las condiciones de cálculo del proyecto.

3.2.2 Inspección periódica.

Para líneas eléctricas con conductores aislados con pantalla se efectuarán, al menos, los ensayos de comprobación del aislamiento principal y de la cubierta. En las líneas aéreas y en las subterráneas con cables aislados instalados en galerías visitables, se realizarán, además, los ensayos de la medida de resistencia del circuito de puesta a tierra y, en el caso que corresponda, medida de las tensiones de contacto.

3.3 Procedimientos de inspección y verificación

Las inspecciones y verificaciones de las instalaciones se realizarán sobre la base de las prescripciones que establezca la norma de aplicación y, en su caso, de lo especificado en el proyecto, aplicando los criterios para la clasificación de defectos que se relacionan en el apartado siguiente.

3.3.1 Procedimiento de inspección inicial o periódica.

La empresa instaladora que haya ejecutado la instalación o la responsable del mantenimiento, según se trate de inspecciones iniciales o periódicas, deberá asistir al organismo de control para la realización de las pruebas y ensayos necesarios.

Como resultado de la inspección, el agente encargado de la inspección emitirá un certificado de inspección, en el cual figurarán los datos de identificación de la línea y la posible relación de defectos, con su clasificación, y la calificación de la línea, así como el registro de las últimas operaciones de mantenimiento realizadas por la empresa, responsable del mantenimiento de la línea.

3.3.2 Procedimiento de verificación periódica.

La empresa responsable del mantenimiento podrá asistir al técnico titulado competente para la realización de las pruebas y ensayos necesarios.

Como resultado de la verificación, el técnico titulado competente encargado de la verificación emitirá un acta de verificación, en la cual figurarán los datos de identificación de la línea y la posible relación de defectos, con su clasificación, y la calificación de la línea, así como el registro de las últimas operaciones de mantenimiento realizadas por la empresa responsable del mantenimiento de la línea.

3.3.3 Calificación de una línea.

La calificación de una línea, como resultado de una inspección o verificación, podrá ser:

a. Favorable: Cuando no se determine la existencia de ningún defecto muy grave o grave. En este caso, los posibles defectos leves se anotarán para constancia del titular.

b. Condicionada: Cuando se detecte la existencia de, al menos, un defecto grave o defecto leve procedente de otra inspección anterior que no se haya corregido. En este caso:

b.1) Las líneas nuevas que sean objeto de esta calificación no podrán ser puestas en servicio en tanto no se hayan corregido los defectos indicados y puedan obtener la calificación de favorable.

b.2) A las líneas ya en servicio se les fijará un plazo para proceder a su corrección, que no podrá superar los seis meses. Transcurrido dicho plazo sin haberse subsanado los defectos, el organismo de controlo el técnico titulado competente encargado de la verificación, según corresponda, deberá remitir el certificado con la calificación negativa al órgano competente de la Administración.

c. Negativa: Cuando se observe, al menos, un defecto muy grave. En este caso:

c.1) Las nuevas líneas no podrán entrar en servicio, en tanto no se hayan corregido los defectos indicados y puedan obtener la calificación de favorable.

c.2) A las líneas ya en servicio se les emitirá certificado negativo, que se rem itirá inmediatamente, por el organismo de controlo el técnico titulado competente encargado de la verificación, según corresponda, al órgano competente de la Adm inistración,

4. CLASIFICACiÓN DE DEFECTOS

Los defectos en las instalaciones se clasificarán en: defectos muy graves, defectos graves y defectos leves.

4.1 Defecto muy grave

Es todo aquél que la razón o la experiencia determina que constituye un peligro inmediato para la seguridad de las personas o los bienes. Se consideran tales los incumplimientos de las medidas de seguridad que pueden provocar el desencadenamiento de los peligros que se pretenden evitar con tales medidas, en relación con:

a. Reducción de distancias de seguridad.b. Reducción de distancias de cruzamientos y paralelismos.

c. Falta de continuidad del circuito de tierra.d. Tensiones de contacto superiores a los valores límites admisibles.

4.2 Defecto grave

Es el que no supone un peligro inmediato para la seguridad de las personas o de los bienes, pero puede serlo al originarse un fallo en la instalación. También se incluye dentro de esta clasificación, el defecto que pueda reducir de modo sustancial la capacidad de utilización de la instalación eléctrica.

Dentro de este grupo, y con carácter no exhaustivo, se consideran los siguientes defectos graves:

a. Falta de conexiones equipotenciales, cuando éstas fueran requeridas.b. Degradación importante del aislamiento.c. Falta de protección adecuada contra cortocircuitos y sobrecargas en los

conductores, en función de la intensidad máxima admisible en los mismos, de acuerdo con sus características y condiciones de instalación.

d. Defectos en la conexión de los conductores de protección a las masas, cuando estas conexiones fueran preceptivas.

e. Sección insuficiente de los cables y circuitos de tierras.f. Existencia de partes o puntos de la línea cuya defectuosa ejecución o

mantenimiento pudiera ser origen de averías o daños.g. Naturaleza o características no adecuadas de los conductores utilizados.h. Empleo de equipos y materiales que no se ajusten a las especificaciones

vigentes.i. Ampliaciones o modificaciones de una instalación que no se hubieran

tramitado según lo establecido en la ITC-LAT 04.j. No coincidencia entre las condiciones reales de tendido con las condiciones

de cálculo del proyecto (aplicable a líneas aéreas).k. La sucesiva reiteración o acum ulación de defectos leves.

4.3 Defecto leve

Es todo aquel que no supone peligro para las personas o los bienes, no perturba el funcionamiento de la línea y en el que la desviación respecto de lo reglamentado no tiene valor significativo para el uso efectivo o el funcionamiento de la línea.

ANEXO MEDIOS TÉCNICOS MíNIMOS REQUERIDOS PARA LA VERIFICACiÓN O

INSPECCiÓN DE LINEAS ELÉCTRICAS DE ALTA TENSiÓN

1. MEDIOS TÉCNICOS

1.1 Equipos.

En este apartado se detallan los equipos de medida y ensayo mínimos. Para ciertas verificaciones que requieran equipos y medios especiales, los ensayos y medidas podrán ser subcontratados a laboratorios acreditados según la UNE-EN-ISO/IEC 17025.

1.1.1 Telurómetro)

1.1.2 Medidor de aislamiento de, al menos, 10 kV.)

1.1.3 Pértiga detectora de la tensión correspondiente a la categoría solicitada)

1.1.4 Multímetro o tenaza, para las siguientes magnitudes.)

a. Tensión alterna y continua hasta 500V.)b. Intensidad alterna y continua hasta 20 A.)c. Resistencia.)

1.1.5 Ohmímetro con fuente de intensidad de continua de 50A)

1.1.6 Medidor de tensiones de paso y contacto con fuente de intensidad de 50A como mínimo.)

1.1.7 Cámara termográfica.)

1.1.8 Equipo verificador de la continuidad de conductores.)

1.1.9 Prismáticos de, al menos, 8 aumentos. )

Los equipos se mantendrán en correcto estado de funcionamiento y calibración. Cuando se subcontraten ensayos y medidas especiales, el agente encargado de la verificación o inspección comprobará el correcto estado de calibración de los equipos.

1.2 Equipos y medios de protección individual.

Estarán de acuerdo con la normativa vigente y las necesidades de la instalación.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 06 LÍNEAS SUBTERRANEAS CON CABLES AISLADOS

0.ÍNDICE


2. NIVELES DE AISLAMIENTO

3. MATERIALES: CABLES Y ACCESORIOS

4. INSTALACiÓN DE CABLES AISLADOS

5. CRUZAMIENTOS, PROXIMIDADES Y PARALELISMOS

6. INTENSIDADES ADMISIBLES

7. PROTECCIONES

8. ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD


1.1 Campo de aplicación

La presente instrucción será de aplicación a todas las líneas eléctricas subterráneas y a cualquier tipo de instalación distinta de las líneas aéreas, por ejemplo en galerías, en bandejas en el interior de edificios, en fondos acuáticos, etc. Los cables serán aislados, de tensión asignada superior a 1 kV, Y el régimen de funcionamiento de las líneas se preverá para corriente alterna trifásica de 50 Hz de frecuencia.

1.2 Tensiones nominales normalizadas

En la tabla siguiente se indican las tensiones nominales normalizadas en redes trifásicas.

Tabla 1. Tensiones nominales normalizadas

TENSiÓN NOMINALDE LA RED (Un)

kV

TENSiÓN MAS ELEVADA

DE LA RED (Us)kV

3 3,6

6 7,2

10 12

15 17,5

20* 24

25 30

30 36

45 52

66* 72,5

110 123

132* 145

150 170

220* 245

400* 420

* Tensiones de uso preferente en redes eléctricas de transporte y distribución.

1.3 Tensiones nominales no normalizadas

Existiendo en el territorio español redes a tensiones nominales diferentes de las que como normalizadas figuran en el apartado anterior, se admite su utilización dentro de los sistemas a que correspondan.


El nivel de aislamiento de los cables y accesorios de alta tensión (Al) deberá adaptarse a los valores normalizados indicados en las normas UNE 211435 Y UNE-EN 60071-1, salvo en casos especiales debidamente justificados por el proyectista de la instalación.

2.1 Categorías de las redes

Según la duración máxima de un eventual funcionamiento con una fase a tierra, que el sistema de puesta a tierra perm ita, las redes se clasifican en tres categorías:

Categoría A:

Los defectos a tierra se eliminan tan rápidamente como sea posible y en cualquier caso antes de 1 minuto.

Categoría B:

Comprende las redes que, en caso de defecto, sólo funcionan con una fase a tierra durante un tiempo limitado. Generalmente la duración de este funcionamiento no debería exceder de 1 hora, pero podrá admitirse una duración mayor cuando así se especifique en la norma particular del tipo de cable y accesorios considerados.

Conviene tener presente que en una red en la que un defecto a tierra no se elimina automática y rápidamente, los esfuerzos suplementarios soportados por el aislamiento de los cables y accesorios durante el defecto, reducen la vida de los cables y accesorios en una cierta proporción. Si se prevé que una red va a funcionar bastante frecuentemente con un defecto a tierra durante largos periodos, puede ser económico clasificar dicha red dentro de la categoría C.

Categoría C:

Esta categoría comprende todas las redes no incluidas en la categoría A ni en la categoría B.

2.2 Tensiones asignadas del cable y sus accesorios

Los cables y sus accesorios deberán designarse mediante Uo/U para proporcionar información sobre la adaptación con la aparamenta y los transformadores. A cada

valor de Uo/U le corresponde una tensión soportada nominal a los impulsos de tipo rayo Up.

La tensión asignada del cable Uo/U se elegirá en función de la tensión nominal de la red (Un), o tensión más elevada dela red (Us), y de la duración máxima del eventual funcionamiento del sistema con una fase a tierra (categoría de la red), tal y como se especifica en la tabla 2.

Tabla 2. Niveles de aislamiento de los cables y sus accesorios

Tensiónnominal de la red Un

Tensión máselevada de la

red Us

kV

Categoríade la red

Características mínimas del cabley accesorios

Uo/U ó Uo

kVUp

kV

3 3,6A-B 1,8/3 45

C3,6/6 60

6 7,2A-B

C6/10 75

10 12A-B

C8,7/15 95

15 17,5A-B

C12/20 125

20 24A-B

C15/25 145

25 30A-B

C18/30 170

30 36A-B

C26/45 250

45 52 A-B

66 72,5 A-B 36 (1)

110 123 A-B 64 (1)

132 145 A-B 76 (1)

150 170 A-B 87 (1)

220 245 A-B 127 (1)

400 420 A-B 220 (1)

(1) El nivel de aislamiento a impulsos tipo rayo se determinará conforme a los criterios de coordinación de aislamiento establecidos en la norma UNE-EN 60071-1.

Donde:

Uo: Tensión asignada eficaz a frecuencia industrial entre cada conductor y la pantalla del cable, para la que se han diseñado el cable y sus accesorios.

U: Tensión asignada eficaz a frecuencia industrial entre dos conductores cualesquiera para la que se han diseñado el cable y sus accesorios. Nota: Esta magnitud afecta al diseño de cables de campo no radial ya sus accesorios.

Up: Valor de cresta de la tensión soportada a impulsos de tipo rayo aplicada entre cada conductor y la pantalla o la cubierta para el que se ha diseñado el cable o los accesorios.

3. MATERIALES: CABLES Y ACCESORIOS

3.1 Condiciones generales

Los materiales y su montaje cumplirán con los requisitos y ensayos de las normas UNE aplicables de entre las incluidas en la ITC-LAT 02 y demás normas y especificaciones técnicas aplicables. En el caso de que no exista norma UNE, se utilizarán las Normas Europeas (EN o HD) correspondientes y, en su defecto, se recomienda utilizar la publicación CEI correspondiente (Comisión Electrotécnica Internacional).

3.2 Cables

Los cables utilizados en las redes subterráneas tendrán los conductores de cobre o de aluminio y estarán aislados con materiales adecuados a las condiciones de instalación y explotación manteniendo, con carácter general, el mismo tipo de aislamiento de los cables de la red a la que se conecten. Estarán debidamente apantallados, y protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno donde se instalen o la producida por corrientes erráticas, y tendrán resistencia mecánica suficiente para soportar las acciones de instalación y tendido y las habituales después de la instalación. Se exceptúan las agresiones mecánicas procedentes de maquinaria de obra pública como excavadoras, perforadoras o incluso picos. Podrán ser unipolares o tri polares.

3.3 Accesorios

Los accesorios serán adecuados a la naturaleza, composición y sección de los cables, y no deberán aumentar la resistencia eléctrica de éstos. Los accesorios deberán ser asimismo adecuados a las características ambientales (interior, exterior, contaminación, etc.).

4. INSTALACiÓN DE CABLES AISLADOS

Lo indicado en este apartado es válido para instalaciones cuya tensión nominal de la red no sea superior a 30 kV. Para tensiones mayores, el proyectista determinará y justificará en cada caso las condiciones de instalación y distancias.

Las canalizaciones se dispondrán, en general, por terrenos de dominio público en suelo urbano o en curso de urbanización que tenga las cotas de nivel previstas en el proyecto de urbanización (alineaciones y rasantes), preferentemente bajo las aceras y se evitarán los ángulos pronunciados. El trazado será lo más rectilíneo posible, a poder ser paralelo en toda su longitud a las fachadas de los edificios principales o, en su defecto, a los bordillos. Así mismo, deberá tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos que pueden soportar los cables sin deteriorarse, a respetar en los cambios de dirección.

En la etapa de proyecto deberá contactarse con las empresas de servicio público y con las posibles propietarias de servicios para conocer la posición de sus instalaciones en la zona afectada. Una vez conocidas, antes de proceder a la apertura de las zanjas, la empresa instaladora abrirá calas de reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto en el proyecto. La apertura de calas de reconocimiento se podrá sustituir por el empleo de quipos de detección, como el

georradar, que permitan contrastar los planos aportados por las compañías de servicio y al mismo tiempo prevenir situaciones de riesgo.

Los cables podrán instalarse en las formas que se indican a continuación.

4.1 Directamente enterrados

La profundidad, hasta la parte superior del cable más próximo a la superficie, no será menor de 0,6 m en acera o tierra, ni de 0,8 m en calzada.

Cuando existan impedimentos que no permitan lograr las mencionadas profundidades, éstas podrán reducirse, disponiendo protecciones mecánicas suficientes. Por el contrario, deberán aumentarse cuando las condiciones que se establecen en el capítulo 5 así lo exijan.

La zanja ha de ser de la anchura suficiente para permitir el trabajo de un hombre, salvo que el tendido del cable se haga por medios mecánicos. Sobre el fondo de la zanja se colocará una capa de arena o material de características equivalentes de espesor mínimo 5 cm y exenta de cuerpos extraños. Los laterales de la zanja han de ser compactos y no deben desprender piedras o tierra. La zanja se protegerá con estribas u otros medios para asegurar su estabilidad, conforme a la normativa de riesgos laborales. Por encima del cable se dispondrá otra capa de 10 cm de espesor, como mínimo, que podrá ser de arena o material con características equivalentes.

Para proteger el cable frente a excavaciones hechas por terceros, los cables deberán tener una protección mecánica que en las condiciones de instalación soporte un impacto puntual de una energía de 20 J Y que cubra la proyección en planta de los cables, así como una cinta de señalización que advierta la existencia del cable eléctrico deAT Se admitirá también la colocación de placas con doble misión de protección mecánica y de señalización.

4.2 En canalización entubada

La profundidad, hasta la parte superior del tubo más próximo a la superficie, no será menor de 0,6 metros en acera o tierra, ni de 0,8 metros en calzada. Estarán construidas por tubos de material sintético, de cemento y derivados, o metálicos, hormigonadas en la zanja o no, con tal que presenten suficiente resistencia mecánica. El diámetro interior de los tubos no será inferior a vez y media el diámetro exterior del cable o del diámetro aparente del circuito en el caso de varios cables instalados en el mismo tubo. El interior de los tubos será liso para facilitar la instalación o sustitución del cable o circuito averiado. No se instalará más de un circuito por tubo. Si se instala un solo cable unipolar por tubo, los tubos deberán ser de material no ferromagnético.

Antes del tendido se eliminará de su interior la suciedad o tierra garantizándose el paso de los cables mediante mandrilado acorde a la sección interior del tubo o sistema equivalente. Durante el tendido se deberán embocar correctamente para evitar la entrada de tierra o de hormigón.

Se evitará, en lo posible, los cambios de dirección de las canalizaciones entubadas respetando los cambios de curvatura indicados por el fabricante de los cables. En los puntos donde se produzcan, para facilitar la manipulación de los cables podrán disponerse arquetas con tapas registrables o no. Con objeto de no sobrepasar las tensiones de tiro indicadas en las normas aplicables a cada tipo de cable, en los tramos rectos se instalarán arquetas intermedias, registrables, ciegas o simplemente calas de tiro en aquellos casos que lo requieran. A la entrada de las

arquetas, las canalizaciones entubadas deberán quedar debidamente selladas en sus extremos.

La canalización deberá tener una señalización colocada de la misma forma que la indicada en el apartado anterior, para advertir de la presencia de cables de alta tensión.

4.3 En galerías

Pueden diferenciarse dos tipos de galería, la galería visitable, de dimensiones interiores suficientes para la circulación de personal, y la galería o zanja registrable, en la que no está prevista la circulación de personal y las tapas de registro precisan medios mecánicos para su manipulación.

Las galerías serán de hormigón armado o de otros materiales de rigidez, estanqueidad y duración equivalentes. Se dimensionarán para soportar la carga de tierras y pavimentos situados por encima y las cargas del tráfico que corresponda. Las paredes han de permitir una sujeción segura de las estructuras soportes de los cables, así como permitir en caso necesario la fijación de los medios de tendido del cable.

4.3.1 Galerías visitables

Limitación de servicios existentes

Las galerías visitables se usarán preferentemente sólo para instalaciones eléctricas de potencia y cables de control y comunicaciones. En ningún caso podrán coexistir en la misma galería instalaciones eléctricas e instalaciones de gas o líquidos inflamables.

En caso de existir, las canalizaciones de agua se situarán preferentemente en un nivel inferior que el resto de las instalaciones, siendo condición indispensable que la galería tenga un desagüe situado por encima de la cota de alcantarillado o de la canalización de saneamiento en que evacua.

Condiciones generales

Las galerías visitables dispondrán de pasillos de circulación de 0,90 metros de anchura mínima y 2 metros de altura mínima, debiéndose justificar las excepciones puntuales. En los puntos singulares, entronques, pasos especiales, accesos de personal, etc., se estudiarán tanto el correcto paso de las canalizaciones, como la seguridad de circulación del personal.

Los accesos a la galería deben quedar cerrados de forma que se impida la entrada de personas ajenas al servicio, pero que permita la salida al personal que esté en su interior. Para evitar la existencia de tramos de galería con una sola salida, deben disponerse de accesos en las zonas extremas de las galerías.

La ventilación de las galerías será suficiente para asegurar que el aire se renueva, a fin de evitar acumulaciones de gas y condensaciones de humedad y contribuir a que la temperatura máxima de la galería sea compatible con los servicios que contenga. Esta temperatura no sobrepasará los 40 oC. Cuando la temperatura ambiente no permita cumplir este requisito, la temperatura en el interior de la galería no será superior a 50 oC, lo cual se tendrá en cuenta para determinar la intensidad admisible en servicio permanente del cable.

Los suelos de las galerías deberán tener la pendiente adecuada y un sistema de drenaje eficaz, que evite la formación de charcos. Las empresas utilizadoras tomarán las medidas oportunas para evitar la presencia de roedores en las galerías.

Galerías de longitud superior a 400 metros

Las galerías de longitud superior a 400 metros, además de las disposiciones anteriores dispondrán de iluminación fija, de instalaciones fijas de detección de gas (con sensibilidad mínima de 300 ppm), de accesos de personal cada 400 metros como máximo, alumbrado de señalización interior para informar de las salidas y referencias exteriores, tabiques de sectorización contra incendios (RF 120) con puertas cortafuegos (RF 90) cada 1000 metros como máximo y las medidas oportunas para la prevención contra incendios.

Disposición e identificación de los cables

Es aconsejable disponer los cables de distintos servicios y de distintos propietarios sobre soportes diferentes y mantener entre ellos unas distancias que permitan su correcta instalación y mantenimiento. Dentro de un mismo servicio debe procurarse agruparlos por tensiones (por ejemplo, todos los cables de A1 en uno de los laterales, reservando el otro para B.1, control, señalización, etc.).

Los cables se dispondrán de forma que su trazado sea recto y procurando conservar su posición relativa con los demás. Las entradas y salidas de los cables en las galerías se harán de forma que no dificulten ni el mantenimiento de los cables existentes ni la instalación de nuevos cables.

Todos los cables deberán estar debidamente señalizados e identificados, de forma que se indique la empresa a quien pertenecen, la designación del circuito, la tensión y la sección de los cables.

Sujeción de los cables

Los cables deberán estar fijados a las paredes o a estructuras de la galería mediante elementos de sujeción (regletas, ménsulas, bandejas, bridas, etc.) para evitar que los esfuerzos térmicos, electrodinámicos debidos a las distintas condiciones que pueden presentarse durante la explotación de las redes de A1 puedan moverlos o deformarlos.

Estos esfuerzos, en las condiciones más desfavorables previsibles, servirán para dimensionar los elementos de sujeción así como su separación.

En el caso de tres cables unipolares dispuestos en terna al tresbolillo, los mayores esfuerzos electrodinámicos aparecen entre fases de una misma línea, como fuerza de repulsión de una fase respecto a las otras dos. En este caso, pueden complementarse las sujeciones de los cables con otras que mantengan juntas entre sí las tres fases.

En el caso de cables unipolares, si se quiere sujetar cada cable por separado, las sujeciones deberán disponerse de manera que no se formen circuitos ferromagnéticos cerrados alrededor del cable.

Equipotencialidad de masas metálicas accesibles

Todos los elementos metálicos para sujeción de los cables (bandejas, soportes, bridas, etc.) u otros elementos metálicos accesibles al personal que circula por las

galerías (pavimentos, barandillas, estructuras o tuberías metálicas, etc.) se conectarán eléctricamente a la red de tierra de la galería.

Aislamiento de pantalla y armadura de un cable respecto a su soporte metálico

El proyectista debe calcular el valor máximo de la tensión a que puede quedar sometida la pantalla y armadura de un cable dentro de la galería respecto a su red de tierras en las condiciones más desfavorables previsibles. Se dimensionará el aislamiento entre la pantalla y la armadura del cable respecto al elemento metálico de soporte para evitar una perforación que establezca un camino conductor, ya que esto podría dar origen a un defecto local en el cable.

Previsión de defectos conducidos por la tierra de la galería

En el caso que aparezca un defecto iniciado en un cable dentro de la galería, si el proyectista no prevé medidas especiales, considerará que las tierras de la galería deben poder evacuar las corrientes de defecto de dicho cable (defecto fase-tierra). Por consiguiente, dichas corrientes no deberán superar la máxima corriente de defecto para la cual se ha dimensionado la red de tierras de la galería.

Previsión de defectos en cables no evacuados a la tierra de la galería

El proyectista puede prever la instalación de cables cuya corriente de defecto fase -tierra supere la máxima corriente de defecto para la cual se ha dimensionado la red de tierra de la galería. En ese caso, las pantallas y armaduras de tales cables deberán estar aisladas, protegidas y separadas respecto a los elementos metálicos de soporte, de forma que se asegure razonablemente la imposibilidad de que esos defectos puedan drenar a la red de tierra de la galería, incluso en el caso de defecto en un punto del cable cercano a un elemento de sujeción.

4.3.2 Galerías o zanjas registrables

En tales galerías se admite la instalación de cables eléctricos de alta tensión, de baja tensión y de alumbrado, control y comunicación. No se admite la existencia de canalizaciones de gas. Sólo se admite la existencia de canalizaciones de agua si se puede asegurar que en caso de fuga el agua no afecte a los demás servicios (por ejemplo, en un diseño de doble cuerpo, en el que en un cuerpo se dispone una canalización de agua y tubos hormigonados para cables de com unicación, yen el otro cuerpo, estanco respecto al anterior cuando tiene colocada la tapa registrable, se disponen los cables de A1, de B.1, de alumbrado público, semáforos, control y comunicación).

Las condiciones de seguridad más destacables que deben cumplir este tipo de instalación son:

a. estanqueidad de los cierres, yb. buena renovación de aire en el cuerpo ocupado por los cables eléctricos,

para evitar acumulaciones de gas y condensación de humedades, y mejorar la disipación de calor.

4.4 En atarjeas o canales revisables

En ciertas ubicaciones con acceso restringido al personal autorizado, como puede ser en el interior de industrias o de recintos destinados exclusivamente a contener instalaciones eléctricas, podrán utilizarse canales de obra con tapas prefabricadas de hormigón o de cualquier otro material sintético de elevada resistencia mecánica (que normalmente enrasan con el nivel del suelo) manipulables a mano.

Es aconsejable separar los cables de distintas tensiones (aprovechando el fondo y las dos paredes). Incluso, puede ser preferible destinar canales distintos. El canal debe permitir la renovación del aire. En cualquier caso, el proyectista debe estudiar las características particulares del entorno y justificar la solución adoptada.

4.5 En bandejas, soportes, palomillas o directamente sujetos a la pared

Normalmente, este tipo de instalación sólo se empleará en subestaciones u otras instalaciones eléctricas de alta tensión (de interior o exterior) en las que el acceso quede restringido al personal autorizado. Cuando las zonas por las que discurre el cable sean accesibles a personas o vehículos, deberán disponerse protecciones mecánicas que dificulten su accesibilidad.

En instalaciones frecuentadas por personal no autorizado se podrá utilizar como sistema de instalación bandejas, tubos o canales protectoras, cuya tapa solo se pueda retirar con la ayuda de un útil. Las bandejas se dispondrán adosadas a la pared o en montaje aéreo, siempre a una altura mayor de 4 m para garantizar su inaccesibilidad. Para montajes situados a una altura inferior a 4 m se utilizarán tubos o canales protectoras, cuya tapa solo se pueda retirar con la ayuda de un útil.

En el caso de instalaciones a la intemperie, los cables serán adecuados a las condiciones ambientales a las que estén sometidos (acción solar, frío, lluvia, etc.), y las protecciones mecánicas y sujeciones del cable evitarán la acumulación de agua en contacto con los cables.

Se deberán colocar, asimismo, las correspondientes señalizaciones e identificaciones.

Todos los elementos metálicos para sujeción de los cables (bandejas, soportes, palomillas, bridas, etc.) u otros elementos metálicos accesibles al personal (pavimentos, barandillas, estructuras o tuberías metálicas, etc.) se conectarán eléctricamente a la red de tierra de la instalación. Las canalizaciones conductoras se conectarán a tierra cada 10 metros como máximo y siempre al principio y al final de la canalización.

4.6 En los fondos acuáticos

Cuando el trazado de un cable deba discurrir por fondos acuáticos (marinos, lacustres, fluviales, etc.), se realizará un proyecto técnico completo de la instalación y del tendido, considerando todas las acciones que el cable pueda sufrir (esfuerzos por mareas o corrientes, presión, esfuerzos durante el tendido yen el cable instalado, empuje hidráulico, etc.).

Se deberán tomar las medidas preventivas para que el cable no pueda ser afectado por ningún dispositivo arrastrado por cualquier embarcación (ancla, red de arrastre, etc.). La zona de transición del cable, de agua a tierra, puede estar especialmente sometida a corrientes, oleajes y mareas. El proyectista deberá estudiar, para dicha zona, la manera de instalar el cable de forma que se evite su movimiento.

4.7 Conversiones aéreo-subterráneas

Tanto en el caso de un cable subterráneo intercalado en una línea aérea, como de un cable subterráneo de unión entre una línea aérea y una instalación transformadora se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

a. Cuando el cable subterráneo esté destinado a alimentar un centro de transformación de cliente se instalará un seccionador ubicado en el propio

poste de la conversión aéreo subterránea, en uno próximo o en el centro de transformación siempre que el seccionador sea una unidad funcional y de transporte separada del transformador. En cualquier caso el seccionador quedará a menos de 50 m de la conexión aéreo subterránea.

b. Cuando el cable esté intercalado en una línea aérea, no será necesario instalar un seccionador.

c. El cable subterráneo en el tramo aéreo de subida hasta la línea aérea irá protegido con un tubo o canal cerrado de material sintético, de cemento y derivados, o metálicos con la suficiente resistencia mecánica. El interior de los tubos o canales será liso para facilitar la instalación o sustitución del cable o circuito averiado. El tubo o canal se obturará por la parte superior para evitar la entrada de agua, y se empotrará en la cimentación del apoyo, sobresaliendo 2,5 m por encima del nivel del terreno.El diámetro del tubo será como mínimo de 1,5 veces el diámetro del cable o el de la terna de cables si son unipolares y, en el caso de canal cerrado su anchura mínima será de 1,8 veces el diámetro del cable.

d. Si se instala un solo cable unipolar por tubo o canal, éstos deberán ser de plástico o metálico de material no ferromagnético, a fin de evitar el calentamiento producido por las corrientes inducidas.

e. Cuando deban instalarse protecciones contra sobretensiones mediante pararrayos autoválvulas o descargadores, la conexión será lo más corta posible y sin curvas pronunciadas, garantizándose el nivel de aislamiento del elemento a proteger.

4.8 Ensayos eléctricos después de la instalación

Una vez que la instalación ha sido concluida, es necesario comprobar que el tendido del cable y el montaje de los accesorios (empalmes, terminales, etc.) se ha realizado correctamente, para lo cual serán de aplicación los ensayos especificados al efecto en las normas correspondientes y según se establece en la ITC-LAT 05.

4.9 Sistema de puesta a tierra

Las pantallas metálicas de los cables se conectarán a tierra, por lo menos en una de sus cajas terminales extremas. Cuando no se conecten ambos extremos a tierra, el proyectista deberá justificar en el extremo no conectado que las tensiones provocadas por el efecto de las faltas a tierra o por inducción de tensión entre la tierra y pantalla, no producen una tensión de contacto aplicada superiores al valor indicado en la ITC-LAT 07, salvo que en este extremo la pantalla esté protegida por envolvente metálica puesta a tierra o sea inaccesible. Asimismo, también deberá justificar que el aislamiento de la cubierta es suficiente para soportar las tensiones que pueden aparecer en servicio o en caso de defecto.

Condiciones especiales de la instalación de puesta a tierra en galerías visitabies

Se dispondrá una instalación de puesta a tierra única, accesible a lo largo de toda la galería, formada por el tipo y número de electrodos que el proyectista de la galería juzgue necesarios. Se dimensionará para la máxima corriente de defecto (defecto fase-tierra) que se prevea poder evacuar. El valor de la resistencia global de puesta a tierra de la galería debe ser tal que, durante la evacuación de un defecto, no se supere un cierto valor de tensión de defecto establecido por el proyectista. Además, las tensiones de contacto que puedan aparecer tanto en el interior de la galería como en el exterior (si hay transferencia de potencial debido a tubos u otros elementos metálicos que salgan al exterior), no deben superar los valores admisibles de tensión de contacto aplicada según la ITC-LAT 07.

4.10 Planos de situación

Las empresas propietarias de los cables, una vez canalizados éstos, deberán disponer de planos de situación de los mismos en los que figuren las cotas y referencias suficientes para su posterior identificación. Estos planos deben servir tanto para la identificación de posibles averías en los cables, como para poder señalizarlos frente a obras de terceros.

4.11 Petición de información sobre los servicios eléctricos

Cualquier contratista de obras que tenga que realizar trabajos de proyecto o construcción en vías públicas (calles, carreteras, etc.) estará obligado a solicitar a la empresa eléctrica (o empresas) que distribuya en aquella zona, así como a los posibles propietarios de servicios, la situación de sus instalaciones enterradas, con una antelación de 30 días antes de iniciar sus trabajos. Asimismo, la empresa eléctrica (o empresas) y los demás propietarios de servicios facilitarán estos datos en un plazo de 20 días. En aquellas zonas donde existan empresas dedicadas a la recogida de datos información y coordinación de servicios, serán estas las encargadas de aportar estos datos.

El contratista deberá comunicar el inicio de las obras a las empresas afectadas con una antelación mínima de 24 h.

En el caso de que las obras afecten, por proximidad o por incidencia directa, a canalizaciones eléctricas, el contratista de obras notificará a la empresa eléctrica afectada o al propietario de los servicios el inicio de las obras, con objeto de poder comprobar sobre el terreno las posibles incidencias. Se realizará conjuntamente el replanteo, para evitar posibles accidentes y desperfectos.

5. CRUZAMIENTOS, PROXIMIDADES Y PARALELISMOS


Los cables subterráneos enterrados directamente en el terreno deberán cumplir los requisitos señalados en el presente apartado y las condiciones que pudieran imponer otros órganos competentes de la Administración, como consecuencia de disposiciones legales, cuando sus instalaciones fueran afectadas por tendidos de cables subterráneos de Al

Conforme a lo establecido en el artículo 162 del RD 1955/2000, de 1 de diciembre, para las líneas subterráneas se prohíbe la plantación de árboles y construcción de edificios e instalaciones industriales en la franja definida por la zanja donde van alojados los conductores, incrementada a cada lado en una distancia mínima de seguridad igual a la mitad de la anchura de la canalización. Estos requisitos no serán de aplicación a cables dispuestos en galerías. En dichos casos, la disposición de los cables se hará a criterio de la empresa que los explote; sin embargo, para establecer las intensidades admisibles en dichos cables, deberán aplicarse, cuando corresponda, los factores de corrección definidos en el capítulo 6 de la presente instrucción.

Para cruzar zonas en las que no sea posible o suponga graves inconvenientes y dificultades la apertura de zanjas (cruces de ferrocarriles, carreteras con gran densidad de circulación, etc.), pueden utilizarse máquinas perforadoras "topo" de tipo impacto, hincadora de tuberías o taladradora de barrena. En estos casos se prescindirá del diseño de zanja prescrito puesto que se utiliza el proceso de perforación que se considere más adecuado. La adopción de este sistema precisa, para la ubicación de la maquinaria, zonas amplias despejadas a ambos lados del obstáculo a atravesar.

5.2 Cruzamientos

A continuación se fijan, para cada uno de los casos indicados, las condiciones a que deben responder los cruzamientos de cables subterráneos de AT

5.2.1 Calles y carreteras

Los cables se colocarán en canalizaciones entubadas hormigonadas en toda su longitud. La profundidad hasta la parte superior del tubo más próximo a la superficie no será inferior a 0,6 metros. Siempre que sea posible, el cruce se hará perpendicular al eje del vial.

5.2.2 Ferrocarriles

Los cables se colocarán en canalizaciones entubadas hormigonadas, perpendiculares a la vía siempre que sea posible. La parte superior del tubo más próximo a la superficie quedará a una profundidad mínima de 1,1 metros respecto de la cara inferior de la traviesa. Dichas canalizaciones entubadas rebasarán las vías férreas en 1,5 metros por cada extremo.

5.2.3 Otros cables de energía eléctrica

Siempre que sea posible, se procurará que los cables de alta tensión discurran por debajo de los de baja tensión.

La distancia mínima entre un cable de energía eléctrica deAT y otros cables de energía eléctrica será de 0,25 metros. La distancia del punto de cruce a los empalmes será superior a 1 metro. Cuando no puedan respetarse estas distancias, el cable instalado más recientemente se dispondrá separado mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140mmy de 40 J cuando es superior a 140 mm.

5.2.4 Cables de telecomunicación

La separación mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicación será de 0,20 metros. La distancia del punto de cruce a los empalmes, tanto del cable de energía como del cable de telecomunicación, será superior a 1 metro. Cuando no puedan respetarse estas distancias, el cable instalado más recientemente se dispondrá separado mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

5.2.5 Canalizaciones de agua

La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y canalizaciones de agua será de 0,2 metros. Se evitará el cruce por la vertical de las juntas de las canalizaciones de agua, o de los empalmes de la canalización eléctrica, situando unas y otros a una distancia superior a 1 metro del cruce. Cuando no puedan mantenerse estas distancias, la canalización más reciente se dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

5.2.6 Canalizaciones de gas

En los cruces de líneas subterráneas de AT con canalizaciones de gas deberán mantenerse las distancias mínimas que se establecen en la tabla 3. Cuando por causas justificadas no puedan mantenerse estas distancias, podrá reducirse mediante colocación de una protección suplementaria, hasta los mínimos establecidos en dicha tabla 3. Esta protección suplementaria, a colocar entre servicios, estará constituida por materiales preferentemente cerámicos (baldosas, rasillas, ladrillos, etc.).

En los casos en que no se pueda cumplir con la distancia mínima establecida con protección suplementaria y se considerase necesario reducir esta distancia, se pondrá en conocimiento de la empresa propietaria de la conducción de gas, para que indique las medidas a aplicar en cada caso.

Tabla 3. Distancias en cruzamientos con canalizaciones de gas

Presión de la instalaciónde gas

Distancia mínima (d) sinprotección suplementaria

Distancia mínima (d) conprotección suplementaria

Canalizaciones y acometidasEn alta presión >4 bar 0,40 m 0,25 m

En media y baja presion ≤ 4 bar 0,40 m 0,25 m

Acometida interior*En alta presión >4 bar 0,40 m 0,25 m


* Acometida interior: Es el conjunto de conducciones y accesorios comprendidos entre la llave general de acometida de la compañía suministradora (sin incluir ésta) y la válvula de seccionamiento existente en la estación de regulación y medida. Es la parte de acometida propiedad del cliente.

La protección suplementaria garantizará una mínima cobertura longitudinal de 0,45 metros a ambos lados del cruce y 0,30 metros de anchura centrada con la instalación que se pretende proteger, de acuerdo con la figura adjunta.

En el caso de línea subterránea de alta tensión con canalización entubada, se considerará como protección suplementaria el propio tubo, no siendo de aplicación las coberturas mínimas indicadas anteriormente. Los tubos estarán constituidos por materiales con adecuada resistencia mecánica, una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

5.2.7 Conducciones de alcantarillado

Se procurará pasar los cables por encima de las conducciones de alcantarillado. No se admitirá incidir en su interior. Se admitirá incidir en su pared (por ejemplo, instalando tubos), siempre que se asegure que ésta no ha quedado debilitada. Si no es posible, se pasará por debajo, y los cables se dispondrán separados mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

5.2.8 Depósitos de carburante

Los cables se dispondrán separados mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diémetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm. Los tubos distarén, como mínimo, 1,20 metros del depósito. Los extremos de los tubos rebasarán al depósito, como mínimo, 2 metros por cada extremo.

5.3 Proximidades y paralelismos

Los cables subterráneos de Al deberán cumplir las condiciones y distancias de proximidad que se indican a continuación, procurando evitar que queden en el mismo plano vertical que las demás conducciones.

5.3.1 Otros cables de energía eléctrica

Los cables de alta tensión podrán instalarse paralelamente a otros de baja o alta tensión, manteniendo entre ellos una distancia mínima de 0,25 metros. Cuando no pueda respetarse esta distancia la conducción más reciente se dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada

resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

En el caso que un mismo propietario canalice a la vez varios cables de AT. del mismo nivel de tensiones, podrá instalarlos a menor distancia.

5.3.2 Cables de telecomunicación

La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicación será de 0,20 metros. Cuando no pueda mantenerse esta distancia, la canalización más reciente instalada se dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

5.3.3 Canalizaciones de agua

La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y las canalizaciones de agua será de 0,20 metros. La distancia mínima entre los empalmes de los cables de energía eléctrica y las juntas de las canalizaciones de agua será de 1 metro. Cuando no puedan mantenerse estas distancias, la canalización más reciente se dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

Se procurará mantener una distancia mínima de 0,20 metros en proyección horizontal y, también, que la canalización de agua quede por debajo del nivel del cable eléctrico. Por otro lado, las arterias importantes de agua se dispondrán alejadas de forma que se aseguren distancias superiores a 1 metro respecto a los cables eléctricos de alta tensión.

5.3.4 Canalizaciones de gas

En los paralelismos de líneas subterráneas de AT. con canalizaciones de gas deberán mantenerse las distancias mínimas que se establecen en la tabla 4. Cuando por causas justificadas no puedan mantenerse estas distancias, podrán reducirse mediante la colocación de una protección suplementaria hasta las distancias mínimas establecidas en dicha tabla 4. Esta protección suplementaria a colocar entre servicios estará constituida por materiales preferentemente cerámicos (baldosas, rasillas, ladrillo, etc.) o por tubos de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

Tabla 4. Distancias en paralelismos con canalizaciones de gas

Presión de la instalaciónde gas

Distancia mínima (d) sinprotección suplementaria

Distancia mínima (d') conprotección suplementaria

Canalizaciones y acometidas En alta presión >4 bar 0,40 m 0,25 m


Acometida interior* En alta presión >4 bar 0,40 m 0,25 m


* Acometida interior: Es el conjunto de conducciones y accesorios comprendidos entre la llave general de acometida de la compañía suministradora (sin incluir ésta), y la válvula de seccionamiento existente en la estación de regu lación y medida. Es la parte de acometida propiedad del cliente.

La distancia mínima entre los empalmes de los cables de energía eléctrica y las juntas de las canalizaciones de gas será de 1 metro.

5.4 Acometidas (conexiones de servicio)

En el caso de que alguno de los dos servicios que se cruzan o discurren paralelos sea una acometida o conexión de servicio a un edificio, deberá mantenerse entre ambos una distancia mínima de 0,30 metros. Cuando no pueda respetarse esta distancia, la conducción más reciente se dispondrá separada mediante tubos, conductos o divisorias constituidos por materiales de adecuada resistencia mecánica, con una resistencia a la compresión de 450 N Y que soporten un impacto de energía de 20 J si el diámetro exterior del tubo no es superior a 90 mm, 28 J si es superior a 90 mm y menor o igual 140 mm y de 40 J cuando es superior a 140 mm.

La entrada de las acometidas o conexiones de servicio a los edificios, tanto cables de B.1 como de A1 en el caso de acometidas eléctricas, deberá taponarse hasta conseguir su estanqueidad.

6. INTENSIDADES ADMISIBLE5

6.1 Intensidades máximas permanentes en los conductores

Para cada instalación, dependiendo de sus características, configuración, condiciones de funcionamiento, tipo de aislamiento, etc., el proyectista justificará y calculará según la Norma UNE 21144 la intensidad máxima permanente admisible

del conductor, con el fin de no superar su temperatura máxima asignada. Se permitirán otros valores de intensidad máxima permanentes admisibles siempre que correspondan con valores actualizados y publicados en las normas EN y CEI aplicables. En su defecto se aplicarán las tablas de intensidades máximas admisibles recogidas en este apartado.

Si se prevén condiciones de instalación o tipo de cables distintos a los indicados en este capítulo, éstas deberán estar justificadas por el proyectista con el fin de no superar la temperatura máxima asignada al conductor.

En este capítulo no se contemplan las tensiones asignadas superiores a 18/30 kV ni los cables submarinos, ya que su diseño puede ser muy específico y para un proyecto concreto.

En la tabla 5 se dan las temperaturas máximas admisibles en el conductor según los tipos de aislamiento

En la tabla 6 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en los diferentes tipos de cables en las condiciones tipo de instalación enterrada indicadas en el apartado 6.1.2.1. En las condiciones especiales de instalación enterradas indicadas en el apartado 6.1.2.2., se aplicarán los coeficientes de corrección o valores que correspondan, según las tablas 7 a 12 Dichos coeficientes se indican para cada condición que pueda diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo.

En la tabla 13 se indican las intensidades máximas permanentes admisibles en los diferentes tipos de cables con aislamiento seco en las condiciones tipo de instalación al aire indicadas en el apartado 6.1.3.1. En las condiciones especiales de instalación indicadas en el apartado 6.1.3.2. se aplicarán los coeficientes de corrección que correspondan, tablas 14 a 24 Dichos coeficientes se indican para cada condición que pueda diferenciar la instalación considerada de la instalación tipo.

Para cualquier otro tipo de cable u otro sistema no contemplado en este capítulo, así como para cables que no figuran en las tablas anteriores, deberá consultarse la Norma UNE 211435 o calcularse según la Norma UNE 21144.

6.1.1 Temperatura máxima admisible

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de la temperatura máxima que el aislante pueda soportar, sin alteraciones de sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga. En cables con aislamiento de papel impregnado, depende también de la tensión.

Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas admisibles podrán ser superiores a las correspondientes en servicio permanente. Las temperaturas máximas admisibles de los conductores, en servicio permanente y en cortocircuito, para cada tipo de aislam iento se especifican en la tabla 5.

Tabla 5. Cables aislados con aislamiento seco Temperatura máxima, en oC, asignada al conductor

Tipo de aislamiento seco

Condiciones

ServicioPermanente θs

Cortocircuito θcc(t≤5s)

Policloruro de vinilo (PVC)*S ≤ 300 mm²S > 300 mm²

7070

160140

Polietileno reticulado(XLPE) 90 250

Etileno Propileno (EPR) 90 250

Etileno Propileno de alto módulo (HEPR)

105 para Uo/U ≤ 18/30 kV90 para Uo/U > 18/30 kV 250

* Solo para instalaciones de tensión asignada hasta 6 kV.

6.1.2 Condiciones de instalación enterrada

6.1.2.1 Condiciones tipo de instalación directamente enterrada

A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considerará una instalación tipo con cables de aislamiento seco hasta 18/30 kV formada por un terno de cables unipolares directamente enterrado en toda su longitud a 1 metro de profundidad (medido hasta la parte superior del cable), en un terreno de resistividad térmica media de 1,5 K.m/W, con una temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad de 25 ºC y con una temperatura del aire ambiente de 40 ºC.

Tabla 6. Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente y con corriente alterna. Cables unipolares aislados de hasta 18/30 kV

directamente enterrados

Sección (mm²)EPR XLPE HEPR

Cu Al Cu Al Cu Al

25 125 96 130 100 135 105

35 145 115 155 120 160 125

50 175 135 180 140 190 145

70 215 165 225 170 235 180

95 255 200 265 205 280 215

120 290 225 300 235 320 245

150 325 255 340 260 360 275

185 370 285 380 295 405 315

240 425 335 440 345 470 365

300 480 375 490 390 530 410

400 540 430 560 445 600 470

6.1.2.2 Condiciones especiales de instalación enterrada y coeficientes de corrección de la intensidad admisible

La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones de instalación enterrada cuyas características se han especificado en el apartado 6.1.2.1, deberá corregirse teniendo en cuenta cada una de las magnitudes de la instalación real que difieran de aquéllas, de forma que el aumento de temperatura provocado por la circulación de la intensidad calculada no dé lugar a una temperatura, en el conductor, superior a la prescrita en la tabla 5. A continuación, se exponen algunos

casos particulares de instalación, cuyas características afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicando los coeficientes de corrección a aplicar.

6.1.2.2.1 Cables enterrados directamente en terrenos cuya temperatura sea distinta de 25 ºC

En la tabla 7 se indican los factores de corrección F, de la intensidad admisible para temperaturas del terreno θt,\1 distintas de 25 ºC, en función de la temperatura máxima asignada al conductor θs (tabla 5).

Tabla 7. Factor de corrección, F, para temperatura del terreno distinta de 25 °C

Temperatura °CServicio

Permanente θs

Temperatura del terreno, θt, en °C

10 15 20 25 30 35 40 45 50

105 1,09 1,06 1,03 1,00 0,97 0,94 0,90 0,87 0,83

90 1,11 1,07 1,04 1,00 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78

70 1,15 1,11 1,05 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67

65 1,17 1,12 1,06 1,00 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61

El factor de corrección para otras temperaturas del terreno distintas de las de la tabla, será:

6.1.2.2.2 Cables enterrados directamente en terreno de resistividad térmica distinta de 1,5 K.m/W

En la tabla 8 se indican, para distintas resistividades térmicas del terreno, los correspondientes factores de corrección de la intensidad admisible.

Tabla 8. Factor de corrección para resistividad térmica del terreno distinta de 1,5 K.m/W

Tipo de instalación

Sección del

conductormm²

Resistividad térmica del terreno, K.m/W

0,8 0,9 1,0 1,5 2,0 2,5 3

Cables directamente enterrados

25 1,25 1,20 1,16 1,00 0,89 0,81 0,75

35 1,25 1,21 1,16 1,00 0,89 0,81 0,75

50 1,26 1,26 1,16 1,00 0,89 0,81 0,74

70 1,27 1,22 1,17 1,00 0,89 0,81 0,74

95 1,28 1,22 1,18 1,00 0,89 0,80 0,74

120 1,28 1,22 1,18 1,00 0,88 0,80 0,74

150 1,28 1,23 1,18 1,00 0,88 0,80 0,74

185 1,29 1,23 1,18 1,00 0,88 0,80 0,74

240 1,29 1,23 1,18 1,00 0,88 0,80 0,73

300 1,30 1,24 1,19 1,00 0,88 0,80 0,73

400 1,30 1,24 1,19 1,00 0,88 0,79 0,73

Cables en interior de tubos enterrados

25 1,12 1,10 1,08 1,00 0,93 0,88 0,83

35 1,13 1,11 1,09 1,00 0,93 0,88 0,83

50 1,13 1,11 1,09 1,00 0,93 0,87 0,83

70 1,13 1,11 1,09 1,00 0,93 0,87 0,82

95 1,14 1,12 1,09 1,00 0,93 0,87 0,82

120 1,14 1,12 1,10 1,00 0,93 0,87 0,82

150 1,14 1,12 1,10 1,00 0,93 0,87 0,82

185 1,14 1,12 1,10 1,00 0,93 0,87 0,82

240 1,15 1,12 1,10 1,00 0,92 0,86 0,81

400 1,16 1,13 1,10 1,00 0,92 0,86 0,81

La resistividad térmica del terreno depende del tipo de terreno y de su humedad, aumentando cuando el terreno esté mas seco. La tabla 9 muestra valores de resistividades térmicas del terreno en función de su naturaleza y grado de humedad.

Tabla 9. Resistividad térmica del terreno en función de su naturaleza y humedad

Resistividad térmica delterreno (K.m/W)

Naturaleza del terreno ygrado de humedad

0,40 Inundado

0,50 Muy húmedo

0,70 Húmedo

0,85 Poco húmedo

1,00 Seco

1,20 Arcilloso muy seco

1,50 Arenoso muy seco

2,00 De piedra arenisca

2,50 De piedra caliza

3,00 De piedra granítica

6.1.2.2.3 Cables tripolares o ternos de cables unipolares agrupados bajo tierra

En la tabla 10 se indican los factores de corrección que se deben aplicar, según el número de cables tripolares o de ternos de cables unipolares y la distancia entre ternos o cables tripolares.

Tabla 10. Factor de corrección por distancia entre ternos o cables tripolares

Factor de corrección

Tipo deinstalación

Separación de losternos

Número de ternos de la zanja

2 3 4 5 6 7 8 9 10

Cables directamente

enterrados

En contacto(d=0 cm) 0,76 0,65 0,58 0,53 0,50 0,47 0,45 0,43 0,42

d = 0,2 m 0,82 0,73 0,68 0,64 0,61 0,59 0,57 0,56 0,55

d = 0,4 m 0,86 0,78 0,75 0,72 0,70 0,68 0,67 0,66 0,65

d = 0,6 m 0,88 0,82 0,79 0,77 0,76 0,74 0,74 0,73 -

d = 0,8 m 0,90 0,85 0,83 0,81 0,80 0,79 - - -

Cables bajo tubo

En contacto(d=0 cm) 0,80 0,70 0,64 0,60 0,57 0,54 0,52 0,50 0,49

d = 0,2 m 0,83 0,75 0,70 0,67 0,64 0,62 0,60 0,59 0,58

d = 0,4 m 0,87 0,80 0,77 0,74 0,72 0,71 0,70 0,69 0,68

d = 0,6 m 0,89 0,83 0,81 0,79 0,78 0,77 0,76 0,75 -

d = 0,8 m 0,90 0,86 0,84 0,82 0,81 - - - -

6.1.2.2.4 Cables directamente enterrados en zanja a diferentes profundidades

En la tabla 11 se indican los factores de corrección que deben aplicarse para profundidades de instalación distintas de 1 metro (cables con aislamiento seco hasta 18/30 kV).

Tabla 11. Factores de corrección para profundidades de la instalación distintas de 1m

Profundidad(m)

Cables enterrados de sección

Cables bajo tubo de sección

≤ 185 mm² > 185 mm² ≤ 185 mm² > 185 mm²

0,50 1,06 1,09 1,06 1,08

0,60 1,04 1,07 1,04 1,06

0,80 1,02 1,03 1,02 1,03

1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

1,25 0,98 0,98 0,98 0,98

1,50 0,97 0,96 0,97 0,96

1,75 0,96 0,94 0,96 0,95

2,00 0,95 0,93 0,95 0,94

2,50 0,93 0,91 0,93 0,92

3,00 0,92 0,89 0,92 0,91

6.1.2.2.5 Cables enterrados en zanja en el interior de tubos o similares

No deberá instalarse más de un cable tripolar por tubo o más de un sistema de tres unipolares por tubo. La relación de diámetros entre tubo y cable o conjunto de tres unipolares no será inferior a 1,5. En el caso de instalar un cable unipolar por tubo, el tubo deberá ser de material amagnético.

Tubos de corta longitud: Se entiende por corta longitud, canalizaciones tubulares que no superen longitudes de 15 m (cruzamientos de caminos, carreteras, etc.). En este caso, si el tubo se rellena con aglomerados especiales, no será necesario aplicar coeficiente de corrección de intensidad alguno.

Tubos de gran longitud: En el caso de una línea con un terno de cables unipolares por el mismo tubo, se utilizarán los valores de intensidades indicados en la tabla 12, calculados para una resistividad térmica del tubo de 3,5 K.m/W y para un diámetro interior del tubo superior a 1,5 veces del diámetro equivalente de la terna de cables unipolares.

Tabla 12. Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente y con corriente alterna.

Cables unipolares aislados de hasta 18/30 kV bajo tubo


Cu Al Cu Al Cu Al

25 115 90 120 90 125 95

35 135 105 145 110 150 115

50 160 125 170 130 180 135

70 200 155 205 160 220 170

95 235 185 245 190 260 200

120 270 210 280 215 295 230

150 305 235 315 245 330 255

185 345 270 355 280 375 290

240 400 310 415 320 440 345

300 450 355 460 365 500 390

400 510 405 520 415 565 450

Si se trata de una agrupación de tubos, la intensidad adm isible dependerá del tipo de agrupación empleado y variará para cada cable o terno según esté colocado en un tubo central o periférico. Cada caso deberá estudiarse individualmente por el

proyectista. Además se tendrán en cuenta los coeficientes aplicables en función de la temperatura y resistividad térmica del terreno y profundidad de la instalación.

6.1.3 Condiciones de instalación al aire

6.1.3.1 Condiciones tipo de instalación al aire

A los efectos de determinar la intensidad máxima admisible, se considerará una instalación tipo con cables de aislamiento seco hasta 18/30 kV, formada por un terno de cables unipolares, agrupados en contacto, con una colocación tal que permita una eficaz renovación de aire, protegidos del sol, siendo la temperatura del medio ambiente de 40 oC. Por ejem pio, con el cable colocado sobre bandejas o fijado a una pared, etc.

Tabla 13. Intensidades máximas admisibles (A) en servicio permanente y con corriente alterna.

Cables unipolares aislados de hasta 18/30 kV instalados al aire


Cu Al Cu Al Cu Al

25 140 110 155 120 160 125

35 170 130 185 145 195 150

50 205 155 220 170 230 180

70 255 195 275 210 295 225

95 310 240 335 255 355 275

120 355 275 385 295 410 320

150 405 315 435 335 465 360

185 465 360 500 385 535 415

240 550 425 590 455 630 495

300 630 490 680 520 725 565

400 740 570 790 610 840 660

6.1.3.2 Condiciones especiales de instalación al aire y coeficientes de corrección de la intensidad admisible

La intensidad admisible de un cable, determinada por las condiciones de instalación al aire cuyas características se han especificado en el apartado 6.1.3.1, deberá corregirse teniendo en cuenta cada de las magnitudes de la instalación real que difieran de aquellas, de forma que el aumento de temperatura provocado por la circulación de la intensidad calculada no dé lugar a una temperatura, en el conductor, superior a la prescrita en la tabla 5. A continuación, se exponen algunos casos particulares de instalación, cuyas características afectan al valor máximo de la intensidad admisible, indicando los coeficientes de corrección a aplicar.

6.1.3.2.1 Cables instalados al aire en ambientes de temperatura distinta de 40 ºC

En la tabla 14 se indican los factores de corrección, F, de la intensidad admisible para temperaturas del aire ambiente, θa, distintas de 40 oC, en función de la temperatura máxima de servicio, θs (tabla 5).

Tabla 14. Factor de corrección, F, para temperatura del aire distinta de 40 ºC

Temperatura

de servicio,θ s, en ºC

Temperatura ambiente, θa, en ºC

10 15 20 25 30 35 40

45 50 55 60

105 1,21

1,18

1,14

1,11

1,07

1,04 1

0,96

0,92

0,88

0,83

90 1,27

1,23

1,18

1,14

1,10

1,05 1

0,95

0,89

0,84

0,78

70 1,41

1,35

1,29

1,23

1,16

1,08 1

0,91

0,82

0,71

0,58

65 1,48

1,41

1,34

1,27

1,18

1,10 1

0,89

0,78

0,63

0,45

El factor de corrección para otras temperaturas del aire distintas de la tabla, será:

6.1.3.2.2 Cables instalados al aire en canales o galerías

Se observa que, en ciertas condiciones de instalación (en canales, galerías, etc.), el calor disipado por los cables no puede difundirse libremente y provoca un aumento de la temperatura del aire.

La magnitud de este aumento depende de muchos factores y debe ser determinado en cada caso como estimación aproximada. Debe tenerse en cuenta que la sobreelevación de temperatura es del orden de 15 K. La intensidad admisible en las condiciones de régimen deberá, por tanto, reducirse con los coeficientes de la tabla 14.

6.1.3.2.3 Cables tripolares o ternos de cables unipolares instalados al aire y agrupados

En las tablas 15 a 20, los ternos de cables unipolares se refieren a tres cables juntos. En las tablas 21 a 24, los ternos de cables unipolares se refieren a tres cables separados un diámetro entre sí.

Tabla 15. Cables tripolares o ternos de cables unipolares tendidos sobre bandejas continuas (la circulación del aire es restringida), con separación

entre cables igual a un diámetro d


Número deBandejas

Número de cables tripolares o ternos unipolares

1 2 3 6 9

1 0,95 0,90 0,88 0,85 0,84

2 0,90 0,85 0,83 0,81 0,80

3 0,88 0,83 0,81 0,79 0,78

6 0,86 0,81 0,79 0,77 0,76

Tabla 16. Cables tripolares o ternos de cables unipolares tendidos sobre bandejas peñoradas, con separación entre cables igual a un diámetro d


Número deBandejas

Número de cables tripolares o ternos unipolares

1 2 3 6 9

1 1 0,98 0,96 0,93 0,92

2 1 0,95 0,93 0,90 0,73

3 1 0,94 0,92 0,89 0,69

6 1 0,93 0,90 0,87 0,86

Tabla 17 Cables tripolares o ternos de cables unipolares tendidos sobre estructuras o sobre la pared, con separación entre cables igual a un

diámetro d

N° de cableso ternos

Factor deCorrección

1 1

2 0,93

3 0,90

6 0,87

9 0,86

Tabla 18. Cables tripolares o ternos de cables unipolares en contacto entre sí y con la pared, tendido sobre bandejas continuas o peñoradas (la

circulación de aire es restringida)


Número debandejas

Número de cables o ternos

2 3 6 9

1 0,84 0,80 0,75 0,73

2 0,80 0,76 0,71 0,69

3 0,78 0,74 0,70 0,68

6 0,76 0,72 0,68 0,66

Tabla 19. Cables secos, tripolares o ternos de cables unipolares, en contacto entre sí, dispuestos sobre estructura o sobre pared

N° de cableso ternos

Factor deCorrección

1 0,95

2 0,18

3 0,13

6 0,68

9 0,66

Tabla 20. Agrupación de cables tripolares o ternos de cables unipolares, con una separación inferior a un diámetro y superior a un cuarto de

diámetro, suponiendo su instalación sobre bandeja perforada (el aire puede circular libremente entre los cables)


Número de

Bandejas

Número de cablescolocados en

horizontal

1 21 3 >3

1 1,00 0,93 0,87 0,83

2 0,89 0,83 0,79 0,75

3 0,80 0,76 0,72 0,69

>3 0,75 0,70 0,66 0,64

Tabla 21. Cables unipolares, tendidos sobre bandejas continuas (la circulación de aire es restringida) con separación entre cables igual a un

diámetro d


Número de

Bandejas

Número de ternos

1 2 3

1 0,92 0,89 0,88

2 0,87 0,84 0,83

3 0,84 0,82 0,81

6 0,82 0,80 0,79

Tabla 22. Cables unipolares tendidos sobre bandejas perforadas con separación entre cables igual a un diámetro d


Número de

Bandejas

Número de ternos

1 2 3

1 1 0,97 0,96

2 0,97 0,94 0,93

3 0,96 0,93 0,92

6 0,94 0,91 0,90

Tabla 23. Cables unipolares tendidos sobre estructura o sobre pared, unos sobre otros, con separación entre cables igual a un diámetro d

N° de ternos Factor deCorrección

2 0,91

3 0,89

Tabla 24. Cables unipolares tendidos sobre estructura o sobre pared, unos sobre otros, con separación entre cables igual a un diámetro d

N.° de ternos Factor deCorrección

2 0,86

3 0,84

6.1.3.2.4 Cables expuestos directamente al sol

El coeficiente de corrección que deberá aplicarse en un cable expuesto al sol es muy variable. Se recomienda 0,9.

6.2 Intensidades de cortocircuito máximas admisibles en los conductores

Las intensidades máximas de cortocircuito admisibles en los conductores se calcularán de acuerdo con la Norma UNE 21192, siendo válido el cálculo aproximado de las densidades de corriente que se indica a continuación.

Estas densidades de corriente se calculan de acuerdo con las temperaturas especificadas en la tabla 5, considerando como temperatura inicial, 8i.la máxima asignada al conductor para servicio permanente, 8,. y como temperatura final la máxima asignada al conductor para cortocircuitos de duración inferior a 5 segundos, 800-En el cálculo se considera que todo el calor desprendido durante el proceso es absorbido por los conductores, ya que su masa es muy grande en comparación con la superficie de disipación de calor y la duración del proceso es relativamente corta (proceso adiabático).

En estas condiciones:

en donde,

Icc: corriente de cortocircuito, en amperios.

S: sección del conductor, en mm2.

K: coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y de las temperaturas al inicio y final del cortocircuito.

tcc: duración del cortocircuito, en segundos.

Si se desea conocer la intensidad de corriente de cortocircuito para un valor de tcc distinto de los tabulados, se aplica la fórmula anterior. K coincide con el valor de densidad de corriente tabulado para tcc = 1 s, para los distintos tipos de aislamiento.

Si, por otro lado, interesa conocer la densidad de corriente de cortocircuito correspondiente a una temperatura inicial θi diferente a la máxima asignada al conductor para servicio permanente θs basta multiplicar el correspondiente valor de la tabla por el factor de corrección,

donde ß = 235 para el cobre y ß = 228 para el aluminio.

En las tablas 25 y 26 se indican las densidades máximas admisibles de la corriente de cortocircuito en los conductores, de cobre y de aluminio respectivamente, de los cables aislados con diferentes materiales, en función de los tiempos de duración del cortocircuito.

Tabla 25. Densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito, en A/mm2, para conductores de cobre

Tipo de aislamientoΔθ*(K)

Duración del cortocircuito, tcc, en segundos

0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

PVC:sección ≤ 300 mm² 90 363 257 210 162 148 115 93 81 72 66

sección > 300 mm² 70 325 229 187 145 132 102 83 72 65 59

XLPE, EPR y HEPR Uo/U> 18/30 kV 160 452 319 261 202 184 143 116 101 90 82

HEPR Uo/U≤ 18/30 kV 145 426 301 246 190 174 135 110 95 85 78

*Δθ es la diferencia entre la temperatura de servicio permanente y la temperatura de cortocircuito.

Tabla 26. Densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito, en A/mm2, para conductores de aluminio

Tipo de aislamientoΔθ*(K)

Duración del cortocircuito, tcc, en segundos

0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

PVC:sección ≤ 300 mm² 90 240 170 138 107 98 76 62 53 48 43

sección > 300 mm² 70 215 152 124 96 87 68 55 48 43 39

XLPE, EPR y HEPR 160 298 211 172 133 122 94 77 66 59 54

HEPR Uo/U≤ 18/30 kV 145 281 199 162 126 115 89 73 63 56 51

*Δθ es la diferencia entre la temperatura de servicio permanente y la temperatura de cortocircuito.

6.3 Intensidades de cortocircuito máximas admisibles en las pantallas de cables de aislamiento seco

Las intensidades de cortocircuito máximas admisible en las pantallas de los cables de aislamiento seco varían de forma notable con el diseño del cable. Esta variación depende del tipo de cubierta, del diámetro de los hilos de pantalla, de la colocación de estos hilos, etc. Por este motivo no puede usarse una tabla general única.

El cálculo será realizado siguiendo la norma UNE 211003 Yaplicando el método indicado en la Norma UNE 21192. Los valores obtenidos no dependerán del tipo de aislamiento, ya que en el cálculo intervienen sólo las capas exteriores de la pantalla. La norma UNE 211435 no será de aplicación para estos cálculos. El dimensionamiento mínimo de la pantalla será tal que permita el paso de una intensidad mínima de 1000 A durante 1 segundo.

7. PROTECCIONES

7.1 Protección contra sobreintensidades

Las líneas deberán estar debidamente protegidas contra los efectos peligrosos, térmicos y dinámicos que puedan originar las sobreintensidades susceptibles de producirse en la instalación, cuando éstas puedan dar lugar a averías y daños en las citadas instalaciones.

Las salidas de línea deberán estar protegidas contra cortocircuitos y, cuando proceda, contra sobrecargas. Para ello se colocarán cortacircuitos fusibles o interruptores automáticos, con emplazamiento en el inicio de las líneas. Las características de funcionamiento de dichos elementos corresponderán a las exigencias del conjunto de la instalación de la que el cable forme parte integrante, considerando las limitaciones propias de éste.

En cuanto a la ubicación y agrupación de los elementos de protección de los transformadores, así como los sistemas de protección de las líneas, se aplicará lo establecido en laITC MIE-RAT 09 del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

Los dispositivos de protección utilizados no deberán producir, durante su actuación, proyecciones peligrosas de materiales ni explosiones que puedan ocasionar daños a personas o cosas.

Entre los diferentes dispositivos de protección contra las sobreintensidades pertenecientes a la misma instalación, o en relación con otros exteriores a ésta, se establecerá una adecuada coordinación de actuación para que la parte desconectada en caso de cortocircuito o sobrecarga sea la menor posible.

El proyectista analizará la existencia de fenómenos de ferrorresonancias por combinación de las intensidades capacitivas con las magnetizantes de transformadores durante el seccionamiento unipolar de líneas sin carga, en cuyo caso se utilizará de seccionamiento tripolar en lugar de seccionamiento unipolar.

7.1.1 Protección contra cortocircuitos

La protección contra cortocircuito por medio de fusibles o interruptores automáticos se establecerá de forma que la falta sea despejada en un tiempo tal que la temperatura alcanzada por el conductor durante el cortocircuito no exceda de la máxima admisible asignada en cortocircuito.

Las intensidades máximas admisibles de cortocircuito en los conductores y pantallas, correspondientes a tiempos de desconexión comprendidos entre 0,1 y 3 segundos, serán las indicadas en el capítulo 6 de la presente instrucción.

Podrán admitirse intensidades de cortocircuito mayores a las indicadas, y a estos efectos el fabricante del cable deberá aportar la documentación justificativa correspondiente.

7.1.2 Protecciones contra sobrecargas

En general, no será obligatorio establecer protecciones contra sobrecargas, si bien es necesario, controlar la carga en el origen de la línea o del cable mediante el empleo de aparatos de medida, mediciones periódicas o bien por estimaciones estadísticas a partir de las cargas conectadas al mismo, con objeto de asegurar que la temperatura del cable so supere la máxima admisible en servicio permanente.

7.2 Protección contra sobretensiones

Los cables deberán protegerse contra las sobretensiones peligrosas, tanto de origen interno como de origen atmosférico, cuando la importancia de la instalación, el valor de las sobretensiones y su frecuencia de ocurrencia así lo aconsejen.

Para ello se utilizarán pararrayos de resistencia variable o pararrayos de óxidos metálicos, cuyas características estarán en función de las probables intensidades de corriente a tierra que puedan preverse en caso de sobretensión o se observará el cumplimiento de las reglas de coordinación de aislamiento correspondientes. Deberá cumplirse también, en lo referente a coordinación de aislamiento y puesta a tierra de los pararrayos, lo indicado en las instrucciones MIE-RAT 12 Y MIE-RAT 13, respectivamente, Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, aprobado por Real Decreto 3275/1982, de 12 de noviembre.

En lo referente a protecciones contra sobretensiones serán de consideración igualmente las especificaciones establecidas por las Normas UNE-EN 60071-1, UNE-EN 60071-2 Y UNE-EN 60099-5.


Durante el diseño y la ejecución de la línea, las disposiciones de aseguramiento de la calidad, deben seguir los principios descritos en la norma UNE-EN ISO 9001. Los sistemas y procedimientos, que el proyectista y/o contratista de la instalación utilizarán, para garantizar que los trabajos del proyecto cumplan con los requisitos del mismo, deben ser definidos en el plan de calidad del proyectista y/o del contratista de la instalación para los trabajos del proyecto.

Cada plan de calidad debe presentar las actividades en una secuencia lógica, teniendo en cuenta lo siguiente:

a. Una descripción del trabajo propuesto y del orden del programa.b. La estructura de la organización para el contrato, así como la oficina

principal y cualquier otro centro responsables de una parte del trabajo.c. Las obligaciones y responsabilidades asignadas al personal de control de

calidad del trabajo.d. Puntos de control de la ejecución y notificación.e. Presentación de los documentos de ingeniería requeridos por las

especificaciones del proyecto.f. La inspección de los materiales y sus componentes a su recepción.g. La referencia a los procedimientos de aseguramiento de la calidad para cada

actividad.h. Inspección durante la fabricación I construcción.i. Inspección final yensayos.

El plan de garantía de aseguramiento de la calidad, es parte del plan de ejecución de un proyecto o una fase del mismo.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 07 LÍNEAS AÉREAS CON CONDUCTORES DESNUDOS

0. ÍNDICE


2. MATERIALES: CONDUCTORES Y CABLES DE TIERRA, HERRAJES Y ACCESORIOS, AISLADORES Y APOYOS

3. CÁLCULOS MECÁNICOS

4. CÁLCULOS ELÉCTRICOS

5. DISTANCIAS MíNIMAS DE SEGURIDAD. CRUZAMIENTOSY PARALELISMOS

6. DERIVACIONES, SECCIONAMIENTO Y PROTECCIONES

7. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA




Las disposiciones contenidas en la presente instrucción se refieren a las prescripciones técnicas que deberán cumplir las líneas eléctricas aéreas de alta tensión con conductores desnudos, entendiéndose como tales las de corriente alterna trifásica a 50 Hz de frecuencia, cuya tensión nominal eficaz entre fases sea superior a 1 kV. Aquellas líneas en las que se prevea utilizar otros sistemas de transmisión de energía -corriente continua, corriente alterna monofásica o polifásica, etc.-deberán ser objeto de una justificación especial por parte del proyectista, el cual deberá adaptar las prescripciones y principios básicos de la presente instrucción a las peculiaridades del sistema propuesto.

Quedan excluidas de la aplicación de las presentes normas, únicamente las líneas eléctricas que constituyen el tendido de tracción propiamente dicho -línea de contacto -de los ferrocarriles u otros medios de transporte electrificados.

En aquellos casos especiales en los que la aplicación estricta de las presentes normas no conduzca a la solución óptima, y previa la debida justificación, podrá el órgano competente de la Administración autorizar valores o condiciones distintos de los establecidos con carácter general en la presente instrucción.


Las tensiones nominales normalizadas de la red, así como los valores correspondientes de las tensiones más elevadgs se incluyen en la tabla 1. Unicamente en el caso de que la línea objeto del proyecto sea extensión de una red ya existente, podrá admitirse la utilización de una tensión nominal diferente de las anteriormente señaladas. De entre ellas se recomienda la utilización de las tensiones siguientes:

20 kV, 66 kV, 132 kV, 220 kV Y 400 kV.

Si durante la vigencia de la presente instrucción, y en ausencia de disposiciones oficiales sobre la materia, se considerase conveniente la adopción de una tensión

nominal superior a 400 kV, deberá justificarse de modo adecuado la elección del nuevo escalón de tensión propuesto, de acuerdo con las recomendaciones de organismos técnicos internacionales y con el criterio existente en los países limítrofes.

La tensión de la línea, expresada en kV, se designará en lo sucesivo por la letra Un para la tensión nominal y Us para la tensión mas elevada.

Tabla 1. Tensiones nominales y tensiones mas elevadas de la red

TENSION NOMINAL DE LA RED (Un)

kV

TENSION MAS ELEVADA DE LA RED (Us)

KV

3 3,6

6 7,2

10 12

15 17,5

20* 24

25 30

30 36

45 52

66* 72,5

110 123

132* 145

150 170

220* 245

400* 420

* Tensiones de uso preferente en redes eléctricas de compañía.



1.4 Sistemas de instalación

El sistema de instalación de las líneas eléctricas aéreas de la presente instrucción será mediante red tensada sobre apoyo.

1.5 Requisitos

Los requisitos expuestos a continuación están basados en las consideraciones al respecto que se indican en la Norma UNE-EN 50341-1 (norma básica aplicable a líneas eléctricas aéreas de tensiones superiores a 45 kV) yen la Norma UNE-EN 50423-1 (norma básica aplicable a líneas eléctricas aéreas de tensiones superiores a 1 kV y hasta 45 kV inclusive).

1.5.1 Requisitos básicos

Una línea eléctrica aérea deberá ser diseñada y construida de forma tal que durante su vida prevista:

a. Desempeñe su propósito bajo un conjunto de condiciones definidas, con niveles aceptables de fiabilidad y de manera económica. Esto se refiere a aspectos de requisitos de fiabilidad;

b. No sea susceptible de un colapso progresivo (en cascada) si sucede un fallo en un componente específico. Esto se refiere a aspectos de requisitos de seguridad de lo construido;

c. No sea susceptible de causar daños humanos o pérdida de vidas durante su construcción, explotación y mantenimiento. Esto se refiere a aspectos de requisitos de seguridad de las personas.

Una línea eléctrica aérea deberá también ser diseñada, construida y mantenida de forma tal que sea considerada la seguridad del público, duración, robustez, mantenimiento y el respeto a las condiciones medioambientales y al paisaje.

Los requisitos arriba indicados deben estar en concordancia con la elección de materiales, un diseño apropiado y detallado, y un proceso de control específico para el diseño, producción y suministro de materiales, construcción y explotación del proyecto en cuestión.

El diseño seleccionado deberá ser, teniendo en cuenta las distintas hipótesis de carga representativas, suficientemente riguroso y variado para abarcar todas las condiciones que pueden preverse durante la construcción y vida útil estimada de la línea aérea.

Las líneas eléctricas aéreas se estudiarán siguiendo el trazado que considere más conveniente el autor del proyecto, en su intento de lograr la solución óptima para el conjunto de la instalación, ajustándose en todo caso a las prescripciones que en esta instrucción se establecen. Se evitarán, en lo posible, los ángulos pronunciados, tanto en planta como en alzado, y se reducirán al mínimo indispensable el número de situaciones reguladas por las prescripciones especiales del apartado 5.3.

1.5.2 Requisitos de seguridad de la obra construida

Los requisitos de seguridad de la obra construida considerarán la existencia de cargas especiales y el proyecto incluirá las medidas necesarias para prevenir fallos en cascada.

Un fallo en una línea puede producirse debido a defectos en los materiales, contingencias desfavorables como, por ejemplo, el impacto de un objeto, deslizamientos de tierra, etc. o condiciones climáticas extremas. El fallo debe quedar limitado al lugar donde se produjo la sobrecarga excediéndose la resistencia mecánica de los componentes, no propagándose a los cantones adyacentes.

En el capítulo 3 de esta instrucción se indican las cargas y sobre cargas a considerar para prevenir fallos en cascada.

En algunas líneas aéreas, debido tanto a la importancia de la red como su exposición a cargas climáticas severas, se puede justificar proyectar y ejecutar la obra con un alto nivel de seguridad. En tales casos se pueden aplicar medidas adicionales para incrementar la seguridad, de acuerdo con la experiencia y el tipo de línea a diseñar. La inserción de apoyos de anclaje a intervalos específicos puede adoptarse como medida para limitar un colapso progresivo.

1.5.3 Requisitos de seguridad de las personas durante la construcción y mantenimiento

Se tendrán en cuenta los requisitos de seguridad de las personas durante la construcción y las operaciones de mantenimiento. Los requisitos de seguridad de las personas están cubiertos mediante la consideración de cargas especiales para las cuales se deben diseñar los componentes de la línea (especialmente los apoyos).

En relación con la seguridad y salud de los trabajadores, los requisitos de seguridad y las disposiciones aplicables serán los contenidos en la normativa laboral en materia de prevención de riesgos laborales.

1.5.4 Consideraciones adicionales

Al diseñarse una línea eléctrica aérea debe limitarse su impacto sobre el medio ambiente. Igualmente se considerarán las disposiciones legales que le afecten en cada Comunidad Autónoma. Asimismo, debe considerarse la seguridad de las personas y de los animales, tanto de la avifauna como del ganado.

1.5.5 Vida útil

La vida útil es el periodo de funcionamiento previsto de la línea para su propósito prefijado con las operaciones normales de mantenimiento pero sin que sean necesarias reparaciones substanciales. La vida útil de las líneas aéreas se considera que es, generalmente, de 40 años, a menos que se defina otra cosa en las especificaciones del proyecto.

1.5.6 Durabilidad

La durabilidad de un apoyo o de una parte de éste en su entorno debe ser tal que, con un mantenimiento apropiado, permanezca apto para su uso dentro de la vida útil prevista.

Las condiciones medioambientales, climéticas y atmosféricas deben ser evaluadas en el periodo de diseño, para ver su influencia en relación con la durabilidad y posibilitar las disposiciones adecuadas para la protección de los materiales.

2. MATERIALES: CONDUCTORES Y CABLES DE TIERRA, HERRAJES Y ACCESORIOS, AISLADORES Y APOYOS

2.1 Conductores y cables de tierra

1.1.1 Generalidades

En este apartado se dan los requisitos que deben cumplir los conductores y cables de tierra con o sin circuitos de telecom unicaciones.

Los conductores y cables de tierra deberán ser diseñados, seleccionados y ensayados para cumplir con los requisitos eléctricos, mecánicos y de telecomunicaciones que se definen según los parámetros de diseño de la línea. Se deberá considerar la necesaria protección contra la fatiga debida a las vibraciones.

En los siguientes apartados el término "conductor" incluye también a los "cables de tierra" y donde sea apropiado a los conductores y cables de tierra con circuitos de telecomunicación.

Este apartado no es de aplicación a cables recubiertos o a todos los cables dieléctricos autosoportados de telecomunicaciones (ADSS) o dieléctricos de fibra óptica (CADFO). De igual modo, no incluye cables de telecomunicación recubiertos de metal que no sean utilizados como cables de tierra.

No obstante; los cables dieléctricos autosoportados de telecomunicaciones (ADSS) o los dieléctricos adosados de fibra óptica (CADFO) podrán utilizar como soporte las líneas eléctricas aéreas de alta tensión conforme a lo establecido en la disposición adicional decimocuarta de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. Por tanto, estos cables dieléctricos, en lo que les corresponda, cumplirán con las condiciones y requisitos en lo concerniente al montaje y al tendido de acuerdo con sus características, impuestos en este reglamento como un elemento más de la línea.

La sección nominal mínima admisible de los conductores de cobre y sus aleaciones será de 10 milímetros cuadrados. En el caso de los conductores de acero galvanizado, la sección mínima admisible será de 12,5 milímetros cuadrados.

Para otros tipos de materiales no se emplearán conductores de menos de 350 daN de carga de rotura.

En el caso en que se utilicen conductores usados, procedentes de otras líneas desmontadas, las características que afectan básicamente a la seguridad deberán establecerse razonadamente, de acuerdo con los ensayos que preceptivamente habrán de realizarse.

Cuando en los cálculos mecánicos se tengan en cuenta el proceso de fluencia o de deformaciones lentas, las características que se adopten para estos cálculos deberán justificarse mediante ensayos o utilizando valores comprobados en otras líneas.

2.1.2 Conductores de aluminio

2.1.2.1 Características y dimensiones

Los conductores pueden estar constituidos por hilos redondos o con forma trapezoidal de aluminio o aleación de aluminio y pueden contener, para reforzarlos, hilos de acero galvanizados o de acero recubiertos de aluminio. Los cables de tierra se diseñarán según las mismas normas que los conductores de fase.

Los conductores deben cumplir la Norma UNE-EN 50182 Y serán de uno de los siguientes tipos:

a. Conductores homogéneos de aluminio (AL1).b. Conductores homogéneos de aleación de aluminio (ALx).c. Conductores compuestos (bimetálicos) de aluminio o aleación de aluminio

reforzados con acero galvanizado (AL1/STyz o ALx/STyz).d. Conductores compuestos (bimetálicos) de aluminio o aleación de aluminio

reforzado con acero recubierto de aluminio (AL1/SAyz o ALx/SAyz).e. Conductores compuestos (bimetálicos) de aluminio reforzados con aleación

de aluminio (AL1/ALx).

Cuando sean utilizados materiales diferentes de aquéllos, sus características y su conveniencia para cada aplicación individual deben ser verificadas como se indique en las especificaciones del proyecto.

2.1.2.2 Requisitos eléctricos

Las resistencias eléctricas de la gama preferente de conductores con alambres circulares se dan en la norma UNE-EN 50182. Para conductores con secciones de alambres diferentes, la resistencia del conductor deberá calcularse utilizando la resistividad del alambre, la sección transversal y los parámetros del cableado del conductor.

Debe verificarse que la intensidad admisible y la capacidad de cortocircuito de los conductores cumplen los requisitos de las especificaciones del proyecto. También debe considerarse la predicción del nivel de perturbación radioeléctrica y el nivel del ruido audible de los conductores según la norma UNE-EN 50341-1.

2.1.2.3 Temperaturas de servicio del conductor

La máxima temperatura de servicio de conductores de aluminio bajo diferentes condiciones operativas deberá ser indicada en las especificaciones del proyecto. Estas Especificaciones darán algunos o todos los requisitos, bajo las siguientes condiciones:

a. La temperatura máxima de servicio bajo carga normal en la línea, que no sobrepasará los 85 ºC.

b. La temperatura máxima de corta duración para momentos especificados, bajo diferentes cargas en la línea, superiores al nivel normal, que no sobrepasará los 100 ºC.

c. La temperatura máxima debida a un fallo especificado del sistema eléctrico, que no sobrepasará los 100 ºC.

El uso de conductores de alta temperatura, tales como los compuestos por aleaciones especiales de Aluminio-Zirconio, definidos en la norma lEC 62004, permite trabajar con temperaturas de servicio superiores.

La información sobre el cálculo del incremento de temperatura, debido a las corrientes de cortocircuito, se indica en la norma UNE-EN 60865-1. Alternativamente, y con las precauciones adecuadas, el incremento real de temperatura debido a las corrientes de cortocircuito puede determinarse mediante un ensayo.

2.1.2.4 Requisitos mecánicos

La carga de rotura de los conductores de aluminio, calculada de acuerdo con la norma UNE-EN 50182, debe ser suficiente para cumplir con los requisitos de carga determinados en el apartado 3.2. La tensión máxima admisible en el conductor debe indicarse en las especificaciones del proyecto.

2.1.2.5 Protección contra la corrosión

Los requisitos para el recubrimiento o el revestimiento de los hilos de acero con zinc o aluminio deben ser indicados en las especificaciones del proyecto, con referencia a la norma UNE-EN 50189 o la norma UNE-EN 61232, según sea aplicable, por la naturaleza del revestimiento. Se permite el uso de grasas de protección contra la corrosión.

2.1.3 Conductores de acero


Los conductores de acero cumplirán con la norma UNE-EN 50182. Las especificaciones del material se dan en la norma UNE-EN 50189, para los hilos de

acero galvanizado y en la norma UNE-EN 61232, para los hilos de acero recubiertos de aluminio.


La resistividad de los hilos de acero galvanizados se da, a efectos de cálculo, en la norma UNE-EN 50189 Y en la norma UNE-EN 61232 para los hilos de acero revestidos de aluminio. La resistencia del conductor en corriente continua a 20 ºC se calculará de acuerdo con los principios de la norma UNE-EN 50182.

La intensidad admisible y la capacidad de cortocircuito, particularmente el efecto sobre la tensión mecánica, debe verificarse con los requisitos de las Especificaciones del Proyecto.

2.1.3.3 Temperaturas de servicio del conductor

Es aplicable lo indicado en el apartado 2.1.2.3.


La carga de rotura de conductores de acero, calculada de acuerdo con la norma UNE-EN 50182, debe ser suficiente para cumplir con los requisitos de carga determinados en el apartado 3.2. La tensión máxima admisible en el conductor debe indicarse en las especificaciones del proyecto.


Los requisitos para recubrimiento o revestimiento de hilos de acero deben concretarse en las especificaciones del proyecto, mediante referencia a la norma UNE-EN 50189 o en la norma UNE-EN 61232, según sea aplicable por la naturaleza del revestimiento.

2.1.4 Conductores de cobre

Los conductores podrán estar constituidos por hilos redondos de cobre o aleación de cobre, de acuerdo con la norma UNE 207015. Cuando no se ajusten a la norma, los requisitos se indicarán en las especificaciones del proyecto.

2.1.5 Conductores (OPPC's) y cables de tierra (OPGW's) que contienen circuito de telecomunicaciones de fibra óptica


Las características del diseño de los OPPC's y de los OPGW's con fibras ópticas de telecomunicación, deben ser indicadas en las especificaciones del proyecto. Las características físicas, mecánicas y eléctricas y los métodos de ensayo para el OPGW se dan en la UNE-EN 60794-4.


La resistencia en corriente continua a 20 ºC de un OPPC o OPGW, debe calcularse utilizando la resistividad del aluminio duro, aleación de aluminio, acero galvanizado o hilos de acero revestidos de aluminio, junto con las constantes de cableado y la resistividad de otros componentes de aluminio del conductor, de acuerdo a los requisitos de la norma UNE-EN 60794-4 o los principios de la norma UNE-EN 50182.

Se debe hacer referencia en las especificaciones del proyecto a la capacidad de transporte o intensidad admisible y a las condiciones de cortocircuito y, en su caso, al nivel de perturbaciones radioeléctricas.

2.1.5.3 Temperatura de servicio del conductor

Las temperaturas máximas de servicio de los OPPC's y OPGW's deben indicarse en las especificaciones del proyecto. Estas especificaciones darán la temperatura máxima continua y la temperatura máxima de corta duración para tiempos especificados. Para la determinación del incremento de temperatura debido a la corriente de cortocircuito es aplicable la nota 2 del apartado 2.1.2.3


La carga de rotura de los OPPC's y OPGW's, calculada de acuerdo a las especificaciones del proyecto, debe ser suficiente para cumplir con los requisitos de carga mecénica determinados en el apartado 3.2. La tensión máxima admisible en el conductor debe indicarse en las especificaciones del proyecto.


Los requisitos para la protección contra la corrosión de los OPPC's puede realizarse usando hilos de acero galvanizado o acero recubierto de aluminio, cumpliendo con las normas UNE-EN 50189 o UNE-EN 61232, cuando sea aplicable. Se permite el uso de grasas de protección anticorrosiva, según norma UNE-EN 50326.

2.1.6 Empalmes y conexiones

Se denomina "empalme" a la unión de conductores que asegura su continuidad eléctrica y mecánica. Se denomina "conexión" a la unión de conductores que asegura la continuidad eléctrica de los mismos, con una resistencia mecánica reducida.

Los em palmes de los conductores se realizarán mediante piezas adecuadas a la naturaleza composición y sección de los conductores. Lo mismo el empalme que la conexión no deben aumentar la resistencia eléctrica del conductor. Los empalmes deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del cable el 95% de la carga de rotura del cable empalmado.

La conexión de conductores, tal y como ha sido definida en el presente apartado, sólo podrá ser realizada en conductores sin tensión mecánica o en las uniones de conductores realizadas en el puente de conexión de las cadenas de amarre, pero en este caso deberá tener una resistencia al deslizamiento de al menos el 20% de la carga de rotura del conductor.

Queda prohibida la ejecución de empalmes en conductores por la soldadura de los mismos.

Con carácter general los empalmes no se realizarán en los vanos sino en los puentes flojos entre las cadenas de amarre. En cualquier caso, se prohíbe colocar en la instalación de una línea más de un em palme por vano y conductor. Solamente en la explotación, en concepto de reparación de una avería, podrá consentirse la colocación de dos empalmes.

Cuando se trate de la unión de conductores de distinta sección o naturaleza, es preciso que dicha unión se efectúe en el puente de conexión de las cadenas de amarre. Las piezas de empalme y conexión serán de diseño y naturaleza tal que

eviten los efectos electrolíticos, si éstos fueran de temer, y deberán tomarse las precauciones necesarias para que las superficies en contacto no sufran oxidación.

2.1.7 Consideraciones en la instalación de los cables de tierra

Cuando se empleen cables de tierra para la protección de la línea, se recomienda que el ángulo que forma la vertical que pasa por el punto de fijación del cable de tierra con la línea determinada por este punto y cualquier conductor de fase no exceda de 35°.

Asimismo, los empalmes de los cables de tierra reunirán las mismas condiciones de seguridad e inalterabilidad exigidas en el correspondiente apartado para los empalmes de los conductores.

Cuando para el cable de tierra se utilice cable de acero galvanizado, la sección nominal mínima que deberá emplearse será de 50 milímetros cuadrados para las líneas de tensión nominal superior a 66 kV, Y de 22 milímetros cuadrados para las demás.

Cuando se tome en consideración la cooperación de los cables de tierra en la resistencia de los apoyos, se incluirán en el proyecto los cálculos justificativos de que el conjunto apoyo-cables de tierra en las condiciones más desfavorables no tiene coeficientes de seguridad inferiores a los correspondientes a los distintos elementos.

Los cables de tierra deberán estar conectados a tierra en cada apoyo directamente al mismo, si se trata de apoyos metálicos, o a las armaduras metálicas de la fijación de los aisladores, en el caso de apoyos de madera u hormigón. Además, deberán quedar conectados a tierra de acuerdo con las normas que se indican en el apartado 7 de esta ITC.

Los herrajes del cable de tierra deberán unirse al cable de conexión a tierra, pudiendo dejarse aislados en aquellos casos en que el autor del proyecto considere conveniente utilizar el aislamiento que le proporcionen los elementos del apoyo (crucetas de madera, etc.).

2.2 Herrajes y accesorios

2.2.1 Generalidades

Se consideran herrajes todos los elementos utilizados para la fijación de los aisladores al apoyo y al conductor, los elementos de fijación del cable de tierra al apoyo y los elementos de protección eléctrica de los aisladores.

Se consideran accesorios del conductor elementos tales como separadores, antivibradores, etc.

Los herrajes y accesorios de las líneas aéreas deben cumplir los requisitos de las normas UNE-EN 61284, UNE-EN 61854 o UNE-EN 61897. Cualquier otra alternativa o parámetro adicional se definirá en las especificaciones del proyecto.

2.2.2 Requisitos eléctricos

2.2.2.1 Requisitos aplicables a todos los herrajes y accesorios

El diseño de todos los herrajes y accesorios deberá ser tal que sean compatibles con los requisitos eléctricos especificados para la línea aérea.

2.2.2.2 Requisitos aplicables a los herrajes y accesorios que transporten corriente

Los herrajes y accesorios de los conductores, destinados a transportar la corriente de operación del conductor, no deben, cuando estén sometidos a la corriente máxima autorizada en régimen permanente o a las corrientes de cortocircuito, manifestar aumentos de temperatura mayores que los del conductor asociado. De la misma forma, la caída de tensión en los extremos de los herrajes que transportan corriente, no debe ser superior a la caída de tensión en los extremos de una longitud equivalente de conductor.

2.2.3 Efecto corona y nivel de perturbaciones radioeléctricas

En el diseño de los herrajes se tendrá presente su comportamiento en el fenómeno de efecto corona. Los herrajes y accesorios para líneas aéreas incluyendo separadores y amortiguadores de vibraciones, deben ser diseñados de forma tal que, bajo condiciones de ensayo, los niveles de perturbaciones radioeléctricas sean conformes con el nivel total especificado para la instalación.

2.2.4 Requisitos mecánicos

El diseño de los herrajes y accesorios de una línea aérea deberá ser tal, que satisfagan los requisitos de carga mínima de rotura determinados en el apartado 3.3 de esta ITC. Todos los herrajes que puedan estar sometidos al peso de una persona, deben resistir una carga característica concentrada de 1,5 kN.

2.2.5 Requisitos de durabilidad

Todos los materiales utilizados en la construcción de herrajes y accesorios de líneas aéreas deben ser inherentemente resistentes a la corrosión atmosférica, la cual puede afectar a su funcionamiento. La elección de materiales o el diseño de herrajes y accesorios deberá ser tal, que la corrosión galvánica de herrajes o conductores sea mínima.

Todos los materiales férreos, que no sean de acero inoxidable, utilizados en la construcción de herrajes, deben ser protegidos contra la corrosión atmosférica mediante galvanizado en caliente u otros métodos indicados en las especificaciones del proyecto.

Los herrajes y accesorios sujetos a articulaciones o desgaste deben ser diseñados y fabricados, incluyendo la selección del material, para asegurar las máximas propiedades de resistencia al rozamiento y al desgaste.

2.2.6 Características y dimensiones de los herrajes

Las características mecánicas de los herrajes de las cadenas de aisladores deben cumplir con los requisitos de resistencia mecilnica dados en las normas UNE-EN 60305 Y UNE-EN 60433 o UNE-EN 61466-1. Las dimensiones de acoplamiento de los herrajes a los aisladores deberán cumplir con la Norma UNE 21009 o la Norma UNE 21128. Los dispositivos de cierre y bloqueo utilizados en el montaje de herrajes con uniones tipo rótula, deben cumplir con los requisitos de la norma UNE-EN 60372.

Cuando se elijan metales o aleaciones para herrajes de líneas, debe considerarse el posible efecto de bajas temperaturas, cuando proceda. Cuando se elijan materiales no metálicos, debe considerarse su posible reacción a temperaturas extremas, radiación UV, ozono y polución atmosférica.

2.3 Aisladores

2.3.1 Generalidades

Los aisladores normalmente com prenden cadenas de unidades de aisladores del tipo caperuza y vástago o del tipo bastón, y aisladores rígidos de columna o peana. Pueden ser fabricados usando materiales cerámicos (porcelana), vidrio, aislamiento compuesto de goma de silicona, poliméricos u otro material de características adecuadas a su función. Se pueden utilizar combinaciones de estos aisladores sobre algunas líneas aéreas.

Los aisladores deben ser diseñados, seleccionados y ensayados para que cumplan los requisitos eléctricos y mecánicos determinados en los parámetros de diseño de las líneas aéreas.

Los aisladores deben resistir la influencia de todas las condiciones climáticas, incluyendo las radiaciones solares. Deben resistir la polución atmosférica y ser capaces de funcionar satisfactoriamente cuando estén sujetos a las condiciones de polucion.

2.3.2 Requisitos eléctricos normalizados

El diseño de aisladores deberá ser tal que se respeten las tensiones soportadas según el apartado 4.4 de esta ITC.

2.3.3 Requisitos para el comportamiento bajo polución

Los aisladores deberán cumplir con los requisitos especificados para su comportamiento bajo polución. En el apartado 4.4.1 se dan indicaciones sobre la selección de aisladores para su uso en condiciones de polución.

2.3.4 Requisitos mecánicos

El diseño de los aisladores de una línea aérea deberá ser tal que satisfagan los requisitos mecánicos determinados en el apartado 3.4 de esta ITC.

2.3.5 Requisitos de durabilidad

La durabilidad de un aislador está influenciada por el diseño, la elección de los materiales y los procedimientos de fabricación. Todos los materiales usados en la construcción de aisladores para líneas aéreas, deberán ser inherentemente resistentes a la corrosión atmosférica, que puede afectar a su funcionamiento.

Puede obtenerse un indicador de la durabilidad de las cadenas de aisladores de material cerámico o vidrio, a partir de los ensayos termo-mecánicos especificados en la norma UNE-EN 60383-1. En casos especiales, puede ser necesario considerar las características de fatiga, mediante los ensayos apropiados indicados en las Especificaciones del Proyecto.

Todos los materiales férreos, distintos del acero inoxidable, usados en aisladores de líneas aéreas deberán ser protegidos contra la corrosión debida a las condiciones atmosféricas. La forma habitual de protección deberá ser un galvanizado en caliente, que deberá cumplir los requisitos de ensayo indicados en la norma UNE-EN 60383-1.

Para instalaciones en condiciones especialmente severas, puede indicarse un aumento del espesor de zinc en las especificaciones del proyecto.

2.3.6 Características y dimensiones de los aisladores

Las características y dimensiones de los aisladores utilizados para la construcción de líneas aéreas deben cumplir, siempre que sea posible, con los requisitos dimensionales de las siguientes normas:

a. UNE-EN 60305 Y UNE-EN 60433, para elementos de cadenas de aisladores de vidrio o cerámicos.

b. UNE-EN 61466-1 Y UNE-EN 61466-2, para aisladores de aislamiento compuesto de goma de silicona;

c. CEI 60720, para aisladores rígidos de columna o peana.

Se pueden incluir en las especificaciones del proyecto tipos de aisladores aprobados, con dimensiones diferentes de las especificadas por las normas anteriormente indicadas. El resto de las características deberán ser conformes con las normas aplicables según el tipo de aislador.

2.4 Apoyos

Los conductores de la línea se fijarán mediante aisladores y los cables de tierra de modo directo a las estructuras de apoyo. Estas estructuras, que en todo lo que sigue se denominan "apoyos'; podrán ser metálicas, de hormigón, madera u otros materiales apropiados, bien de material homogéneo o combinación de varios de los citados anteriormente.

Los materiales empleados deberán presentar una resistencia elevada a la acción de los agentes atmosféricos, y en el caso de no presentarla por sí mismos, deberán recibir los tratamientos protectores adecuados para tal fin.

La estructura de los apoyos podrá ser de cualquier tipo adecuado a su función. Se tendrá en cuenta su diseño constructivo, la accesibilidad a todas su partes por el personal especializado, de modo que pueda ser realizada fácilmente la inspección y conservación de la estructura. Se evitará la existencia de todo tipo de cavidades sin drenaje, en las que pueda acumularse el agua de lluvia.

2.4.1 Clasificación según su función

2.4.1.1 Atendiendo al tipo de cadena de aislamiento y a su función en la línea, los apoyos se clasifican en:

a. Apoyo de suspensión: Apoyo con cadenas de aislamiento de suspensión.b. Apoyo de amarre: Apoyo con cadenas de aislamiento de amarre.c. Apoyo de anclaje: Apoyo con cadenas de aislamiento de amarre destinado a

proporcionar un punto firme en la línea. Limitará, en ese punto, la propagación de esfuerzos longitudinales de carácter excepcional. Todos los apoyos de la línea cuya función sea de anclaje tendrán identificación propia en el plano de detalle del proyecto de la línea.

d. Apoyo de principio o fin de línea: Son los apoyos primero y último de la línea, con cadenas de aislamiento de amarre, destinados a soportar, en sentido longitudinal, las solicitaciones del haz completo de conductores en un solo sentido.

e. Apoyos especiales: Son aquellos que tienen una función diferente a las definidas en la clasificación anterior.

Los apoyos de los tipos enumerados pueden aplicarse a diferentes fines de los indicados, siempre que cumplan las condiciones de resistencia y estabilidad necesarias al empleo a que se destinen.

2.4.1.2 Atendiendo a su posición relativa respecto al trazado de la línea, los apoyos se clasifican en:

a. Apoyo de alineación: Apoyo de suspensión, amarre o anclaje usado en un tramo rectilíneo de la línea.

b. Apoyo de ángulo: Apoyo de suspensión, amarre o anclaje colocado en un ángulo del trazado de una línea.

2.4.2 Apoyos metálicos

Los apoyos metálicos serán de características adecuadas a la función a desempeñar. Las características técnicas de sus componentes (perfiles, chapas, tornillería, galvanizado, etc.) responderán a lo indicado en las normas UNE aplicables o, en su defecto, en otras normas o especificaciones técnicas reconocidas.

En los apoyos de acero, así como en los elementos metálicos de los apoyos de otra naturaleza; no se emplearán perfiles abiertos de espesor inferior a cuatro milímetros. Cuando los perfiles fueran galvanizados por inmersión en caliente, el límite anterior podrá reducirse a tres milímetros. Análogamente, en construcción atornillada no podrán realizarse taladros sobre flancos de perfiles de una anchura inferior a 35 milímetros.

En el caso de que los perfiles de la base del apoyo se prolonguen dentro del terreno sin recubrimiento de hormigón -caso de cimentaciones metálicas-, el espesor de los perfiles enterrados no será menor de seis milímetros.

No se emplearán tornillos de un diámetro inferior a 12 milímetros.

La utilización de perfiles cerrados, se hará siempre de forma que se evite la acumulación de agua en su interior. En estas condiciones, el espesor mínimo de la pared no será inferior a tres milímetros, límite que podrá reducirse a dos y medio milímetros cuando estuvieran galvanizados por inmersión en caliente.

En los perfiles metálicos enterrados sin recubrimiento de hormigón se cuidará especialmente su protección contra la oxidación, empleando agentes protectores adecuados, como galvanizado, soluciones bituminosas, brea de alquitrán, etc.

Se recomienda la adopción de protecciones anticorrosivas de la máxima duración, en atención a las dificultades de los tratamientos posteriores de conservación necesarios.

Los apoyos situados en lugares de acceso público y donde la presencia de personas ajenas a la instalación eléctrica es frecuente (apoyos frecuentados según 7.3.4.2), dispondrán de las medidas oportunas para dificultar su escalamiento hasta una altura mínima de 2,5 m.

2.4.3 Apoyos de hormigón

Serán, preferentemente, del tipo armado vibrado, fabricados con materiales de primera calidad, respondiendo los tipos y características a lo expuesto en las normas UNE aplicables según la ITC-LAT 02. No obstante, podrán utilizarse, previa aprobación por parte de los órganos competentes de laAdministración Pública, apoyos fabricados de conformidad a otras normas y que sean de similares características. Se debe prestar también particular atención a todas las fases de manipulación en el transporte y montaje, empleando los medios apropiados para evitar el deterioro del poste. Cuando se empleen apoyos de hormigón, en suelos o

aguas que sean agresivos al mismo, deberán tomarse las medidas necesarias para su protección.

2.4.4 Apoyos de madera

Se emplearán principalmente los de madera de pino de las especies silvestre, laricio y negro, respondiendo sus características técnicas a las expuestas en las normas UNE aplicables según ITC-LAT02.

No obstante, podrán utilizarse, previa aprobación por parte de los órganos competentes de laAdministración Pública, apoyos fabricados de conformidad a otras normas y que sean de similares características.

En todos los casos deberán recibir un tratamiento preservante eficaz contra la putrefacción. El producto preservante, el sistema de impregnación profunda empleado, la dosificación y las penetraciones a obtener, cumplirán las normas UNE 21094 Y UNE 21097, o las normas UNE 21151 Y UNE 21152, según que aquél sea por creosotado o por sales minerales de disolución acuosa, respectivamente.

2.4.5 Apoyos de otros materiales

Al objeto de poder incorporar en la ejecución de líneas aéreas nuevos apoyos que puedan desarrollarse, podrán admitirse apoyos de materiales y composiciones distintas a los indicados en los apartados precedentes. En todo caso, estos tipos de apoyos deberán estar recogidos en normas o especificaciones técnicas de reconocido prestigio en la materia, y su utilización deberá ser aprobada por parte de los órganos competentes de la Administración.

2.4.6 Tirantes

Las líneas de nueva construcción se diseñarán sin que sea necesario el empleo de tirantes para la sujeción de los apoyos.

Los tirantes se podrán utilizar en caso de avería, sustitución de apoyos o desvíos provisionales de líneas.

Los tirantes o vientos deberán ser varillas o cables metálicos que, en el caso de ser de acero, deberán estar galvanizados en caliente.

No se utilizarán tirantes cuya carga de rotura sea inferior a 1750 daN ni cables formados por alambres de menos de dos milímetros de diámetro. En la parte enterrada en el suelo se recomienda emplear varillas galvanizadas de no menos de 12 milímetros de diámetro.

La separación de los conductores a los tirantes deberá cumplir las prescripciones del apartado 5.4.2. Se prohíbe la fijación de los tirantes a los soportes de aisladores rígidos o a los herrajes de las cadenas de aisladores. En la fijación del tirante al apoyo se emplearán las piezas adecuadas para que no resulten perjudicadas las características mecánicas del apoyo ni las del tirante. Los tirantes estarán provistos de las mordazas o tensores adecuados para poder regular su tensión, sin recurrir a la torsión de los alambres, lo que queda prohibido.

Si el tirante no estuviese conectado a tierra a través del apoyo, o directamente en la forma que se señala en el apartado 7, estará provisto de aisladores. Estos aisladores se dimensionarán eléctrica y mecánicamente de forma análoga a los aisladores de la línea, de acuerdo con lo que se establece en los apartados 3.4 y 4.4.

Estos aisladores estarán a una distancia mínima de 2xDel metros del conductor más próximo, estando éste en la posición que proporcione la distancia mínima al aislador. Del es la distancia mínima aérea especificada, de acuerdo con la definición del apartado 5.2. Los aisladores no se encontrarán situados a una distancia inferior a tres metros del suelo.

En los lugares frecuentados, los tirantes deben estar convenientemente protegidos hasta una altura de dos metros sobre el terreno.

2.4.7 Numeración, marcado y avisos de riesgo eléctrico

Cada apoyo se identificará individualmente mediante un número, código o marca alternativa (como por ejemplo coordenadas geográficas), de tal manera que la identificación sea legible desde el suelo.

En todos los apoyos, cualesquiera que sea su naturaleza, deberán estar claramente identificados el fabricante y tipo.

También se recomienda colocar indicaciones de existencia de riesgo de peligro eléctrico en todos los apoyos. Esta indicación será preceptiva para líneas de tensión nom inal superior a 66 kV y, en general, para todos los apoyos situados en zonas frecuentadas.

Estas indicaciones cumplirán la normativa existente sobre señalizaciones de seguridad.

2.4.8 Cimentaciones

Las cimentaciones de los apoyos podrán ser realizadas en hormigón, hormigón armado o acero. En las cimentaciones de hormigón se cuidará de su protección en el caso de suelos o aguas que sean agresivos para el mismo. En las de acero se prestará especial atención a su protección, de forma que quede garantizada su duración.

Las cimentaciones o partes enterradas de los apoyos y tirantes deberán ser proyectadas y construidas para resistir las acciones y combinaciones de las mismas señaladas en el apartado 3.6.


La filosofía de diseño que refleja este apartado para las líneas de alta tensión en general, está basada en el método empírico indicado en las normas UNE-EN 50341-1 y UNE-EN 50423-1. De acuerdo con ello, se utilizarán para las aplicaciones de las posibles solicitudes de cargas, fórmulas empíricas avaladas por la práctica que responderán a la duración, fiabilidad y garantía establecida en esta instrucción, equiparables con lo recomendado en la norma aludida.

En este reglamento se parte de unos valores mínimos generalizados para el cálculo de las solicitaciones sobre los apoyos y los componentes de la línea. Se exponen fórmulas empíricas en función de variables y posibilidades de aplicación de distintas hipótesis, que puedan contemplar la diferencia geográfica de las distintas áreas en que puede dividirse el Estado, en cuanto a concepción orográfica y climatológica se refiere. De esta forma, se establece una metodología de cálculo basada en la experiencia que las empresas distribuidoras y de transporte tienen en el diseño de líneas eléctricas aéreas.

Debido a la inexistencia, en general, de datos oficiales estadísticos, la metodología de cálculo que se describe en esta ITC supone una solución alternativa al procedimiento estadístico establecido por las normas UNE-EN 50341-1 y UNE-EN 50423-1.

3.1 Cargas y sobrecargas a considerar

El cálculo mecánico de los elementos constituyentes de la línea, cualquiera que sea la naturaleza de éstos, se efectuará bajo la acción de las cargas y sobrecargas que a continuación se indican, combinadas en la forma y en las condiciones que se fijan en los apartados siguientes.

En el caso de que puedan preverse acciones de todo tipo más desfavorables que las que a continuación se prescriben, deberá el proyectista adoptar de modo justificativo valores distintos a los establecidos.

3.1.1 Cargas permanentes

Se considerarán las cargas verticales debidas al peso propio de los distintos elementos: conductores, aisladores, herrajes, cables de tierra -si los hubiere-, apoyos y cimentaciones.

3.1.2 Fuerzas del viento sobre los componentes de las líneas aéreas

Se considerará un viento mínimo de referencia de 120 km/h (33,3 m/s) de velocidad, excepto en las líneas de categoría especial, donde se considerará un viento mínimo de 140 km/h (38,89 m/s) de velocidad. Se supondrá el viento horizontal, actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide.

La acción del viento, en función de su velocidad V, en km/h, da lugar a las fuerzas que a continuación se indican sobre los distintos elementos de la línea.

3.1.2.1 Fuerzas del viento sobre los conductores

La presión del viento en los conductores causa fuerzas transversales a la dirección de la línea, al igual que aumenta las tensiones sobre los conductores. Considerando los vanos adyacentes, la fuerza del viento sobre un apoyo de alineación será, para cada conductor del haz:

Fc = q x d x [(a1+a2)/2] daN,

siendo:

d diámetro del conductor, en metros.

a1, a2 longitudes de los vanos adyacentes, en metros. La semisuma de a1 y a2 es el vano de viento o eolovano av .

q presión del viento

= 60 x (Vv/120)2 daN/m2 para conductores de d ≤ 16 mm

= 50 x (Vv/120)2 daN/m2 para conductores de d > 16 mm)

En el caso de sobrecargas combinadas de hielo y de viento, se deberá considerar el diámetro incluido el espesor del manguito de hielo, para lo cual se aconseja considerar un peso volumétrico específico del hielo de valor 750 daN/m2.

La fuerza total del viento sobre los conductores en haz estará definida como la suma de las fuerzas sobre cada uno de los conductores, sin tener en cuenta posibles efectos de pantalla entre conductores, ni aún en el caso de haces de conductores de fase.

En las fuerzas del viento sobre apoyos en ángulo, ha de tenerse en cuenta la influencia del cambio en la dirección de la línea, así como las longitudes de los vanos adyacentes.

3.1.2.2 Fuerzas del viento sobre las cadenas de aisladores La fuerza del viento sobre cada cadena de aisladores será:

Fc=q x Ai daN,

siendo:

Ai área de la cadena de aisladores proyectada horizontalmente en un plano vertical paralelo al eje de la cadena de aisladores, m2 .

q presión del viento = 70 x (Vv/120)2 daN/m2

3.1.2.3 Fuerza del viento sobre los apoyos de celosía

La fuerza del viento sobre los apoyos de celosía será:

Fc=q x AT daN,

siendo:

AT área del apoyo expuesta al viento proyectada en el plano normal a la dirección del viento, en m2

q presión del viento =170 x (Vv/120)2 daN/m2

3.1.2.4 Fuerzas del viento sobre las superficies planas

Las fuerzas del viento sobre las superficies planas será:

Fc=q x Ap daN,

siendo:

Ap área proyectada en el plano normal a la dirección del viento, en m2


3.1.2.5 Fuerzas del viento sobre las superficies cilíndricas

La fuerza del viento sobre las superficies cilíndricas será:

Fc=q x APol daN,

siendo:

APol área proyectada en el plano normal a la dirección del viento, en m2


3.1.3 Sobrecargas motivadas por el hielo

A estos efectos, el país se clasifica en tres zonas:

Zona A: La situada a menos de 500 metros de altitud sobre el nivel del mar. Zona B: La situada a una altitud entre 500 y 1.000 metros sobre el nivel del

mar. Zona C: La situada a una altitud superior a 1.000 sobre el nivel del mar.

Las sobrecargas serán las siguientes:

Zona A: No se tendrá en cuenta sobrecarga alguna motivada por el hielo. Zona B: Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la

sobrecarga de un manguito de hielo de valor: 0,18 x √d daN por metro lineal, siendo d el diámetro del conductor o cable de tierra en milímetros.

Zona C: Se considerarán sometidos los conductores y cables de tierra a la sobrecarga de un manguito de hielo de valor: 0,36 x √d daN por metro lineal, siendo d el diámetro del conductor o cable de tierra en milímetros. Para altitudes superiores a 1500 metros, el proyectista deberá establecer las sobrecargas de hielo mediante estudios pertinentes, no pudiéndose considerar sobrecarga de hielo inferior a la indicada anteriormente.

Los valores de las sobrecargas a considerar para cada zona podrán ser aumentados, si las especificaciones particulares de las empresas distribuidoras o de transporte responsables del servicio así lo estableciesen.

3.1.4 Desequilibrio de tracciones

3.1.4.1 Desequilibrio en apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de suspensión

Para líneas de tensión nominal superior a 66 kV se considerará; por este concepto, un esfuerzo longitudinal equivalente al 15% de las tracciones unilaterales de todos los conductores y cables de tierra. Este esfuerzo se aplicará en el punto de fijación de los conductores y cables de tierra en el apoyo. Se deberá tener en cuenta, por consiguiente, la torsión a que estos esfuerzos pudieran dar lugar. En los apoyos de ángulo con cadena de aislamiento de suspensión se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia.

Para líneas de tensión nominal igualo inferior a 66 kV se considerará; por este concepto; un esfuerzo longitudinal equivalente al 8% de las tracciones unilaterales de todos los conductores y cables de tierra. Este esfuerzo se podrá considerar distribuido en el eje del apoyo a la altura de los puntos de fijación de los conductores y cables de tierra. En los apoyos de ángulo con cadena de aislamiento de suspensión se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia.

3.1.4.2 Desequilibrio en apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de amarre

Para líneas de tensión nominal superior a 66 kV se considerará, por este concepto, un esfuerzo equivalente al 25% de las tracciones unilaterales de los conductores y cables de tierra. Este esfuerzo se aplicará en el punto de fijación de los conductores y cables de tierra en el apoyo. Se deberá tener en cuenta, por consiguiente, la torsión a que estos esfuerzos pudieran dar lugar. En los apoyos de ángulo con cadena de aislamiento de amarre se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia.

Para líneas de tensión nominal igualo inferior a 66 kV se considerará; por este concepto, un esfuerzo equivalente al 15% de las tracciones unilaterales de todos los conductores y cables de tierra. Este esfuerzo se podrá considerar distribuido en el eje del apoyo a la altura de los puntos de fijación de los conductores y cables de tierra. En los apoyos de ángulo con cadena de aislamiento de amarre se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia.

3.1.4.3 Desequilibrio en apoyos de anclaje

Se considerará por este concepto un esfuerzo equivalente al 50% de las tracciones unilaterales de los conductores y cables de tierra.

Para líneas de tensión nominal superior a 66 kV este esfuerzo se aplicará en el punto de fijación de los conductores y cables de tierra en el apoyo. Se deberá tener en cuenta, por consiguiente, la torsión a que estos esfuerzos pudieran dar lugar. En los apoyos de anclaje con ángulo se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia.

Para líneas de tensión nominal igualo inferior a 66 kV este esfuerzo se podrá considerar aplicado en el eje del apoyo a la altura de los puntos de fijación de los conductores y cables de tierra. En los apoyos de anclaje con ángulo se valorará el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia.

3.1.4.4 Desequilibrio en apoyos de fin de línea

Se considerará por el mismo concepto un esfuerzo igual al 100% de las tracciones unilaterales de todos los conductores y cables de tierra, considerándose aplicado cada esfuerzo en el punto de fijación del correspondiente conductor o cable de tierra al apoyo. Se deberá tener en cuenta, por consiguiente, la torsión a que estos esfuerzos pudieran dar lugar.

3.1.4.5 Desequilibrios muy pronunciados en apoyos

En los apoyos de cualquier tipo que tengan un fuerte desequilibrio de los vanos contiguos, deberá analizarse el desequilibrio de tensiones de los conductores en las condiciones más desfavorables de los mismos. Si el resultado de este análisis fuera más desfavorable que los valores fijados anteriormente, se aplicarán los valores resultantes de dichos análisis.

3.1.4.6 Desequilibrio en apoyos especiales

En el caso de apoyos especiales, el proyectista deberá valorar el desequilibrio más desfavorable que puedan ejercer los conductores y cables de tierra sobre el apoyo, teniendo en cuenta la función que tenga cada uno de los circuitos instalados en él.

El esfuerzo se aplicará en el punto de fijación de los conductores y cables de tierra en el apoyo. Se deberá tener en cuenta, por consiguiente, la torsión a que estos esfuerzos puedan dar lugar.

3.1.5 Esfuerzos longitudinales por rotura de conductores

Se considerará la rotura de los conductores (uno o varios) de una sola fase o cable de tierra por apoyo, independientemente del número de circuitos o cables de tierra instalados en él. Este esfuerzo se considerará aplicado en el punto que produzca la solicitación más desfavorable para cualquier elemento del apoyo, teniendo en cuenta la torsión producida en el caso de que aquel esfuerzo sea excéntrico.

3.1.5.1 Rotura de conductores en apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de suspensión

Se considerará el esfuerzo unilateral, correspondiente a la rotura de un solo conductor o cable de tierra. En los apoyos de ángulo con cadena de aislamiento de suspensión se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación. Previas las justificaciones pertinentes, podrá tenerse en cuenta la reducción de este esfuerzo, mediante dispositivos especiales adoptados para este fin; así como la que pueda originar la desviación de la cadena de aisladores de suspensión.

Teniendo en cuenta este último concepto, el valor mínimo admisible del esfuerzo de rotura que deberá considerarse será: el 50% de la tensión del cable roto en las líneas con uno o dos conductores por fase, y el 75% de la tensión del cable roto en las líneas con tres conductores por fase, no pudiéndose considerar reducción alguna por desviación de la cadena en las líneas con cuatro o más conductores por fase.

Tabla 2. Esfuerzo de rotura aplicable (% de la tensión del cable roto)

Número de conductores por

fase%

1 50

2 50

3 75

≥4 100

3.1.5.2 Rotura de conductores en apoyos de alineación y ángulo con cadenas de amarre

Se considerará el esfuerzo correspondiente a la rotura de un solo conductor por fase o cable de tierra, sin reducción alguna de su tensión. En los apoyos de ángulo con cadenas de amarre se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación.

3.1.5.3 Rotura de conductores en apoyos de anclaje

Se considerará el esfuerzo correspondiente a la rotura de un cable de tierra o de un conductor en las líneas con un solo conductor por fase, sin reducción alguna de su tensión y, en las líneas con conductores en haces múltiples se considerará la rotura de un cable de tierra o la rotura total de los conductores de un haz de fase, pero supuestos aquellos con una tensión mecánica igual al 50% de la que les corresponde en la hipótesis que se considere, no admitiéndose sobre los anteriores esfuerzos reducción alguna.

En los apoyos de anclaje con ángulo se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación.

Tabla 3. Esfuerzo de rotura aplicable(% de la tensión total del haz de fase)

Número de conductores por

fase%

1 100

≥2 50

3.1.5.4 Rotura de conductores en apoyos de fin de línea

Se considerará este esfuerzo como en los apoyos del apartado 3.1.5.3, pero suponiendo, en el caso de las líneas con haces múltiples, los conductores sometidos a la tensión mecánica que les corresponda, de acuerdo con la hipótesis de carga.

3.1.5.5 Rotura de conductores en apoyos especiales

Se considerará según la función que tenga cada circuito instalado en el apoyo, considerándose el esfuerzo que produzca la solicitación más desfavorable para cualquier elemento del apoyo, teniéndose en cuenta la torsión producida en el caso de que el esfuerzo sea excéntrico.

3.1.6 Esfuerzos resultantes de ángulo

En los apoyos situados en un punto en el que el trazado de la línea ofrezca un cambio de dirección se tendrá en cuenta, además, el esfuerzo resultante de ángulo de las tracciones de los conductores y cables de tierra.

3.2 Conductores

3.2.1 Tracción máxima admisible

La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior a su carga de rotura, mínima dividida por 2,5, si se trata de conductores cableados, o dividida por 3, si se trata de conductores de un alambre, considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga de la tabla 4 en función de que la zona sea A, B ó C.

Tabla 4. Condiciones de las hipótesis que limitan la tracción máxima admisible

ZONA A

Hipótesis Temperatura (ºC)

Sobrecarga Viento Sobrecarga hielo

Tracción máxima viento -5

Según el apartado 3.1.2 Mínimo 120 ó 140 km/h según

la tensión de líneaNo se aplica

ZONA B






Tracción máxima de hielo

-15 No se aplica Según el apartado 3.1.3

Tracción máxima hielo + viento (1)

-15 Según el apartado 3.1.2 Mínimo 60 km/h

Según el apartado 3.1.3.

ZONA C






Tracción máxima de hielo

-20 No se aplica Según el apartado 3.1.3

Tracción máxima hielo + viento (1)

-20 Según el apartado 3.1.2 Mínimo 60 km/h

Según el apartado 3.1.3.

(1) La hipótesis de tracción máxima de hielo +viento se aplica a las líneas de categoría especial y a todas aquellas líneas que la norma particular de la empresa eléctrica así lo establezca o cuando el proyectista considere que la línea pueda encontrarse sometida a la citada carga combinada.

En el caso en que en la zona atravesada por la línea sea de temer aparición de velocidades de viento excepcionales, se considerarán los conductores y cables de tierra, a la temperatura de -5 ºC en zona A, -10 ºC en zona By -15 ºC en zona C, sometidos a su propio peso y a una sobrecarga de viento correspondiente a una velocidad superior a 120 km/h ó 140 km/h, según el apartado 3.1.2. El valor de la velocidad de viento excepcional será fijado por el proyectista o de acuerdo con las especificaciones particulares de la em presa eléctrica, en función de las velocidades registradas en las estaciones meteorológicas más próximas a la zona por donde transcurre la línea.

3.2.2 Comprobación de fenómenos vibratorios

A la hora de determinar las tracciones mecánicas de los conductores y cables de tierra deberá tenerse en cuenta la incidencia de posibles fenómenos vibratorios que pueden, no sólo acortar la vida útil de los mismos, sino también dar lugar a desgaste y fallos en herrajes, aisladores y accesorios, e incluso en elementos de los apoyos. Estos fenómenos son producidos por la vibración eólica y en el caso de conductores en haz, además, la vibracion del subvano (entre separadores).

La elección de una tracción adecuada a la temperatura ambiente y el uso de amortiguadores y separadores debidamente posicionados ayudan a prevenir estos fenómenos.

En general, se recomienda que la tracción a temperatura de 15 ºC no supere el 22% de la carga de rotura, si se realiza el estudio de amortiguamiento y se instalan dichos dispositivos, o que bien no supere el 15% de la carga de rotura si no se instalan.

También se recomienda la instalación de grapas de suspensión con varillas de protección.

3.2.3 Flechas máximas de los conductores y cables de tierra

De acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas en el apartado 3.1.3, se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra en las hipótesis siguientes:

En zonas A, B y C:

a. Hipótesis de viento.- Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según el apartado 3.1.2, para una velocidad de viento de 120 km/h a la temperatura de + 15 ºC.

b. Hipótesis de temperatura.- Sometidos a la acción de su peso propio, a la temperatura máxima previsible, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de servicio de la línea. Para las líneas de categoría especial, esta temperatura no será en ningún caso inferior a + 85 ºC para los conductores de fase ni inferior a + 50 ºC para los cables de tierra. Para el resto de líneas, tanto para los conductores de fase como para los cables de tierra, esta temperatura no será en ningún caso inferior a + 50 ºC.

c. Hipótesis de hielo.- Sometidos a la acción de su peso propio y a la sobrecarga de hielo correspondiente a la zona, según el apartado 3.1.3, a la temperatura de 0 ºC.

En las líneas de categoría especial y de primera categoría, cuando por la naturaleza de los conductores y condiciones del tendido sea preciso prever un importante proceso de fluencia durante la vida de los conductores, será preciso tenerlo en cuenta en el cálculo de las flechas, justificando los datos que sirvan de base para el planteamiento de los cálculos correspondientes.

3.3 Herrajes

Los herrajes sometidos a tensión mecánica por los conductores y cables de tierra o por los aisladores, deberán tener un coeficiente de seguridad mecánica no inferior a 3 respecto a su carga mínima de rotura. Cuando la carga mínima de rotura se comprobase sistemáticamente mediante ensayos, el coeficiente de seguridad podrá reducirse a 2,5.

Dicha carga de rotura mínima será aquella cuya probabilidad de que aparezcan cargas de rotura menores es inferior al 2%. La carga de rotura mínima puede estimarse como el valor medio de la distribución de las cargas de rotura menos 2,06 veces la desviación típica.

Las grapas de amarre del conductor deben soportar una tensión mecánica en el amarre igualo superior al 95% de la carga de rotura del mismo, sin que se produzca su deslizamiento. En el caso de herrajes especiales, como los que pueden emplearse para limitar los esfuerzos transmitidos a los apoyos, deberán justificarse plenamente sus características, así como la permanencia de las mismas.

3.4 Aisladores

El criterio de fallo será la rotura o pérdida de sus cualidades aislantes, al ser sometidos simultáneamente a tensión eléctrica y solicitación mecánica del tipo al que realmente vayan a encontrase sometidos.

La característica resistente básica de los aisladores será la carga electromecánica mínima garantizada, cuya probabilidad de que aparezcan casos menores es inferior al 2%, valor medio de la distribución menos 2,06 veces la desviación típica.

La resistencia mecánica correspondiente a una cadena múltiple, puede tomarse igual al producto del número de cadenas que la formen por la resistencia de cada

cadena simple, siempre que, tanto en estado normal como con alguna cadena rota, la carga se reparta por igual entre todas las cadenas intactas.

El coeficiente de seguridad mecánica no será inferior a 3. Si la carga de rotura electromecánica mínima garantizada se obtuviese mediante control estadístico en la recepción, el coeficiente de seguridad podrá reducirse a 2,5.

3.5 Apoyos

3.5.1 Criterios de agotamiento

El cálculo de la resistencia mecánica y estabilidad de los apoyos, cualquiera que sea su naturaleza y la de los elementos de que estén constituidos, se efectuará suponiendo aquellos sometidos a los esfuerzos que se fijan en los párrafos siguientes y con los coeficientes de seguridad señalados para cada caso en el apartado 3.5.4.

Los criterios de agotamiento, a considerar en el cálculo mecánico de los apoyos, serán según los casos:

a. Rotura (descohesión).b. Fluencia (deformaciones permanentes).c. Inestabilidad (pandeo o inestabilidad general).d. Resiliencia (resistencia a bajas temperaturas)

3.5.2 Características resistentes de los diferentes materiales

La característica básica de los materiales será la carga de rotura o el límite de fluencia, según los casos, con su valor mínimo garantizado.

Para la madera, en el caso de no disponer de sus características exactas, puede adoptarse como base del cálculo una carga de rotura de 500 daN/cm2, para las coníferas, y de 400 daN/cm2, para el castaño debiendo tenerse presente la reducción con el tiempo de la sección de la madera en el empotramiento.

El límite de fluencia de los aceros se considerará igual al límite elástico convencional. Los perfiles utilizados serán de acero cuyo límite elástico sea igualo superior a 275 N/mm2, según norma UNE-EN 10025. Para el cálculo de los elementos metálicos de los apoyos, el proyectista podrá emplear cualquier método sancionado por la técnica, siempre que cuente con una amplia experiencia de su aplicación, confirmada además por ensayos. La esbeltez máxima permitida será:

a. Montantes: 150b. Celosías: 200c. Rellenos: 250

En las uniones de los elementos metálicos, los límites de agotamiento de los elementos de las uniones serán los siguientes, expresados en función del límite de fluencia del material:

a. Tornillos calibrados a cortadura 1,0b. Perfiles al aplastamiento con tornillos calibrados 2,5c. Tornillos a tracción 0,8

La calidad mínima de los tornillos será calidad 5.6 según las normas UNE-EN ISO 898-1 Y UNE-EN 20.898-2, de 300 N/mm2 de límite de fluencia.

En las uniones por soldadura, se adoptaré como límite de agotamiento del material que las constituye el establecido para cada tipo de soldadura en la correspondiente norma UNE 14035, "Cálculo de los cordones de soldadura solicitados por cargas estáticas".

3.5.3 Hipótesis de cálculo

Las diferentes hipótesis que se tendrán en cuenta en el cálculo de los apoyos serán las que se especifican en las tablas adjuntas, 5, 6, 7 Y 8 según el tipo de apoyo.

En el caso de los apoyos especiales, se considerarán las distintas acciones definidas en el apartado 3.1, que pueden corresponderles de acuerdo con su función, combinadas en unas hipótesis definidas con los mismos criterios utilizados en las hipótesis de los apoyos normales.

En las líneas de tensión nominal hasta 66 kV, en los apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de aislamiento de suspensión y amarre con conductores de carga mínima de rotura inferior a 6600 daN, se puede prescindir de la consideración de la cuarta hipótesis, cuando en la línea se verifiquen simultáneamente las siguientes condiciones:

a. Que los conductores y cables de tierra tengan un coeficiente de seguridad de 3 como mínimo.

b. Que el coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la hipótesis tercera sea el correspondiente a las hipótesis normales.

c. Que se instalen apoyos de anclaje cada 3 kilómetros como máximo.

Tabla 5. Apoyos de líneas sítuadas en zona A (I)

TIPO DE APOYO

TIPO DE ESFUERZO

1ª HIPÓTESIS(Viento)

3ª HIPÓTESIS(Desequilibrio de tracciones)

4ª HIPÓTESIS(Rotura de

conductores)

Suspensión de

Alineación o

Suspensión de Ángulo

V

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

T

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea, sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo (apdo. 3.1.6.)

ALINEACIÓN:No aplica.

ÁNGULO:

Resultante de ángulo(apdo. 3.1.6.)

L No aplica.Desequilibrio de

tracciones(apdo 3.1.4.1)

Rotura de conductores y

cables de tierra(apdo. 3.1.5.1)

Amarre de V Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los

Alineación o

Amarre de Ángulo

conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

T

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) para una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea, sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.SOLO ÁNGULO: Resultante de ángulo(apdo. 3.1.6.)


ÁNGULO:


L No aplicaDesequilibrio de

tracciones(apdo 3.1.4.2)



Para la determinación de las tensiones de los conductores y cables de tierra se considerarán sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la

categoría de la línea y a la temperatura de -5 °C.

V = Esfuerzo vertical L = Esfuerzo longitudinal T = Esfuerzo transversal

Tabla 6. Apoyos de líneas sítuadas en zona A (II)

TIPO DE APOYO

TIPO DE ESFUERZO


3ª HIPÓTESIS(Desequilibrio de tracciones)


conductores)

Anclaje de Alineación

o Anclaje de

Ángulo

V

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

T

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea, sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo(apdo. 3.1.6.)


ÁNGULO:


L No aplica

Desequilibrio detracciones

(apartado 3.1.4.3)


cables de tierra(apdo. 3.1.5.3.)

Fin de V Cargas No aplica Cargas

línea

permanentes (apdo 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

permanentes (apdo 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

T

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea, sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.

No aplica

LDesequilibrio de

tracciones(apdo. 3.1.4.4).



Para la determinación de las tensiones de los conductores y cables de tierra se considerarán sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea y a la temperatura de -5 °C.

V = Esfuerzo vertical L = Esfuerzo longitudinal T = Esfuerzo transversal

Tabla 7. Apoyos de líneas sítuadas en zonas B y C (I)

TIPO DE APOYO

TIPO DE ESFUER

ZO


2ª HIPÓTESIS 3ª HIPÓTESIS(Desequili

brio de tracciones

)

4ª HIPÓTESI

S(Rotura

de conductor

es)

(Hielo)(Hielo+Vie

nto)

Suspensión de

Alineacióno

Suspensión de Ángulo

V Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo.

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3).Para las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una

3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

mínima (apdo. 3.1.3)

(apdo. 3.1.3) y a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2)

sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2).

T

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea, sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo. SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo (apdo. 3.1.6.)

ALINEACIÓN:

No se aplica.

ÁNGULO:

Resultante de ángulo(apdo.3.1.

6.).

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) para una velocidad mínima de 60 km/h y sobrecarga de hielo (apdo. 3.1.3) sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.SÓLO ÁNGULO: Resultante de ángulo (apdo. 3.1.6.)

ALINEACIÓN:No se aplica.

ÁNGULO:


L No aplica.

Desequilibrio de

tracciones (apdo.

3.1.4.1)

Rotura de conductores y cables de tierra(apdo.

3.1.5.1.)

Amarre de

Alineacióno

Amarre de

Ángulo

V Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. de 3.1.3)

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3) y a una sobrecarga

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3).Para las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2).

velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2)

T


ALINEACIÓN:

No se aplica.

ÁNGULO:

Resultante de ángulo

(apdo. 3.1.6.).



ÁNGULO:


L No aplica.

Desequilibrio de

tracciones (apdo.

3.1.4.2)

Rotura de conductores y cables de tierra (apdo.

3.1.5.2.)

Para la determinación de las tensiones de los conductores y cables de tierra se considerará:1ª Hipótesis: Sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea y a la temperatura de -10 °C en zona B y-15 °C en zona C.Resto hipótesis: Sometidos a una sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3) y a la temperatura de -15 °C en zona B y-20 °C en zona C. En las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2). La 2ª Hipótesis (Hielo+Viento) será de aplicación exclusiva para las líneas de categoría especial.

Tabla 8. Apoyos de líneas sítuadas en zonas B y C (II)

TIPO DE APOYO

TIPO DE ESFUER

ZO


2ª HIPÓTESIS 3ª HIPÓTESIS(Desequili

brio de tracciones

)

4ª HIPÓTESIS(Rotura de conductor

es)(Hielo) (Hielo+Vie

nto)

Anclaje de

Alineacióno

Anclaje

V Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo

de Ángulo

conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 o 140 km/h según la categoría de la línea.

conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3).

conductores y cables de tierra sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3) y a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2)

mínima (apdo. 3.1.3).Para las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2).

T


ALINEACIÓN:

No se aplica.

ÁNGULO:Resultant

e de ángulo(apdo. 3.1.6.).



ÁNGULO:


L No aplica.

Desequilibrio de

tracciones(apdo.

3.1.4.3)

Rotura de conductores y cables de

tierra(apdo.

3.1.5.3.)

Fin de línea

V Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra

Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a

No aplica. Cargas permanentes (apdo. 3.1.1) considerando los conductores y cables de tierra sometidos a

una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea.

sometidos a la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3).

la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3) y a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2)

la sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3).Para las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2).

T

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea, sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.

No aplica.

Esfuerzo del viento (apdo. 3.1.2) para una velocidad mínima de 60 km/h y sobrecarga de hielo (apdo. 3.1.3) sobre:- Conductores y cables de tierra.- Apoyo.

No aplica.

L

Desequilibrio de

tracciones (apdo.

3.1.4.4).

Desequilibrio de tracciones

(apdo. 3.1.4.4).

Rotura de conductores y cables de

tierra(apdo.

3.1.5.4.)

Para la determinación de las tensiones de los conductores y cables de tierra se considerará:1ª Hipótesis: Sometidos a una sobrecarga de viento (apdo. 3.1.2) correspondiente a una velocidad mínima de 120 ó 140 km/h según la categoría de la línea y a la temperatura de -10 °C en zona B y-15 °C en zona CResto hipótesis: Sometidos a una sobrecarga de hielo mínima (apdo. 3.1.3) y a la temperatura de -15 °C en zona B y -20 °C en zona C. En las líneas de categoría especial, además de la sobrecarga de hielo, se considerarán los conductores y cables de tierra sometidos a una sobrecarga de viento mínima correspondiente a 60 km/h (apdo. 3.1.2). La 2ª Hipótesis (Hielo+Viento) será de aplicación exclusiva para las líneas de categoría

especial.

3.5.4 Coeficientes de Seguridad

Los coeficientes de seguridad de los apoyos serán diferentes según el carácter de la hipótesis de cálculo a que han de ser aplicados. En este sentido, las hipótesis se clasifican de acuerdo con la tabla siguiente.

Tabla 9. Hipótesis de cálculo según el tipo de apoyo

Tipo de apoyo Hipótesis normales Hipótesis anormales

Alineación 1ª, 2ª 3ª,4ª

Angula 1ª, 2ª 3ª,4ª

Anclaje 1ª, 2ª 3ª,4ª

Fin de línea 1ª, 2ª 4ª

Elementos metálicos.- El coeficiente de seguridad respecto al límite de fluencia no será inferior a 1,5 para las hipótesis normales y 1,2 para las hipótesis anormales.

Cuando la resistencia mecánica de los apoyos completos se comprobase mediante ensayo en verdadera magnitud, los anteriores valores podrán reducirse a 1,45 y 1,15, respectivamente.

Elementos de hormigón armado.- El coeficiente de seguridad a la rotura de los apoyos y elementos de hormigón armado en las hipótesis normales de carga (la y 2.a) corresponderá a lo establecido en la norma UNE 207016.

Para las hipótesis anormales (3.a y 4.a) dicho coeficiente de seguridad podrá reducirse en un 20%.

Elementos de madera.- Los coeficientes de seguridad a la rotura no serán inferiores a 3,5 para las hipótesis normales y 2,8 para las anormales.

Tirantes o vientos.- Los cables o varillas utilizados en los vientos, tendrán un coeficiente de seguridad a la rotura no inferior a 3 en las hipótesis normales y a 2,5 en las anormales.

3.6 Cimentaciones

3.6.1 Características generales

Si las cimentaciones están formadas por macizos independientes para cada pata, (cimentaciones de patas separadas), deberán ser diseñadas para absorber las cargas de compresión y arranque que el apoyo transmite al suelo. El cálculo de dichas cargas estará basado en el método del talud natural o ángulo de arrastre de tierras. También deberá ser comprobada la adherencia entre el anclaje y la cimentación de cada pata del apoyo.

En las cimentaciones de apoyos cuya estabilidad esté fundamentalmente confiada a las reacciones verticales del terreno, se comprobará el coeficiente de seguridad al vuelco, que es la relación entre el momento estabilizador mínimo (debido a los pesos propios, así como las reacciones y empujes pasivos del terreno), respecto a la arista más cargada de la cimentación y el momento volcador máximo motivado por las acciones externas.

El coeficiente de seguridad no será inferior a los siguientes valores:

Hipótesis normales: 1,5

Hipótesis anormales: 1,20

En las cimentaciones de apoyos cuya estabilidad esté fundamentalmente confiada a las reacciones horizontales del terreno, no se admitirá un ángulo de giro de la cimentación cuya tangente sea superior a 0,01 para alcanzar el equilibrio de las acciones volcadoras máximas con las reacciones del terreno.

En el caso de que surgiese roca superficialmente o a muy poca profundidad la cimentación; se podrá realizar uniendo el apoyo a la roca mediante pernos anclados a la misma (cimentación en roca). Del mismo modo, en aquellos casos en los que mediante los medios mecánicos habituales no se pueda realizar la cimentación hasta la profundidad necesaria y, por consiguiente, sea preciso reforzarla, se realizará dicho refuerzo uniendo el cimiento a la roca mediante pernos anclados a la misma (cimentación mixta).

3.6.2 Comprobación al arranque

Se considerarán todas las fuerzas que se oponen al arranque del apoyo:

a. Peso del apoyo.b. Peso propio de la cimentación.c. Peso de las tierras que arrastraría el macizo de hormigón al ser arrancado.d. Carga resistente de los pernos, en el caso de realizarse cimentaciones

mixtas o en roca.

Se comprobará que el coeficiente de estabilidad de la cimentación, definido como la relación entre las fuerzas que se oponen al arranque del apoyo y la carga nominal de arranque, no sea inferior a 1,5 para las hipótesis normales y 1,2 para las hipótesis anormales.

En el caso de no disponer de las características reales del terreno mediante ensayos realizados en el emplazamiento de la línea, se recomienda utilizar como ángulo de talud natural o de arranque de tierras: 30° para terreno normal y 20° para terreno flojo.

3.6.3 Comprobación a compresión

Se considerarán todas las cargas de compresión que la cimentación transmite al terreno:

a. Peso del apoyo.b. Peso propio de la cimentación.c. Peso de las tierras que actúan sobre la solera de la cimentación.d. Carga de compresión ejercida por el apoyo.

Se comprobará que todas las cargas de compresión anteriores, divididas por la superficie de la solera de la cimentación, no sobrepasa la carga admisible del terreno.

En el caso de no disponer de las características reales del terreno mediante ensayos realizados en el emplazamiento de la línea se recomienda considerar como carga admisible para terreno normal 3 daN/cm2, y para terreno flojo 2 daN/cm2. En el caso

de cimentaciones mixtas o en roca se recomienda utilizar como carga admisible para la roca 10 daN/cm2.

3.6.4 Comprobación de la adherencia entre anclaje y cimentación

De la carga mayor que transmite el anclaje a la cimentación, normalmente la carga de compresión, cuando el anclaje y la unión a la estructura estén embebidas en el hormigón, se considerará que la mitad de esta carga la absorbe la adherencia entre el anclaje y la cimentación y la otra mitad los casquillos del anclaje por la cortadura de los tornillos de unión entre casquillos y anclaje. Los coeficientes de seguridad de ambas cargas opuestas a que el anclaje deslice de la cimentación, no deberán ser inferiores a 1,5.

3.6.5 Posibilidad de aplicación de otros valores del terreno

Cuando el desarrollo en la aplicación de las teorías de la mecánica del suelo lo consienta, el proyectista podrá proponer valores diferentes de los mencionados en los anteriores apartados, haciendo intervenir las características reales del terreno, pero limitando las deformaciones de los macizos de cimentación a valores admisibles para las estructuras sustentadas.

En el caso de no disponer de dichas características, se podrán utilizar los valores que se indican en el cuadro adjunto.

Tabla 10. Características orientativas del terreno para el cálculo de cimentaciones

Naturaleza del terreno

Peso específico aparente

Tn/m3

Ángulo de

talud natural Grados sexag.

Carga admisible daN/cm2

Coeficiente de

rozamiento entre

cimiento y terreno al arranque Grados sexag.

Coeficiente de compresibilidad

a 2 m de profundidad daN/cm3 (b)

I. Rocas en buen estado:

lsótropas 30-60

Estratificadas (con algunas grietas)

10-20

II. Terrenos no coherentes:

a) Gravera arenosa (mínimo 1/3 de volumen de grava hasta 70 mm de tamaño)

1,80-1,90 4-8 20°-22°

b) Arenoso grueso (con diámetros de partículas entre 2 mm y 0,2 mm)

1,60-1,80 30° 20°-25° 8-20

c) Arenoso fino (con diámetros de

1,50-1,60 1,5-3

partículas entre 2 mm y 0,2 mm)

III.Terrenos no coherentes sueltos:

a) Gravera arenosa 1,70-1,80 3-5

b) Arenoso grueso 1,60-1,70 30° 2-3

c) Arenoso fino 1,40-1,50 1-1,5 8-12

IV. Terrenos coherentes (a):

a) Arcilloso duro 1,80 4 20°-25° 10

b) Arcilloso semiduro

1,80 20° 2 22° 6-S

e) Arcilloso blando 1,50-2,00 1 14°-16° 4-5

d) Arcilloso fluido 1,60-1,10 - 0° 2-3

V. Fangos turbosos y terrenos pantanosos en general

0,60-1,1

(c) (c)

VI. Terrenos de relleno sin consolidar

1,40-1,60 30°-40° (c) 14°-20° (c)

a. Duro: Los terrenos con su humedad natural rompen difícilmente con la mano. Tonalidad en general clara.Semiduro: Los terrenos con su humedad natural se amasan difícilmente con la mano. Tonalidad en general oscura.Blando: Los terrenos con su humedad natural se amasan fácilmente, permitiendo obtener entre las manos cilindros de 3 mm de diámetro.Tonalidad oscura.Fluido: Los terrenos con su humedad natu ral presionados en la mano cerrada fluyen entre los dedos.Tonalidad en general oscura.

b. Puede admitirse que sea proporcional a la profundidad en que se considere la acción.

c. Se determinará experimentalmente.

3.6.6 Apoyos sin cimentación

En los apoyos de madera u hormigón que no precisen cimentación, la profundidad de empotramiento en el suelo será como mínimo de 1,3 metros para los apoyos de menos de 8 metros de altura, aumentando 0,10 metros por cada metro de exceso en la longitud del apoyo.

Cuando los apoyos de madera y hormigón necesiten cimentación, la resistencia de ésta no será inferior a la del apoyo que soporta.

En terrenos de poca consistencia, se rodeará el poste de un prisma de pedraplén.

4 CALCULOS ELÉCTRICOS

4.1 Régimen eléctrico de funcionamiento

Se realizarán los cálculos eléctricos de la línea para los distintos regímenes de funcionamiento previstos, poniéndose claramente de manifiesto los parámetros eléctricos de la línea, las intensidades máximas, caídas de tensión y pérdidas de potencia.

4.2 Capacidad de la corriente en los conductores

Se adoptará el sistema de cálculo conveniente entre los expuestos y se seguirán los condicionamientos exigidos para el mejor funcionamiento de la línea

4.2.1 Densidad admisible

Las densidades de corriente máximas en régimen permanente no sobrepasarán los valores señalados en la tabla 11.

Tabla 11. Densidad de corriente máxima de los conductores en régimen permanente

Sección nominalmm²

Densidad de corrienteA/mm²

Cobre Aluminio Aleación de aluminio

10 8,75

15 7,60 6,00 5,60

25 6,35 5,00 4,65

35 5,75 4,55 4,25

50 5,10 4,00 3,70

70 4,50 3,55 3,30

95 4,05 3,20 3,00

125 3,70 2,90 2,70

160 3,40 2,70 2,50

200 3,20 2,50 2,30

250 2,90 2,30 2,15

300 2,75 2,15 2,00

400 2,50 1,95 1,80

500 2,30 1,80 1,70

600 2,10 1,65 1,55

Los valores de la tabla anterior se refieren a materiales cuyas resistividades a 20 ºC son las siguientes: Cobre 0,017241 Ωmm2/m, Aluminio duro 0,028264 Ωmm2/m, Aleación de aluminio 0,03250 Ωmm2/m. Para el acero galvanizado se puede considerar una resistividad de 0,192 Ωmm2/m y, para el acero recubierto de aluminio, de 0,0848 Ωmm2/m.

Para cables de aluminio-acero se tomará en la tabla el valor de la densidad de corriente correspondiente a su sección total como si fuera de aluminio y su valor se multiplicará por un coeficiente de reducción que según la composición será: 0,916 para la composición 30+7; 0,937 para las composiciones 6+1 y 26+7; 0,95 para la composición 54+7; y 0,97 para la composición 45+7. El valor resultante se aplicará para la sección total del conductor.

Para los cables de aleación de aluminio-acero se procederá de forma análoga partiendo de la densidad de corriente correspondiente a la aleación de aluminio, empleándose los mismos coeficientes de reducción en función de la composición.

Para conductores de otra naturaleza, la densidad máxima admisible se obtendrá multiplicando la fijada en la tabla para la misma sección de cobre por un coeficiente igual a:

√(1,724/ρ)

siendo ρ la resistividad a 20 ºC del conductor de que se trata, expresada en microohmios . centímetro.

NOTA: Se permitirán otros valores de densidad de corriente siempre que correspondan con valores actualizados publicados en las normas EN y CEI aplicables.

4.2.2 Intensidades de los conductores

Se admitirán como alternativa de cálculo, en el caso de realizarse en el proyecto el estudio de la temperatura alcanzada por los conductores, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de la carga de la línea, valores diferentes a los obtenidos mediante la opción indicada en el apartado 4.2.1.

4.2.2.1 Intensidad máxima admisible

Se realizará, mediante un sistema de cálculo contrastado y conforme a la normativa vigente, el estudio de la intensidad máxima admisible que puede circular por los conductores de la línea. Este estudio se documentará en el proyecto, indicándose, si procede, las condiciones climatológicas consideradas en los cálculos y en el diseño.

La sección de los conductores de fase deberé ser elegida de forma tal, que no se exceda la temperatura máxima para la que se ha calculado el material del conductor, bajo unas condiciones específicas definidas en las especificaciones del proyecto.

4.2.2.2 Intensidad de cortocircuito

La línea aérea deberé ser diseñada y construida, para resistir sin dañarse los efectos mecánicos y térmicos, debidos a las intensidades de cortocircuito recogidas en las especificaciones del proyecto.

El cortocircuito puede ser:

1. trifásico2. fase a fase3. fase simple a tierra4. fase doble a tierra

Los valores típicos para la duración de un cortocircuito, a tener en cuenta para el diseño son:

a. conductores de fase y cables de tierra 0,5 sb. herrajes y accesorios de línea 1,0 s

El proyectista deberá tener en cuenta la duración real, la cual depende del tiempo de respuesta del sistema de protección de la línea aérea, que puede ser más larga o corta que los valores típicos anteriormente indicados.

Los métodos de cálculo de las corrientes de cortocircuito en las redes trifásicas de corriente alterna se dan en la norma UNE-EN 60909 Y los métodos de cálculo de los efectos de las corrientes de cortocircuito son dados en la norma UNE-EN 60865-1. Alternativamente, se pueden recoger otros métodos de cálculo en las especificaciones del proyecto.

4.3 Efecto corona y perturbaciones radioeléctricas

Será preceptiva la comprobación del comportamiento de los conductores al efecto corona en las líneas de tensión nominal superior a 66 kV. Asimismo, en aquellas líneas de tensión nominal entre 30 kV Y 66 kV, ambas inclusive, que puedan estar próximas al límite inferior de dicho efecto, deberá realizarse la citada comprobación.

El proyectista justificará, con arreglo a los conocimientos de la técnica, los límites de los valores de la intensidad del campo en conductores, así como en sus accesorios, herrajes y aisladores que puedan ser admitidos en función de la densidad y proximidad de los servicios que puedan ser perturbados en la zona atravesada por la línea.

4.4 Coordinacion de aislamiento

La coordinación de aislamiento comprende la selección de la rigidez dieléctrica de los materiales, en función de las tensiones que pueden aparecer en la red a la cual estos materiales están destinados y teniendo en cuenta las condiciones ambientales y las características de los dispositivos de protección disponibles.

La rigidez dieléctrica de los materiales se considera aquí en el sentido de nivel de aislamiento normalizado.

Los principios y reglas de la coordinación de aislamiento son descritos en las normas UNE-EN 60071-1 Y UNE-EN 60071-2. El procedimiento para la coordinación de aislamiento consiste en la selección de un conjunto de tensiones soportadas normalizadas, las cuales caracterizan el nivel aislamiento.

Los niveles de aislamiento normalizados mínimos correspondientes a la tensión más elevada de la línea, tal como ésta ha sido definida en el apartado 1.2 de esta instrucción, serán los reflejados en las tablas 12 y 13.

Estas tablas especifican las tensiones soportadas normalizadas Uw para las gamas I y 11. En ambas tablas, las tensiones soportadas normalizadas están agrupadas en niveles de aislamiento normalizados asociados a los valores de la tensión más elevada del material Um .

En la gama 1, las tensiones soportadas normalizadas incluyen la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial y la tensión soportada a impulso tipo rayo. En la gama 11, las tensiones soportadas normalizadas incluyen la tensión soportada a impulso tipo maniobra y la tensión soportada a impulso tipo rayo.

Para otros valores de la tensión más elevada que no coincidan con los reflejados en la tabla se seguirá lo indicado en las Normas UNE-EN 60071-1 Y UNE-EN 60071-2. En el caso de proyectarse líneas a una tensión superior a las incluidas en esta tabla, para la fijación de los niveles de aislamiento se deberá seguir lo indicado en las normas UNE-EN 60071-1 Y UNE-EN 60071-2.

La tensión permanente a frecuencia industrial y las sobretensiones temporales determinan la longitud mínima necesaria de la cadena de aisladores. La forma de

los aisladores se seleccionará en función del grado de polución en la zona por donde discurre la línea.

En redes con neutro puesto directamente a tierra, con factores de defecto a tierra de 1,3 y menores, es normalmente suficiente diseñar los aisladores para que resistan la tensión fase a tierra más elevada de la red. Para coeficientes de falta a tierra más altos, y especialmente en redes con neutro aislado o puestos a tierra mediante bobina de compensación, puede ser necesario considerar las sobretensiones temporales.

La tensión soportada de coordinación para las tensiones permanentes a frecuencia industriRI es igual a la tensión más elevada de la red para aislamiento entre fases e igual a esa misma tensión dividida por √3 para el aislamiento fase a tierra.

La tensión soportada de coordinación de corta duración a frecuencia industrial es igual a la sobretensión temporal representativa, siempre que se utilice un método determinista para el estudio de coordinación de aislamiento según norma UNE-EN 60071-2.

La tensión soportada especificada Urw se determinará a partir de la tensión soportada de coordinación, teniendo en cuenta un factor de corrección asociado con las condiciones atmosféricas de la instalación según se indica en la norma UNE-EN 50341-1.

Tabla 12. Niveles de aislamiento normalizados para la gama I (1 kV < Um ≤ 245 kV)

Tensión más elevada para el

materialUm

kV(valor eficaz)

Tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia

industrial kV

(valor eficaz)

Tensión soportada normalizada a los impulsos

tipo rayo kV

(valor de cresta)

3,6 10 2040

7,2 20 4060

12 286075 95

17,5 38 7595

24 5095

125145

36 70 145170

52 95 250

12,5 140 325

123(185) 450

230 550

145 (185) (450)

230 550

275 650

170

(230) (550)

275 650

325 750

245

(275) (650)

(325) (750)

360 850

395 950

460 1 050

NOTA: Si los valores entre paréntesis son insuficientes para probar que las tensiones soportadas especificadas entre fases se cumplen, se requieren ensayos complementarios de tensiones soportadas entre fases.

Tabla 13. Niveles de aislamiento normalizados para la gama 11(Um > 245 kV)

Tensión más elevada para el material Um

kV(valor eficaz)

Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo maniobra

Tensión soportada normalizada a los impulsos tipo rayo

(NOTA 2) KV(valor de cresta)

Aislamiento longitudinal

(nota 1)kV

(valor de cresta)

Fase-tierra

kV(valor de cresta)

Entre fases (relación al valor

de creta fase-tierra)

420

850 850 1,60 1 0501 175

950 950 1,50 1 1751 300

950 1 050 1,50 1 3001 425

Nota 1: Valor de la componente de impulso del ensayo combinado aplicable mientras que la componente de frecuencia industrial en el borne opuesto alcanza el valor Um √2/√3.

Nota 2: Para los ensayos del aislamiento longitudinal con impulsos tipo rayo sígase lo indicado en la UNE-E N 60071-1.

La tensión permanente a frecuencia industrial y las sobretensiones temporales determinan la longitud mínima necesaria de la cadena de aisladores. La forma de los aisladores se seleccionará en función del grado de polución en la zona por donde discurre la línea.

En redes con neutro puesto directamente a tierra, con factores de defecto a tierra de 1,3 y menores, es normalmente suficiente diseñar los aisladores para que resistan la tensión fase a tierra más elevada de la red. Para coeficientes de falta a tierra más altos, y especialmente en redes con neutro aislado o puestos a tierra mediante bobina de compensación, puede ser necesario considerar las sobretensiones temporales.

La tensión soportada de coordinación para las tensiones permanentes a frecuencia industrial es igual a la tensión más elevada de la red para aislamiento entre fases e igual a esa misma tensión dividida por √3 para el aislamiento fase a tierra.

La tensión soportada de coordinación de corta duración a frecuencia industrial es igual a la sobretensión temporal representativa, siempre que se utilice un método determinista para el estudio de coordinación de aislamiento según norma UNE-EN 60071-2.

La tensión soportada especificada Urw se determinará a partir de la tensión soportada de coordinación, teniendo en cuenta un factor de corrección asociado con las condiciones atmosféricas de la instalación según se indica en la norma UNE-EN 50341-1.

* Párrafos incluidos por CORRECCION de erratas en BOE num. 120 de 17 de mayo de 2008

Cuando el aislador está en un ambiente contaminado, la respuesta del aislamiento externo a tensiones a frecuencia industrial puede variar de forma importante. Los aisladores deberán resistir la tensión más elevada de la red con unas condiciones de polución permanentes con un riesgo aceptable de descargas. Por tanto, la selección del tipo de aislador y la longitud de la cadena de aisladores debe realizarse teniendo en cuenta el nivel de contaminación de la zona que atraviesa la línea.

El nivel de contaminación de la zona se elegirá de acuerdo a la tabla 14, donde se especifican cuatro niveles. Para cada nivel de contaminación se da una descripción aproximada de algunas zonas con sus medio ambientes típicos correspondientes y la línea de fuga mínima requerida.

Tabla 14. Líneas de fuga recomendadas

Nivel de contaminación

Ejemplos de entornos típicos

Línea de fuga específica

nominal mínima mm/kV1)

ILigero

- Zonas sin industrias y con baja densidad de viviendas equipadas con calefacción.- Zonas con baja densidad de industrias o viviendas, pero sometidas a viento o lluvias frecuentes.- Zonas agrícolas 2

- Zonas montañosas- Todas estas zonas están situadas al menos de 10 km a 20 km del mar y no están expuestas a vientos directos desde el mar 3

16,0

IIMedio

- Zona con industrias que no producen humo especialmente contaminante y/o con densidad media de viviendas equipadas con calefacción.- Zonas con elevada densidad de viviendas y/o industrias pero sujetas a vientos frecuentes y/o lluvia.- Zonas expuestas a vientos desde el mar, pero no muy próximas a la costa (al menos distantes bastantes kilómetros)3.

20,0

IIIFuerte

- Zonas con elevada densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con elevada

25,0

densidad de calefacción generando contaminación.- Zonas cercanas al mar o en cualquier caso, expuestas a vientos relativamente fuertes provenientes del mar 3).

IVMuy fuerte

- Zonas, generalmente de extensión moderada, sometidas a polvos conductores y a humo industrial que produce depósitos conductores particularmente espesos.- Zonas, generalmente de extensión moderada, muy próximas a la costa y expuestas a pulverización salina o a vientos muy fuertes y contaminados desde el mar.- Zonas desérticas, caracterizadas por no tener lluvia durante largos periodos, expuestos a fuertes vientos que transportan arena y sal, y sometidas a condensación regular.

31,0

1 Línea de fuga mínima de aisladores entre fase y tierra relativas a la tensión más elevada de la red (fase-fase)2 Empleo de fertilizantes por aspiración o quemado de residuos, puede dar lugar a un mayor nivel de contaminación por dispersión en el viento.3 Las distancias desde la costa marina dependen de la topografía costera y de las extremas condiciones del viento.

5. DISTANCIAS MíNIMAS DE SEGURIDAD. CRUZAMIENTOS V PARALELISMOS

5.1 Introducción

En las líneas aéreas es necesario distinguir entre distancias internas y externas. Las distancias internas son dadas únicamente para diseñar una línea con una aceptable capacidad de resistir las sobretensiones. Las distancias externas son utilizadas para determinar las distancias de seguridad entre los conductores en tensión y los objetos debajo o en las proximidades de la línea. El objetivo de las distancias externas es evitar el daño de las descargas eléctricas al público en general, a las personas que trabajan en las cercanías de la línea eléctrica y a las personas que trabajan en su mantenimiento.

Las distancias dadas en los siguientes apartados no son aplicables cuando se realicen trabajos de mantenimiento de la línea aérea, con métodos de trabajo en tensión, para los cuales se deberán aplicar el R.D. 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.

Las distancias se refieren a las líneas de transmisión que usan conductores desnudos. Las líneas que usan conductores aislados, con una capa de aislamiento sólido alrededor del mismo para prevenir un fallo causado por un contacto temporal con un objeto puesto a tierra o un contacto temporal entre conductores de fase, se tratan en la ITC-LAT 08.

Cuando no se especifique que la distancia es "horizontal" o "vertical'; será tomada la menor distancia entre las partes con tensión y el objeto considerado, teniéndose en cuenta en el caso de carga con viento la desviación de los conductores y de la cadena de aisladores.

5.2 Distancias de aislamiento eléctrico para evitar descargas

Se consideran tres tipos de distancias eléctricas:

Del Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase y objetos a potencial de tierra en sobretensiones de frente lento o rápido. Del puede ser tanto interna, cuando se consideran distancias del conductor a la estructura de la torre, como externas, cuando se considera una distancia del conductor a un obstáculo.

Dpp Distancia de aislamiento en el aire mínima especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Dpp es una distancia interna.

asom Valor mínimo de la distancia de descarga de la cadena de aisladores, definida como la distancia más corta en línea recta entre las partes en tensión y las partes puestas a tierra.

Se aplicarán las siguientes consideraciones para determinar las distancias internas y externas:

a. La distancia eléctrica, Del, previene descargas eléctricas entre las partes en tensión y objetos a potencial de tierra, en condiciones de explotación normal de la red. Las condiciones normales incluyen operaciones de enganche, aparición de rayos y sobretensiones resultantes de faltas en la red.

b. La distancia eléctrica, Dpp previene las descargas eléctricas entre fases durante maniobras y sobretensiones de rayos.

c. Es necesario añadir a la distancia externa, Del, una distancia de aislamiento adicional, Dadd , para que en las distancias mínimas de seguridad al suelo, a líneas eléctricas, a zonas de arbolado, etc. se asegure que las personas u objetos no se acerquen a una distancia menor que Del de la línea eléctrica.

d. La probabilidad de descarga a través de la mínima distancia interna, asom, debe ser siempre mayor que la descarga a través de algún objeto externo o persona. Así, para cadenas de aisladores muy largas, el riesgo de descarga debe ser mayor sobre la distancia interna asom que a objetos externos o personas. Por este motivo, las distancias externas mínimas de seguridad (Dadd + Del) deben ser siempre superiores a 1,1 veces asom,

Los valores de Del Y Dpp, en función de la tensión más elevada de la línea Us, serán los indicados en la tabla 15.

Tabla 15. Distancias de aislamiento eléctrico para evitar descargas

Tensión más elevada de la red

Us(kV)

Del (m)

Dpp

(m)

3,6 0,08 0,10

7,2 0,09 0,10

12 0,12 0,15

17,5 0,16 0,20

24 0,22 0,25

30 0,27 0,33

36 0,35 0,40

52 0,60 0,70

72.5 0,70 0,80

123 1,00 1.15

145 1.20 1,40

170 1,30 1,50

245 1.10 2,00

420 2,80 3,20

Los valores dados en la tabla están basados en un análisis de los valores usados comúnmente en Europa, los cuales han sido probados que son lo suficientemente seguros para el público en general.

5.3 Prescripciones especiales

En ciertas situaciones, como cruzamientos y paralelismos con otras líneas o con vías de comunicación o sobre zonas urbanas, y con objeto de reducir la probabilidad de accidente aumentando la seguridad de la línea, además de las consideraciones generales anteriores, deberán cumplirse las prescripciones especiales que se detallan en el presente apartado.

No será necesario adoptar disposiciones especiales en los cruces y paralelismos con cursos de agua no navegables, caminos de herradura, sendas, veredas, cañadas y cercados no edificados, salvo que estos últimos puedan exigir un aumento en la altura de los conductores.

En aquellos tramos de línea en que, debido a sus características especiales y de acuerdo con lo que más adelante se indica, haya que reforzar sus condiciones de seguridad, no será necesario el empleo de apoyos distintos de los que corresponda establecer por su situación en la línea (alineación, ángulo, anclaje, etc.), ni la limitación de longitud en los vanos, que podrá ser la adecuada con arreglo al perfil del terreno ya la altura de los apoyos. Por el contrario, en dichos tramos serán de aplicación las siguientes prescripciones especiales:

a. Ningún conductor o cable de tierra tendrá una carga de rotura inferior a 1.200 daN en líneas de tensión nominal superior a 30 kV, ni inferior a 1000 daN en líneas de tensión nominal igualo inferior a 30 kV. En estas últimas, y en el caso de no alcanzarse dicha carga, se pueden añadir al conductor un cable fiador de naturaleza apropiada, con una carga de rotura no inferior a los anteriores valores. Los conductores y cables de tierra no presentarán ningún empalme en el vano de cruce, admitiéndose durante la explotación y por causa de la reparación de averías, la existencia de un empalme por vano.

b. Se prohíbe la utilización de apoyos de madera.c. Los coeficientes de seguridad de cimentaciones, apoyos y crucetas, en el

caso de hipótesis normales, deberán ser un 25% superiores a los establecidos para la línea en los apartados 3.5 y 3.6. Esta prescripción no se aplica a las líneas de categoría especial, ya que la resistencia mecánica de los apoyos se determina considerando una velocidad mínima de viento de 140 km/h y una hipótesis con cargas combinadas de hielo y viento.

d. La fijación de los conductores al apoyo deberá ser realizada de la forma siguiente:

d.1 En el caso de líneas sobre aislador rígido se colocarán dos aisladores por conductor, dispuestos en forma transversal al eje del mismo, de modo que sobre uno de ellos apoye el conductor y sobre el otro un puente que se extienda en ambas direcciones, y de una longitud suficientes para que en caso de formarse el arco a tierra sea dentro de la zona del mismo. El puente se fijará en ambos extremos al conductor mediante retenciones o piezas de conexión que aseguren una unión eficaz y, asimismo, las retenciones del

conductor y del puente a sus respectivos aisladores serán de diseño apropiado para garantizar una carga de deslizamiento elevada.

d.2 En el caso de líneas con aisladores de cadena, la fijación podrá ser efectuada de una de las formas siguientes:

a. Con dos cadenas hOrizontales de amarre por conductor, una a cada lado del apoyo

b. Con una cadena sencilla de suspensión, en la que los coeficientes de seguridad mecánica de herrajes yalsladores sean un 25% superiores a los establecidos en los apartados 3.3 y 3.4, o con una cadena de suspensión doble. En estos casos deberá adoptarse alguna de las siguientes disposiciones:

b.1 Refuerzo del conductor con varillas de protección (armor rod).

b.2 Descargadores o anillos de guarda que eviten la formación directa de arcos de contorneamiento sobre el conductor.

b.3 Varilla o cables fiadores de acero a ambos lados de la cadena, situados por encima del conductor y de longitud suficiente para que quede protegido en la zona de formación del arco. La unión de los fiadores al conductor se hará por medio de grapas antideslizantes.

Para el pintado de color verde en los apoyos de las líneas aéreas de transporte de energía eléctrica de alta tensión, o cualquier otro pintado que sirva de mimetización con el paisaje, el titular de la instalación deberá contar con la aceptación de los Organismos competentes en materia de misiones de aeronaves en vuelos a baja cota con fines humanitarios y de protección de la naturaleza.

5.4 Distancias en el apoyo

Las distancias mínimas de seguridad en el apoyo son distancias internas utilizadas únicamente para diseñar una línea con una aceptable capacidad de resistir las sobretensiones. No son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3.

5.4.1 Distancias entre conductores

La distancia entre los conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos debe ser tal que no haya riesgo alguno de cortocircuito entre fases, teniendo presente los efectos de las oscilaciones de los conductores debidas al viento y al desprendimiento de la nieve acumulada sobre ellos.

Con este objeto, la separación mínima entre conductores de fase se determinará por la fórmula siguiente:

D = K √(F+L) + K' Dpp

en la cual:

D = Separación entre conductores de fase del mismo circuito o circuitos distintos en metros.

K= Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con el viento, que se tomará de la tabla 16.

K'= Coeficiente que depende de la tensión nominal de la línea K'=0,85 para líneas de categoría especial y K'=0,75 para el resto de líneas.

F = Flecha máxima en metros, para las hipótesis según el apartado 3.2.3

L = Longitud en metros de la cadena de suspensión. En el caso de conductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0.

Dpp = Distancia mínima aérea especificada, para prevenir una descarga disruptiva entre conductores de fase durante sobretensiones de frente lento o rápido. Los valores de Dw se indican en el apartado 5.2, en función de la tensión más elevada de la línea.

Los valores de las tangentes del ángulo de oscilación de los conductores vienen dados, para cada caso de carga, por el cociente de la sobrecarga de viento dividida por el peso propio más la sobrecarga de hielo si procede según zona, por metro lineal de conductor, estando la primera determinada para una velocidad de viento de 120 km/h. En función de estos y de la tensión nominal de la línea se establecen unos coeficientes K que se dan en la tabla 16.

Tabla 16. Coeficiente K en función del ángulo de oscilación

Ángulo de oscilación

Valores de K

Líneas de tensión nominal superior a 30 kV

Líneas de tensión nominal igual o inferior a 30 kV

Superior a 65º 0,7 0,65

Comprendido entre 40° y 65°

0,65 0,6

Inferior a 40º 0,6 0,55

Esta distancia mínima no se aplicará al caso de distancia entre los conductores del haz.

En el caso de conductores dispuestos en vertical, triángulo o hexágono, y siempre que se adopten separaciones menores de las deducidas de la fórmula anterior, deberán justificarse debidamente los valores utilizados. En el caso de conductores dispuestos en vertical, triángulo o hexágono, se podrán adoptar separaciones menores de las deducidas de la fórmula anterior, siempre que se justifiquen debidamente los valores utilizados y se adopten medidas preventivas para prevenir los fenómenos de galope. Cuando se cumplan las condiciones anteriores se podrá adoptar un coeficiente K=0 y un coeficiente K'=1. Entre las medidas preventivas para evitar los fenómenos de galope de conductores se encuentran la utilización de separadores entre fases, o la instalación de accesorios especiales en la línea (por ejemplo pesos excéntricos, amortiguadores para el viento, dispositivos para el control torsional, péndulos para desintonización, controladores aerodinámicos etc.).

En zonas en las que puedan preverse formaciones de hielo particularmente importantes sobre los conductores, se analizará con especial cuidado el riesgo de aproximaciones inadmisibles entre los mismos. La fórmula anterior corresponde a conductores iguales y con la misma flecha. En el caso de conductores diferentes

o con distinta flecha, la separación entre los conductores se determinará con la misma fórmula y el coeficiente K mayor y la flecha F mayor de los dos conductores.

En el caso de adoptarse separaciones menores, deberán justificarse debidamente los valores utilizados.

La separación entre conductores y cables de tierra se determinará de forma análoga a las separaciones entre conductores, de acuerdo con todos los párrafos anteriores. Si el punto de anclaje del cable de tierra a la torre está más alto que el del conductor, la flecha del cable de tierra debe ser igualo inferior a la del conductor.

5.4.2 Distancias entre conductores y a partes puestas a tierra

La separación mínima entre los conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no será inferior a Del, con un mínimo de 0,2 m

Los valores de Del se indican en el apartado 5.2, en función de la tensión más elevada de la línea.

En el caso de las cadenas de suspensión, se considerarán los conductores y la cadena de aisladores desviados bajo la acción de la mitad de la presión de viento correspondiente a un viento de velocidad 120 km/h. A estos efectos se considerará la tensión mecánica del conductor sometido a la acción de la mitad de la presión de viento correspondiente a un viento de velocidad 120 km/h y a la temperatura de -5 ºC para zona A, de -10 ºC para zona B y de -15 ºC para zona C.

Los contrapesos no se utilizarán en toda una línea de forma repetida, aunque podrán emplearse excepcionalmente para reducir la desviación de una cadena de suspensión, en cuyo caso el proyectista justificará los valores de las desviaciones y distancias al apoyo.

5.5 Distancias al terreno, caminos, sendas ya cursos de agua no navegables

No son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3.

La altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su máxima flecha vertical según las hipótesis de temperatura y de hielo según el apartado 3.2.3, queden situados por encima de cualquier punto del terreno, senda, vereda o superficies de agua no navegables, a una altura mínima de:

Dadd + Del = 5,3 + Del en metros,

con un mínimo de 6 metros. No obstante, en lugares de difícil acceso las anteriores distancias podrán ser reducidas en un metro.

Los valores de Del se indican en el apartado 5.2, en función de la tensión más elevada de la línea.

Cuando las líneas atraviesen explotaciones ganaderas cercadas o explotaciones agrícolas la altura mínima será de 7 metros, con objeto de evitar accidentes por proyección de agua o por circulación de maquinaria agrícola, camiones y otros vehículos.

En la hipótesis del cálculo de flechas máximas bajo la acción del viento sobre los conductores, la distancia mínima anterior se podrá reducir en un metro, considerándose en este caso el conductor con la desviación producida por el viento.

Entre la posición de los conductores con su flecha máxima vertical, y la posición de los conductores con su flecha y desviación correspondientes a la hipótesis de viento a) del apartado 3.2.3, las distancias de seguridad al terreno vendrán determinadas por la curva envolvente de los círculos de distancia trazados en cada posición intermedia de los conductores, con un radio interpolado entre la distancia correspondiente a la posición vertical y a la correspondiente a la posición de máxima desviación lineal del ángulo de desviación.

5.6 Distancias a otras líneas eléctricas aéreas o líneas aéreas de telecomunicación

5.6.1 Cruzam¡entos

El propietario de la línea que se va a cruzar deberá enviar, a requerimiento de la entidad que va a realizar el cruce, a la mayor brevedad posible, los datos básicos de la línea (por ejemplo el tipo y sección del conductor, tensión, etc.), con el fin de realizar los cálculos y evitar errores por falta de información.

Son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3, quedando modificadas de la siguiente forma:

Condición a): En líneas de tensión nominal superior a 30 kV puede admitirse la existencia de un empalme por conductor en el vano de cruce.

Condición b): Pueden emplearse apoyos de madera siempre que su fijación al terreno se realice mediante zancas metélicas o de hormigón.

Condición c): Queda exceptuado su cumplimiento.

En los cruces de líneas eléctricas aéreas se situaré a mayor altura la de tensión més elevada y, en el caso de igual tensión; la que se instale con posterioridad. En todo caso, siempre que fuera preciso sobreelevar la línea preexistente, seré de cargo del propietario de la nueva línea la modificación de la línea ya instalada.

Se procuraré que el cruce se efectúe en la proximidad de uno de los apoyos de la línea més elevada, pero la distancia entre los conductores de la línea inferior y las partes més próximas de los apoyos de la línea superior no deberé ser inferior a:


con un mínimo de:

2 metros para líneas de tensión de hasta 45 kV) 3 metros para líneas de tensión superior a 45 kV Y hasta 66 kV) 4 metros para líneas de tensión superior a 66 kV Y hasta 132 kV) 5 metros para líneas de tensión superior a 132 kV Y hasta 220 kV) 7 metros para líneas de tensión superior a 220 kV Y hasta 400 kV)

y consideréndose los conductores de la misma en su posición de máxima desviación, bajo la acción de la hipótesis de viento a) del apartado 3.2.3. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión més elevada de la línea inferior.

La mínima distancia vertical entre los conductores de fase de ambas líneas en las condiciones més desfavorables, no deberé ser inferior a:

Dadd +Dpp en metros.

A la distancia de aislamiento adicional, Dadd , se le aplicarén los valores de la tabla 17:

Tabla 17. Distancias de aislamiento adicional Dadd a otras líneas eléctricas aéreas o líneas aéreas de telecomunicación

TENSIÓN NOMINAL DE LA

RED(kV)

Dadd (m)

Para distancias del apoyo de la línea superior al

punto de cruce≤ 25 m

Para distancia del apoyo de la línea superior al punto de cruce

> 25m

De 3 a 30 1,8 2,5

45 o 66 2,5

110, 132, 150 3

220 3,5

400 4

Los valores de Dpp se indican en el apartado 5.2, en función de la tensión més elevada de la línea.

La distancia mínima vertical entre los conductores de fase de la línea eléctrica superior y los cables de tierra convencionales o cables compuestos tierra-óptico (OPGW) de la línea eléctrica inferior en el caso de que existan, no deberé ser inferior a:


con un mínimo de 2 metros. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2; en función de la tensión més elevada de la línea.

Independientemente del punto de cruce de ambas líneas, la mínima distancia vertical entre los conductores de fase de ambas líneas, o entre los conductores de fase de la línea eléctrica superior y los cables de guarda de la línea eléctrica inferior, en el caso de que existan, se comprobará considerando:

a. Los conductores de fase de la línea eléctrica superior en las condiciones más desfavorables de flecha máxima establecidas en el proyecto de la línea

b. Los conductores de fase o los cables de guarda de la línea eléctrica inferior sin sobrecarga alguna a la temperatura mínima según la zona (-5 ºC en zona A, -15 ºC en zona B y -20 ºC en zona C).

En general, cuando el punto de cruce de ambas líneas se encuentre en las proximidades del centro del vano de la línea inferior, se tendrá en cuenta la posible desviación de los conductores de fase por la acción del viento.

Como se indica en el apartado 5.2, las distancias externas mínimas de seguridad Dadd + Del deben ser siempre superiores a 1,1 veces asom , distancia de descarga de la cadena de aisladores, definida como la distancia más corta en línea recta, entre las partes con tensión y las partes puestas a tierra.

Cuando la resultante de los esfuerzos del conductor en alguno de los apoyos de cruce de la línea inferior tenga componente vertical ascendente, se tomarán las debidas precauciones para que no se desprendan los conductores, aisladores o soportes.

Podrán realizarse cruces de líneas, sin que la línea superior reúna en el cruce las prescripciones especiales señaladas en el apartado 5.3, si la línea inferior estuviera protegida en el cruce por un haz de cables de acero, situado entre ambas, con la suficiente resistencia mecánica para soportar la caída de los conductores de la línea superior; en el caso de que éstos se rom pieran o desprendieran.

Los cables de acero de protección serán de acero galvanizado y estarán puestos a tierra en las condiciones prescritas en el apartado 7.

El haz de cables de protección tendrá una longitud sobre la línea inferior igual al menos a vez y media la proyección horizontal de la separación entre los conductores extremos de la línea superior, en la dirección de la línea inferior. Dicho haz de cables de protección podrá situarse sobre los mismos o diferentes apoyos de la línea inferior pero, en todo caso, los apoyos que lo soportan en su parte enterrada serán metálicos o de hormigón.

Para este caso, las distancias mínimas verticales entre los conductores de la línea superior e inferior y el haz de cables de protección serán 1,5 x Del, con un mínimo de 0,75 metros, para las tensiones respectivas de las líneas en cuestión.

El órgano competente de la Administración podrá autorizar excepcionalmente, previa justificación, que se fijen sobre un mismo apoyo dos líneas que se crucen. En este caso, en dicho apoyo y en los conductores de la línea superior se cumplirán las prescripciones de seguridad reforzada determinadas en el apartado 5.3.

En estos casos en que por circunstancias singulares sea preciso que la línea de menor tensión cruce por encima de la de tensión superior, será preciso recabar la autorización expresa, teniendo presente en el cruce todas las prescripciones y criterios expuestos en el apartado 5.3.

Las líneas de telecomunicación serán consideradas como líneas eléctricas de baja tensión y su cruzamiento estará sujeto por lo tanto a las prescripciones de este apartado.

5.6.2 Paralelismos entre líneas eléctricas aéreas

No son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3. Se entiende que existe paralelismo cuando dos o más líneas próximas siguen sensiblemente la misma dirección, aunque no sean rigurosamente paralelas.

Siempre que sea posible, se evitará la construcción de líneas paralelas de transporte o de distribución de energía eléctrica, a distancias inferiores a 1,5 veces de altura del apoyo más alto, entre las trazas de los conductores más próximos. Se exceptúan de la anterior recomendación las zonas de acceso a centrales generadores y estaciones transformadoras.

En todo caso, entre los conductores contiguos de las líneas paralelas, no deberá existir una separación inferior a la prescrita en el apartado.5.4.1, considerando los valores K, K', L, F Y Dpp de la línea de mayor tensión.

El tendido de líneas de diferente tensión sobre apoyos comunes se permitirá cuando sean de iguales características en orden a la clase de corriente y frecuencia, salvo que se trate de líneas de transporte y telecomunicación o maniobra de la misma empresa y siempre que estas últimas estén afectas exclusivamente al servicio de las primeras. La línea más elevada será preferentemente la de mayor tensión, y los apoyos tendrán la altura suficiente para que las separaciones entre los conductores de am bas líneas y, entre éstos y aquél, sean las que con carácter

general se exigen y para que la distancia al terreno del conductor más bajo, en las condiciones más desfavorables, sea la establecida en el apartado 5.5.

Las líneas sobre apoyos comunes se considerarán como de tensión igual a la de la más elevada, a los efectos de explotación, conservación y seguridad en relación con personas y bienes. El aislamiento de la línea de menor tensión no será inferior al correspondiente de puesta a tierra de la línea de tensión más elevada.

5.6.3 Paralelismos entre líneas eléctricas aéreas y líneas de telecomunicación


Se evitará siempre que se pueda el paralelismo de las líneas eléctricas de alta tensión con líneas de telecomunicación, y cuando ello no sea posible se mantendrá entre las trazas de los conductores más próximos de una y otra línea una distancia mínima igual a 1,5 veces la altura del apoyo más alto.

5.7 Distancias a carreteras

Para la instalación de los apoyos, tanto en el caso de cruzamiento como en el caso de paralelismo, se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

a. Para la Red de Carreteras del Estado, la instalación de apoyos se realizará preferentemente detrás de la línea límite de edificación y a una distancia a la arista exterior de la calzada superior a vez y media su altura. La línea límite de edificación es la situada a 50 metros en autopistas, autovías y vías rápidas, y a 25 metros en el resto de carreteras de la Red de Carreteras del Estado de la arista exterior de la calzada.

b. Para las carreteras no pertenecientes a la Red de Carreteras del Estado, la instalación de los apoyos deberá cumplir la normativa vigente de cada comunidad autónoma aplicable a tal efecto.

c. Independientemente de que la carretera pertenezca o no a la Red de Carreteras del Estado, para la colocación de apoyos dentro de la zona de afección de la carretera, se solicitará la oportuna autorización a los órganos competentes de la Administración. Para la Red de Carreteras del Estado, la zona de afección comprende una distancia de 100 metros desde la arista exterior de la explanación en el caso de autopistas, autovías y vías rápidas, y 50 metros en el resto de carreteras de la Red de Carreteras del Estado.

d. En circunstancias topográficas excepcionales, y previa justificación técnica y aprobación del órgano competente de la Administración, podrá permitirse la colocación de apoyos a distancias menores de las fijadas.

5.7.1 Cruzamientos

Son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3 quedando modificadas de la siguiente forma:

Condición a): En lo que se refiere al cruce con carreteras locales y vecinales, se admite la existencia de un empalme por conductor en el vano de cruce para las líneas de tensión nominal superior a 30 kV. La distancia mínima de los conductores sobre la rasante de la carretera será de:

Dadd + Del en metros,

con una distancia mínima de 7 metros. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión más elevada de la línea.

Siendo:

Dadd = 7,5 para líneas de categoría especial.

Dadd = 6,3 para líneas del resto de categorías.

5.7.2 Paralelismos


5.8 Distancias a ferrocarriles sin electrificar

Para la instalación de los apoyos, tanto en el caso de paralelismo como en el caso de cruzamientos, se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

a. A ambos lados de las líneas ferroviarias que formen parte de la red ferroviaria de interés general se establece la línea límite de edificación desde la cual hasta la línea ferroviaria queda prohibido cualquier tipo de obra de edificación, reconstrucción o ampliación.

b. La línea límite de edificación es la situada a 50 metros de la arista exterior de la explanación medidos en horizontal y perpendicularmente al carril exterior de la vía férrea. No se autorizará la instalación de apoyos dentro de la superficie afectada por la línea límite de edificación.

c. Para la colocación de apoyos en la zona de protección de las líneas ferroviarias, se solicitará la oportuna autorización a los órganos competentes de la Administración. La línea límite de la zona de protección es la situada a 70 metros de la arista exterior de la explanación, medidos en horizontal y perpendicularmente al carril exterior de la vía férrea.

d. En los cruzamientos no se podrán instalar los apoyos a una distancia de la arista exterior de la explanación inferior a vez y media la altura del apoyo. e) En circunstancias topográficas excepcionales, y previa justificación técnica y aprobación del órgano competente de la Administración, podrá permitirse la colocación de apoyos a distancias menores de las fijadas.

5.8.1 Cruzamientos

Son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3. La distancia mínima de los conductores de la línea eléctrica sobre las cabezas de los carriles será la misma que para cruzamientos con carreteras.

5.8.2 Paralelismos


5.9 Distancias a ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses

Para la instalación de los apoyos, tanto en el caso de paralelismo como en el caso de cruzamientos, se seguirá lo indicado en al apartado 5.8 para ferrocarriles sin electrificar.

5.9.1 Cruzamientos

Son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 5.3.

En el cruzamiento entre las líneas eléctricas y los ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses, la distancia mínima vertical de los conductores de la línea

eléctrica, con su máxima flecha vertical, según las hipótesis del apartado 3.2.3, sobre el conductor más alto de todas las líneas de energía eléctrica, telefónicas y telegráficas del ferrocarril será de:


con un mínimo de 4 metros. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión más elevada de la línea.

Además, en el caso de ferrocarriles, tranvías y trolebuses provistos de trole, o de otros elementos de toma de corriente que puedan accidentalmente separarse de la línea de contacto, los conductores de la línea eléctrica deberán estar situados a una altura tal que, al desconectarse el órgano de toma de corriente, no quede, teniendo en cuenta la posición más desfavorable que pueda adoptar, a menor distancia de aquellos que la definida anteriormente.

5.9.2 Paralelismos


5.10 Distancias a teleféricos y cables transportadores

5.10.1 Cruzamientos


El cruce de una línea eléctrica con teleféricos o cables transportadores deberá efectuarse siempre superiormente, salvo casos razonadamente muy justificados que expresamente se autoricen.

La distancia mínima vertical entre los conductores de la línea eléctrica, con su máxima flecha vertical según las hipótesis del apartado 3.2.3, y la parte más elevada del teleférico, teniendo en cuenta las oscilaciones de los cables del mismo durante su explotación normal y la posible sobre elevación que pueda alcanzar por reducción de carga en caso de accidente será de:


con un mínimo de 5 metros. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión más elevada de la línea. La distancia horizontal entre la parte más próxima del teleférico y los apoyos de la línea eléctrica en el vano de cruce será como mínimo la que se obtenga de la fórmula anteriormente indicada. El teleférico deberá ser puesto a tierra en dos puntos, uno a cada lado del cruce, de acuerdo con las prescripciones del apartado 7.

5.10.2 Paralelismos


5.11 Distancias a ríos y canales, navegables o flotables

Para la instalación de los apoyos, tanto en el caso de paralelismo como en el caso de cruzamientos, se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

a. La instalación de apoyos se realizará a una distancia de 25 metros y, como mínimo, vez y media la altura de los apoyos, desde el borde del cauce fluvial

correspondiente al caudal de la máxima avenida. No obstante, podrá admitirse la colocación de apoyos a distancias inferiores si existe la autorización previa de la administración competente.

b. En circunstancias topográficas excepcionales, y previa justificación técnica y aprobación de la Administración, podrá permitirse la colocación de apoyos a distancias menores de las fijadas.

5.11.1 Cruzamientos


En los cruzamientos con ríos y canales, navegables o flotables, la distancia mínima vertical de los conductores, con su máxima flecha vertical según las hipótesis del apartado 3.2.3, sobre la superficie del agua para el máximo nivel que pueda alcanzar ésta será de:

-Líneas de categoría especial:

G+ Dadd + Del = G+3,5 + Del en metros,

-Resto de líneas:

G+ Dadd + Del = G+2,3 + Del en metros,

siendo G el gálibo. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión más elevada de la línea. En el caso de que no exista gálibo definido se considerará éste igual a 4,7 metros.

5.11.2 Paralelismos


5.12 Paso por zonas

En general, para las líneas eléctricas aéreas con conductores desnudos se define la zona de servidumbre de vuelo como la franja de terreno definida por la proyección sobre el suelo de los conductores extremos, considerados éstos y sus cadenas de aisladores en las condiciones más desfavorables, sin contemplar distancia alguna adicional.

Las condiciones más desfavorables son considerar los conductores y sus cadenas de aisladores en su posición de máxima desviación, es decir, sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento, según apartado 3.1.2, para una velocidad de viento de 120 km/h a la temperatura de +15 oC.

Las líneas aéreas de alta tensión deberán cumplir el R.O. 1955/2000, de 1 de diciembre, en todo lo referente a las limitaciones para la constitución de servidumbre de paso.

5.12.1 Bosques, árboles y masas de arbolado


Para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por el contacto de ramas o troncos de árboles con los conductores de una línea eléctrica aérea, deberá establecerse, mediante la indemnización correspondiente, una zona

de protección de la línea definida por la zona de servidumbre de vuelo, incrementada por la siguiente distancia de seguridad a ambos lados de dicha proyección:


con un mínimo de 2 metros. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión más elevada de la línea.

El responsable de la explotación de la línea estará obligado a garantizar que la distancia de seguridad entre los conductores de la línea y la masa de arbolado dentro de la zona de servidumbre de paso satisface las prescripciones de este reglamento, estando obligado el propietario de los terrenos a permitir la realización de tales actividades. Asimismo, comunicará al órgano competente de la administración las masas de arbolado excluidas de zona de servidumbre de paso, que pudieran comprometer las distancias de seguridad establecida en este reglamento. Deberá vigilar también que la calle por donde discurre la línea se mantenga libre de todo residuo procedente de su limpieza, al objeto de evitar la generación o propagación de incendios forestales.

-En el caso de que los conductores sobrevuelen los árboles; la distancia de seguridad se calculará considerando los conductores con su máxima flecha vertical según las hipótesis del apartado 3.2.3. -Para el cálculo de las distancias de seguridad entre el arbolado y los conductores extremos de la línea, se considerarán éstos y sus cadenas de aisladores en sus condiciones más desfavorables descritas en este apartado.

Igualmente deberán ser cortados todos aquellos árboles que constituyen un peligro para la conservación de la línea, entendiéndose como tales los que, por inclinación o caída fortuita o provocada puedan alcanzar los conductores en su posición normal, en la hipótesis de temperatura b) del apartado 3.2.3. Esta circunstancia será función del tipo y estado del árbol, inclinación y estado del terreno, y situación del árbol respecto a la línea.

Los titulares de las redes de distribución y transporte de energía eléctrica deben mantener los márgenes por donde discurren las líneas limpios de vegetación, al objeto de evitar la generación o propagación de incendios forestales. Asimismo, queda prohibida la plantación de árboles que puedan crecer hasta llegar a comprometer las distancias de seguridad reglamentarias.

Los pliegos de condiciones para nuevas contrataciones de mantenimiento de líneas incorporarán cláusulas relativas a las especies vegetales adecuadas, tratamiento de calles, limpieza y desherbado de los márgenes de las líneas como medida de prevención de incendios.

5.12.2 Edificios, construcciones y zonas urbanas


Se evitará el tendido de líneas eléctricas aéreas de alta tensión con conductores desnudos en terrenos que estén clasificados como suelo urbano, cuando pertenezcan al territorio de municipios que tengan plan de ordenación o como casco de población en municipios que carezcan de dicho plan. No obstante, a petición del titular de la instalación y cuando las circunstancias técnicas o económicas lo aconsejen, el órgano competente de la Administración podrá autorizar el tendido aéreo de dichas líneas en las zonas antes indicadas.

Se podrá autorizar el tendido aéreo de líneas eléctricas de alta tensión con conductores desnudos en las zonas de reserva urbana con plan general de ordenación legalmente aprobado y en zonas y polígonos industriales con plan parcial de ordenación aprobado, así como en los terrenos del suelo urbano no comprendidos dentro del casco de la población en municipios que carezcan de plan de ordenación.

Conforme a lo establecido en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, no se construirán edificios e instalaciones industriales en la servidumbre de vuelo, incrementada por la siguiente distancia mínima de seguridad a ambos lados:


con un mínimo de 5 metros. Los valores de Del se indican en el apartado 5.2 en función de la tensión más elevada de la línea. Análogamente, no se construirán líneas por encima de edificios e instalaciones industriales en la franja definida anteriormente.

No obstante, en los casos de mutuo acuerdo entre las partes, las distancias mínimas que deberán existir en las condiciones más desfavorables, entre los conductores de la línea eléctrica y los edificios o construcciones que se encuentren bajo ella, serán las siguientes:

-Sobre puntos accesibles a las personas: 5,5 + Del metros, con un mínimo de 6 metros.

-Sobre puntos no accesibles a las personas: 3,3 + Del metros, con un mínimo de 4 metros.

Se procurará asimismo en las condiciones más desfavorables, el mantener las anteriores distancias, en proyección horizontal, entre los conductores de la línea y los edificios y construcciones inmediatos.

5.12.3 Proximidad a aeropuertos


Las líneas eléctricas aéreas de AT con conductores desnudos que hayan de construirse en la proximidad de los aeropuertos, aeródromos, helipuertos e instalaciones de ayuda a la navegación aérea, deberán ajustarse a lo especificado en la legislación y disposiciones vigentes en la materia que correspondan.

5.12.4 Proximidad a parques eólicos


Por motivos de seguridad de las líneas eléctricas aéreas de conductores desnudos, no se permite la instalación de nuevos aerogeneradores en la franja de terreno definida por la zona de servidumbre de vuelo incrementada en la altura total del aerogenerador, incluida la pala, más 10 m.

5.12.5 Proximidades a obras.

Cuando se realicen obras próximas a líneas aéreas y con objeto de garantizar la protección de los trabajadores frente a los riesgos eléctricos según la reglamentación aplicable de prevención de riesgos laborales, y en particular el Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de

la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico, el promotor de la obra se encargará de que se realice la señalización mediante el balizamiento de la línea aérea. El balizamiento utilizará elementos normalizados y podrá ser temporal.

6. DERIVACIONES, SECCIONAMIENTO Y PROTECCIONES

6.1 Derivaciones, seccionamiento de líneas

Las derivaciones de líneas se efectuarán siempre en un apoyo. En el cálculo de dicho apoyo se tendrán en cuenta las cargas adicionales más desfavorables que sobre el mismo introduzca la línea derivada.

Como regla general, en las derivaciones de líneas se instalarán seccionadores que se ubicarán en el propio apoyo en el que se efectúa la derivación o en un apoyo próximo a dicha derivación siempre que el seccionador quede a menos de 50 m de la derivación. Para líneas de tercera categoría destinadas a distribución de energía eléctrica se admitirá también un sistema de explotación sin necesidad de instalar seccionadores en las derivaciones, siempre que la suma de las potencias instaladas en las líneas que se derivan del mismo seccionador no sobrepase 400 kVA.

Las líneas eléctricas aéreas de 220 kV de tensión nominal, o superior, de nueva construcción, sus modificaciones o las modificaciones de líneas ya existentes, deberán conectarse en cada extremo a una subestación con aparamenta de corte en carga.

6.2 Seccionadores o conmutadores. Acoplamiento

Para seccionar una línea en derivación se podrán utilizar interruptores-seccionadores o seccionadores, según se requiera o no corte en carga durante su explotación, ya que los seccionadores no pueden interrumpir circuitos en carga, salvo pequeñas corrientes de valor inferior a 0,5 A.

El esquema unifilar que se debe presentar con el proyecto incluirá posición de seccionadores y conmutadores, así como la posibilidad o no de efectuar maniobras de acoplamiento. Con carácter general se establecen las siguientes prescripciones:

a. Los seccionadores serán siempre trifásicos, con mando manual o con servomecanismo, a excepción de los emplead,os en las líneas a que se refiere el apartado b).

b. Unicamente se admitirán seccionadores unipolares accionables con pértiga para líneas de tensión nominal igual o inferior a 30 kV.

c. Los seccionadores tipo intemperie estarán situados a una altura del suelo superior a cinco metros, inaccesibles en condiciones ordinarias, con su accionamiento dispuesto de forma que no pueda ser maniobrado más que por el personal de servicio, y se montarán de tal forma que no puedan cerrarse por gravedad.

d. Las características de los seccionadores serán las adecuadas a la tensión e intensidad máxima del circuito en donde han de establecerse, y su contactos estarán dimensionados para una intensidad mínima de paso de 200 amperios.

e. Siempre que existan dos alimentaciones interdependientes, se dispondrá un conmutador tripolar que permita tomar energía de una u otra línea alternativamente.

f. En aquellos casos en que el abonado o solicitante de la derivación posea fuentes propias de producción de energía eléctrica; se prohíbe instalar dispositivos con el fin de efectuar maniobras de acoplamiento, a no ser que se ponga de manifiesto la conformidad por ambas partes por escrito.

En función del sistema de explotación de red podrán utilizarse autoseccionadores con el fin de aislar la parte de la línea en defecto, limitando la zona afectada por una interrupción de suministro.

6.3 Interruptores

En el caso en que por razones de la explotación del sistema fuera aconsejable la instalación de un interruptor automático en el arranque de la derivación, su instalación y características estarán de acuerdo con lo dispuesto para estos aparatos en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación. Los interruptores automáticos podrán maniobrarse siguiendo ciclos de reenganche automático, según criterios de explotación para conseguir la máxima continuidad de servicio.

6.4 Protecciones

En las líneas eléctricas y sus derivaciones se dispondrán las protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones necesarias de acuerdo con la instalación receptora, de conformidad con lo especificado en Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

En todos los puntos extremos de las líneas eléctricas, sea cual sea su categoría, por los cuales pueda fluir energía eléctrica en dirección a la línea, se deberán disponer protecciones contra cortocircuitos o defectos en línea, eficaces y adecuadas.

El accionamiento automático de los interruptores podrá ser realizado por relés directos solamente en líneas de tercera categoría.

Se prestaré particular atención en el proyecto del conjunto de las protecciones, a la reducción al mínimo de los tiempos de eliminación de las faltas a tierra, para la mayor seguridad de las personas y cosas, teniendo en cuenta la disposición del neutro de la red (puesto a tierra, aislado o conectado a través de una impedancia elevada). El valor de la resistencia de puesta a tierra de los apoyos será el adecuado para garantizar la detección de un defecto franco a tierra de la línea.


En este capítulo se dan los criterios para el diseño, instalación y ensayo del sistema de puesta a tierra de manera que sea eficaz en todas las circunstancias y mantengan las tensiones de paso y contacto dentro de niveles aceptables.

7.1 Generalidades

El diseño del sistema de puesta a tierra deberá cumplir cuatro requisitos:

a. Que resista los esfuerzos mecánicos y la corrosión (apartado. 7.3.2).b. Que resista, desde un punto de vista térmico, la corriente de falta más

elevada determinada en el cálculo (apartado 7.3.3).c. Garantizar la seguridad de las personas con respecto a tensiones que

aparezcan durante una falta a tierra en los sistemas de puesta a tierra (apartado.7.3.4).

d. Proteger de daños a propiedades y equipos y garantizar la fiabilidad de la línea (apartado 7.3.5).

Estos requisitos dependen fundamentalmente de:

1. Método de puesta a tierra del neutro de la red: neutro aislado, neutro puesto a tierra mediante impedancia o neutro rígido a tierra.

2. Tipo de apoyo en función de su ubicación: apoyos frecuentados y apoyos no frecuentados.

3. Material del apoyo: conductor o no conductor.

Cuando se construya una línea aérea con dos o más niveles de tensión diferentes, se deberán cumplir, para cada nivel de tensión, los cuatro requisitos mencionados. No es necesario considerar faltas simultáneas en circuitos de diferentes tensiones.

En el caso de líneas eléctricas que contengan cables de tierra a lo largo de toda su longitud, el diseño de su sistema de puesta a tierra deberá considerar el efecto de los cables de tierra. Los apoyos que sean diseñados para albergar las botellas terminales de paso aéreo-subterráneo deberán cumplir los mismos requisitos que el resto de apoyos en función de su ubicación.

Los apoyos que sean diseñados para albergar aparatos de maniobra deberán cumplir los mismos requisitos que los apoyos frecuentados. Los apoyos que soporten transformadores deberán cumplir el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación

7.2 Elementos del sistema de puesta a tierra y condiciones de montaje

7.2.1 Generalidades

El sistema de puesta a tierra estará constituido por uno o varios electrodos de puesta a tierra enterrados en el suelo y por la línea de tierra que conecta dichos electrodos a los elementos que deban quedar puestos a tierra.

Los electrodos de puesta a tierra deberán ser de material, diseño, dimensiones, colocación en el terreno y número apropiados para la naturaleza y condiciones del terreno, de modo que puedan garantizar una tensión de contacto dentro de los niveles aceptables.

El tipo o modelo, dimensiones y colocación (bajo la superficie del terreno) de los electrodos de puesta a tierra deberá figurar claramente en un plano que formará parte del proyecto de ejecución de la línea, de modo que pueda ser aprobado por el órgano competente de la Administración.

El uso de productos químicos para reducir la resistividad del terreno aunque pude estar justificado en circunstancias especiales, plantea inconvenientes, ya que incrementa la corrosión de los electrodos de puesta a tierra, necesita un mantenimiento periódico y no es muy duradero.

7.2.2 Electrodos de puesta a tierra

Los electrodos de puesta a tierra podrán disponerse de las siguientes formas:

a. Electrodos horizontales de puesta a tierra (varillas, barras o cables enterrados) dispuestos en forma radial, formando una red mallada o en forma de anillo. También podrán ser placas o chapas enterradas.

b. Picas de tierra verticales o inclinadas hincadas en el terreno, constituidas por tubos, barras u otros perfiles, que podrán estar formados por elementos empalmables.

7.2.2.1 Instalación de electrodos horizontales de puesta a tierra

Es recomendable que el electrodo de puesta a tierra esté situado a una profundidad suficiente para evitar la congelación del agua ocluida en el terreno, Los electrodos horizontales de puesta a tierra serán enterrados como mínimo a una profundidad de 0,5 m (habitualmente entre 0,5 m y 1 m). Esta medida garantiza una cierta protección mecánica.

Los electrodos horizontales de puesta a tierra se colocarán en el fondo de una zanja o en la excavación de la cimentación de forma que:

a. se rodeen con tierra ligeramente apisonada,b. las piedras o grava no estén directamente en contacto con los electrodos de

puesta a tierra enterrados,c. cuando el suelo natural sea corrosivo para el tipo de metal que constituye el

electrodo, el suelo se reemplace por un relleno adecuado.

7.2.2.2 Instalación de picas de tierra verticales o inclinadas

Las picas verticales o inclinadas son particularmente ventajosas cuando la resistividad del suelo decrece mucho con la profundidad. Se clavarán en el suelo empleando herramientas apropiadas para evitar que los electrodos se dañen durante su hincado.

Cuando se instalen varías picas en paralelo se separarán como mínimo 1,5 veces la longitud de la pica.

La parte superior de cada pica siempre quedará situada debajo del nivel de tierra.

7.2.2.3 Unión de los electrodos de puesta a tierra

Las uniones utilizadas para conectar las partes conductoras de una red de tierras, con los electrodos de puesta a tierra dentro de la propia red, deberán tener las dimensiones adecuadas para asegurar una conducción eléctrica y un esfuerzo térmico y mecánico equivalente a los de los propios electrodos.

Los electrodos de puesta tierra deberán ser resistentes a la corrosión y no deben ser susceptibles de crear pares galvánicos.

Las uniones usadas para el ensamblaje de picas deben tener el mismo esfuerzo mecánico que las picas mismas y deben resistir fatigas mecánicas durante su colocación. Cuando se tengan que conectar metales diferentes, que creen pares galvánicos, pudiendo causar una corrosión galvánica, las uniones se realizarán mediante piezas de conexión bimetálica apropiadas para limitar estos efectos.

7.2.3 Líneas de tierra

7.2.3.1 Instalación de las líneas de tierra

Los conductores de las líneas de tierra deberán instalarse procurando que su recorrido sea lo más corto posible, evitando trazados tortuosos y curvas de poco radio.

Conviene prestar especial atención para evitar la corrosión donde los conductores de las líneas de tierra desnudos entran en el suelo o en el hormigón. En este sentido, cuando en el apoyo exista macizo de hormigón el conductor no debe tenderse por encima de él sino atravesarlo.

Se cuidará la protección de los conductores de las líneas de tierra en las zonas inmediatamente superior e inferior al terreno, de modo que queden defendidos contra golpes, etc. En las líneas de tierra no podrán insertarse fusibles ni interruptores.

7.2.3.2 Conexiones de las líneas de tierra

Las conexiones deben tener una buena continuidad eléctrica, para prevenir cualquier aumento de temperatura inaceptable bajo condiciones de corriente de falta.

Las uniones no deberán poder soltarse y serán protegidas contra la corrosión. Cuando se tengan que conectar metales diferentes que creen pares galvánicos, pudiendo causar una corrosión galvánica, las uniones se realizarán mediante piezas de conexión bimetálicas apropiadas para limitar estos efectos.

Deben utilizarse los elementos apropiados para conectar los conductores de las líneas de tierra al electrodo de puesta a tierra, al terminal principal de tierra y a cualquier parte metálica. Conviene que sea imposible desmontar las uniones sin herramientas.

7.2.4 Conexión de los apoyos a tierra

Todos los apoyos de material conductor o de hormigón armado deberán conectarse a tierra mediante una conexión específica. Los apoyos de material no conductor no necesitan tener puesta a tierra. Además, todos los apoyos frecuentados, salvo los de material aislante, deben ponerse a tierra.

La conexión específica a tierra de los apoyos de hormigón armado podrá efectuarse de las dos formas siguientes:

a. Conectando a tierra directamente los herrajes o armaduras metálicas a las que estén fijados los aisladores, mediante un conductor de conexión.

b. Conectando a tierra la armadura del hormigón, siempre que la armadura reúna las condiciones que se exigen para los conductores que constituyen la línea de tierra. Sin embargo, esta forma de conexión no se admitirá en los apoyos de hormigón pretensado.

En los apoyos de hormigón pretensado se deberán conectar específicamente a tierra, mediante un conductor de conexión, las armaduras metálicas que formen puente conductor entre los puntos de fijación de los herrajes de los diversos aisladores.

La conexión a tierra de los pararrayos instalados en apoyos no se realizará ni a través de la estructura del apoyo metálico ni de las armaduras, en el caso de apoyos de hormigón armado. Los chasis de los aparatos de maniobra y las envolventes de los transformadores podrán ponerse a tierra a través de la estructura del apoyo metálico.

7.2.5 Transferencias de potencial

Las transferencias de potencial pueden aparecer a causa de tuberías y vallas metálicas, cables de baja tensión, etc. y es difícil proponer pautas generales ya que las circunstancias varían de un caso a otro. Las pautas para casos individuales podrán ser establecidas por la compañía eléctrica que explota la línea cuando esta sea de su propiedad.

7.3 Dimensionamiento a frecuencia industrial de los sistemas de puesta a tierra

7.3.1 Generalidades

Los parámetros pertinentes para el dimensionamiento de los sistemas de puesta a tierra son:

a. Valor de la corriente de falta.b. Duración de la falta.

Estos dos parámetros dependen principalmente del método de la puesta a tierra del neutro de la red.

c. Características del suelo.

7.3.2 Dimensionamiento con respecto a la corrosión y a la resistencia mecánica

Para el dimensionamiento con respecto a la corrosión y a la resistencia mecánica de los electrodos y de las líneas de tierra se seguirán los criterios indicados en el apartado 3 de la MIE-RAT 13.

7.3.2.1 Electrodos de tierra

Los electrodos de tierra que estén directamente en contacto con el suelo deberán ser de materiales capaces de resistir la corrosión (ataque químico o biológico, oxidación, formación de un par electrolítico, electrólisis, etc.). Deberán resistir las tensiones mecánicas durante su instalación, así como aquellas que ocurran durante el servicio normal.

7.3.2.2 Líneas de tierra

Los conductores empleados en las líneas de tierra deberán tener una resistencia mecánica adecuada y ofrecerán una elevada resistencia a la corrosión. Por razones mecánicas, las secciones mínimas de los conductores de las líneas de tierra deberán ser:

a. cobre: 25 mm2b. aluminio: 35 mm 2c. acero: 50 m m2

Los conductores compuestos (p.e., aluminio-acero) también pueden utilizarse para la puesta a tierra con la condición de que su resistencia sea equivalente a los ejemplos dados. Para conductores de aluminio se deberán considerar los efectos de la corrosión. Los conductores de puesta a tierra hechos de acero necesitan protección contra la corrosión.

7.3.3 Dimensionamiento con respecto a la resistencia térmica

Para el dimensionamiento con respecto a la resistencia térmica de los electrodos y de las líneas de tierra se seguirán los criterios indicados en la MIE-RAT 13.

7.3.3.1 Generalidades

Dado que la máxima intensidad de corriente de defecto a tierra depende de la red eléctrica, los valores máximos deberán ser proporcionados para cada caso concreto por el operador de la red. En ciertos casos habrá que tener en cuenta las corrientes homopolares en régimen permanente para un dimensionamiento de la instalación de puesta a tierra. En la fase de diseño se procurará que las corrientes utilizadas

para calcular la sección del conductor tengan en cuenta la posibilidad de un crecimiento futuro. Puesto que la corriente de falta se reparte entre los diferentes electrodos de la red de tierra, se podrá dimensionar cada electrodo para una fracción de la corriente de falta. El circuito de puesta a tierra no alcanzará una temperatura excesiva que reduzca la resistencia o provoque daños a los materiales de su alrededor, por ejemplo hormigón o materiales aislantes. No se considerará el aumento de temperatura del suelo alrededor de los electrodos de tierra ya que la experiencia muestra que dicho aumento de temperatura es normalmente insignificante.

7.3.3.2 Cálculo de la corriente

El cálculo de la sección de los electrodos de puesta a tierra y de los conductores de puesta a tierra depende del valor y la duración de la corriente de falta, por lo que tendrán una sección tal que puedan soportar, sin un calentamiento peligroso, la máxima corriente de fallo a tierra prevista, durante un tiempo doble al de accionamiento de las protecciones de la línea. Para corrientes de falta que son interrumpidas en menos de 5 segundos, se podrá contemplar un aumento de temperatura adiabático. La temperatura final deberá ser elegida con arreglo al material del electrodo o conductor de puesta a tierra y alrededores del entorno.

Se respetarán las secciones mínimas del apartado 7.3.2.2 . Además, cuando se empleen materiales diferentes a los indicados en dicho apartado, la sección deberá ser como mínimo equivalente, desde el punto de vista mecánico, a la sección de 25 mm2 de cobre y desde el punto de vista térmico a la necesaria para no sobrepasar una temperatura final de 200 ºC, o de 300 ºC si no existe riesgo de incendio.

7.3.4 Dimensionamiento con respecto a la seguridad de las personas

7.3.4.1 Valores admisibles

Cuando se produce una falta a tierra, partes de la instalación se pueden poner en tensión, y en el caso de que una persona o animal estuviese tocándolas, podría circular a través de él una corriente peligrosa. La norma UNE-IEC/TS 60479-1 da indicaciones sobre los efectos de la corriente que pasa a través del cuerpo humano en función de su magnitud y duración, estableciendo una relación entre los valores admisibles de la corriente que puede circular a través del cuerpo humano y su duración.

Los valores admisibles de la tensión de contacto aplicada, Uca, a la que puede estar sometido el cuerpo humano entre la mano y los pies, en función de la duración de la corriente de falta, se dan en la figura 1:

Figura 1. Valores admisibles de la tensión de contacto aplicada Uca en función de la duración de la corriente de falta

En la tabla 18 se muestran valores de algunos de los puntos de la curva anterior:

Tabla 18. Valores admisibles de la tensión de contacto aplicada Uca en función de la duración de la corriente de falta tF

Duración de la corriente de falta, tF (s)

Tensión de contacto aplicada admisible, Uca (V)

0.05 735

0.10 633

0.20 528

0.30 420

OAO 310

0.50 204

1.00 107

2.00 90

5.00 81

10.00 80

> 10.00 50

Esta curva ha sido determinada considerando las siguientes hipótesis:

a. La corriente circula entre la mano y los pies.b. Unicamente se ha considerado la propia impedancia del cuerpo humano, no

considerándose resistencias adicionales como la resistencia a tierra del punto de contacto con el terreno, la resistencia del calzado o la presencia de empuñaduras aislantes, etc.

c. La impedancia del cuerpo humano utilizada tiene un 50% de probabilidad de que su valor sea menor o igual al considerado.

d. Una probabilidad de fibrilación ventricular del 5%.

Estas hipótesis establecen una óptima seguridad para las personas debido a la baja probabilidad de que simultáneamente se produzca una falta a tierra y la persona o animal esté tocando un componente conductor de la instalación. Salvo casos excepcionales justificados, no se considerarán tiempos de duración de la corriente de falta inferiores a 0,1 segundos.

Para definir la duración de la corriente de falta aplicable, se tendrá en cuenta el funcionamiento correcto de las protecciones y los dispositivos de maniobra. En caso de instalaciones con reenganche automático rápido (no superior a 0,5 segundos), el tiempo a considerar será la suma de los tiempos parciales de mantenimiento de la corriente de defecto.

Cada defecto a tierra será desconectado automática ó manualmente. Por lo tanto, las tensiones de contacto de muy larga duración, o de duración indefinida, no aparecen como una consecuencia de los defectos a tierra.

Para las tensiones de paso no es necesario definir valores admisibles, ya que los valores admisibles de las tensiones de paso aplicadas son mayores que los valores admisibles en las tensiones de contacto aplicadas. Por tanto, si un sistema de puesta a tierra satisface los requisitos numéricos establecidos para tensiones de contacto aplicadas, se puede suponer que, en la mayoría de los casos, no aparecerán tensiones de paso aplicadas peligrosas. Por este motivo no se definen valores admisibles para las tensiones de paso aplicadas. Cuando las tensiones de contacto calculadas sean superiores a los valores máximos admisibles, se recurrirá al empleo de medidas adicionales de seguridad a fin de reducir el riesgo de las personas y de los bienes, en cuyo caso será necesario cumplir los valores máximos admisibles de las tensiones de paso aplicadas, debiéndose tomar como referencia lo establecido en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

A partir de los valores admisibles de la tensión de contacto aplicada, se pueden determinar las máximas tensiones de contacto admisibles en la instalación, Uc, considerando todas las resistencias adicionales que intervienen en el circuito tal y como se muestra en la siguiente figura 2:

Figura 2. Esquema del circuito de contacto

donde:

Uca Tensión de contacto aplicada admisible, la tensión a la que puede estar sometido el cuerpo humano entre una mano y los pies.

ZB Impedancia del cuerpo humano.

IBCorriente que fluye a través del cuerpo;

Uc Tensión de contacto máxima admisible en la línea que garantiza la seguridad de las personas, considerando resistencias adicionales (por ejemplo, resistencia a tierra del punto de contacto, calzado, presencia de superficies de material aislante).

Ra Resistencia adicional (Ra = Ra1 + Ra2 );

Ra1 Es, por ejemplo, la resistencia de un calzado cuya suela sea aislante.

Ra2 Resistencia a tierra del punto de contacto con el terreno. Ra2=1,5ρs, donde ρs es la resistividad del suelo cerca de la superficie.

A efectos de los cálculos para el proyecto, para determinar las máximas tensiones de contacto admisibles, Uc, se podrá emplear la expresión siguiente:

que responde al siguiente planteamiento:

Uca es el valor admisible de la tensión de contacto aplicada que es función de la duración de la corriente de falta. (figura 1 o tabla 18 de este mismo apartado)

Se supone que la resistencia del cuerpo humano es de 1000 Ω. Se asimila cada pie a un electrodo en forma de placa de 200 cm2 de

superficie, ejerciendo sobre el suelo una fuerza mínima de 250 N, lo que representa una resistencia de contacto con el suelo para cada electrodo de 3ρs, evaluada en función de la resistividad superficial Ps del terreno. Al estar los dos pies juntos, la resistencia a tierra del punto de contacto será el equivalente en paralelo de las dos resistencias: Ra2=1,5ρs.

Según cada caso, Ra1 es la resistencia del calzado, la resistencia de superficies de material aislante, etc.

7.3.4.2 Clasificación de los apoyos según su ubicación

Para poder identificar los apoyos en los que se debe garantizar los valores admisibles de las tensiones de contacto, se establece la siguiente clasificación de los apoyos según su ubicación:

a. Apoyos Frecuentados. Son los situados en lugares de acceso público y donde la presencia de personas ajenas a la instalación eléctrica es frecuente: donde se espere que las personas se queden durante tiempo relativamente largo, algunas horas al día durante varias semanas, o por un tiempo corto pero muchas veces al día, por ejemplo, cerca de áreas residenciales o campos de juego. Los lugares que solamente se ocupan ocasionalmente, como bosques, campo abierto, campos de labranza, etc., no están incluidos.

El diseño del sistema de puesta a tierra de este tipo de apoyos debe ser verificado según se indica en el apartado

7.3.4.3.

Desde el punto de vista de la seguridad de las personas, los apoyos frecuentados podrán considerarse exentos del cumplimiento de las tensiones de contacto en los siguientes casos:

1. Cuando se aíslen los apoyos de tal forma que todas las partes metálicas del apoyo queden fuera del volumen de accesibilidad limitado por una distancia horizontal mínima de 1,25 m, utilizando para ello vallas aislantes.

2. Cuando todas las partes metálicas del apoyo queden fuera del volumen de accesibilidad limitado por una distancia horizontal mínima de 1,25 m, debido a agentes externos (orografía del terreno, obstáculos naturales, etc.).

3. Cuando el apoyo esté recubierto por placas aislantes o protegido por obra de fábrica de ladrillo hasta una altura de 2,5 m, de forma que se impida la escalada al apoyo.

En estos casos, no obstante, habrá que garantizar que se cumplen las tensiones de paso aplicadas.

A su vez, los apoyos frecuentados se clasifican en dos subtipos:

a.1) Apoyos frecuentados con calzado. Se considerará como resistencias adicionales la resistencia adicional del calzado, Ra1 ,y la resistencia a tierra en el punto de contacto, Ra2. Se puede emplear como valor de la resistencia del calzado 1000 Ω.

Ra = Ra1 + Ra2 = 1000 + 1,5ρs

Estos apoyos serán los situados en lugares donde se puede suponer, razonadamente, que las personas estén calzadas, como pavimentos de carreteras públicas, lugares de aparcamiento, etc.

a.2) Apoyos frecuentados sin calzado. se considerará como resistencia adicional únicamente la resistencia a tierra en el punto de contacto, Ra2 . La resistencia adicional del calzado, Ra1 , será nula.

Ra = Ra2 = 1,5ρs

Estos apoyos serán los situados en lugares como jardines, piscinas, camping, áreas recreativas donde las personas puedan estar con los pies desnudos.

b) Apoyos no frecuentados. son los situados en lugares que no son de acceso público o donde el acceso de personas es poco frecuente.

7.3.4.3 Verificación del diseño del sistema de puesta a tierra.

Una vez que se ha realizado el diseño básico del sistema de puesta a tierra, con el que se satisfacen los requisitos a), b) y c) del apartado 7.1, se debe verificar que este diseño permita reducir los peligros motivados por una tensión de contacto excesiva.

La figura 3 muestra esquemáticamente los pasos que se deben tener en cuenta para establecer que el diseño del sistema de puesta a tierra satisface los requisitos de seguridad para las personas.

Figura 3. Esquema del diseño de sistemas de puesta a tierra respecto a las tensiones de contacto admisibles

Donde:

(1) Para madera y apoyos no conductores, las faltas a tierra no son posibles en la práctica y no hay ninguna prescripción para el sistema de puesta a tierra.

(2) En el caso de tratarse de apoyos frecuentados definidos en el apartado 7.3.4.2, el criterio para la seguridad de las personas debe ser cuidadosamente comprobado.

(3) En aquellos casos en que la línea esté provista con desconexión automática inmediata (en un tiempo inferior a 1 segundo) para su protección, en el diseño del sistema de puesta a tierra de los apoyos no frecuentados no será obligatorio garantizar, a un metro de distancia del apoyo, valores de tensión de contacto inferiores a los valores admisibles indicados en el apartado 7.3.4.1, ya que se puede considerar despreciable la probabilidad de acceso y la coincidencia de un fallo simultáneo. En definitiva, el diseño del sistema de puesta a tierra se considerará satisfactorio desde el punto de vista de la seguridad de las personas, sin embargo, el valor de la resistencia de puesta a tierra será lo suficientemente bajo para garantizar la actuación de las protecciones en caso de defecto a tierra.

(4) El aumento de potencial de tierra UE debe calcularse en el punto donde se produce la falta. Los pasos a dar son:

Determinar el valor de la corriente de falta de la línea, IE= 3I0 Determinar el reparto de la corriente de falta, IE, conociendo las

impedancias del sistema de tierras de la línea.

La corriente a tierra durante una falta viene dada por:

IE=r x 3I0 =r x IF

donde

I0 es la corriente homopolar o de secuencia cero durante la falta.

r , factor de reducción por efecto inductivo debido a los cables de tierra, viene determinado por la relación entre la corriente que contribuye a la elevación del potencial de la instalación de tierra (IE) y la suma de las corrientes de secuencia cero del sistema trifásico hacia la falta (3I0), Para la distribución de corriente equilibrada de una línea aérea, el factor de reducción de un cable de tierra, puede ser calculado sobre la base de la impedancia propia del cable de tierra, ZEW-E, y la impedancia mutua entre los conductores de fase y el cable de tierra ZML-EW

r = 1 - (ZML-EW / ZEW-E)

La figura 4 muestra la falta sobre un apoyo, el reparto de la corriente de falta conforme a las impedancias del sistema de tierras y la corriente por efecto inductivo sobre los cables de guarda,

Figura 4. Distribución de corrientes en caso de defecto a tierra

La corriente a tierra resultante, IE, se reparte entre el propio apoyo de la falta y los apoyos colindantes a ambos lados de la línea:

IE = r x 3I0 = IT + IA + IB

La impedancia a tierra se podrá obtener por medición o cálculo, teniendo en cuenta el efecto de los cables de tierra y de los apoyos colindantes (Figura 5)

Figura 5. Representación de las impedancias que intervienen en un defecto a tierra

El paralelo de las impedancias ZA y ZB se denomina ZE:

ZE = (ZA * ZB) / (ZA + ZB)

donde:

ZS es la impedancia media de los vanos de cable de tierra.

Rt es la resistencia media de tierra de los apoyos colindantes.

Según se muestra en la figura 6, ZE es la impedancia equivalente del sistema de puesta a tierra de la línea exceptuando la resistencia de puesta a tierra del apoyo que sufre la falta a tierra.

Figura 6. Distribución de corrientes entre las impedancias ZE y la resistencia de puesta a tierra del apoyo Rp

La corriente a tierra que circula por el apoyo más cercano a la falta, IT, determina el aumento del potencial de tierra:

UE = IT x RP

Así el aumento del potencial de tierra es, donde

UE = IE x [(ZE RP )/(ZE + PP)]

lE es la corriente a tierra en la línea.

ZE es la impedancia a tierra de la línea exceptuando la resistencia de puesta a tierra del apoyo que sufre la falta a tierra.)

RP es la resistencia de tierra del apoyo más cercano a la falta.)

IT es la corriente a tierra que circula por el apoyo más cercano a la falta.

(5) El diseño del sistema de puesta a tierra se podrá considerar correcto si la elevación del potencial de tierra, UE, es menor que dos veces el valor admisible de la tensión de contacto Uc, especificado en el apartado 7.3.4.1, considerando, en cada caso concreto, las resistencias adicionales que intervengan en el circuito de contacto.

(6)-(7) El proyectista del sistema de puesta a tierra deberá comprobar mediante el empleo de un procedimiento de cálculo sancionado por la práctica que los valores de las tensiones de contacto aplicada, Uca, que calcule, a un metro de distancia de la estructura, para la instalación proyectada en función de la geometría de la

misma, de la corriente de puesta a tierra que considere y de la resistividad correspondiente al terreno, no superen, en las condiciones más desfavorables, los valores adm isibles indicados en el apartado 7.3.4.1.

Los métodos de cálculo y valores de las tensiones de contacto aplicadas deberán especificarse en las especificaciones de proyecto.

(8) Si la condición dada en la observación (7) no es satisfecha, entonces deberán tomarse medidas para reducir la tensión de contacto aplicada, hasta que los requisitos sean cumplidos. Estas medidas pueden ser recogidas en las especificaciones de proyecto.

Estas medidas pueden ser por ejemplo: anillos enterrados de repartición de potencial, aislamiento de la torre, incremento de la resistividad de la capa superior del suelo, etc.

Cuando se recurra al empleo de medidas adicionales de seguridad que impidan el contacto con partes metálicas puestas a tierra (por ejemplo sistemas antiescalo de fábrica de ladrillo), no será necesario calcular la tensión de contacto aplicada. pero será preciso cumplir los valores máximos admisibles de las tensiones de paso aplicadas. Para ello deberá tomarse como referencia lo establecido en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

Una vez construido el sistema de puesta a tierra y para tener una mayor certeza de que el diseño del sistema de puesta a tierra es correcto con respecto a la seguridad de las personas, se deberán realizar las comprobaciones y verificaciones precisas in situ.

Con objeto de comprobar que los valores máximos posibles de la tensión de contacto aplicada son inferiores o iguales a los valores máximos admitidos indicados en el apartado 7.3.4.1, se realizarán estas medidas en los apoyos no frecuentados sin desconexión automática inmediata y en todos los apoyos frecuentados. En las líneas de tercera categoría se podrá sustituir la medida de la tensión de contacto por la medida de resistencia de puesta a tierra, siempre que se haya establecido una correlación, sancionada por la práctica, entre los valores de la tensión de contacto y de la resistencia de puesta a tierra. La medición de la tensión aplicada de contacto se realizará según el apartado 7.3.4.6.

Los potenciales transferidos, si ello ocurre, deberán ser siempre verificados en un cálculo aparte.

7.3.4.4 Condiciones difíciles de puesta a tierra.

Cuando por los valores de la resistividad del terreno, de la corriente de puesta a tierra o del tiempo de eliminación de la falta, no sea posible técnicamente, o resulte económicamente desproporcionado mantener los valores de las tensiones de contacto aplicadas dentro de los límites fijados en el apartado 7.3.4.1, deberá recurrirse al empleo de medidas adicionales de seguridad, a fin de reducir los riesgos a las personas y los bienes.

Tales medidas podrán ser entre otras:

a. Hacer inaccesibles los apoyos.b. Disponer suelos o pavimentos que aíslen suficientemente de tierra las zonas

de servicio peligrosas.c. Aislar todas las partes metálicas de los apoyos que puedan ser tocadas.

Se dispondrá el suficiente número de rótulos avisadores con instrucciones adecuadas en las zonas peligrosas.

7.3.4.5 Determinación de las intensidades de defecto para el cálculo de las tensiones de contacto.

El proyectista deberá tener en cuenta los posibles tipos de defectos a tierra y las intensidades máximas en los distintos niveles de tensiones existentes en la instalación y tomar el valor más desfavorable. Para el cálculo de las intensidades de defecto y de puesta a tierra, se ha de tener en cuenta la forma de conexión del neutro a tierra, así como la configuración y características de la red durante el período subtransitorio.

7.3.4.6 Medición de la tensión de contacto aplicada.

Para la medición de la tensión de contacto aplicada deberá usarse un método por inyección de corriente.

Se emplearán fuentes de alimentación de potencia adecuada para simular el defecto, de forma que la corriente inyectada sea suficientemente alta, a fin de evitar que las medidas queden falseadas como consecuencia de corrientes vagabundas o parásitas circulantes por el terreno.

Consecuentemente, y a menos que se emplee un método de ensayo que elimine el efecto de dichas corrientes parásitas, por ejemplo, método de inversión de la polaridad, se procurará que la intensidad inyectada sea del orden del 1 por 100 de la corriente para la cual ha sido dimensionada la instalación y en cualquier caso no inferior a 50 A.

Los cálculos se harán suponiendo que para determinar las tensiones de contacto posibles máximas existe proporcionalidad entre la intensidad inyectada y la intensidad de puesta a tierra IE.

Los electrodos de medición para la simulación de los pies con una resistencia a tierra del punto de contacto con el terreno de valor Ra2 = 1,5ρs donde ρs es la resistividad superficial del suelo, deberán tener cada uno un área de 200 cm2 y estarán presionando sobre la tierra con una fuerza mínima de 250 N. Para la medición de la tensión de contacto en cualquier parte de la instalación, dichos electrodos deberá estar situados juntos y a una distancia de un metro de la parte expuesta de la instalación. Para suelo seco u hormigón conviene colocar entre el suelo y los electrodos un paño húmedo o una película de agua.

Para la simulación de la mano se empleará un electrodo capaz de perforar el recubrimiento de las partes metálicas para que no actúe como aislante.

Las mediciones se realizarán con un voltímetro de resistencia interna 1000 Ω, que representa la impedancia del cuerpo humano, ZB. Un terminal del voltímetro será conectado al electrodo que simula la mano y el otro terminal a los electrodos que simulan los pies. De esta forma, el voltímetro indicará directamente el valor de la medición de la tensión de contacto aplicada. U'ca = U'voltímetro, siempre que la intensidad inyectada sea igual a la intensidad de puesta a tierra.

En el caso de considerarse la resistencia adicional, Ra1 , como, por ejemplo, el calzado, se podrá emplear un voltímetro de resistencia interna suma de la resistencia adicional (Ra1) considerada y la resistencia del cuerpo humano (ZB = 1000 Ω). En este caso, el valor de la medición de la tensión de contacto aplicada, U'ca, vendrá determinado por:

U'ca = Uvoltímetro x [ZB / (Ra1 + ZB)]

7.3.5 Dimensionamiento para la protección contra los efectos del rayo

Desde el punto de vista del criterio de coordinación de aislamiento, debería tenerse en cuenta que, en el caso de descargas atmosféricas, la magnitud a considerar es la impedancia de onda del electrodo de tierra, que también depende de su forma, dimensiones y resistividad del suelo. El valor de esta impedancia es prácticamente igual al valor de la resistencia, si la longitud del electrodo no supera una longitud crítica Lc. El valor de la longitud crítica depende del valor de la resistividad y de la frecuencia de la onda representativa de la descarga (1 MHz), y viene expresada por la fórmula:

Lc(m) = √(ρ(Ωm)/f(MHz))

Para electrodos de longitud mayor que la crítica, la impedancia de onda será mayor que la resistencia de tierra. Por lo tanto, es preferible disponer un sistema de tierra compuesto por múltiples electrodos que por uno solo de gran longitud.

7.3.6 Valor de la resistencia de puesta a tierra de los apoyos.

En el caso de líneas eléctricas que contengan cables de tierra a lo largo de toda su longitud, la resistencia de puesta a tierra de los apoyos debe de ser determinada eliminando el efecto de los cables de tierra.

El valor de la resistencia de puesta a tierra debe satisfacer en función del tipo de apoyo los siguientes requisitos:

a. Para apoyos frecuentados de material no aislante: el valor de la resistencia de puesta a tierra debe garantizar un dimensionamiento apropiado con respecto a la seguridad de las personas y a la protección contra los efectos del rayo según los apartados 7.3.4 y 7.3.5, respectivamente.

b. Para apoyos frecuentados o no frecuentados de material no aislante: el valor de la resistencia de puesta a tierra debe asegurar el correcto funcionamiento de las protecciones en caso de defecto a tierra en función del sistema de puesta a tierra del neutro.

7.3.7 Vigilancia periódica del sistema de puesta a tierra.

Por la importancia que ofrece, desde el punto de vista de la seguridad, toda instalación de puesta a tierra deberá ser comprobada en el momento de su establecimiento y revisada, al menos, una vez cada 6 años.

La vigilancia periódica de las líneas aéreas permitirá detectar modificaciones sustanciales de sus condiciones de diseño que justifiquen la verificación de la medida de la tensión de contacto aplicada. Por ejemplo, cuando un apoyo no frecuentado adquiera la condición de frecuentado debido a desarrollos urbanísticos o nuevas infraestructuras, o aquellos casos en los que el terreno donde se sitúa un apoyo frecuentado cambia sustancialmente su resistividad, debido por ejemplo a su asfaltado o ajardinamiento.


Es aplicable lo indicado en el apartado 8 de la ITC-LAT 06.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 08LINEAS AÉREAS CON CABLES UNIPOLARES AISLADOS

REUNIDOS EN HAZ O CON CONDUCTORES RECUBIERTOS

0.INDICE


2. AISLAMIENTO

3. MATERIALES: CABLES Y CONDUCTORES, HERRAJES Y ACCESORIOS Y APOYOS



6. DISTANCIAS MíNIMAS DE SEGURIDAD. CRUZAMIENTOSY PARALELISMOS

7. PROTECCIONES

8. DERIVACIONESY SECCIONAMIENTO





Las disposiciones contenidas en la presente instrucción y los capítulos que la desarrollan se refieren a las prescripciones técnicas que deberán cumplir las líneas eléctricas aéreas de alta tensión con cables unipolares aislados reunidos en haz o con conductores recubiertos, entendiéndose como tales las de corriente alterna trifásica de 50 Hz, cuya tensión nominal eficaz entre fases sea superior a 1kV, con una tensión nominal máxima de la red de 30 kV, según las características actuales de aislamiento de los referidos conductores.

Cuando se produzcan mejoras tecnológicas que permitan la construcción de nuevos conductores que soporten mayores tensiones nominales, previa justificación, se ampliarán los valores de tensión establecidos con carácter general en la presente instrucción.

Las líneas aéreas de alta tensión con conductores recubiertos se emplearán preferentemente como alternativa a las líneas aéreas con conductores desnudos cuando éstas transcurran o deban transcurrir por zonas de arbolado, zonas con fuertes vientos o zonas de protección especial de la avifauna.

Las líneas aéreas de alta tensión con cables unipolares aislados reunidos en haz podrán emplearse, en lugar de líneas aéreas con conductores desnudos, cuando no sea posible técnicamente o resulte económicamente desproporcionado la construcción de líneas subterráneas con cables aislados, o bien en aquellos casos que, por condicionantes locales o circunstancias particulares, se demuestre el interés de su utilización, por ejemplo:

a. Zonas de bosques o de gran arbolado.)b. Zonas no urbanas de elevada polución.)c. Instalaciones provisionales de obras con proximidad de maquinaria móvil.)d. Zonas de circulación en recintos de fábricas e instalaciones industriales.)

e. Instalaciones provisionales para zonas en curso de urbanización.)f. Penetración en núcleos urbanos.)

1.2 Clase de corriente

El régimen de funcionamiento de las líneas se preverá para corriente alterna trifásica de 50 Hz de frecuencia.


En la tabla 1 se indican las tensiones nominales normalizadas en redes trifásicas.

Tabla 1. Tensiones nominales normalizadas en redes trifásicas

TENSiÓN NOMINALDE LA RED (Ui)

kV

TENSiÓN MAS ELEVADADE LA RED (Us)

kV

3 3,6

6 7,2

10 12

15 17,5

20* 24

25 30

30 36

* Tensión de uso preferente en redes de distribución pública.



1.5 Sistemas de instalación

El sistema de instalación de las líneas eléctricas aéreas de la presente instrucción será mediante red tensada sobre apoyo.

1.6 Zonas de utilización

A efectos del cálculo de solicitaciones a considerar, se establecen las zonas A, B y C, definidas según se especifica en la ITC-LAT 01.

1.7 Identificación

A fin de evitar toda posible confusión entre las líneas de AT y BT con cables aislados, se colocarán dispositivos adecuados de señalización de tensiones y advertencia de riesgo eléctrico.


El nivel de aislamiento de las líneas, sean cables unipolares aislados o conductores recubiertos, deberá adaptarse a los valores normalizados indicados en la norma UNE-EN 60071-1, salvo en casos especiales debidamente justificados por el proyectista de la instalación.

2.1 Categorías de las redes

Según la duración máxima de un eventual funcionamiento con una fase a tierra que el sistema de puesta a tierra perm ita, las redes se clasifican en tres categorías:

Categoría A:

Los defectos a tierra se eliminan tan rápidamente como sea posible y en cualquier caso antes de 1 minuto.

Categoría B:

Comprende las redes que, en caso de defecto, sólo funcionan con una fase a tierra durante un tiempo limitado. Generalmente, la duración de este funcionamiento no deberá exceder de 1 hora, pero podrá admitirse una duración mayor cuando así se especifique en la norma particular del tipo de cable y accesorios considerados.

Convendrá tener presente que en una red en la que un defecto a tierra no se elimina automática y rápidamente, los esfuerzos suplementarios soportados por el aislamiento de los cables y accesorios durante el defecto, reducen la vida de los cables y accesorios en una cierta proporción. Si se prevé que una red va a funcionar bastante frecuentemente con un defecto permanente, puede ser económico clasificar dicha red dentro de la categoría C.

Categoría C:

Esta categoría comprende todas las redes no incluidas ni en la categoría A ni en la categoría B.

En la tabla 2 se especifican las características mínimas de aislamiento de los cables aislados en función de las características de la red.

Tabla 2. Niveles de aislamiento de los cables y sus accesorios

SISTEMATRIFÁSICO TENSiÓN ASIGNADA

Tensión soportada

a impulsos (Up)kV

Tensión Nominal de la red (Ui)

kV

Tensión más

elevadade la red

(Us)kV

Categoría de la red

Cable unipolar aislado (Uo/U) kV

Conductor recubierto U

15 17,5A-S 8,7/15 15 95

C12/20 20 125

20 24A-S

C15/25 25 145

25 30 A-S

C 18/30 30 170

30 36 A-S

Donde:

Uo: Tensión nominal eficaz a frecuencia industrial entre cada conductor y la pantalla del cable, para la que se han diseñado el cable y sus accesorios.

U: Tensión nominal eficaz a frecuencia industrial entre dos conductores cualesquiera para la que se han diseñado el cable y sus accesorios. Esta magnitud afecta al diseño de cables de campo no radial ya sus accesorios.

Up: Valor de cresta de la tensión soportada a impulsos de tipo rayo aplicada entre cada conductor y la pantalla para el que se ha diseñado el cable o accesorios.

2.2 Tensiones características de los conductores recubiertos

El nivel de aislamiento de los conductores recubiertos garantizará una tensión soportada especificada a frecuencia industrial de Us/√3 durante 5 días, así como una tensión a frecuencia industrial de Us durante 5 minutos sin perforación de aislamiento.

2.3 Tensiones características del cable unipolar aislado reunido en haz y de sus accesorios

Los cables unipolares aislados reunidos en haz y sus accesorios deberán designarse mediante Uo/U para proporcionar información sobre la adaptación con la aparamenta y los transformadores. La tensión nominal del cable Uo/U se elegirá en función de la tensión nominal de la red (Un) y de la duración máxima del eventual funcionamiento del sistema con una fase a tierra.

3. MATERIALES: CABLES, CONDUCTORES, HERRAJES, ACCESORIOS Y APOYOS


Los materiales y su montaje cumplirán con los requisitos y ensayos de las normas UNE aplicables de la ITC-LAT 02 y, en su caso, las especificaciones particulares de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica que estén aprobadas por el órgano competente de la Administración.

Esta instrucción no es aplicable a los cables dieléctricos autosoportados de telecomunicaciones (ADSS) O dieléctricos adosados de fibra óptica (CADFO). No obstante, según lo previsto por la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en su disposición adicional decimocuarta, tales cables dieléctricos autosoportados de telecomunicaciones (ADSS)

o los dieléctricos adosados de fibra óptica (CADFO) podrán utilizar como soporte líneas aéreas con cables unipolares aislados reunidos en haz o con conductores recubiertos de alta tensión. Por tanto, estos cables dieléctricos, en lo que les corresponda, cumplirán con las condiciones y requisitos eléctricos y mecánicos, en lo concerniente al montaje y al tendido de acuerdo con sus características, impuestos en esta ITC-LAT 08, como un elemento más de la línea.

3.2 Cables unipolares aislados reunidos en haz

Los cables utilizados en líneas aéreas con cables aislados estarán compuestos por tres cables unipolares aislados cableados en haz alrededor de un fiador de acero u otro material con cubierta protectora. Los cables unipolares aislados de fase empleados estarán compuestos por conductor, una capa semiconductora interna, aislamiento, capa semiconductora externa, pantalla metálica y cubierta protectora exterior.

3.2.1 Conductor

Los conductores serán de cobre, de aluminio, de aleación de aluminio o de aluminio-acero formando una cuerda circular compacta, según la norma UNE-EN 60228. Las secciones preferentes en aluminio serán de 50, 95 y 150 mm'Se podrán utilizar también materiales con características eléctricas y mecánicas equivalentes, siempre que se justifique adecuadamente.

3.2.2 Aislamiento

Se podrá emplear cualquier material adecuado a este fin, según se especifica en la ITC-LAT 02, como son los materiales a base de mezclas termoestables. No se admitirá el aislamiento con papel impregnado.

3.2.3 Capas semiconductoras y pantalla

La capa semiconductora sobre el conductor será no metálica y estará constituida por una capa extruida de mezcla semiconductora según norma UNE-HD 620.

La capa semiconductora externa, dispuesta sobre el aislamiento, estará constituida por una capa semiconductora extruida según norma UNE-HD 620. La pantalla dispuesta sobre la capa semiconductora externa será metálica, estará aplicada sobre cada conductor aislado individual, y tendrá una construcción según la norma UNE-HD 620.

3.2.4 Cubierta

Todos los conductores de fase de los cables estarán provistos de una cubierta exterior, no metálica, constituida por una mezcla termoplástica (PVC, polietileno o materiales similares) o por una mezcla elastómera vulcanizada (policloropreno, polietileno clorosulfurado o materiales análogos).

El material de la cubierta será adecuado a la temperatura de servicio del cable. El nivel de aislamiento de la cubierta garantizará, una vez instalado, una tensión soportada a frecuencia industrial de 10 kV, durante 1 minuto.

3.2.5 Fiador

Como fiadores se emplearán cables de acero galvanizado según norma UNE-HD 620, con cubierta protectora aislante a base de mezcla elastómera o reticulada, exclusivamente para la protección exterior, así como contra el rozamiento con las fases, y de sección suficiente para soportar el conjunto de conductores aislados, arrollados helicoidalmente sobre el mismo y todas las solicitaciones mecánicas de la línea que sean de prever.

La carga de rotura de estos fiadores será, como mínimo, de 6000 daN y la sección nominal mínima de 50 mm2, El nivel de aislamiento mínimo requerido para la cubierta protectora aislante será 4 kV, correspondientes a la tensión soportada durante 1 minuto a frecuencia industrial.

3.2.6 Marcado

Los cables se identificarán de forma indeleble mediante marcas adecuadas, regularmente espaciadas y, a modo de leyenda, colocadas en la superficie exterior de la cubierta aislante de los conductores de fase y del cable fiador. Cada marca estará formada por la identificación del fabricante, la designación completa de los conductores de fase o del cable fiador y las dos últimas cifras del año de fabricación.

3.3 Conductores recubiertos

Los conductores utilizados en líneas aéreas con conductores recubiertos hasta 30 kV de tensión asignada serán unipolares, según la norma UNE-EN 50397,

3.3.1 Conductor

Los conductores deben estar constituidos preferentemente por alambres de aleación de aluminio (AL3) según norma UNE-EN 50183. Se podrán utilizar también materiales con características eléctricas y mecánicas equivalentes, siempre que se justifique adecuadamente.

3.3.2 Recubrimiento

El recubrimiento deberá tener un espesor medio especificado de 2,3 mm como mínimo, aplicando el método de medida indicado en la norma UNE-EN 60811, Y estará constituido por una o varias capas de material aislante extruido.

El recubrimiento debe conservar sus propiedades eléctricas y mecánicas ante las inclemencias meteorológicas con el paso del tiempo, lo cual se debe comprobar mediante el ensayo normativo correspondiente (ensayo de erosión o "tracking").

3.3.3 Marcado

Los conductores se identificarán de forma indeleble mediante marcas adecuadas, regularmente espaciadas, y a modo de leyenda colocada en la superficie exterior del recubrimiento de los conductores. Cada marca estará formada por la identificación del fabricante, la designación completa de los conductores recubiertos y las dos últimas cifras del año de fabricación.

3.4 Apoyos

Para los conductores recubiertos, en lo que concierne a este apartado, será de aplicación lo correspondiente indicado en el apartado 2.4 de la ITC-LAT 07.

Para los cables aislados reunidos en haz, los apoyos serán adecuados a la función a desempeñar, a las condiciones de instalación y a las solicitaciones mecánicas que vayan a soportar. Podrán ser metálicos, de hormigón, madera u otros materiales apropiados, bien de material homogéneo o combinación de varios de los citados anteriormente.

Los materiales empleados deberán presentar elevada resistencia a la acción de los agentes atmosféricos y, de no presentarla por sí mismos, deberán recibir los tratamientos protectores adecuados.

3.4.1 Clasificación según su función

Es aplicable la clasificación del apartado 2.4.1 de la ITC-LAT-07

3.4.2 Apoyos metálicos

Los apoyos metálicos serán de características adecuadas a la función a desempeñar, según lo indicado en el apartado 2.4.2 de la ITC-LAT 07.

3.4.3 Apoyos de hormigón

Los apoyos de hormigón serán de características adecuadas a la función a desempeñar, según lo indicado en el apartado 2.4.3 de la ITC-LAT 07.

3.4.4 Apoyos de madera

Los apoyos de madera serán de características adecuadas a la función a desempeñar, según lo indicado en el apartado 2.4.4 de la ITC-LAT 07.

3.4.5 Apoyos de otros materiales

Los apoyos de otros materiales serán conformes a lo indicado en el apartado 2.4.5 de la ITC-LAT 07.

3.4.6 Numeración, marcado y avisos de riesgo eléctrico

Es aplicable lo indicado en el apartado 2.4.7 de la ITC-LAT 07.

3.4.7 Cimentaciones


3.5 Accesorios de los cables

Serán adecuados a la naturaleza, composición y sección de los cables y, en su caso, no deberán aumentar la resistencia eléctrica de éstos.

3.5.1 Empalmes, conexiones y derivaciones

3.5.1.1 Empalme del fiador

El empalme del fiador garantizará que se mantenga su resistencia mecánica, salvo que éste se realice en los denominados "puentes flojos'; no admitiéndose en ningún caso una reducción del nivel de aislamiento exigido para la cubierta del mismo. Para evitar esta última circunstancia, se adoptará cualquiera de los métodos de reconstitución de aislamiento sancionados por la práctica, tales como encintados, termorretráctiles o similares.

3.5.1.2 Empalmes en cables unipolares aislados o conductores recubiertos

Las empalmes se efectuarán siguiendo métodos o sistemas que garanticen una perfecta continuidad eléctrica de los mismos, de su aislamiento, así como de la pantalla y la cubierta, en su caso. Los empalmes en los cables unipolares aislados no estarán sometidos a esfuerzos mecánicos, utilizándose para ello dispositivos y disposiciones de montaje que eviten esta circunstancia.

3.5.2 Terminales

Los terminales tendrán características eléctricas adecuadas al cable sobre el que vayan a instalarse y a las condiciones ambientales (instalación en interior, exterior, nivel de contaminación, etc.).

3.6 Accesorios y herrajes de fijación

Se consideran como tales todos los elementos utilizados para la fijación de los cables y fiador a los apoyos y soportes (conjuntos suspensión y amarre). Serán de diseño adecuado a su función y deberán ser resistentes a la acción de los agentes atmosféricos, y cumplirán con las normas aplicables incluidas en la ITC-LAT 02.


Para los conductores recubiertos, en lo que concierne a este apartado, será de aplicación lo indicado en el capítulo 3 de la ITC-LAT 07.

Los apartados siguientes del presente capítulo son aplicables a los cables unipolares aislados reunidos en haz.

4.1 Cargas y sobrecargas a considerar

El cálculo mecánico de los elementos constituyentes de la línea, cualquiera que sea la naturaleza de éstos, se efectuará bajo la acción de las cargas y sobrecargas que a continuación se indican, combinadas en la forma y en las condiciones que se fijan en los apartados siguientes.

En el caso de que puedan preverse acciones de tipo más desfavorables que las que a continuación se prescriben, deberá el proyectista adoptar de modo justificado valores distintos a los establecidos.

4.1.1 Cargas permanentes

Se considerarán las cargas verticales debidas al peso propio de los distintos elementos, cables, herrajes, empalmes, aparamenta, apoyos y cimentaciones.

4.1.2 Fuerzas debidas al viento

Se considerará un viento de 120 km/h (33,3 m/s) de velocidad.

Se supondrá el viento horizontal actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide.

La acción de este viento da lugar a las presiones que se indican seguidamente sobre los distintos elementos de la línea:

a. Sobre cables 50 daN/m2.b. Sobre superficies planas: 100 daN/m2.c. Sobre superficies cilíndricas de los apoyos, como postes de madera,

hormigón, tubos, etc.: 70 daN/m2.d. Sobre estructuras de celosía se aplicará lo indicado en el apartado 3.1.2.3 de

la ITC-LAT 07.

Las presiones anteriormente indicadas se considerarán aplicadas sobre las proyecciones de las superficies reales en un plano normal a la dirección del viento.

Estos valores son válidos hasta una altura de 40 metros sobre el terreno circundante, debiendo para mayores alturas adoptarse otros valores debidamente justificados.

4.1.3 Sobrecargas motivadas por el hielo

Las sobrecargas a considerar para cada una de ellas serán las siguientes:

Zona A: No se tendrá en cuenta sobrecarga alguna motivada por el hielo. Zona B: Los cables se considerarán sometidos a la sobrecarga de un

manguito de hielo de valor 0,06. √d daN por metro lineal. Zona C: Los cables se considerarán sometidos a la sobrecarga de un

manguito de hielo de valor 0,12. √d daN por metro lineal.

Siendo d el diámetro del círculo circunscrito al haz (conductores de fase y fiador), en milímetros.

Los valores de las sobrecargas a considerar para cada zona podrán ser modificados si las especificaciones particulares de las empresas de transporte y distribución de energía eléctrica, que estén aprobadas por el órgano competente de la Administración, así lo estableciesen.

4.2 Esfuerzos a considerar en los apoyos

4.2.1 Esfuerzo solicitante vertical

En todos los apoyos, cualquiera que sea su función, se considerará el esfuerzo vertical debido al peso propio de los cables y sobrecargas motivadas por el hielo, si procede, según la zona. Para ello se tendrá en cuenta en el estudio si los vanos adyacentes se encuentran al mismo nivelo están desnivelados, con objeto de definir el gravivano, circunstancia ésta que influirá en el valor del esfuerzo calculado.

4.2.2 Esfuerzo solicitante horizontal transversal a la línea

En todos los apoyos, cualquiera que sea su función, se considerará el esfuerzo horizontal transmitido por el cable a los apoyos, originado por las sobrecargas de viento en el eolovano correspondiente al apoyo.

En los apoyos de ángulo se considerará el esfuerzo solicitante horizontal transversal a la línea (resultante de ángulo más viento), transmitido como consecuencia de la composición del esfuerzo resultante de ángulo de las tensiones de los haces de los vanos adyacentes con el mencionado esfuerzo solicitante horizontal transversal a la línea, debido a las sobrecargas de viento.

4.2.3 Esfuerzo solicitante horizontal longitudinal a la línea (desequilibrio de tracciones)

Se considerará por este concepto un esfuerzo longitudinal a la línea equivalente a un determinado porcentaje de la tracción unilateral efectuada sobre el fiador. Este porcentaje se establece en función del tipo de apoyo:

a. Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de suspensión: 8%.b. Apoyos de alineación y de ángulo con cadenas de amarre: 15%.c. Apoyos de anclaje: 50%.d. Apoyos de fin de línea: 100%.

Este esfuerzo, función de la zona, hipótesis y tense que se considere para el fiador o cable de fase, se considerará distribuido en el eje del apoyo, a la altura de los puntos de fijación del cable.

En los apoyos de cualquier tipo que tengan un fuerte desequilibrio de los vanos contiguos, por diferencias de nivelo de las longitudes de éstos, deberá analizarse el desequilibrio de tensiones del cable en la hipótesis de máxima tensión. Si el resultado de este análisis fuera más desfavorable que los valores fijados anteriormente, se aplicarán los valores resultantes de dicho análisis.

4.2.4 Esfuerzo solicitante horizontal por rotura del fiador (torsión)

Se considerará la rotura de un cable fiador por apoyo, independientemente del número de circuitos instalados en él. Este esfuerzo se considerará aplicado en el punto que produzca la solicitación más desfavorable para cualquier elemento del apoyo, teniendo en cuenta la torsión producida en el caso de que aquel esfuerzo sea excéntrico.

Se considerará el esfuerzo unilateral, correspondiente a la rotura de un solo fiador por apoyo, cuando existan varios circuitos. En los apoyos de ángulo se valorará, además del esfuerzo de torsión que se produce, según lo indicado, el esfuerzo de ángulo creado por esta circunstancia en su punto de aplicación.

4.2.5 Esfuerzos resultantes de ángulo

En los apoyos situados en un punto en el que el trazado de la línea ofrezca un cambio de dirección, se tendrá además en cuenta el esfuerzo resultante de ángulo.

4.3 Cables unipolares aislados reunidos en haz

4.3.1 Tracción máxima admisible

La tracción máxima del fiador o cable de fase no resultará superior a su carga de rotura dividida por 3, considerando las hipótesis siguientes:

a. Cable unipolar aislado reunido en haz sometido a la acción de su peso propio y a una fuerza debida al viento, según el apartado 4.1.2, a la temperatura de -5 ºC en zona A -10 oC en zona B y -15 ºC en zona C.

b. Cable unipolar aislado reunido en haz sometido a la acción de su peso propio y a la sobrecarga motivada por el hielo correspondiente a la zona, según el apartado 4.1.3, a la tem peratura de -15 °C.

c. Cable unipolar aislado reunido en haz sometido a la acción de su peso propio y a la sobrecarga motivada por el hielo correspondiente a la zona, según el apartado 4.1.3, a la temperatura de -20 °C.

De estas tres hipótesis se comprobará cual es la más desfavorable para cada zona, de acuerdo con los siguientes criterios:

Zona A hipótesis a).

Zona B hipótesis a) ó b).

Zona C hipótesis a) ó c).

Hipótesis adicional: Se considerará el cable unipolar aislado reunido en haz sometido a la acción de su peso propio ya una fuerza debida al viento. Esta sobrecarga se consideraré aplicada a una temperatura de -10 ºC para la zona B, y

de -15 ºC en zona C. En el caso de preverse sobrecargas excepcionales de viento, su valor seré fijado por el proyectista o de acuerdo con las especificaciones particulares de la empresa eléctrica, en función de las velocidades registradas en las estaciones meteorológicas más próximas a la zona por donde transcurre la línea.

4.3.2 Comprobación de fenómenos vibratorios

En general, estos fenómenos no han de considerarse en este tipo de instalación. No obstante, en caso de que en la zona atravesada por la línea se prevea la aparición de vibraciones en el cable, se deberé comprobar el estado tensional del fiador a estos efectos. Para ello se verificaré que la tensión de trabajo del fiador o cable de fase, a la temperatura de 15 ºC sin sobrecarga alguna, únicamente considerando el peso propio del haz, no exceda del 21% de la carga de rotura del fiador o cable de fase.

4.3.3 Flecha máxima

De acuerdo con las sobrecargas a considerar expuestas en los apartados 4.1.2 y 4.1.3, se determinaré la flecha méxima del cable en las hipótesis siguientes para las zonas A, B y C:

a. Hipótesis de viento: Cable sometido a la acción de su propio peso y una fuerza debida al viento, según el apartado 4.1.2, a la temperatura de 15 °C.

b. Hipótesis de temperatura: Cable sometido a la acción de su propio peso, a la temperatura méxima previsible, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas. Esta temperatura no seré inferior a 50 ºC.

c. Hipótesis de hielo: Cable sometido a la acción de su propio peso y a la sobrecarga motivada por el hielo correspondiente a la zona, según el apartado 4.1.3, a la temperatura de 0 ºC.

4.4 Apoyos

4.4.1 Criterios de agotamiento

Es aplicable lo indicado en el apartado 3.5.1 de la ITC-LAT 07

4.4.2 Características resistentes de los diferentes materiales

Se seguirá lo indicado en el apartado 3.5.2 de la ITC-LAT 07.

4.4.3 Hipótesis de cálculo

Las diferentes hipótesis que se tendrén en cuenta en el célculo de los apoyos serén las indicadas en las tablas 3 y 4, según el tipo de apoyo.

En el caso de apoyos especiales se considerarén las distintas acciones definidas en los apartados 4.1 y 4.2 de este capítulo que puedan corresponderles de acuerdo con su función, combinadas en unas hipótesis acordes con las pautas generales seguidas en el establecimiento de las hipótesis de los apoyos normales.

En los apoyos de alineación y de ángulo, con fiador de carga de rotura inferior a 6470 daN, se puede prescindir de la consideración de la cuarta hipótesis cuando en la línea se verifiquen simulténeamente las siguientes condiciones:

a. Que el fiador tenga un coeficiente de seguridad de 3 como mínimo;b. Que el coeficiente de seguridad de los apoyos y cimentaciones en la

hipótesis tercera sea el correspondiente a las hipótesis normales;

c. Que se instalen apoyos de anclaje cada 3 kilómetros como máximo.

En los restantes tipos de apoyos sí se deberé considerar la cuarta hipótesis.

Tabla 3. Apoyos de líneas situados en zona A (altitud inferior a 500 metros)

TIPO DE APOYO


3ª HIPÓTESIS(Desequilibrio de

tracciones)


conductores)

ALINEACIÓN Cargas permanentesVientoTemperatura -5 °C

Cargas permanentesDesequilibrio de traccionesTemperatura -5 °C

Cargas permanentesRotura del fiadorTemperatura -5 °C

ÁNGULO Cargas permanentesVientoResultante de ánguloTemperatura -5 °C



ANCLAJE Cargas permanentesVientoTemperatura -5 °C



FIN DE LÍNEA Cargas permanentesVientoDesequilibrio de traccionesTemperatura -5 °C

Cargas permanentesRotura del fiadorTemperatura -5ºC

Tabla 4 Apoyos de líneas situadas en zonas B y e (altitud igualo superior a 500 metros)

TIPO DE APOYO


2ª HIPÓTESIS

Hielo)

3ª HIPÓTESIS(Desequilibrio de

tracciones)


conductores)

ALINEACIÓN

Cargas permanentesVientoTemperatura según zona

Cargas permanentesHielo, según zonaTemperatura según zona

Cargas permanentesHielo, según zonaDesequilibrio de traccionesTemperatura,según zona

Cargas permanentesHielo, según zonaRotura del fiadorTemperatura según zona

ÁNGULO Cargas permanentesVientoResultante de ánguloTemperatur

Cargas permanentesHielo, según zonaResultantes de ángulo

Cargas permanentesHielo, según zonaDesequilibrio de traccionesTemperatura, según zona

Cargas permanentesHielo, según zonaRotura del fiadorTemperatura, según zona

a según zona

Temperatura, según zona

ANCLAJE Cargas permanentesVientoTemperatura según zona

Cargas permanentesHielo, según zonaTemperatura, según zona


Cargas permanentesHielo, según zonaRotura del fiadorTemperatura, según zona

FIN DE LÍNEA

Cargas permanentesVientoDesequilibrio de traccionesTemperatura según zona


CargaspermanentesHielo, según zonaRotura del fiadorTemperatura, según zona

Para la hipótesis de viento la temperatura en zona B corresponde a -10 ºC y en zona C a -15 ºC. Para la hipótesis de hielo la temperatura en zona B corresponde a -15 ºC y en zona C a -20 ºC.

4.4.4 Coeficientes de Seguridad

Para los coeficientes de seguridad de los apoyos se aplicará el criterio establecido en el apartado 3.5.4 de la ITC-LAT 07.

4.5 Cimentaciones

Se seguirá todo lo indicado al respecto en el apartado 3.6. de la ITC-LAT 07.

4.6 Herrajes

Se considerarán bajo esta denominación todos los elementos utilizados para la fijación del fiador portante del haz o cables de fase al apoyo, soportes, etc. Los herrajes serán de diseño adecuado a su función mecánica y eléctrica, deberán estar protegidos contra la acción corrosiva de la atmósfera y, particularmente, cuando sea de temer la aparición de efectos electrolíticos.

Los que vayan a estar sometidos a tensión mecánica, deberán tener un coeficiente de seguridad igualo superior a 3 respecto a su carga mínima de rotura; salvo que ésta esté contrastada mediante ensayos, en cuyo caso se podrá reducir a 2,5.

En los empleados para limitar los esfuerzos transmitidos a los apoyos, deberán justificarse plenamente sus características, así como la permanencia de las mismas. Las grapas de amarre del fiador deberán soportar, como mínimo, el 90% de la carga de rotura del fiador o cable de fase, sin que se produzca su deslizamiento.


5.1 Intensidades máximas admisibles

Las intensidades máximas admisibles:

en los conductores en régimen permanente de cortocircuito en los conductores, de cortocircuito en las pantallas,

serán facilitadas por el fabricante.

Para el cálculo de las intensidades máximas admisibles en los conductores, se aplicará el método establecido en la norma UNE 21144 Y de acuerdo con las condiciones de instalación previstas.

Las intensidades máximas admisibles de cortocircuito en los conductores se calcularán de acuerdo con el apartado 6.2 de la ITC-LAT 06.

Sobre estas premisas se han recogido, en las diferentes tablas del presente capítulo, los valores de las distintas intensidades.

Se permitirán otros valores distintos de intensidades permanentes admisibles de los indicados en este apartado, siempre que correspondan con valores actualizados y publicados en las normas EN y CEI aplicables.

5.1.1 Cables unipolares aislados reunidos en haz

En la tabla 5 se especifican las intensidades máximas permanentes admisibles en los cables unipolares aislados de AT reunidos en haz, obtenidas de acuerdo con la condición tipo de instalación que se considera como normal especificada en el apartado 5.1.1.2 y con las temperaturas máximas admisibles asignadas a los conductores para los distintos tipos de aislamiento especificados en el apartado 5.1.1.1.

Tabla 5. Intensidades máximas permanentes admisibles (A)para tensiones asignadas hasta 18/30 kV

EN CONDUCTORES DE ALUMINIO

SECCIÓNDE LOS

CONDUCTORES(mm²)

INSTALACIÓN AL AIRE

AISLAMIENTO

XLPE EPR

25 110 100

50 160 150

95 245 235

150 320 305

5.1.1.1 Temperaturas máximas admisibles en los conductores

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen, en cada caso, de la temperatura máxima que el aislamiento puede soportar sin alteraciones en sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de aislamiento y del régimen de carga.

Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas admisibles podrán ser superiores a las correspondientes en servicio permanente.

Las temperaturas máximas admisibles de los conductores, en servicio permanente y en cortocircuito, para cada tipo de aislamiento, se especifican en la tabla 6.

Tabla 6. Temperatura máxima en °C asignada al conductor

TIPO DE AISLAMIENTO CONDICIONES

SERVICIOPERMANENTE θs

CORTOCIRCUITO θcc

(duración máxima 5 s)

Polietileno reticulado (XLPE) 90 250

Etileno-Propileno (EPR) 90 250

5.1.1.2 Condición tipo de instalación

Se considera como condición tipo a efectos de determinar las intensidades máximas permanentes admisibles, la siguiente:

Instalación al aire:

a. terna de cables unipolares con conductor de aluminio, cableados en haz alrededor de un fiador adecuado con recubrimiento aislante,

b. temperatura del aire ambiente 40 °C,c. disposición que permita una eficaz renovación del aire.

5.1.1.3 Condiciones especiales de instalación y coeficientes de corrección de la intensidad máxima admisible

La intensidad admisible de un cable determinada por las condiciones tipo de instalación cuyas características han sido especificadas en el apartado 5.1.1.2, deberá corregirse considerando cada una de las características de la instalación real que difiera de aquéllas, de forma que el incremento de temperatura provocado por la circulación de la intensidad calculada no dé lugar a una temperatura en el conductor que sea superior a la señalada en el apartado 5.1.1.1.

Instalación al aire en ambientes de temperatura distinta a 400C

Cuando las condiciones reales de temperatura ambiente sean distintas de 40°C, la intensidad máxima admisible deberá corregirse aplicando los factores de corrección de la tabla 7.

Tabla 7. Factores de corrección de la intensidad máxima admisible en función de la temperatura ambiente

TEMPERATURA ºC 15 20 25 30 35 40 45 50


1,23 1,18 1,14 1,10 1,05 1 0,95 0,90

Instalación expuesta directamente al sol

El coeficiente de corrección a aplicar es muy variable. Se recomienda no obstante el valor 0,9.

5.1.1.4 Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores

Se seguirá lo establecido en el apartado 6.2 de la ITC-LAT 06 de cables aislados subterráneos, aplicables a los aislamientos de XLPE y EPR.

5.1.1.5 Intensidades de cortocircuito máximas admisibles en las pantallas

Las intensidades de cortocircuito máximas admisibles en la pantalla se determinarán en función del tiempo de duración del cortocircuito, considerando una temperatura inicial de la pantalla de 70 ºC y una temperatura máxima de la misma de 160 °C, teniendo en cuenta que las cubiertas exteriores de los conductores de fase son termoplásticos.

Debido a que la superficie de disipación es notable comparada con la masa de la pantalla, se considerará la disipación del calor durante el fenómeno.

En cualquier caso, se satisfarán las prescripciones al respecto expuestas en las normas UNE 21192 Y UNE 211003 partes 1, 2 Y 3, siendo el dimensionamiento mínimo tal que la pantalla permita el paso de una corriente de 1.000A durante 1 segundo.

5.1.2 Conductores recubiertos

En la tabla 8 se especifican de forma orientativa las intensidades máximas permanentes admisibles en los conductores recubiertos deAT para algunos de los tipos más utilizados, obtenidas de acuerdo con la condición tipo de instalación que se considera como normal, especificada en el apartado 5.1.2.2 y de las temperaturas máximas admisibles asignadas a los conductores para el tipo de recubrimiento especificado en el apartado siguiente.

Tabla 8. Intensidades máximas permanentes admisibles (A) para tensiones asignadas hasta 1S/30kV

Conductores de aluminio con alma de acero

DESIGNACiÓN SEGÚN UNE-EN 50183

SECCiÓN DE LOS CONDUCTORES (mm2)

INSTALACiÓN AL AIRE RECUBRIMIENTO XLPE

47-AL 1/88T1A 54,6 180

94-AL1/228T1A 116,2 315

Nota: Los valores indicados pueden tomarse como orientativos, su cálculo se establece en la norma UNE 21144.

Conductores de aleación aluminio-magnesio-silicio

DESIGNACiÓN SEGÚN UNE-EN 50182

SECCiÓN DE LOS CONDUCTORES (mm2)

INSTALACiÓN AL AIRE RECUBRIMIENTO XLPE

55-AL3 54,6 191

117-AL3 117 360

Nota: Los valores indicados pueden tomarse como orientativos, su cálculo se establece en la norma UNE 21144.

5.1.2.1 Intensidad máxima admisible en los conductores

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de la temperatura máxima que el recubrimiento puede soportar sin

alteraciones en sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas. Esta temperatura es función del tipo de recubrimiento y del régimen de carga.

Para conductores sometidos a ciclos de carga, las intensidades méximas admisibles serén superiores a las correspondientes en servicio permanente. Las temperaturas méximas admisibles de los conductores, en servicio permanente y en cortocircuito, se especifican en la tabla 6.

5.1.2.2 Condición tipo de instalación

Se considera como condición tipo a efectos de determinar las intensidades méximas permanentes admisibles, la siguiente:

a. instalación al aire,b. temperatura del aire ambiente 40 ºC.

5.1.2.3 Condiciones especiales de instalación y coeficientes de corrección de la intensidad méxima admisible

La intensidad admisible de un conductor, determinada por las condiciones tipo de instalación cuyas características han sido especificadas en el apartado 5.1.2.2, deberé corregirse considerando cada una de las características de la instalación real que difieran de aquéllas, de forma que el incremento de temperatura provocado por la circulación de la intensidad calculada no dé lugar a una temperatura en el conductor que sea superior a la señalada en el apartado 5.1.2.1.

Instalación al aire en ambientes de temperatura distinta a 40 ºC

Cuando las condiciones reales de temperatura ambiente sean distintas de 40 ºC, la intensidad máxima admisible deberé corregirse aplicando los coeficientes de corrección de la tabla 9.

Tabla 9. Coeficiente de corrección de la intensidad máxima admisible en función de la temperatura ambiente

TEMPERATURA ºC 15 20 25 30 35 40 45 50


1,22 1,18 1,14 1,10 1,05 1 0,95 0,90

Instalación expuesta directamente al sol

El coeficiente de corrección a aplicar es muy variable. Se recomienda, no obstante, el valor de 0,9.

5.1.2.4 Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores

En la tabla 10 se indican las intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores recubiertos de AT para diferentes tiempos de duración del cortocircuito.

Estas intensidades se han calculado de acuerdo con las temperaturas especificadas en la tabla 6, considerando que todo el calor desprendido durante el proceso es absorbido por los conductores, ya que la masa de éstos es muy grande comparada con la superficie de disipación del calor y la duración del proceso es relativamente corta.

Tabla 10. Conductores recubiertos. Intensidades de cortocircuito admisibles en los conductores (kA)

DESIGNACiÓN

SECCiÓN

NOMINAL

(mm2)

TEMPERATURA

MÁXIMAADMISIBLE*

(ºC)

DURACiÓN DEL CORTOCIRCUITO (s):

0,1 0,2 0,3 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3

47-AL1/8-ST1A94-

AL1/22ST1A

54,6116,2

250 250

14,728,9

10,5

20,5

8,58

16,8

6,69

13,1

4,79

9,33

3,95

7,67

3,44

6,68

3,10

6,00

2,85

5,51

55-AL3117-AL3

54,6 117

250250

13,4

32,69,5123,1

7,77

18,8

6,02

14,6

4,25

10,3

3,47

8,42

3,01

7,29

2,69

6,52

2,46

5,96

* Las intensidades indicadas corresponden a una temperatura máxima en el conductor al final del cortocircuito de 250 ºC, suponiendo que inicialmente su temperatura era de 90 ºC y que el calentamiento se efectúa adiabáticamente.

5.2 Otros cables o sistemas de instalación

Para cualquier otro tipo de cable o composiciones u otro sistema de instalación no contemplado en esta instrucción, así como para los cables que no figuran en las tablas anteriores, para el célculo de las corrientes méximas admisibles deberé consultarse la-norma UNE 20435 o calcularse según la norma UNE 21144.

6. DISTANCIAS MíNIMAS DE SEGURIDAD, CRUZAMIENTOS y PARALELISMOS

6.1 Consideraciones generales

Se considerarán las distancias eléctricas básicas Dely Dpp especificadas en el apartado 5.2 de la ITC-LAT 07.

6.2 Prescripciones especiales

En ciertas situaciones especiales, como cruzamientos y paralelismos con otras líneas o con vías de comunicación, zonas urbanas, etc., y con objeto de reducir la probabilidad de accidente, aumentando la seguridad de la línea, además de las distancias mínimas se deberán cumplir las prescripciones especiales detalladas en este capítulo.

Estas últimas no serán aplicables en caso de que los cruces y paralelismos sean con cursos de agua no navegables, caminos de herradura, sendas, veredas, cañadas y cercados no edificados, salvo que estos últimos puedan exigir un aumento de altura de los cables.

En aquellos tramos de línea que, debido a sus características especiales, haya que reforzar sus condiciones de seguridad, no será necesario el empleo de apoyos distintos de los que corresponda establecer por su situación en la línea (alineación, ángulo, anclaje, etc.), ni la limitación de la longitud en los vanos, que podrá ser la adecuada con arreglo al perfil del terreno y a la altura de los apoyos.

Por el contrario, será preceptiva la aplicación en estos tramos, con carácter general, de las siguientes prescripciones especiales:

a. Se prohíbe la utilización de apoyos de madera, salvo en los casos indicados anteriormente, siempre y cuando su fijación al terreno se realice mediante zancas metálicas o de hormigón.

b. Los coeficientes de seguridad de cimentaciones, apoyos y crucetas, para hipótesis normales, serán un 25% superiores a los establecidos en el capítulo 6 de la presente instrucción.

c. Los accesorios de fijación del fiador o de los conductores recubiertos serán antideslizantes.

Las líneas con cables unipolares aislados de AT reunidos en haz o con conductores recubiertos deberán presentar, por lo que se refiere a los vanos de cruce con las vías e instalaciones que se señalan, las condiciones que para cada caso se indican, bien entendido que, además de estas prescripciones, deberán cumplirse las condiciones especiales que, como consecuencia de disposiciones legales, pudieran imponerse a causa de estos cruzamientos, conforme a los que deberá solicitarse, según los casos, autorización previa al organismo competente de la Administración para efectuar los mismos.

Las líneas de diferentes tensiones instaladas sobre apoyos comunes se considerarán como de tensión igual a la de la más elevada, a los efectos de explotación, conservación y seguridad, en relación con personas y cosas. En el caso de que una de ellas tenga los conductores desnudos se considerará, a los citados efectos, a la línea con cable aislado como si también fuese con conductores desnudos.

Se entiende que existe paralelismo cuando dos o más líneas próximas siguen sensiblemente la misma dirección, aunque no sean rigurosamente paralelas.

Para el pintado de color verde en los apoyos de las líneas aéreas de transporte de energía eléctrica de alta tensión o cualquier otro pintado que sirva de mimetización con el paisaje, el titular de la instalación deberá contar con la aceptación de los Organismos competentes en materia de misiones de aeronaves en vuelos a baja cota con fines humanitarios y de protección de la naturaleza.

6.3 Distancias de los conductores entre sí y entre éstos y los apoyos


La distancia entre los conductores y los apoyos será la adecuada para que, en las condiciones más desfavorables de entre las hipótesis contempladas en el apartado 4.4.3 de la presente instrucción, no sea posible el deterioro de los mismos, como consecuencia de los movimientos u oscilaciones que pudieran producirse, debidos al viento, hielo, etc.


Las distancias entre los conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos serán las indicadas en apartado 5.4.2 de la ITC-LAT 07. Los conductores recubiertos deberán mantener una distancia mínima entre sí de:

siendo:

F: La flecha en metros del tramo libre.

L: La longitud en metros de la cadena de suspensión, si la hubiere.

Dpp: La distancia mínima aérea especificada en el apartado 6.1

K: coeficiente en función del ángulo de oscilación según la tabla 16 de la ITC-LAT 07.

En cualquier caso, la distancia mínima entre conductores no será inferior a 0,2 metros.

6.4 Distancias mínimas al terreno

Tratándose de líneas cuya instalación esté prevista en pistas o estaciones de esquí y, en general, en zonas donde el nivel del terreno pueda aumentar como consecuencia de la acumulación de capa de nieve, las distancias que se definen a continuación se entenderán referidas al nivel del terreno, aumentado en el máximo espesor previsible para dicha capa.


Los cables unipolares aislados de AT aquí contemplados se instalarán sobre apoyos. Para los cables aislados reunidos en haz instalados sobre apoyos, la altura de los apoyos será tal que los conductores en la hipótesis de flecha máxima, queden situados a las siguientes alturas mínimas:

a. 5 metros sobre terrenos donde no se prevea la circulación rodada o de difícil acceso.

b. 6 metros sobre terrenos donde se prevea circulación rodada, excepto carreteras y ferrocarriles (ver apartados 6.7 a 6.9 de la presente instrucción).

c. 1 metro sobre la altura máxima de maquinaria o transporte de gran altura (h) expresada en metros, en zonas tales como: calles interiores de fábricas, granjas, explotaciones forestales y mineras y, en general, cualquier tipo de vía donde sea posible su circulación, con una altura mínima de 6 metros.


La altura de los apoyos será la necesaria para que los conductores, con su flecha máxima vertical, queden situados por encima de cualquier punto del terreno, camino o superficie de agua no navegable, a una altura mínima de 6 metros.

6.5 Distancias a otras líneas eléctricas aéreas de alta tensión

6.5.1 Cruzamiento con líneas aéreas de AT con conductores desnudos

En los cruzamientos con líneas aéreas de AT con conductores desnudos, la línea con cables unipolares aislados reunidos en haz, o con conductores recubiertos, se situará siempre a una altura inferior a la línea con conductores desnudos, sea cual fuere la tensión nominal de aquella.

En caso de que, por circunstancias singulares, sea preciso que la línea con cables unipolares aislados reunidos en haz, o con conductores recubiertos, cruce por

encima de la línea con conductores desnudos, será preciso recabar autorización expresa del organismo competente de la Administración, teniendo en consideración, para el cruce, todas las prescripciones indicadas en este apartado.

Se podrán fijar sobre el mismo apoyo las líneas que se cruzan. En este caso, se cumplirán las prescripciones especiales indicadas en el apartado 5.3 de la ITC-LAT 07 además de las mencionadas en el apartado 6.2 de esta instrucción. No se admitirá en esta circunstancia el empleo de apoyos de madera.

Se procurará que el cruce se efectúe en la proximidad de uno de los apoyos de la línea con conductores desnudos.

Para los cables unipolares aislados reunidos en haz, la distancia entre el cable y las partes más próximas del apoyo no será inferior a 1,5 m. La distancia mínima vertical a respetar entre ambas líneas será de 0,5 m para el cruzamiento con líneas con conductores desnudos de tensión nominal inferior o igual a 30 kV. En el cruzamiento con líneas con conductores desnudos de tensión nominal superior a 30 kV, serán de aplicación las distancias verticales indicadas en el apartado 5.6.1 de la ITC-LAT 07.

En el cruzamiento de líneas con conductores recubiertos y de líneas con conductores desnudos, se aplicará en su totalidad lo establecido en el apartado 5.6.1 de la ITC-LAT 07, con independencia de la tensión de la línea con conductor desnudo.

No se aplicará la prescripción b) del apartado 6.2 para este tipo de cruzamientos.

6.5.2 Paralelismo con líneas aéreas de AT con conductores desnudos

Se entiende que existe paralelismo cuando dos o más líneas próximas siguen sensiblemente la misma dirección, aunque no sean rigurosamente paralelas.

La distancia entre apoyos será la suficiente para que la influencia de las faltas a tierra de la línea aérea de AT con conductores desnudos no provoque perforaciones en el aislamiento de los cables de la línea aérea de AT con cables unipolares aislados reunidos en haz o con conductores recubiertos.

Las líneas con conductores recubiertos se consideran como si fuesen desnudas y cumplirán todo lo indicado en el apartado 5.6.2 de la ITC-LAT 07.

Siempre que sea posible, se evitará la construcción de líneas paralelas de transporte o de distribución de energía eléctrica, a distancias inferiores a 1,5 veces de altura del apoyo más alto, entre las trazas de los conductores más próximos. Se exceptúan de la anterior prescripción las zonas de acceso a centrales generadores y estaciones transformadoras.

En todo caso, en el paralelismo entre líneas con conductores desnudos de tensión nominal inferior o igual a 30 kV y líneas con cables unipolares aislados reunidos en haz, se mantendrá una distancia mínima de 0,5 m.

Para paralelismos con líneas de conductores desnudos de tensión nominal superior a 30 kV, se considerarán los cables unipolares aislados reunidos en haz como conductores desnudos, aplicándose lo indicado en el apartado 5.6.2 de la ITC-LAT 07.

Cuando se utilicen apoyos comunes, la línea con cable unipolar aislado reunido en haz, se situará siempre a nivel inferior que las líneas de conductores desnudos, de forma que la distancia mínima entre ambas sea la anteriormente mencionada.

6.5.3 Cruzamiento entre líneas aéreas de AT de conductores no desnudos

Cuando el cruce se efectúe entre líneas con cables unipolares aislados de AT reunidos en haz, la posición relativa de las mismas será indiferente. La distancia de cruce de las líneas será suficiente para impedir contactos que pudieran producir deterioro en los conductores. En caso de cruce entre un cable unipolar aislado reunido en haz y un conductor recubierto, el conductor recubierto se considerará como un conductor desnudo, aplicándose lo indicado en el apartado 6.5.l En el caso de cruzamiento de líneas con conductores recubiertos, la distancia mínima entre ellos será la indicada en el apartado 5.6.1 de la ITC-LAT 07.

6.5.4 Paralelismo entre líneas aéreas de AT de conductores no desnudos

Cuando el paralelismo sea entre líneas con cables unipolares aislados reunidos en haz, la distancia entre apoyos será la suficiente para que la influencia de las faltas a tierra en una de las líneas no provoque perforación en el aislamiento de las otras. No obstante, las líneas podrán situarse sobre apoyos comunes, teniendo en cuenta que el aislamiento de cualquiera de ellas deberá soportar las tensiones provocadas por la falta a tierra de una de las otras.

En el caso de paralelismo entre una línea con cable unipolar aislado reunido en hazy una línea con conductor recubierto, el conductor recubierto se considerará como un conductor desnudo, aplicándose lo indicado en el apartado 6.5.2.

En el caso de paralelismos de líneas con conductores recubiertos, la distancia mínima entre ellos será la indicada en el apartado 5.6.2 de la ITC-LAT 07.

6.6 Distancias a líneas eléctricas aéreas de baja tensión o a líneas aéreas de telecomunicación

6.6.1 Cruzamiento con líneas aéreas de BT o con líneas aéreas de telecomunicación

La línea de AT con cable unipolar aislado reunido en haz podrá cruzar indistintamente por encima o debajo de las líneas eléctricas de 8T y las líneas de telecomunicación, mientras que las líneas de AT con conductores recubiertos cruzarán por encima. No obstante, para líneas de AT con cable unipolar aislado reunido en haz en razón de la frecuencia previsible de manipulación, se recomienda que sea la de mayor tensión la que cruce por encima. El cruce se podrá realizar.

La distancia mínima de separación vertical en el punto de cruce para cruzamientos con líneas de 8T en las condiciones más desfavorables no será inferior a 0,5 metros, en caso de cables aislados reunidos en haz y de 1 metro, en caso de conductores recubiertos.

Cuando el cruce se realice con líneas de telecomunicación, los cables se situarán a una distancia mínima de separación vertical en el punto de cruce de 1 metro en caso de cables aislados reunidos en haz y de 1,5 metros en caso de conductores recubiertos.

6.6.2 Paralelismo con líneas aéreas de BT

Ambas líneas, las de BT y de AT, se podrán disponer sobre apoyos distintos o comunes.

En caso de discurrir por distintos apoyos, la separación mínima será como mínimo de 0,5 metros en caso de cables unipolares aislados de AT reunidos en haz y de 1 metro en caso de conductores recubiertos, considerando los conductores de ambas líneas en su máxima desviación posible, aplicando la hipótesis de viento.

Cuando se instalen en apoyos comunes, las líneas de baja tensión se situarán siempre a nivel inferior que las de alta tensión, y de forma que la distancia entre ambas, en las condiciones más desfavorables, sea de 0,5 metros en caso de cables aislados reunidos en haz, y de 1 metro, en caso de conductores recubiertos. El aislamiento entre ambas líneas deberá estar dimensionado para soportar la influencia de las faltas a tierra de la línea de alta tensión.

6.6.3 Paralelismo con líneas aéreas de telecomunicación

La distancia mínima a adoptar será de 1 metro en caso de cables unipolares aislados reunidos en hazy de 1,5 metros en caso de conductores recubiertos, y en cualquier caso la especificada por el órgano competente de la Administración.

Podrán instalarse líneas de telecomunicación sobre los apoyos de líneas eléctricas, siempre que los elementos que se conecten a la línea de telecomunicación estén debidamente protegidos contra sobretensiones que puedan producirse por inducción o contacto accidental entre los conductores de una y otra línea, de tal manera que se descarte todo peligro para las personas y las cosas.

6.7 Distancias a carreteras

Es aplicable el apartado 5.7 de la ITC-LAT 07

6.7.1 Cruzamiento con carreteras


La distancia mínima vertical de los cables unipolares aislados reunidos en haz, o de los conductores recubiertos sobre la rasante de la carretera, será de 7 metros.

6.7.2 Paralelismo con carreteras

Se cumplirá con lo indicado para líneas aéreas de alta tensión con conductores desnudos en los apartados 5.7 de la ITC-LAT 07.

6.8 Distancias a ferrocarriles sin electrificar

Es aplicable lo indicado en el apartado 5.8 de la ITC-LAT 07 .

6.8.1 Cruzamiento con ferrocarriles sin electrificar

Son de aplicación las prescripciones especiales definidas en el apartado 6.2. La distancia mínima vertical de los cables unipolares aislados reunidos en haz o de los conductores recubiertos sobre las cabezas de carriles de los ferrocarriles sin electrificar será de 7 metros.

6.8.2 Paralelismo con ferrocarriles sin electrificar


6.9 Distancias a ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses

Es aplicable lo indicado en el apartado 5.9 de la ITC-LAT 07.

6.9.1 Cruzamientos


En el cruzamiento entre líneas eléctricas con cables unipolares aislados reunidos en haz o con conductores recubiertos y los ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses, la distancia mínima vertical de los conductores de la línea eléctrica sobre el conductor más alto de las líneas de energía eléctrica, telefónica y telegráfica del ferrocarril será de 4 metros.

6.9.2 Paralelismos


6.10 Distancias a teleféricos y cables transportadores

6.10.1 Cruzamientos


El cruce de una línea eléctrica con teleféricos o cables transportadores deberá efectuarse siempre superiormente, salvo casos razonadamente muy justificados que expresamente se autoricen.

La distancia mínima vertical entre los cables y conductores de la línea eléctrica, con su máxima flecha vertical, y la parte más elevada del teleférico, teniendo en cuenta las oscilaciones de los cables del mismo durante su explotación normal y la posible sobre elevación que pueda alcanzar por reducción de carga en caso de accidente, será de 5 metros.

La distancia horizontal entre la parte más próxima del teleférico y los apoyos de la línea eléctrica en el vano de cruce será, como mínimo, la que se obtenga de la fórmula anteriormente indicada. El teleférico deberá ser puesto a tierra en dos puntos, uno a cada lado del cruce, de acuerdo con las prescripciones del apartado 7. de la ITC-LAT 07.

6.10.2 Paralelismos

Se cumplirá lo indicado para líneas aéreas de alta tensión con conductores desnudos en los apartados 5.10 de la ITC-LAT 07.

6.11 Distancias a ríos y canales, navegables o flotables


6.11.1 Cruzamientos



6.11.2 Paralelismos

Se cumplirá lo indicado para líneas aéreas de alta tensión con conductores desnudos en el apartado 5.11 de la ITC-LAT 07.

6.12 Distancias a antenas receptoras de radio, televisión y pararrayos

Se deberá mantener como mínimo una distancia de 1 metro para cables unipolares aislados reunidos en haz y de 1,5 metros para los conductores recubiertos en las condiciones más desfavorables, con respecto al pararrayos o a la antena en sí, sus tirantes o conductores de bajada, cuando no estén protegidas de manera que se evite cualquier posible contacto o roce accidental.

Queda prohibida la utilización de los apoyos de sustentación de líneas con cable unipolar aislado de AT reunido en haz, para la fijación sobre las mismas de las antenas de radio o televisión, así como de los tirantes de las mismas.

6.13 Paso por zonas

6.13.1 Bosques, árboles y masas de arbolado

Para los cables unipolares aislados reunidos en haz, no será necesaria ninguna prescripción especial en el paso por bosques, árboles y masas de arbolado, salvo las que puedan afectar a la propia integridad del cable.

Para los conductores recubiertos, para evitar las interrupciones del servicio y los posibles incendios producidos por el contacto de ramas o troncos de árboles con los conductores, deberá establecerse, mediante la indemnización correspondiente, una zona de corte de arbolado a ambos lados de la línea, manteniéndose como mínimo una distancia desde cualquier conductor en reposo a la masa de arbolado de 2 metros para líneas tensión nominal de 30 kV y de 1,5 metros para líneas de tensión nominal menor o igual de 20 kV.

Igualmente deberán ser cortados todos aquellos árboles que constituyen un peligro para la conservación de la línea, entendiéndose como tales los que, por inclinación o caída fortuita o provocada, puedan alcanzar los conductores en su posición normal, en la hipótesis de temperatura b) del apartado 3.2.3 de la ITC-LAT 07.

El responsable de la explotación de la línea estará obligado a garantizar que la distancia de seguridad entre los conductores de la línea y la masa de arbolado dentro de la zona de servidumbre de paso satisface las distancias anteriores, estando obligado el propietario de los terrenos a permitir la realización de tales actividades. Asimismo, comunicará al órgano competente de la administración las masas de arbolado excluidas de zona de servidumbre de paso que pudieran comprometer las distancias de seguridad establecida en este reglamento.

Conforme a lo establecido en el RD 1955/2000, de 1 de diciembre, para las líneas eléctricas aéreas, queda limitada la plantación de árboles en la franja definida por la servidumbre de vuelo, incrementada con las distancias mínimas de seguridad a ambos lados de la proyección.

6.13.2 Edificios, construcciones y zonas urbanas

Para los conductores recubiertos, se aplicará, a este respecto, lo especificado en el apartado 5.12.2 de la ITC-LAT 07.

6.14 Proximidad a aeropuertos

Las líneas eléctricas de AT con cable unipolar aislado reunido en haz, o con conductor recubierto, que hayan de construirse en la proximidad de los aeropuertos, aeródromos, helipuertos e instalaciones de ayuda a la navegación aérea deberán ajustarse, además de a las prescripciones anteriormente expuestas, a lo especificado en la legislación y disposiciones vigentes en la materia que correspondan.

7. PROTECCIONES

7.1 Protección contra sobreintensidades


7.1.1 Protección contra cortocircuitos

Es aplicable lo indicado en el apartado 7.1.1 de la ITC-LAT 06, teniendo en cuenta que las corrientes cortocircuito máximas admisibles en los conductores y pantallas se especifican en el apartado 5.1 de esta instrucción.

7.1.2 Protecciones contra sobrecargas


7.1.3 Protección contra esfuerzos electrodinám icos

Los elementos de sujeción de los cables aislados dispuestos en haz estarán dimensionados para soportar los esfuerzos electrodinámicos. Se emplearán sujeciones en los puntos de amarre de los fiadores, en los finales de línea y en las proximidades de los empalmes.

7.2 Protección contra sobretensiones

Las instalaciones realizadas con cables unipolares aislados de Al reunidos en haz deberán protegerse contra las sobretensiones peligrosas, tanto de origen interno como de origen atmosférico. Para ello se seguirá lo indicado en el apartado 7.2 de la ITC-LAT 06.

Para líneas aéreas con cables unipolares aislados como criterio general, se asegurará la protección del cable mediante la instalación de pararrayos en los extremos de cada cable unipolar. Asimismo, en caso de tramos de cables aislados insertados en las líneas aéreas desnudas, deberá instalarse pararrayos en las proximidades de los terminales de los cables.

8. DERIVACIONES Y SECCIONAMIENTO

El presente capítulo aplica exclusivamente a las líneas eléctricas con cables unipolares aislados reunidos en haz. Para los conductores recubiertos se aplicará lo indicado a este respecto en la instrucción correspondiente a líneas aéreas con conductores desnudos.

8.1 Derivaciones

En el diseño y ejecución de las derivaciones de los cables unipolares aislados reunidos en haz serán aplicables las consideraciones siguientes, además de las expuestas en el capítulo 3.

Las derivaciones de líneas se efectuarán siempre en un apoyo. En el cálculo de dicho apoyo se tendrán en cuenta las cargas adicionales más desfavorables que sobre el mismo introduzca la línea derivada, reemplazándose, en caso necesario, según los esfuerzos resultantes, el apoyo de la línea principal para mejorar sus características resistentes.

No obstante, cuando desde un cable unipolar aislado reunido en haz haya de alimentarse un centro de transformación de tipo caseta, se recomienda la instalación de celdas de seccionamiento para entrada y salida de cable, en el mismo centro de transformación a alimentar o en un local independiente.

8.1.1 Desde una línea aérea de alta tensión con cable aislado reunido en haz

La derivación se efectuará mediante conexiones de los conductores de fase que no estén sometidas a esfuerzos mecánicos y de características eléctricas adecuadas al aislamiento de los cables. Es recomendable la formación de un bucle en la parte superior del apoyo que permita la instalación de los empalmes sobre soporte y evite someterlo a esfuerzos de tracción. Con el mismo fin, se recomienda el empleo de dispositivos que eviten el deslizamiento de los conductores de fase sobre el fiador.

Para ello se efectuarán anclajes de los fiadores a ambos lados del apoyo, situándose éstos preferentemente por encima del bucle así formado.

Se preverán dispositivos adecuados para la puesta a tierra de los elementos que proceda (pantallas de los cables, fiadores, herrajes).

8.1.2 Desde una línea aérea con conductores desnudos

La derivación se efectuará con terminales de características eléctricas adecuadas al aislamiento del cable, mediante procedimiento análogo a una conversión aéreo -subterránea, conductor desnudo -cable Al con aislamiento seco. Las conexiones se realizarán, en cualquier caso, sobre conductores que no estén sometidos a esfuerzos mecánicos.

Deberán preverse los dispositivos para la puesta a tierra de los elementos que proceda (pantallas de los cables, pararrayos, fiador, herrajes).

8.2 Seccionamiento de líneas

En las derivaciones de líneas propias de la misma compañía suministradora, no será necesaria la instalación de seccionadores en el caso de que en la explotación del conjunto línea principal -línea derivada no sea ventajoso el seccionamiento. En los demás casos, deberá instalarse un seccionamiento en el arranque de la línea derivada.

En las derivaciones para otras empresas o particulares, en que no haya acuerdo sobre la disposición del enganche, el órgano competente de la Administración resolverá sobre la cuestión planteada.

8.2.1 Aparamenta de seccionamiento

Se incluyen aquí los seccionadores y cortacircuitos fusibles de expulsión seccionadores, cuya maniobra, atendiendo a criterios de explotación, calidad de servicio, etc., puede efectuarse o no bajo carga.

Se admite la maniobra de estos aparatos con pértigas de accionamiento provistas de cámara para interrupción en carga, siendo en estos casos aplicable, en cuanto a

características, además de las exigidas por la normativa referente a seccionadores, las relativas a interruptores.

Las disposiciones de estos aparatos y la posibilidad, o no, de efectuar maniobras de acoplamiento se indicará con toda claridad en la documentación técnica que el solicitante ha de presentar en el correspondiente proyecto.

Con carácter general, se establecen las siguientes pautas además de las indicadas en las instrucciones aplicables del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

a. Las características nominales de la aparamenta serán adecuadas a las de la red en que esté prevista su instalación. Sus contactos estarán dimensionados para una intensidad mínima de paso de 200 A

b. La aparamenta prevista para la instalación en exterior se dispondrá de modo que las partes que en servicio se encuentren bajo tensión y no estén protegidas contra contactos accidentales se sitúen a una altura sobre el suelo superior a 5 metros, de modo que sean inaccesibles para personas ajenas al servicio.

c. Su accionamiento estará concebido de modo que pueda bloquearse en una o ambas posiciones o bien de forma que requiera la utilización de herramientas especiales y, por tanto, su cierre no sea normalmente factible a personas ajenas al servicio. En su montaje se evitará que se produzca el cierre por gravedad.

d. Se admitirá un único dispositivo de corte para la maniobra de la alimentación común de varios transformadores cuando la suma de las potencias nominales de los mismos no sea superior a 400 kVA

e. En los casos en que la línea pueda tener alimentación por sus dos extremos se instalarán dispositivos de corte a ambos lados de la misma.

f. En aquellos casos en que el abonado o solicitante de la derivación posea fuentes propias de producción de energía eléctrica, serán de aplicación las prescripciones al respecto según la legislación vigente en la materia.

8.2.2 Interruptor automático

En el caso en que por razones de la explotación del sistema fuera aconsejable la instalación de un interruptor automático en el arranque de la derivación, su instalación y características atenderán a lo dispuesto en las instrucciones aplicables Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

8.3 Conversiones aéreo-subterráneas

Se aplicará lo indicado al respecto en el apartado 4.7 de la ITC-LAT 06.


Para la puesta a tierra de apoyos, herrajes, aparatos de maniobra, transformadores, pararrayos y armarios metálicos, se seguirá lo indicado en el apartado 7 de la ITC-LAT 07.

Para los cables unipolares aislados reunidos en haz, con el fin de evacuar las corrientes capacitivas y, en su caso, las corrientes de defecto a tierra, se establecerá, con carácter general, una conexión entre las pantallas, fiador, herrajes, apoyos, en su caso, y el sistema de puesta a tierra. Además, serán de aplicación los siguientes criterios de diseño:

a. La continuidad eléctrica del fiador quedará asegurada a lo largo de toda la línea.

b. Coincidiendo siempre con la fijación del cable fiador, se realizará la puesta a tierra de apoyos, fiador y herrajes, para los apoyos que soporten conexiones o derivaciones.

c. Para las puestas a tierra de las pantallas metálicas de los cables, se aplicará lo indicado al respecto en el apartado 4.9 de la ITC-LAT 06.


Es aplicable lo indicado en el apartado 8 de la ITC-LAT 06.


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Instrucción Técnica Complementaria ITC-LAT 09 ANTEPROYECTOS Y PROYECTOS

O. ÍNDICE


2. ANTEPROYECTO

3. PROYECTO DE EJECUCiÓN

4. PROYECTO DE AMPLIACiÓN O MODIFICACiÓN

5. PROYECTOS TIPO


Para la elaboración de los anteproyectos y proyectos se utilizarán, como guía, las consideraciones indicadas en la norma UNE 157001.

2. ANTEPROYECTO

2.1 Finalidad

El anteproyecto de una línea de alta tensión podré utilizarse para la tramitación de la correspondiente autorización por parte del órgano competente de laAdministración, caso de que el solicitante estime la necesidad de su presentación con anterioridad a la preparación del proyecto de ejecución.

2.2 Documentos que comprende

El anteproyecto de una línea de alta tensión constará, en general, al menos de los documentos siguientes:

a. Memoria;b. Presupuesto;c. Planos.

2.2.1 Memoria

El documento "Memoria" deberá incluir:

a. Justificación de la necesidad de la línea.b. Indicación del emplazamiento de la línea, señalando origen, recorrido y final

de la misma.c. Descripción del conjunto de la instalación con indicación de las

características principales de la misma, señalando que se cumplirá lo preceptuado en la Reglamentación que la afecte.

d. Cronograma previsto de ejecución de la línea.e. Relación de normas de la ITC-LAT 02 y especificaciones particulares de

empresa suministradoras aprobadas aplicables.

2.2.2 Presupuesto

El documento "Presupuesto" deberá contener una valoración estimada de los elementos de la línea.

2.2.3 Planos

El documento "Planos" deberá incluir un plano de situación a escala suficiente para que el emplazamiento de la línea quede perfectamente definido, con inclusión de cuantos datos o coordenadas de la línea, respecto a puntos singulares, perm ita su situación de forma precisa en el terreno.

3. PROYECTO DE EJECUCiÓN

3.1 Finalidad

El proyecto de ejecución de una línea de alta tensión tiene por finalidad la tramitación de la correspondiente autorización por parte del órgano com petente de la Administración y sirve, asimismo, como documento básico para la realización de la obra. Por ello, contendrá los datos necesarios para que la instalación quede definida técnica y económicamente, de forma tal que pueda ser ejecutada bajo la dirección de un técnico competente, igualo distinto al autor del mismo.

3.2 Directrices

Las directrices fundamentales para la redacción del proyecto de ejecución son las siguientes:

a. Exponer la finalidad de la línea eléctrica, justificando su necesidad o conveniencia.

b. Describir y definir el conjunto de la instalación, sus elementos integrantes y las características de funcionamiento.

c. Evidenciar el cumplimiento de las prescripciones técnicas impuestas por el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, por las normas de la ITC-LAT 02 y especificaciones particulares de empresa suministradora aprobadas que sean de aplicación.

d. Valorar claramente el conjunto de la instalación y el de aquellos tramos de la instalación en los que, de acuerdo con la legislación vigente, deban intervenir diferentes organismos de la Administración afectados.

3.3 Documentos que comprende

El proyecto de ejecución constaré, en general, de los documentos siguientes:

a. Memoria;b. Pliego de condiciones técnicas;c. Presupuesto;d. Planos;e. Estudio de seguridad y salud.

Para la tramitación de la autorización administrativa, no seré exigible la presentación del pliego de condiciones técnicas.

3.3.1 Memoria

En la "Memoria" se expondrán todas las explicaciones e informaciones precisas para la correcta dirección de la obra, e incluiré los célculos justificativos, debiendo incluir preceptivamente:

a. Justificación de la necesidad de la línea.b. Indicación del emplazamiento de la línea.c. Descripción del trazado de la línea, indicando las provincias y términos

municipales afectados.d. Descripción de la línea a establecer, señalando sus características generales

así como las de los principales elementos que se prevea utilizar.e. Los célculos eléctricos, que incluirén, al menos, los parémetros eléctricos de

la línea y el estudio de las caídas de tensión y pérdida de potencia.f. Para líneas aéreas, los célculos mecénicos que justifiquen que el conjunto de

la línea y sus elementos cumplen los requisitos reglamentarios, en especial en cruzamientos, paralelismos, pasos y demés situaciones reguladas por el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias.

g. La relación de cruzamientos, paralelismos y demés situaciones reguladas por el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias, con los datos necesarios para su localización e identificación del propietario, entidad u órgano afectado.

h. Anexo de afecciones con la relación de bienes y derechos afectados por la línea, a efectos de la declaración de utilidad pública y posibles expropiaciones.

Cuando el proyectista proponga soluciones que no cumplan exactamente las prescripciones expuestas en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias, deberé efectuarse justificación detallada de la solución propuesta.

3.3.2 Pliego de Condiciones Técnicas

El "Pliego de CondicionesTécnicas" contendré la información necesaria para definir los materiales, aparatos, equipos y especificaciones para el correcto montaje.

3.3.3 Presupuesto

El documento "Presupuesto" deberé constar de:

a. Mediciones.b. Presupuestos de las partidas principales de la línea, en los que se

relacionarén, mediante valoración estimada, los elementos y equipos de la línea que va a realizarse y, en su caso, aquellas partes que se encuentren sometidos a la intervención de los diversos organismos afectados, obteniéndose de modo justificativo, para cada uno de ellos, el im porte correspondiente.

c. Presupuesto general, resumen de los presupuestos de las partidas principales, en el que se indicarén los precios unitarios de los diferentes elementos que componen la instalación y el importe total de la misma.

3.3.4 Planos

El documento "Planos" deberé contener:

a. Plano de situación, a escala suficiente para que el emplazamiento de la línea quede perfectamente definido, incluyendo datos y cotas topográficas de puntos singulares de la línea en relación con puntos de los alrededores, con el objeto de situar la línea sobre el terreno de forma precisa;

b. Para líneas aéreas:

b.1 El perfil longitudinal y la planta, a escalas mínimas horizontal 1: 2000 y vertical 1: 500, situándose en la planta todos los servicios que existen en una franja de 50 metros de anchura a cada lado del eje de la línea, tales como carreteras, ferrocarriles, cursos de agua, líneas eléctricas y de telecomunicación, etc., señalando explícita y numéricamente, para cada uno de ellos, el cumplimiento de las separaciones mínimas que se imponen. Se indicaré la situación y numeración de los apoyos, su tipo y sistema de fijación de los conductores, la escala kilométrica, las longitudes de los vanos, éngulos de trazado, numeración de las parcelas, límites de provincias y términos municipales y la altitud de los principales puntos del perfil sobre el plano de comparación;

b.2 Los planos de cada tipo de apoyo y cimentación a escala conveniente;

b.3 Los planos de aisladores, herrajes, tomas de tierra o de los distintos conjuntos utilizados, a escalas convenientes.

c. el Para líneas subterráneas:

c.1 Plano de planta a escala mínima 1: 1000, situándose en planta todos los servicios que existan en el ancho de la franja de terreno ocupada por la canalización ampliando en un mínimo de la mitad de anchura de canalización, a cada lado de la misma.

c.2 Los planos de detalle de cruzamientos, paralelismos, pasos y demás situaciones reguladas en el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias, señalando para cada uno de ellos el cumplimiento de las separaciones mínimas establecidas.

c.3 Cuando proceda, esquema del tipo de conexionado de las pantallas de los cables aislados.

3.3.5 Estudio de Seguridad y Salud

El "Estudio de Seguridad y Salud" cumplirá con los requisitos establecidos por la reglamentación aplicable en materia de prevención de riesgos laborales.

4. PROYECTO DE AMPLIACIÓN O MODIFICACiÓN

Según lo establecido en el artículo 115 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, la ampliación o modificación de la línea requiere la aprobación del proyecto de ejecución. A tales efectos, no se consideran ampliaciones ni modificaciones:

a. Las que no provocan cambios de servidumbre sobre el trazado.b. Las que, aun provocando cambios de servidumbre sin modificación del

trazado, se hayan realizado de mutuo acuerdo con los afectados, según lo establecido en el artículo 151 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.

c. Las que impliquen la sustitución de apoyos o conductores por deterioro o rotura, siempre que se mantengan las condiciones del proyecto original.

Para los casos anteriormente citados, no se precisará autorización administrativa, ni presentación de proyecto. Sin embargo, al menos anualmente, se enviará al órgano competente de la Administración, una relación de todas estas actuaciones que reflejen el estado final de la línea.

5. PROYECTOS TIPO DE INSTALACIONES

Cuando las empresas eléctricas dispongan de proyectos tipo para determinadas líneas, que son manuales técnicos que establecen y justifican todos los datos técnicos necesarios para el diseño, cálculo y valoración de unidades constructivas de las líneas a las que se refiere el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias, el proyecto de ejecución de dichas líneas complementará al proyecto tipo en todos los aspectos particulares de la línea a construir.

El proyecto tipo contendrá al menos las siguientes partes:

a. Memoria justificativa de los procedimientos de cálculo empleados para cumplir las condiciones reglamentarias.

b. Programa informático para obtener las tablas de cálculo correspondientes a la línea concreta que se estudia.

c. Pliego de Condiciones.d. Presupuesto de base para ser completado por el proyectista para cada línea

en particular.e. Relación de planos a incluir en cada proyecto de una línea.f. Normas de prevención de riesgos laborales y de protección del medio

ambiente a desarrollar en cada caso.

ELECTRICIDAD. ALTA Y BAJA TENSIÓN

REAL DECRETO 1955/2000, de 1 de diciembre,por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,

comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Modificado según

Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico.

REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

REAL DECRETO 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007.

REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril, , por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica.

REAL DECRETO 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.

ÍNDICE

TÍTULO I. DISPOSICIONES GENERALES.Artículo 1. Objeto.Artículo 2. Régimen de actividades.Artículo 3. Actividades en territorios insulares y extrapeninsulares.

TÍTULO II. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA.CAPÍTULO I. ACTIVIDAD DE TRANSPORTE, RED DE TRANSPORTE, GESTOR DE LA RED.Artículo 4. Actividad de transporte.Artículo 5. Red de transporte.Artículo 6. Operador del sistema y gestor de la red de transporte.Artículo 7. Derechos y obligaciones de los transportistas.

CAPÍTULO II. PLANIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE.Artículo 8. Planificación.Artículo 9. Principios generales.Artículo 10. Fases de la planificación del transporte de energía eléctrica.Artículo 11. Elaboración de las propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.Artículo 12. Contenido de las propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.Artículo 13. Elaboración del plan de desarrollo.Artículo 14. Programa anual de instalaciones de la red de transporte.Artículo 15. Actuaciones excepcionales.Artículo 16. Informes sobre la evolución del sistema a largo plazo.

CAPÍTULO III. REQUISITOS TÉCNICOS, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Artículo 17. Equipamiento de las instalaciones.Artículo 18. Mantenimiento, maniobra y operación de las instalaciones de transporte.

CAPÍTULO IV. CALIDAD DE SERVICIO EN LA RED DE TRANSPORTE.Artículo 19. Ámbito de aplicación y contenido de la calidad del servicio en la red de transporte de energía eléctrica.Artículo 20. Continuidad del suministro de energía eléctrica.Artículo 21. Calidad del producto.Artículo 22. Indisponibilidades programadas de las instalaciones de transporte y producciónArtículo 23. Condiciones de entrega de la energía eléctrica.Artículo 24. Calidad de suministro en los puntos frontera.Artículo 25. Calidad individual por instalación.Artículo 26. Calidad globalArtículo 27. Consecuencias del incumplimiento de la calidad de servicio.Artículo 28. Información sobre la calidad de servicio.Artículo 29. Perturbaciones provocadas por instalaciones conectadas a la red de transporte.

CAPÍTULO V. INSTALACIONES DE CONEXIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN Y DE CONSUMIDORES A LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN.Artículo 30. Instalaciones de conexión de centrales de generación.Artículo 31. Instalaciones de conexión de consumidores.Artículo 32. Desarrollo de las instalaciones de conexión.

CAPÍTULO VI. PÉRDIDAS EN LA RED DE TRANSPORTE.Artículo 33. Definición de las pérdidas en la red de transporte.Artículo 34. Responsabilidad sobre las pérdidas de transporte.Artículo 35. Metodología de asignación de las pérdidas de transporte.

TÍTULO III. DISTRIBUCIÓN.CAPÍTULO I. ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN, GESTORES DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS.Artículo 36. Actividad de distribución.Artículo 37. Requisitos de los sujetos para el ejercicio de la actividad de distribución.Artículo 38. Redes de distribución.Artículo 39. Zonas eléctricas de distribución.Artículo 40. Gestores de las redes de distribución.Artículo 41. Obligaciones y derechos de las empresas distribuidoras.Artículo 42. Equipamiento de las instalaciones.

CAPÍTULO II. ACOMETIDAS ELÉCTRICAS Y DEMÁS ACTUACIONES NECESARIAS PARA ATENDER EL SUMINISTRO.Artículo 43. Objeto y ámbito de aplicación.Artículo 44. Derechos de acometidaArtículo 45. Criterios para la determinación de los derechos de extensión.Artículo 46. Potencia y tensión del suministro.Artículo 47. Cuotas de extensión y de acceso.Artículo 48. Suministros especiales.Artículo 49. Vigencia de los derechos de acometida.Artículo 50. Derechos de enganche y verificación.Artículo 51. Actualización de importes.

TÍTULO IV. ACCESO A LAS REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN.LÍNEAS DIRECTASCAPÍTULO I. ACCESO Y CONEXIÓN A LA RED DE TRANSPORTE.Artículo 52. Derecho de acceso a la red de transporte.Artículo 53. Acceso a la red de transporte.Artículo 54. Realización de instalaciones y refuerzos de la red de transporte derivadas de solicitudes de acceso.Artículo 55. Capacidad de acceso a la red de transporte.Artículo 56. Limitaciones a la utilización del acceso a la red de transporte.Artículo 57. Conexión a la red de transporte.Artículo 58. Contratos técnicos de acceso a la red de transporte.Artículo 59. Contratos económicos de acceso a la red de transporte.Artículo 59 (bis). Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de transporte de nuevas instalaciones de producción en régimen especial.

CAPÍTULO II. ACCESO Y CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN.Artículo 60. Derecho de acceso a la red de distribución.Artículo 61. Acceso de los consumidores a la red de distribución.Artículo 62. Procedimiento de acceso a la red de distribución.Artículo 63. Acceso a la red de distribución de consumidores y generadores con influencia en la red de transporte.Artículo 64. Capacidad de acceso a la red de distribución.Artículo 65. Limitaciones a la utilización del acceso a la red de distribución.Artículo 66. Conexión a las redes de distribución.

CAPÍTULO III. LÍNEAS DIRECTAS.Artículo 67. Línea directa.Artículo 68. Instalación de líneas directas.Artículo 69. Utilización de las líneas directas y relación con las redes de transporte o distribución.

TÍTULO V. ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS.CAPÍTULO I. ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN.Artículo 70. Definición.Artículo 71. Derechos y obligaciones de los comercializadores.Artículo 72. Competencia para la autorización de la actividad de comercialización.Artículo 73. Requisitos necesarios para realizar la actividad de comercialización.Artículo 74. Caducidad de la autorización.

CAPÍTULO II. CONSUMIDORES CUALIFICADOS.Artículo 75. Definición.Artículo 76. Punto de suministro e instalación.Artículo 77. Consumo de energía eléctrica.Artículo 78. Acreditación de la condición de consumidor cualificado.

TÍTULO VI. SUMINISTRO.CAPÍTULO I. CONTRATOS DE SUMINISTRO A TARIFA Y DE ACCESO A LAS REDES. SUSPENSIÓN DEL SUMINISTRO. EQUIPOS DE MEDIDASECCIÓN I. CONTRATOS DE SUMINISTRO TARIFA Y DE ACCESO LAS REDES.

Artículo 79. Condiciones generales.Artículo 80. Condiciones del contrato de suministro a tarifa.Artículo 81. Condiciones del contrato de acceso a las redes.

SECCIÓN II. FACTURACIÓN DEL SUMINISTRO A TARIFA Y DEL ACCESO LAS REDES.Artículo 82. Facturación del suministro a tarifa y del acceso a las redes.

SECCIÓN III. TRASPASO Y SUBROGACIÓN DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO TARIFA Y DE ACCESO LAS REDES.Artículo 83. Traspaso y subrogación de los contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes.

SECCIÓN IV. PAGO Y SUSPENSIÓN DEL SUMINISTRO.Artículo 84. Período de pago e intereses de demora de los contratos de suministro a tarifa.Artículo 85. Suspensión del suministro a tarifa por impago.Artículo 86. Suspensión del suministro a los consumidores y sujetos cualificados.Artículo 87. Otras causas de la suspensión del suministro.Artículo 88. Gastos por desconexión y reconexión.Artículo 89. Servicios declarados esenciales.

SECCIÓN V. RESOLUCIÓN DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO A TARIFA Y DE ACCESO A LAS REDES.Artículo 90. Resolución de los contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes.Artículo 91. Otras causas de resolución de los contratos.

SECCIÓN VI. MEDIDA Y CONTROL.Artículo 92. Control de la potencia contratada.Artículo 93. Instalación de equipos de medida y control.Artículo 94. Equipos instalados.Artículo 95. Lectura de los suministros.Artículo 96. Comprobación de los equipos de medida y control.Artículo 97. Cambio de características de la energía.

SECCIÓN VII. RECLAMACIONES.Artículo 98. Reclamaciones.

CAPÍTULO II. CALIDAD DE SERVICIO.Artículo 99. Concepto, contenido y extensión de la calidad de servicio.Artículo 100. Definiciones.Artículo 101. Continuidad del suministro.Artículo 102. Calidad del producto.Artículo 103. Calidad de la atención al consumidor.Artículo 104. Cumplimiento de la calidad de suministro individualArtículo 105. Consecuencias del incumplimiento de la calidad de servicio individual.Artículo 106. Calidad zonalArtículo 107. Consecuencias del incumplimiento de la calidad zonal.Artículo 108. Información sobre la calidad de servicio.Artículo 109. Responsabilidades en el cumplimiento de la calidad.Artículo 110. Perturbaciones provocadas e inducidas por instalaciones receptoras.

CAPÍTULO III. MEDIDAS DE PROTECCIÓN AL CONSUMIDOR.Artículo 110 bis. Información al consumidor sobre el origen de la electricidad consumida y su impacto sobre el medio ambiente.Artículo 110 ter. Requisitos mínimos de los contratos suscritos con clientes domésticos.

TÍTULO VII. PROCEDIMIENTOS DE AUTORIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN.CAPÍTULO I. DISPOSICIONES GENERALES.Artículo 111. Objeto.Artículo 112. Coordinación con planes urbanísticos.Artículo 113. Órganos competentes.Artículo 114. Informe de la Dirección General de Política Energética y Minas.CAPÍTULO II. AUTORIZACIONES PARA LA CONSTRUCCIÓN, MODIFICACIÓN AMPLIACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE INSTALACIONES.Artículo 115. Necesidad de autorización.Artículo 116. Coste asociado a las nuevas instalaciones autorizadas de transporte.Artículo 117. Resolución sobre determinación de la forma de autorización de las nuevas instalaciones de transporte.Artículo 118. Autorización de instalaciones de transporte de forma directa.Artículo 119. Autorización de instalaciones de transporte mediante procedimiento de concurrencia.Artículo 120. Solicitudes de autorización.Artículo 121. Capacidad del solicitante.SECCIÓN I. AUTORIZACIÓN ADMINISTRATIVA.Artículo 122. Presentación de solicitud de autorización administrativa.Artículo 123. Contenido de la solicitud de autorización administrativa.Artículo 124. Trámites de evaluación de impacto ambiental.Artículo 125. Información pública.Artículo 126. Alegaciones.Artículo 127. Información a otras Administraciones públicas.Artículo 128. Resolución.Artículo 129. Ocupación del dominio público marítimo-terrestre.

SECCIÓN II. APROBACIÓN DE PROYECTO DE EJECUCIÓN.

Artículo 130. Solicitud.Artículo 131. Condicionados y aprobación de proyecto.

SECCIÓN III. AUTORIZACIÓN DE EXPLOTACION.Artículo 132. Acta de puesta en servicio.

CAPÍTULO III. AUTORIZACIÓN DE TRANSMISIÓN DE INSTALACIONES.Artículo 133. Solicitud.Artículo 134. Resolución.

CAPÍTULO IV. AUTORIZACIÓN DE CIERRE DE INSTALACIONES.Artículo 135. Solicitud.Artículo 136. Procedimiento.Artículo 137. Informe previo.Artículo 138. Resolución.Artículo 139. Acta de cierre.

CAPÍTULO V. EXPROPIACIÓN Y SERVIDUMBRES.SECCIÓN I. DISPOSICIONES GENERALES.Artículo 140. Utilidad pública.Artículo 141. Líneas directas.Artículo 142. Recursos.

SECCIÓN II. PROCEDIMIENTO DE EXPROPIACION.Artículo 143. Solicitud de la declaración de utilidad pública.Artículo 144. Información pública.Artículo 145. Alegaciones.Artículo 146. Información a otras Administraciones públicas.Artículo 147. Oposición u objeción.Artículo 148. Resolución.Artículo 149. Efectos.Artículo 150. Procedimiento de expropiación.Artículo 151. Adquisición por mutuo acuerdo.Artículo 152. Expropiación a instancia del dueño del predio sirviente.Artículo 153. Modificación de la servidumbre a instancia del dueño del predio sirviente.Artículo 154. Variación del tendido de la línea como consecuencia de proyectos o planes aprobados por la Administración.Artículo 155. Causas de extinción de la servidumbre de paso.Artículo 156. Determinación del justo precio y pago.

SECCIÓN III. ALCANCE Y LÍMITES DE LA EXPROPIACION.Artículo 157. Alcance de la servidumbre de paso de energía eléctrica.Artículo 158. Servidumbre de paso aéreo de energía eléctrica.Artículo 159. Servidumbre de paso subterráneo de energía eléctrica.Artículo 160. Condiciones de seguridad.Artículo 161. Limitaciones a la constitución de servidumbre de paso.Artículo 162. Relaciones civiles.

CAPÍTULO VI. REVISIONES E INSPECCIONES.Artículo 163. Revisiones periódicas.Artículo 164. Inspecciones.

TÍTULO VIII. REGISTROS ADMINISTRATIVOS.CAPÍTULO I. DISPOSICIONES GENERALES.Artículo 165. Registros administrativos.Artículo 166. Tratamiento de los datos.Artículo 167. Cancelación de las inscripciones.

CAPÍTULO II. REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Artículo 168. Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.SECCIÓN I. SECCIÓN PRIMERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Artículo 169. Sección primera: instalaciones de producción en régimen ordinario.Artículo 170. Inscripción previa.Artículo 171. Inscripción definitiva.Artículo 172. Notificaciones.Artículo 173. Actualización de datos.Artículo 174. Número de identificación en el registro.

SECCIÓN II. SECCIÓN SEGUNDA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Artículo 175. Sección segunda: instalaciones de producción en régimen especial.

SECCIÓN III. SECCIÓN TERCERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Artículo 176. Sección tercera: agentes externos.Artículo 177. Solicitud de inscripción.Artículo 178. Inscripción en el registro.Artículo 179. Actualización de datos.Artículo 180. Número de identificación en el registro.

CAPÍTULO III. REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS.Artículo 181. Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.SECCIÓN I. SECCIÓN PRIMERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS.Artículo 182. Sección primera: empresas distribuidoras.Artículo 183. Inscripción previa.Artículo 184. Inscripción definitiva.Artículo 185. Notificaciones.Artículo 186. Actualización de datos.Artículo 187. Número de identificación en el registro.

SECCIÓN II. SECCIÓN SEGUNDA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS.Artículo 188. Sección segunda: empresas comercializadoras.Artículo 189. Inscripción previa.Artículo 190. Inscripción definitiva.Artículo 191. Notificaciones.Artículo 192. Actualización de datos.Artículo 193. Número de identificación en el registro.

SECCIÓN III. SECCIÓN TERCERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES. COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS.Artículo 194. Sección tercera: consumidores cualificados.Artículo 195. Inscripción previa.Artículo 196. Inscripción definitiva.Artículo 197. Notificaciones.Artículo 198. Actualización de datos.Artículo 199. Número de identificación en el registro.

SECCIÓN IV. SECCIÓN CUARTA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES. COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS.Artículo 200. Sección cuarta: agentes externos.Artículo 201. Solicitud de inscripción.Artículo 202. Inscripción en el Registro.Artículo 203. Actualización de datos.Artículo 204. Número de identificación en el registro.

DISPOSIONES ADICIONALESDISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA. Instalaciones de Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima.DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA. Procedimientos de operación del sistema para la gestión, el mantenimiento y la planificación de la red de transporte.DISPOSICIÓN ADICIONAL TERCERA. Primer Plan de Desarrollo de la Red de Transporte.DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA. Adecuación de contratos de suministro.DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA. Acreditación de requisitos legales técnicos y económicos.DISPOSICIÓN ADICIONAL SEXTA. Líneas de evacuación de centrales de generación.DISPOSICIÓN ADICIONAL SÉPTIMA. Instalaciones de transporte a 31 de diciembre de 1999.DISPOSICIÓN ADICIONAL OCTAVA. Red bajo la gestión técnica del operador del sistema.DISPOSICIÓN ADICIONAL NOVENA. Redes de distribución que tengan incidencia en la operación del sistema.DISPOSICIÓN ADICIONAL DÉCIMA. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar térmica.DISPOSICIÓN ADICIONAL UNDÉCIMA. Protección de la avifauna.DISPOSICIÓN ADICIONA DUODÉCIMA. Procedimiento de autorización de pequeñas instalaciones de generación o de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución.

DISPOSIONES TRANSITORIASDISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA. Aplicación de la planificación de la actividad de transporte.DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEGUNDA. Actividades de transporte.DISPOSICIÓN TRANSITORIA TERCERA. Información de transportistas y gestores de red de distribución al gestor de la red de transporte.DISPOSICIÓN TRANSITORIA CUARTA. Pérdidas en la red de transporte.DISPOSICIÓN TRANSITORIA QUINTA. Exención de la solicitud de conexión.DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEXTA. Acceso de terceros a las redes.DISPOSICIÓN TRANSITORIA SÉPTIMA. Actividad de generación e instalaciones de producción.DISPOSICIÓN TRANSITORIA OCTAVA. Actividad de distribución.DISPOSICIÓN TRANSITORIA NOVENA. Actividad de Comercialización.DISPOSICIÓN TRANSITORIA DÉCIMA. Planes de mejora de calidad de servicio.DISPOSICIÓN TRANSITORIA UNDÉCIMA. Expedientes en tramitación.DISPOSICIÓN TRANSITORIA DUODÉCIMA. Derechos de acometidas.DISPOSICIÓN TRANSITORIA DECIMOTERCERA. Consumidores cualificados en territorios insulares y extrapeninsulares.

DISPOSICIÓN DEROGATORIA ÚNICA. Derogación normativa.DISPOSIONES FINALESDISPOSICIÓN FINAL PRIMERA. Carácter básico.DISPOSICIÓN FINAL SEGUNDA. Desarrollo normativo.DISPOSICIÓN FINAL TERCERA. Valores de calidad de servicio individual y zonal.DISPOSICIÓN FINAL CUARTA. Instrucciones técnicas complementarias.DISPOSICIÓN FINAL QUINTA. Entrada en vigor.

ANEXO

El presente Real Decreto tiene por objeto desarrollar el marco normativo en el que han de desarrollarse las actividades relacionadas con el sector eléctrico, bajo el nuevo modelo establecido en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Por ello, en el Título I se establecen unas disposiciones generales al objeto de clarificar las distintas actividades eléctricas y los regímenes aplicables.

En el nuevo modelo aludido, la planificación eléctrica tiene carácter indicativo, salvo en lo que se refiere a instalaciones de transporte de energía eléctrica, que será realizada por el Estado, con la participación de las Comunidades Autónomas. Dicha planificación queda regulada en el Título II del presente Real Decreto, considerando entre sus objetivos, el mantenimiento de un adecuado nivel de conexión entre producción y demanda, así como garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico al menor coste posible para los consumidores, todo ello de manera compatible con el respeto al medio ambiente.

Dicha planificación tendrá en cuenta las necesidades de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, de una manera participativa con los distintos agentes y organismos afectados, al objeto de permitir la participación en el sector eléctrico de todos aquellos agentes interesados, permitiendo a los consumidores beneficiarse de una situación de libre competencia, sin que por el contrario deban soportar por ello un coste adicional.

En el Título III se desarrolla el marco normativo en el que se desenvolverá la actividad de distribución de energía eléctrica, de acuerdo con lo establecido en el Título VII de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Asimismo, se desarrolla el régimen económico de los derechos de acometidas y demás actuaciones necesarias para atender los requerimientos de suministro a los usuarios.

Por otra parte, se requiere el establecimiento de criterios para la definición y delimitación de la red de transporte de energía eléctrica, teniendo en cuenta lo dispuesto en el Título VI de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y su desarrollo en el Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

El presente Real Decreto persigue el establecimiento de manera transparente de las condiciones de acceso a la red para los nuevos generadores que se instalen en el nuevo sistema liberalizado, defendiendo los intereses de los consumidores a través de un desarrollo y uso adecuado de las redes de transporte y distribución.

Asimismo, el mecanismo de planificación desarrollado en el presente Real Decreto pretende ser suficientemente flexible para facilitar el acceso al sector de nuevas inversiones, introduciendo una mayor competencia como factor de moderación de precios en el sector de la energía eléctrica, evitando en lo posible incertidumbres en la normativa que supusieran barreras de entrada en el sector.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en el Título VII, establece que la actividad de distribución de energía eléctrica será objeto de ordenación, atendiendo a la necesaria coordinación de su funcionamiento, a la normativa uniforme que se requiera, a su retribución conjunta y a las competencias autonómicas. A este fin, el presente Real Decreto tiene por objeto establecer y aplicar principios comunes que garanticen su adecuada relación con las restantes actividades eléctricas, determinando las condiciones de tránsito de la energía eléctrica por las redes de distribución, estableciendo la suficiente igualdad entre quienes realizan la actividad en todo el territorio y fijando condiciones comunes equiparables para todos los usuarios de la energía.

Por otra parte ha sido necesario actualizar las disposiciones relativas a acometidas eléctricas, reguladas en el Real Decreto 2949/1982, de 15 de octubre, por el que se dan normas sobre acometidas eléctricas y se aprueba el Reglamento correspondiente.

También se desarrollan en el presente Real Decreto las líneas directas, definidas en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, que podrán realizarse a iniciativa de los productores y los consumidores cualificados.

Determinadas cuestiones han sido previstas en las instrucciones técnicas complementarias (ITC) del presente Real Decreto, buscando complementar los temas más de detalle, cuya inclusión en su articulado lo rigidizarían demasiado.

El Real Decreto en relación con las actividades de transporte y distribución en los territorios insulares y extrapeninsulares, prevé que estas sean objeto de una reglamentación singular que atenderá a las especificidades derivadas de su ubicación territorial, previo acuerdo con las Comunidades o Ciudades Autónomas afectadas.

En lo que se refiere a calidad de suministro eléctrico, al no ser posible el asegurar al 100 por 100 en la continuidad y calidad de la prestación de este servicio, se definen una serie de parámetros representativos de niveles de calidad que sirven para el establecimiento de incentivos y penalizaciones aplicables a las compañías eléctricas, en orden a fomentar el mantenimiento de unos adecuados niveles de calidad.

El suministro puede realizarse mediante contratos de suministro a tarifa o mediante la libre contratación de la energía y el correspondiente contrato de acceso a las redes, regulando en el presente Real Decreto los requisitos mínimos que deben incluir dichos contratos.

Otro aspecto de necesario desarrollo, abordado por el presente Real Decreto, es la cuestión relativa a los distintos registros establecidos por la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, relativos a las instalaciones de producción de energía eléctrica y las actividades de distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados.

El presente Real Decreto también introduce novedades en lo que se refiere al régimen de autorización de instalaciones eléctricas, regulado por el Decreto 2617/1966, de 20 de octubre, sobre autorización de instalaciones eléctricas, entre otras razones para dar cumplimiento a las disposiciones contenidas en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, en particular el artículo 36 relativo a autorización de instalaciones de transporte de energía eléctrica, donde se prevé la posibilidad de autorizar instalaciones mediante un procedimiento que asegure la concurrencia, habiéndose desarrollado en el Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, el coste acreditado a las nuevas inversiones autorizadas en función de su forma de autorización, mediante procedimiento de concurrencia o de forma directa. A este respecto, los procedimientos regulados en el Título VII de este Real Decreto, mantienen la estructura de los actualmente vigentes, establecidos en el citado Decreto 2617/1966, de 20 de octubre, sobre autorización de instalaciones eléctricas, así como en el Decreto 2619/1966, de 20 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley 10/1966, de 18 de marzo, sobre expropiación forzosa y sanciones en materia de instalaciones eléctricas.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Economía, con la aprobación previa del Ministro de Administraciones Públicas, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 1 de diciembre de 2000,

D I S P O N G O :

TÍTULO I

Disposiciones generales


El presente Real Decreto tiene por objeto establecer el régimen jurídico aplicable a las actividades de transporte, distribución, comercialización y suministro de energía eléctrica y a las relaciones entre los distintos sujetos que las desarrollan, estableciendo las medidas necesarias encaminadas a garantizar este servicio esencial a todos los consumidores finales sin perjuicio de las competencias que correspondan a las Comunidades Autónomas y Ciudades de Ceuta y Melilla.

Asimismo, se establece el régimen de autorización correspondiente a todas las instalaciones eléctricas competencia de la Administración General del Estado y el procedimiento de inscripción en los distintos registros administrativos previstos en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Artículo 2. Régimen de actividades.

Las actividades de transporte y distribución tienen carácter de reguladas y deberán ser llevadas a cabo por sociedades mercantiles que tengan como objeto social exclusivo el desarrollo de las mismas, sin perjuicio de la posibilidad de venta a tarifa reconocida a los distribuidores y del régimen previsto en la disposición transitoria quinta, de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, y de lo dispuesto en la disposición adicional novena de dicha Ley para las sociedades cooperativas en relación con la actividad de distribución.

En todo caso "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima", de acuerdo con la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, ejercerá las actividades de operador del sistema y gestor de la red de transporte.

Artículo 3. Actividades en territorios insulares y extrapeninsulares.

La determinación de las redes de transporte y distribución, así como la definición de los gestores de dichas redes y el operador del sistema, en los territorios insulares o extrapeninsulares, serán objeto de una reglamentación singular que atenderá a las especificidades derivadas de su ubicación territorial, previo acuerdo con las Comunidades Autónomas o Ciudades de Ceuta y Melilla afectadas.

Asimismo, se podrá para estos territorios, establecer particularidades en relación con la calidad del suministro, que tengan en cuenta las condiciones en la generación por su particularidad de constituir sistemas aislados eléctricamente.

TÍTULO II

Transporte de energía eléctrica

CAPÍTULO I

Actividad de transporte, red de transporte, gestor de la red

Artículo 4. Actividad de transporte.

1. La actividad de transporte es aquélla que tiene por objeto la transmisión de energía eléctrica por la red interconectada constituida por las instalaciones que se determinan en el artículo siguiente, con el fin de suministrarla a los distribuidores o, en su caso, a los consumidores finales así como atender los intercambios internacionales.

2. La actividad de transporte será llevada a cabo por los transportistas, que son aquellas sociedades mercantiles que tienen por objeto transportar energía eléctrica, así como construir, maniobrar y mantener las instalaciones de transporte de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. En todo caso "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima", podrá realizar actividades de transporte de energía eléctrica.

Artículo 5. Red de transporte.

1. La red de transporte estará constituida por:a. Las líneas de tensión igual o superior a 220 kV.b. Las líneas de interconexión internacional, independientemente de su

tensión.c. Los parques de tensión igual o superior a 220 kV.d. Los transformadores 400/220 kV.e. Cualquier elemento de control de potencia activa o reactiva

conectado a las redes de 400 kV y de 220 kV y aquellos que estén conectados en terciarios de transformadores de la red de transporte.

f. Las interconexiones entre el sistema peninsular y los sistemas insulares y extrapeninsulares y las conexiones interinsulares.

g. Aquellas otras instalaciones, cualquiera que sea su tensión, que, como resultado del proceso de planificación de la red de transporte de energía eléctrica, el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía y a propuesta del operador del sistema y gestor de la red de transporte, determine que cumplen funciones de transporte.

h. A los efectos del presente Real Decreto, el operador del sistema y gestor de la red de transporte propondrá a la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con las necesidades del sistema, la inclusión de una instalación en la red de transporte, quien resolverá previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

2. Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de la red de transporte antes definida. Igualmente se consideran elementos constitutivos de la red de transporte de energía eléctrica los centros de control del transporte, así como otros elementos que afecten a instalaciones de transporte.

3. No formarán parte de la red de transporte los transformadores de los grupos de generación, las instalaciones de conexión de dichos grupos a la red de transporte, las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo, ni las líneas directas.

Artículo 6. Operador del sistema y gestor de la red de transporte.

1. "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima", como operador del sistema y gestor de la red de transporte será el responsable del desarrollo y ampliación de la red de transporte de energía eléctrica, de tal manera que garantice el mantenimiento y mejora de una red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes.Asimismo gestionará los tránsitos de electricidad entre sistemas exteriores que se realicen utilizando las redes del sistema eléctrico español.

En todo caso, "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima", como operador del sistema y gestor de la red de transporte podrá realizar actividades de transporte en los términos establecidos en este Real Decreto.

2. Serán funciones de "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima", como operador del sistema y gestor de la red las siguientes, además de las previstas en el artículo 30 del Real Decreto 2019/1997, y no contempladas en el presente artículo.

a. La elaboración y publicación con carácter indicativo de un balance periódico de previsiones relativo a las capacidades de generación y demanda que puedan conectarse a la red, las necesidades de interconexión con otras redes y las capacidades potenciales del transporte, así como sobre la demanda de electricidad.

b. Proponer al Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, las necesidades de la red de transporte para garantizar la fiabilidad del suministro, indicando los planes de desarrollo y refuerzo de la red de transporte que se estimen necesarios.

c. Estimar, calcular y publicar los coeficientes de pérdidas en los nudos de transporte con carácter orientativo, con diferentes periodicidades y para diferentes escenarios de explotación.

d. Calcular horariamente las pérdidas de transporte y los coeficientes de pérdidas reales en los nudos de la red de transporte.

e. Evaluar la capacidad máxima de las interconexiones internacionales del sistema eléctrico y determinar la capacidad disponible para su uso comercial.

f. Coordinar con los operadores de otros países la información relativa a las transacciones internacionales que se estén llevando a cabo.

g. Establecer en coordinación con los transportistas, productores y distribuidores los planes de maniobra para la reposición de servicio en caso de fallos generales en el suministro de energía eléctrica y coordinar y controlar su ejecución, afectando a cualquier elemento del sistema eléctrico que sea necesario. Lo anterior se realizará de acuerdo con la normativa e instrucciones técnicas complementarias que se establezca al efecto y de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida en los consumos y tránsito de energía eléctrica, y en su defecto, con criterios de general aceptación conocidos por los agentes y justificando sus actuaciones con posterioridad ante los agentes afectados y la Administración competente.

h. Recabar y conservar la información de explotación que necesite en el ejercicio de sus funciones y la que demanden el operador del mercado y los organismos reguladores, en las condiciones que se establecen en el presente Real Decreto y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

i. Facilitar a los distintos agentes las medidas de los intercambios de energía, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de puntos de medida y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

j. Suministrar a los agentes la información relativa a los posibles problemas que puedan surgir en las interconexiones internacionales, así como en su caso en la red de transporte.

k. Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial que haya sido puesta a su disposición por los agentes del mercado, de acuerdo con la Ley 15/1999, de Protección de Datos, y el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica y su normativa de desarrollo.

l. Analizar las solicitudes de conexión a la red de transporte y condicionar, en su caso, el acceso a la red cuando no se disponga de capacidad suficiente o se incumplan los criterios de fiabilidad y seguridad establecidos en el presente Real Decreto.

m. Llevar un listado actualizado de las instalaciones que integran la red de transporte, con indicación de sus titulares, características técnicas y administrativas.Anualmente, se remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía la relación de nuevas instalaciones. El Ministerio de Economía acordará su publicación en el "Boletín Oficial del Estado" y la remisión a las Comunidades Autónomas la información correspondiente de su ámbito territorial.

n. Velar por el cumplimiento de los parámetros de calidad que se establezcan para la actividad de transporte, poniendo en conocimiento del Ministerio de Economía y de la Comisión Nacional de Energía las perturbaciones que se produzcan, así como proponer las medidas necesarias para su resolución.

o. (ñ) Supervisar los proyectos y programas de ejecución de las nuevas instalaciones de transporte y las conexiones de las instalaciones de los usuarios de la red de transporte con las instalaciones de los transportistas.

Artículo 7. Derechos y obligaciones de los transportistas.

1. Los titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica tendrán los siguientes derechos:

a. Elevar al operador del sistema y gestor de la red de transporte propuestas de ampliación de la red.

b. Participar en los procedimientos para adjudicación de nuevas instalaciones mediante los procedimientos previstos en este Real Decreto.

c. Recibir una retribución por el ejercicio de su actividad dentro del sistema eléctrico mediante el procedimiento establecido reglamentariamente.

d. Exigir que las instalaciones conectadas a las de su propiedad reúnan las condiciones técnicas establecidas y sean utilizadas de forma adecuada.

e. Recibir de otros sujetos del sistema eléctrico la información necesaria para el ejercicio de sus funciones.

2. Los titulares de instalaciones de transporte de energía eléctrica tendrán las siguientes obligaciones:

a. Maniobrar y mantener las instalaciones de su propiedad de acuerdo con las instrucciones y directrices impartidas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte.

b. Facilitar el uso de sus instalaciones para los tránsitos de energía resultantes del mercado de producción y de las disposiciones relativas a acceso a las redes.

c. Facilitar la conexión a sus instalaciones, de acuerdo con los procedimientos de operación del sistema que se establezcan.

d. Facilitar al operador del sistema y gestor de la red de transporte la información estructural y de operación necesaria para la supervisión y control del sistema eléctrico en tiempo real, así como las características de sus instalaciones relevantes, para su utilización en el desarrollo y ampliación de la red de transporte así como para su conocimiento público.

e. Equipar sus instalaciones de acuerdo con los requisitos contenidos en los procedimientos de operación sobre conexión a las redes y cumplir conforme a lo establecido en los procedimientos de operación sobre

los criterios generales de protección, medida y control a aplicar a las instalaciones.

f. Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial que haya sido puesta a su disposición por los distintos sujetos, de acuerdo con los procedimientos de operación correspondientes.

CAPÍTULO II

Planificación de la red de transporte

Artículo 8. Planificación.

1. La planificación de la red de transporte tendrá carácter vinculante para los distintos sujetos que actúan en el sistema eléctrico y será realizada por el Gobierno a propuesta del Ministerio de Economía con la participación de las Comunidades Autónomas, de acuerdo con el procedimiento establecido en el presente Real Decreto y será sometida al Congreso de los Diputados.

2. La planificación tendrá un horizonte temporal de cinco años y sus resultados se recogerán en un documento denominado plan de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.

Artículo 9. Principios generales.

1. El desarrollo de la red cumplirá los requisitos de seguridad y fiabilidad para las futuras configuraciones de la red, los cuales serán coherentes con los criterios técnicos establecidos en los procedimientos de operación del sistema.Asimismo, el desarrollo de la red atenderá a criterios económicos de forma que las nuevas inversiones puedan justificarse por:

a. Los beneficios derivados de una eficiente gestión del sistema resultante de:

1. La reducción de las pérdidas de transporte.2. La eliminación de restricciones que pudieran generar un coste

global más elevado de la energía suministrada.3. La incorporación eficiente al sistema de nuevos generadores.

b. Los beneficios derivados de una operación más segura que minimice la energía no servida.

Los criterios de planificación tendrán en cuenta la existencia de obligación de suministro por parte de los distribuidores, sin perjuicio de la asignación de costes que sea aplicable en cada caso.En la selección de las opciones de refuerzo de la red, se integrarán criterios medioambientales, de forma que los planes de desarrollo procuren la minimización del impacto medioambiental global.

2. En el desarrollo de la planificación se tendrá en consideración que la capacidad de la red de transporte de energía eléctrica no será susceptible de reserva.

3. Se coordinará la evolución de las redes de transporte y de distribución de acuerdo con el procedimiento de operación correspondiente. Asimismo, se coordinará la entrada de nuevos agentes productores y consumidores con los planes de desarrollo de la red, conforme a lo establecido en el presente Real Decreto y los procedimientos de operación que lo desarrollan, con objeto de mantener la coherencia en el desarrollo del sistema eléctrico en su conjunto.

4. Se tendrán en cuenta especialmente las actuaciones encaminadas al aumento de la capacidad de interconexión internacional con los países de nuestro entorno, fomentando el comercio internacional de energía eléctrica

y las transacciones con el mercado único de energía eléctrica de la Unión Europea.

Artículo 10. Fases de la planificación del transporte de energía eléctrica.

El proceso de planificación constará de las siguientes etapas:

a. Propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.b. Plan de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.c. Programa anual de instalaciones de la red de transporte de energía eléctrica.

Artículo 11. Elaboración de las propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.

1. Red Eléctrica de España, como operador del sistema y gestor de la red de transporte elaborará las propuestas de desarrollo de la red, que contendrán las previsiones asociadas a la instalación de los nuevos elementos tales como líneas, subestaciones, transformadores, elementos de compensación u otros y su programa temporal de ejecución para un horizonte de seis a diez años, definiendo las nuevas necesidades de instalación hasta el año horizonte y revisando las decisiones referentes a los años más remotos del horizonte precedente.

2. Las propuestas de desarrollo de la red de transporte se elaborarán cada cuatro años; el operador del sistema y gestor de la red de transporte realizará una revisión anual de las mismas que, considerando el mismo año horizonte, incluya la actualización de los aspectos más significativos referidos a variaciones puntuales.

3. El Ministerio de Economía, a solicitud del operador del sistema y gestor de la red de transporte, iniciará mediante un anuncio en el "Boletín Oficial del Estado" el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte. Una vez publicado el anuncio podrán iniciar la realización de propuestas de desarrollo de la red de transporte, durante los tres meses siguientes, los sujetos del sistema eléctrico, así como las Comunidades Autónomas, que comunicarán las informaciones necesarias para la realización de las propuestas de desarrollo de la red. Igualmente se tendrán en cuenta las solicitudes realizadas por los promotores de nuevos proyectos de generación.

4. Recibida la información anterior, el operador del sistema y gestor de la red de transporte realizará los estudios necesarios de planificación, tomando en consideración las propuestas recibidas de los distintos agentes participantes, con cuyos resultados elaborará una propuesta inicial de desarrollo en un plazo de seis meses.

5. Una vez elaborada la propuesta inicial será remitida por el operador al Ministerio de Economía quien dará plazo de audiencia de un mes a las Comunidades Autónomas para remitir sus alegaciones a dicha propuesta de desarrollo de la red de transporte.

6. El Ministerio de Economía dará traslado del resultado de las consultas al operador del sistema y gestor de la red de transporte al objeto de que éste elabore, en un plazo no superior a dos meses, la correspondiente propuesta de desarrollo de la red de transporte.

7. Una vez elaborada la propuesta de desarrollo, ésta será remitida por el operador del sistema y gestor de la red de transporte al Ministerio de Economía.

Artículo 12. Contenido de las propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica.

La propuesta de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica contendrá información sobre los siguientes aspectos:

a. Programa de incorporación de nuevas instalaciones y refuerzo de instalaciones existentes.

b. Capacidad de la red de transporte para la cobertura de la demanda y de la generación, poniendo de manifiesto su eventual insuficiencia en las distintas zonas.

c. Respuesta a las sugerencias y propuestas planteadas por otros agentes implicados en la planificación.

d. Programa de coordinación de desarrollo con sistemas eléctricos externos.e. Programa de coordinación de desarrollo de la red, con la incorporación de

nuevos proyectos de generación.

Artículo 13. Elaboración del plan de desarrollo.

1. A partir de la propuesta de desarrollo de la red de transporte presentada por el operador del sistema y gestor de la red de transporte, el Ministerio de Economía elaborará en un plazo de cuatro meses, el plan de desarrollo de la red de transporte previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

2. Este plan de desarrollo de la Red de Transporte se elaborará una vez al menos cada cuatro años y contendrá las líneas generales de actuación con un grado de concreción condicionado a la proximidad temporal de la puesta en servicio de las instalaciones.

3. El plan de desarrollo de la red de transporte será sometido al Consejo de Ministros para su aprobación mediante Acuerdo.

4. Una vez aprobado por el Consejo de Ministros, el plan de desarrollo de la red de transporte será remitido al Congreso de los Diputados, conforme a lo establecido en el artículo 4.2 de la Ley 54/1997.

5. El plan de desarrollo de la red de transporte, una vez sometido al Congreso de los Diputados, tendrá los efectos previstos en el apartado 2 del artículo 5 de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, en relación con el artículo 244 del texto refundido de la Ley sobre el Régimen del Suelo y Ordenación Urbana, aprobado por Real Decreto legislativo 1/1992 declarado expresamente vigente en la disposición derogatoria única de la Ley 6/1998, de 13 de abril, sobre Régimen del Suelo y Valoraciones, o texto autonómico que corresponda, para aquellos supuestos en los que las previsiones de la planificación de la red no hayan sido contempladas en los correspondientes instrumentos de ordenación del territorio o urbanísticos.

Artículo 14. Programa anual de instalaciones de la red de transporte.

1. Sobre la base de dicho plan de desarrollo de la red de transporte, la Dirección General de Política Energética y Minas aprobará y publicará anualmente en el "Boletín Oficial del Estado", previo informe de la Comisión Nacional de Energía, el programa anual de instalaciones de la red de transporte, para lo que utilizará la actualización anual de las propuestas de desarrollo llevadas a cabo por el operador del sistema y gestor de la red de transporte.

2. El programa anual de instalaciones incluirá la actualización de los aspectos más significativos referidos a variaciones puntuales, así como aquellas actuaciones excepcionales a las que se refiere el artículo siguiente.

Artículo 15. Actuaciones excepcionales.

1. Excepcionalmente se podrán incluir en el programa anual de instalaciones de la red de transporte, nuevas instalaciones cuando, siendo aconsejable su

incorporación de acuerdo con los criterios de planificación establecidos, se haya presentado como un hecho imprevisto.

2. Estas actuaciones de carácter excepcional deberán ser propuestas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte explicando los motivos de su excepcionalidad, correspondiendo al Ministro de Economía su aprobación, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, quedando con ello incorporadas al programa anual de instalaciones de la red de transporte vigente.

Artículo 16. Informes sobre la evolución del sistema a largo plazo.

1. El operador del sistema y gestor de la red de transporte elaborará informes que proporcionen una orientación sobre la evolución del sistema a largo plazo.

2. Los estudios de desarrollo de red a largo plazo considerarán los objetivos de seguridad de suministro y eficiencia establecidos en el presente Real Decreto, y se desarrollarán con horizontes temporales superiores a diez años. Dichos informes serán realizados al menos cada cinco años, contemplando en ellos:

a. Previsión de demanda de energía eléctrica.b. Previsión de instalación de nuevo equipo generador para la cobertura

de la demanda.c. Detección de puntos débiles y necesidades de refuerzo de red.d. Creación de nuevos corredores, tanto nacionales como

internacionales.e. Ampliación y refuerzo de pasillos eléctricos actuales, tanto nacionales

como internacionales.f. Reconversión de pasillos eléctricos a una tensión de funcionamiento

más elevada.g. Mallado de la red de transporte a nivel regional.h. Nuevas subestaciones.i. Ampliación y refuerzo de subestaciones actuales.

3. Dichos informes serán públicos y serán comunicados al Ministerio de Economía, la Comisión Nacional de Energía, así como las Comunidades Autónomas afectadas en cada respectivo ámbito territorial. Estos informes tendrán carácter público.

CAPÍTULO III

Requisitos técnicos, operación y mantenimiento de la red de transporte de energía eléctrica

Artículo 17. Equipamiento de las instalaciones.

Los elementos integrantes de las instalaciones de la red de transporte tendrán un equipamiento adecuado para poder atender a las necesidades de la gestión técnica del sistema eléctrico, incluyendo, en su caso, los elementos de control de potencia activa y reactiva, así como para garantizar la seguridad de la misma frente a perturbaciones externas, debiendo cumplir con los procedimientos de operación del sistema que sean aprobados al efecto.

Artículo 18. Mantenimiento, maniobra y operación de las instalaciones de transporte.

Los titulares de instalaciones de transporte tendrán el derecho y obligación de maniobrar y mantener las instalaciones de su propiedad, sin perjuicio de la necesaria coordinación de estas actividades, que será llevada a cabo por el

operador del sistema y gestor de la red de transporte, debiendo, además, cumplir con los procedimientos de operación del sistema que sean aprobados al efecto.

CAPÍTULO IV

Calidad de servicio en la red de transporte

Artículo 19. Ámbito de aplicación y contenido de la calidad del servicio en la red de transporte de energía eléctrica.

1. Lo establecido en este capítulo será de aplicación a los transportistas, al operador del sistema y gestor de la red de transporte y a los agentes conectados a la red de transporte del sistema eléctrico.A los efectos anteriores se consideran agentes conectados a la red de transporte los siguientes: productores, autoproductores, distribuidores y consumidores directamente conectados a dicha red.

2. El Ministerio de Economía aprobará en las correspondientes instrucciones técnicas complementarias, los índices y procedimientos de cálculo y medida de la calidad del servicio.

3. La calidad de servicio de la red de transporte viene configurada, a los efectos de la elaboración de las Instrucciones Técnicas Complementarias, por los siguiente aspectos:

a. La continuidad del suministro. Relativa al número y duración de las interrupciones del suministro a la distribución y a los consumidores directamente conectados a la red de transporte.

b. Calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión.

c. Indisponibilidad de las instalaciones de la red de transporte.d. Niveles de tensión y frecuencia en los puntos frontera del transporte.

4. La calidad de servicio en transporte es exigible con carácter general, por punto frontera y por instalación.

5. En lo que se refiere a la calidad de atención y relación con el cliente, para los consumidores conectados directamente a la red de transporte, se estará a lo establecido en el artículo 103.

Artículo 20. Continuidad del suministro de energía eléctrica.

1. La continuidad del suministro de energía eléctrica viene determinada por el número y la duración de las interrupciones y se mide por los siguientes parámetros:

a. El tiempo de interrupción, igual al tiempo transcurrido desde que la misma se inicia hasta que finaliza, medido en minutos. El tiempo de interrupción total será la suma de todos los tiempos de interrupción durante un periodo determinado.

b. El número de interrupciones, que será la suma de todas las interrupciones habidas durante un periodo determinado.

2. Las interrupciones de suministro a la distribución y a los consumidores directamente conectados a la red de transporte pueden ser programadas, para permitir la ejecución de trabajos programados en la red, o imprevistas. Para que las interrupciones de suministro sean calificadas de programadas, deberán ser reconocidas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte según los criterios establecidos en los procedimientos de operación del sistema. A este fin, las empresas transportistas procederán a su comunicación al operador del sistema y gestor de la red de transporte, de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación del sistema.

3. Las interrupciones programadas deberán ser comunicadas por los transportistas, en su caso, al órgano competente de la Administración autonómica con una antelación mínima de setenta y dos horas, a los

distribuidores y a los clientes conectados directamente a la red de transporte en los mismos términos establecidos en el artículo 101.3 de este Real Decreto.

4. No tendrán la consideración de interrupciones las ocasionadas por ceros de tensión de duración inferior al minuto, consecuencia de la correcta actuación de las protecciones del sistema de transporte, conforme a lo que se establezca en las instrucciones técnicas complementarias correspondientes.

Artículo 21. Calidad del producto.

La calidad del producto hace referencia al conjunto de características de la onda de tensión.

Los índices de calidad del producto se establecerán en las Instrucciones Técnicas Complementarias correspondientes.

Artículo 22. Indisponibilidades programadas de las instalaciones de transporte y producción

1. El operador del sistema y gestor de la red de transporte será responsable de coordinar y modificar, según corresponda, los planes de mantenimiento de las instalaciones de transporte, que podrán dar lugar a indisponibilidades programadas de las instalaciones de transporte, conforme a lo establecido en los procedimientos de operación del sistema. Asimismo, el operador del sistema y gestor de la red de transporte podrá, por razones de seguridad del sistema, modificar los planes de mantenimiento de las instalaciones de producción, que puedan provocar restricciones en la red bajo la gestión técnica del operador del sistema.Las razones que justifiquen dichas modificaciones serán comunicadas a los agentes afectados, y a la Administración competente, conforme se establezca en los procedimientos de operación correspondientes.

2. Los transportistas son responsables de instalar, operar y mantener correctamente las instalaciones a su cargo, respetando la normativa aplicable y de acuerdo con las instrucciones que imparta el operador del sistema y gestor de la red de transporte.

Artículo 23. Condiciones de entrega de la energía eléctrica.

La transferencia de energía en los puntos frontera entre la red de transporte y los agentes conectados a la misma, debe cumplir las condiciones de frecuencia y tensión en régimen permanente y las definidas para la potencia reactiva que se determinen en las Instrucciones Técnicas Complementarias al presente Real Decreto y en los procedimientos de operación del sistema.

Artículo 24. Calidad de suministro en los puntos frontera.

1. Para cada punto frontera de la red de transporte, el tiempo y número de interrupciones de suministro anuales no superarán los valores que determinen las instrucciones técnicas complementarias correspondientes.

2. La calidad de suministro en cada uno de los puntos frontera de la red de transporte se medirá teniendo en cuenta, entre otros, los siguientes parámetros:

a. Tiempo de interrupción.b. Número de interrupciones.c. Frecuencia y tensión.

3. El operador del sistema y gestor de la red de transporte estará obligado a que los planes de mantenimiento programado de las instalaciones de transporte cumplan con los objetivos de eficiencia que se determinen en las

instrucciones técnicas complementarias.Asimismo, será responsable de impartir las instrucciones a los agentes propietarios de las instalaciones eléctricas en el ámbito de la operación del sistema y de gestionar los servicios complementarios para garantizar la seguridad del sistema y el cumplimiento en cada uno de los puntos frontera del transporte con los agentes conectados a la red de transporte, de los niveles de calidad que se definan en las instrucciones técnicas complementarias correspondientes.

4. El transportista deberá disponer de un sistema de registro de incidencias, que le permita obtener información sobre las incidencias de continuidad de suministro en cada uno de los puntos frontera entre la red de transporte y los agentes conectados a la misma.El plazo máximo de implantación será de un año desde la entrada en vigor del presente Real Decreto.

5. El agente conectado a la red de transporte tendrá derecho a instalar a su cargo un sistema de registro de medida de incidencias de calidad de servicio. Las características, instalación y precintado de este sistema responderán a lo indicado en el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida en los consumos y tránsito de energía eléctrica así como en otras disposiciones normativas que regulen la materia.

Artículo 25. Calidad individual por instalación.

1. Los transportistas son responsables de mantener disponibles sus instalaciones cumpliendo con los índices de calidad que se establezcan en las instrucciones técnicas complementarias al presente Real Decreto.

2. Para cada instalación de la red de transporte, líneas, transformadores y elementos de control de potencia activa y reactiva, se realizará el seguimiento individualizado de su indisponibilidad, clasificada de la siguiente forma:

a. Programada por mantenimiento preventivo y predictivo.b. Programada por causas ajenas al mantenimiento.c. No programada debida a mantenimiento correctivo.d. No programada debida a circunstancias fortuitas previstas en las

condiciones de diseño.e. No programada por causa de fuerza mayor o acciones de terceros.

3. La disponibilidad de una instalación se expresa por el porcentaje del tiempo total que dicha instalación ha estado disponible para el servicio a lo largo del año.Su cálculo se efectúa a través del Índice de Indisponibilidad Individual (IIi) definido por la siguiente expresión:

IIi = ti/T 100.

Donde:ti = tiempo de indisponibilidad de la instalación i (horas).T = duración del período en estudio (horas).

El índice de disponibilidad de la instalación (IDi) se obtiene como:

IDi = 100-IIi

4. El valor de IDi de referencia será del 90 por 100.5. Se habilita al Ministerio de Economía para modificar dicho valor.

Artículo 26. Calidad global.

1. Los indicadores de medida de la calidad global de la red de transporte son la energía no suministrada (ENS), el tiempo de interrupción medio (TIM) y el índice de disponibilidad (ID) definidos de la siguiente forma:

a. Energía no suministrada (ENS), que mide la energía cortada al sistema (MWh) a lo largo del año por interrupciones de servicio acaecidas en la red. A estos efectos, se contabilizarán sólo las interrupciones ocasionadas por ceros de tensión de duración superior al minuto.

b. Tiempo de interrupción medio (TIM), definido como la relación entre la energía no suministrada y la potencia media del sistema, expresado en minutos:

TIM = HA x 60 x ENS/DA

Donde:HA = horas anuales.DA = demanda anual del sistema en MWh.

c. La disponibilidad de una red se expresa por el porcentaje del tiempo total que sus líneas, transformadores y elementos de control de potencia activa y reactiva han estado disponibles para el servicio a lo largo del año. Su cálculo se efectúa a través del Índice de Indisponibilidad (II) definido por la siguiente expresión:

Donde:ti = tiempo de indisponibilidad de cada circuito, transformador y elemento de control de potencia activa o reactiva (horas).n = número total de circuitos, transformadores y elementos de control de potencia activa o reactiva de la red de transporte.T = duración del período en estudio (horas).PNi = potencia nominal de los circuitos, transformadores y elementos de control de potencia activa o reactiva.

El índice de disponibilidad total de la red de transporte (ID) se obtiene como:

ID = 100-II

El Ministerio de Economía podrá establecer y revisar los límites de los valores establecidos, teniendo en cuenta la evolución de la calidad del transporte y el progreso tecnológico.

2. Los valores del ENS, TIM, e ID de referencia serán los siguientes:

ENS 1,2 x 10-5 de la demanda de energía eléctrica en barras de central.TIM 15 Minutos/año.ID 97 por 100.

Se habilita al Ministerio de Economía para modificar los valores anteriores teniendo en cuenta la evolución de la calidad del transporte y el progreso tecnológico.

3. El operador del sistema y gestor de la red de transporte será responsable de impartir las instrucciones a los agentes propietarios de las instalaciones eléctricas en el ámbito de la operación del sistema y de gestionar los servicios complementarios para garantizar la calidad global del sistema que se defina en las instrucciones técnicas complementarias al presente Real Decreto.

Artículo 27. Consecuencias del incumplimiento de la calidad de servicio.

1. La responsabilidad del transportista en cuanto a la calidad del servicio de la red de transporte se exige por el cumplimiento del índice de disponibilidad (ID) de sus instalaciones, que será incentivado a través del término correspondiente, recogido en la fórmula para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4 del Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre.

2. El operador del sistema y gestor de la red de transporte será responsable de los incumplimientos de los niveles de calidad de suministro en los puntos frontera definidos en los artículos anteriores, en la medida que le sean imputables, según se establezca en las instrucciones técnicas complementarias correspondientes.

3. Los descuentos a aplicar en la facturación de los consumidores directamente conectados a la red de transporte, debidos al incumplimiento de los niveles de calidad de suministro, tendrán el mismo tratamiento que lo establecido en el artículo 105.

4. Si el incumplimiento de los niveles de calidad del suministro a los consumidores conectados en la red de distribución fuera responsabilidad del operador del sistema o motivado por deficiencias del sistema de transporte, y también en el caso de que sean incumplimientos de los niveles de calidad de suministro a consumidores directamente conectados a la red de transporte, los descuentos que se apliquen a la facturación de los consumidores podrán ser gestionados por el operador del sistema a través del establecimiento de un seguro de riesgo, cuya póliza deberá ser aprobada por el Ministerio de Economía, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía, durante el primer año de entrada en vigor del presente Real Decreto.

5. En el caso de que no se alcancen los índices TIM y ENS de calidad global exigidos, el operador del sistema y gestor de la red de transporte analizará las causas de dicha deficiencia. En el caso de que ésta sea debida a una insuficiencia estructural de la red de transporte, se deberá incluir en los programas de desarrollo de las redes de transporte aquellas medidas que considere necesarias para lograr la calidad exigida.

6. El tratamiento de las indisponibilidades individuales por instalación se establecerá en las instrucciones técnicas complementarias al presente Real Decreto.

7. En caso de discrepancia y falta de acuerdo entre el transportista y el agente conectado a la red, y en su caso el operador del sistema y gestor de la red de transporte, sobre el cumplimiento de la calidad individual, la Comisión Nacional de Energía determinará el nivel técnico del incumplimiento y el concreto sujeto del sistema a cuya actuación son imputables las deficiencias.

8. No se considerarán incumplimientos de calidad los provocados por causa de fuerza mayor o las acciones de terceros. A estos efectos, no se considerarán causas de fuerza mayor las que se establezcan en las instrucciones técnicas complementarias. En ningún caso los fenómenos atmosféricos que se consideren habituales o normales en cada zona geográfica, de acuerdo con los datos estadísticos de que se dispongan, podrán ser alegados como causa de fuerza mayor.

9. Sin perjuicio de lo establecido en este artículo, el incumplimiento de los índices de calidad en los puntos frontera y de la calidad individual por instalación, podrá dar lugar, previa tramitación del correspondiente

procedimiento sancionador, a la imposición de sanciones, de conformidad con lo dispuesto en el Título X de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico.

Artículo 28. Información sobre la calidad de servicio.

1. El operador del sistema y el gestor de la red de transporte deberá elaborar anualmente información detallada de los valores de los indicadores TIM, ENS e II, así como del margen de tensión y frecuencia en cada nudo de la red de transporte.Los índices TIM y ENS se desagregarán mensualmente diferenciando los correspondientes a interrupciones programadas y los correspondientes a interrupciones imprevistas.El Índice de Indisponibilidad de la red (II) se desagregará mensualmente diferenciando entre las causas que las provocan.Las empresas transportistas remitirán al operador del sistema y gestor de la red de transporte información relativa al número y duración de las interrupciones, de suministro en cada punto frontera y sobre las indisponibilidades individuales de las instalaciones diferenciando las líneas por su nivel de tensión y los transformadores por su relación de transformación e indicando en cada caso su carácter de programadas o imprevistas, así como la causa de estas últimas.

2. Esta información la enviará anualmente el operador del sistema al Ministerio de Economía, y a la Comisión Nacional de Energía y será de carácter público.Asimismo, se remitirá con la misma periodicidad al órgano competente de la Administración Autonómica la información correspondiente al ámbito de su territorio.

3. La información obtenida será sometida a las correspondientes auditorías a fin de obtener un examen sistemático e independiente. Para ello las empresas transportistas deberán disponer de un registro de todas las incidencias detectadas durante los últimos cuatro años.

4. Los agentes conectados a la red de transporte tendrán derecho a que le sea facilitada por los transportistas la información de la calidad en los nudos en los que se suministran a través de sus redes obtenido de acuerdo con la metodología descrita en los apartados anteriores.

5. El tratamiento y elaboración de la información sobre la calidad del servicio en la red de transporte se establecerá en el procedimiento de operación correspondiente.

Artículo 29. Perturbaciones provocadas por instalaciones conectadas a la red de transporte.

Los agentes conectados a la red estarán obligados a adoptar las medidas necesarias para que el nivel de perturbaciones emitidas, esté dentro de los límites que se establezcan en los procedimientos de operación del sistema o en las instrucciones técnicas complementarias al presente Real Decreto, según corresponda.

CAPÍTULO V

Instalaciones de conexión de centrales de generación y de consumidores a las redes de transporte y distribución

Artículo 30. Instalaciones de conexión de centrales de generación.

1. 1. Se entenderá por instalaciones de conexión de generación aquéllas que sirvan de enlace entre una o varias centrales de generación de energía eléctrica y la correspondiente instalación de transporte o distribución.A los efectos establecidos en el artículo 21.7 de la Ley 54/1997 del Sector

Eléctrico, constituyen instalaciones de conexión las subestaciones y líneas en tensión de transporte o distribución que resulten necesarias para la efectiva unión de la instalación de generación a la red preexistente o resultante de la planificación aprobada.

2. A las instalaciones de conexión les será de aplicación el régimen de autorización previsto en el Título VII del presente Real Decreto, debiendo cumplir así mismo las condiciones de acceso y conexión previstas en el Título IV del presente Real Decreto.Dichas instalaciones no formarán parte de las redes de transporte ni de distribución, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 32, y estarán condicionadas a los planes de desarrollo de la red de transporte.

Artículo 31. Instalaciones de conexión de consumidores.

1. Se entenderá por instalaciones de conexión de un consumidor a la red de transporte o distribución aquéllas que sirvan de enlace entre dicho consumidor y la correspondiente instalación de transporte o distribución.

2. 2. A las instalaciones de conexión de consumidores a las redes de transporte o distribución les será de aplicación el régimen de autorización previsto en el Título VII del presente Real Decreto, debiendo cumplir así mismo las condiciones de acceso y conexión previstas en el Título IV del presente Real Decreto.Dichas instalaciones no formarán parte de las redes de transporte ni de distribución.

3. A las instalaciones de conexión de consumidores a las redes de transporte o distribución les será de aplicación lo establecido en el capítulo II del Título III del presente Real Decreto sobre derechos de acometida y demás actuaciones necesarias para atender el suministro.

Artículo 32. Desarrollo de las instalaciones de conexión.

1. Las instalaciones de conexión se conectarán en un solo punto a las redes de transporte o distribución, salvo autorización expresa de la Administración competente, y serán titulares de las mismas los peticionarios.

2. Cuando la conexión dé lugar a la partición de una línea existente o planificada con entrada y salida en una nueva subestación, las instalaciones necesarias para dicha conexión, consistentes en la nueva línea de entrada y salida, la nueva subestación de la red de transporte o distribución, en lo que se refiere a las necesidades motivadas por la nueva conexión, el eventual refuerzo de la línea existente o planificada y la adecuación de las posiciones en los extremos de la misma, que resulten del nuevo mallado establecido en la planificación tendrán la consideración de la red a la que se conecta.La inversión necesaria será sufragada por él o los promotores de la conexión, pudiendo este o estos designar al constructor de las instalaciones necesarias para la conexión, conforme a las normas técnicas aplicadas por el transportista, siendo la titularidad de las instalaciones del propietario de la línea a la que se conecta.En todo caso, si las nuevas instalaciones desarrolladas fueran objeto de utilización adicional por otro consumidor y/o generador, el nuevo usuario contribuirá, por la parte proporcional de utilización de la capacidad de la instalación, en las inversiones realizadas por el primero.Dicha obligación sólo será exigible en el plazo de cinco años a contar desde la puesta en servicio de la conexión.La Comisión Nacional de Energía resolverá en caso de discrepancias.En el caso de las instalaciones de transporte, los costes de operación y mantenimiento serán a cargo del sistema.

3. Los proyectos de las nuevas instalaciones y los programas de ejecución serán supervisados por el operador del sistema y gestor de la red de transporte o los gestores de las redes de distribución, que recabará la

información necesaria del transportista o distribuidor propietario de la instalación y del agente peticionario.

4. El resto de refuerzos asociados tanto al desarrollo de red como al eventual necesario cambio de aparamenta serán incluidos en el proceso de planificación.

CAPÍTULO VI

Pérdidas en la red de transporte

Artículo 33. Definición de las pérdidas en la red de transporte.

1. Las pérdidas de transporte se definen como la energía que se consume en los diferentes elementos de la red y tienen su origen en la intensidad eléctrica que circula por los mismos y en la tensión a que se hallan sometidos.

2. Las pérdidas de transporte se determinarán horariamente por el saldo de las medidas en las fronteras de la red de transporte con los generadores, distribuidores, consumidores directamente conectados a la red de transporte y conexiones internacionales.

Artículo 34. Responsabilidad sobre las pérdidas de transporte.

1. La medición de las pérdidas de transporte es responsabilidad del operador del sistema, quien publicará cada día, de forma provisional y con arreglo a las medidas recibidas, las pérdidas horarias de transporte correspondientes al día anterior.

2. Los agentes del mercado, tanto oferentes como demandantes de energía, serán responsables de presentar ofertas de compra y venta de energía en las que internalizarán las pérdidas de la red de transporte que les correspondan por su participación en el mercado de producción.

Artículo 35. Metodología de asignación de las pérdidas de transporte.

1. El operador del sistema calculará y publicará diariamente las pérdidas horarias estimadas de la red de transporte y los factores de pérdidas estimados correspondientes a cada nudo de la red de transporte, en la forma y con el proceso de cálculo definido en el procedimiento de operación correspondiente.

2. El operador del sistema, independientemente de la afección que pueda suponer para la liquidación de los agentes, calculará y publicará diariamente los factores de pérdidas reales de cada nudo y la asignación de las pérdidas reales que correspondan a cada sujeto conforme a lo establecido en el procedimiento de operación correspondiente.

3. El Ministerio de Economía establecerá mediante una Orden los plazos y la forma de publicación de los coeficientes de asignación de pérdidas entre los agentes, basados en los factores de pérdidas calculados por el operador del sistema para cada nudo de la red de transporte.

4. La desviación horaria entre la energía asignada en el mercado y la realmente generada o consumida, afectada del coeficiente de pérdidas que corresponda a cada hora, será liquidada según el procedimiento que se establezca para el tratamiento de los desvíos.

5. El tratamiento de la generación y los consumos en redes inferiores con respecto a la asignación de las pérdidas de la red de transporte que les corresponda, se realizará en el procedimiento de operación correspondiente.

6. A efectos de asignación de pérdidas, las importaciones y exportaciones de energía se reflejarán en los nudos frontera entre sistemas con los

coeficientes que corresponda, conforme se describirá en los procedimientos de operación aplicables.

TÍTULO III

Distribución

CAPÍTULO I

Actividad de distribución, gestores de las redes de distribución y empresas distribuidoras

Artículo 36. Actividad de distribución.

1. La actividad de distribución es aquélla que tiene por objeto principal la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo en las adecuadas condiciones de calidad, así como la venta de energía eléctrica a los consumidores a tarifa o distribuidores que también la adquieran a tarifa.

2. La actividad de distribución será llevada a cabo por los distribuidores que son aquellas sociedades mercantiles que tienen por objeto distribuir energía eléctrica, así como construir, operar y mantener las instalaciones de distribución y vender energía eléctrica a tarifa, en los términos previstos en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

3. También podrán tener la consideración de distribuidores las sociedades cooperativas de consumidores y usuarios en los términos que resulten de la normativa que las regula, siéndoles de aplicación el artículo siguiente.

Artículo 37. Requisitos de los sujetos para el ejercicio de la actividad de distribución.

1. Los sujetos que vayan a ejercer la actividad de distribución deberán reunir los siguientes requisitos, sucesivamente:

a. Certificación que acredite su capacidad legal, técnica y económica.b. Concesión por parte de la administración competente de la

autorización administrativa de las instalaciones de distribución.c. Aprobación del Ministerio de Economía de la retribución que le

corresponda para el ejercicio de su actividad, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 54/1997 y su normativa de desarrollo en función de las instalaciones que tenga autorizadas en cada momento.

d. Estar inscrito en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados del Ministerio de Economía, en la Sección primera de acuerdo con lo dispuesto en el presente Real Decreto.

2. La certificación que acredite la capacidad legal, técnica y económica corresponderá otorgarla, previa solicitud del interesado, a la Dirección General de Política Energética y Minas cuando la actividad se vaya a desarrollar en todo el territorio nacional o en más de una Comunidad Autónoma y al órgano competente de la Comunidad Autónoma cuando la actividad se vaya a desarrollar exclusivamente en el ámbito territorial de la misma.

3. Para obtener la certificación de la capacidad legal, técnica y económica, el interesado lo solicitará a la Administración competente, presentando al menos la siguiente documentación:

a. Escritura de constitución de la sociedad debidamente inscrita en el Registro mercantil o, en el caso, de sociedades cooperativas en el registro que corresponda, que acredite las condiciones legales y económicas a que se refiere el presente artículo.

b. Certificación de la inscripción de la Sociedad en el Registro de Actividades Industriales correspondiente.

c. Acreditación de la capacidad técnica de la sociedad de acuerdo con lo establecido en el presente artículo.

En todo caso, podrá ser solicitada al interesado otra documentación complementaria necesaria para acreditar la debida capacidad legal, técnica o económica de la sociedad.

4. Para acreditar su capacidad legal, las entidades que realizan la actividad de distribución deberán revestir la forma de sociedades mercantiles de nacionalidad española o en su caso de otro estado miembro de la Unión Europea con establecimiento permanente en España.También podrán acreditar dicha capacidad las sociedades cooperativas de consumidores y usuarios de nacionalidad española, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 36.3 del presente Real Decreto, estén debidamente dadas de alta en los registros correspondientes.Dichas sociedades no podrán desarrollar directamente actividades de generación o comercialización.

5. Las sociedades que tengan por objeto realizar la actividad de distribución deberán acreditar la capacidad técnica, mediante el cumplimiento de las siguientes condiciones:

a. Contará con 25 MVA de transformación o 50 Kms de líneas o 1000 clientes en instalaciones sin solución de continuidad eléctrica.Para ello deberán presentar un plan de negocio auditado que garantice alcanzar los requisitos anteriores en un plazo máximo de tres años. Dicho Plan deberá incluir:

1. El Plan de inversiones en activos para la distribución de energía eléctrica.

2. El Plan de gastos para el mantenimiento de los activos y su reposición.

b. Contar con capacidad suficiente para poder realizar la lectura y facturación de los clientes.

6. Para acreditar la capacidad económica, las entidades que realizan la actividad de distribución deberán poseer un inmovilizado material mínimo de 50 millones de pesetas, financiado al menos un 50 por 100 mediante recursos propios. Durante los tres primeros años del ejercicio de la actividad el requisito anterior se considerará cumplido mediante la presentación de garantías por dicha cantidad.

Artículo 38. Redes de distribución.

1. Tendrán la consideración de redes de distribución todas aquellas instalaciones eléctricas de tensión inferior a 220 kV salvo aquellas que, de acuerdo con lo previsto en el artículo 5 del presente Real Decreto, se consideren integradas en la red de transporte.Así mismo se considerarán elementos constitutivos de la red de distribución todos aquellos activos de la red de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos auxiliares, eléctricos o no, de destino exclusivo para el adecuado funcionamiento de las instalaciones específicas de las redes de distribución antes definidas, incluidos los centros de control en todas las partes y elementos que afecten a las instalaciones de distribución.

2. No formarán parte de las redes de distribución los transformadores de las centrales de generación, las instalaciones de conexión de dichas centrales a las redes, las instalaciones de consumidores para su uso exclusivo, ni las líneas directas, sin perjuicio de lo establecido en la disposición adicional quinta del presente Real Decreto.

Artículo 39. Zonas eléctricas de distribución.

1. A los efectos del presente Real Decreto, excepto en lo que se refiere a las zonas establecidas para la determinación de la calidad de servicio zonal, se entenderá por zona eléctrica de distribución el conjunto de instalaciones de distribución pertenecientes a una misma empresa y cuyo objeto último es permitir el suministro de energía eléctrica a los consumidores en las adecuadas condiciones de calidad y seguridad.La caracterización de las distintas zonas eléctricas de distribución determinará la retribución de las empresas distribuidoras propietarias de las redes de cada zona, así como el nivel de pérdidas reconocido a cada una de ellas, de acuerdo con lo que se establezca en dicho régimen retributivo.

2. El gestor de la red de distribución en cada una de las zonas eléctricas de distribución será la empresa distribuidora propietaria de las mismas, sin perjuicio de que puedan alcanzarse acuerdos entre empresas distribuidoras para la designación de un único gestor de la red de distribución para varias zonas eléctricas de distribución. Estos acuerdos serán puestos en conocimiento de la Administración competente.

Artículo 40. Gestores de las redes de distribución.

1. Cada uno de los gestores de la red de distribución, determinados de acuerdo con el artículo anterior, desarrollará las siguientes funciones en el ámbito de su zona eléctrica de distribución:

a. Coordinar las actuaciones de maniobra y mantenimiento que se lleven a cabo en el ámbito de su zona eléctrica de distribución así como con los gestores de redes de distribución colindantes.

b. Analizar las solicitudes de conexión a la red de distribución de su zona y condicionar, en su caso, el acceso a la red cuando no se disponga de capacidad suficiente o se incumplan los criterios de fiabilidad y seguridad establecidos en el presente Real Decreto.

c. Emitir, cuando les sea solicitado por la Administración competente, informe sobre la autorización administrativa para la construcción de instalaciones que se conecten en su zona, de acuerdo con lo dispuesto en el Título VII del presente Real Decreto.

d. Participar como proveedores en el servicio complementario de control de tensión de la red de transporte, de acuerdo con los procedimientos de operación establecidos por el operador del sistema. Para ello gestionará los elementos de control de tensión disponibles en el ámbito de su zona generadores, reactancias, baterías de condensadores, tomas de los transformadores, etc., conforme a lo establecido en los procedimientos de operación de las redes de distribución que se desarrollen.

e. Aquellas otras funciones que se deriven de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y sus normas de desarrollo.

2. El gestor de la red de distribución deberá preservar el carácter confidencial de la información de la que tenga conocimiento en el desempeño de su actividad, cuando de su divulgación puedan derivarse problemas de índole comercial, sin perjuicio de la obligación de información a las Administraciones públicas derivada de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Artículo 41. Obligaciones y derechos de las empresas distribuidoras.

1. Serán obligaciones de las empresas distribuidoras:a. Mantener el cumplimiento de los requisitos para el ejercicio de la

actividad, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 37 del presente Real Decreto.

b. Suministrar energía eléctrica a los consumidores a tarifa o a otros distribuidores en los términos establecidos en la Ley 54/1997, y el presente Real Decreto.

c. Realizar sus actividades en la forma autorizada y conforme a las disposiciones aplicables, prestando el servicio de distribución de forma regular y continua con los niveles de calidad establecidos en el presente Real Decreto y sus disposiciones de desarrollo.

d. Maniobrar y mantener sus redes de distribución de acuerdo con los procedimientos de operación de la distribución que se desarrollen.

e. Proceder a la lectura de la energía recibida y entregada por sus redes a los consumidores a tarifa y a los consumidores cualificados de acuerdo con el artículo 95 del presente Real Decreto, ya sea directamente o bien a través de entidades autorizadas al efecto.

f. Comunicar al Ministerio de Economía y a la Comisión Nacional de Energía, las autorizaciones de instalación que les concedan otras Administraciones, así como las modificaciones relevantes de su actividad, a efectos del reconocimiento de sus costes en la determinación de la tarifa y la fijación de su régimen de retribución.

g. Comunicar al Ministerio de Economía, a la Administración competente y a la Comisión Nacional de Energía, la información sobre precios, consumos, facturaciones y condiciones de venta aplicables a los consumidores, distribución de consumidores y volumen correspondiente por categorías de consumo, que se establezcan o se hayan establecido.

h. Comunicar al Ministerio de Economía, y a las Administraciones correspondientes la información sobre calidad de servicio que se establece en el presente Real Decreto, así como cualquier otra información relacionada con la actividad que desarrollen dentro del sector eléctrico.

i. Atender en condiciones de igualdad las demandas de nuevos suministros eléctricos y la ampliación de los existentes, con independencia de que se trate de suministros a tarifa o de acceso a las redes, en las zonas en las que operen, sin perjuicio de lo que resulte de aplicación del régimen de acometidas establecido en el presente Real Decreto.Cuando existan varios distribuidores cuyas instalaciones sean susceptibles de atender nuevos suministros y ninguno de ellos decidiera acometer la obra, la Administración competente determinará cuál de estos distribuidores deberá realizarla atendiendo al criterio de menor coste y mayor racionalidad económica.

j. Emitir la certificación de consumo anual y en su caso tensión de suministro a los consumidores cualificados conectados a sus redes que lo soliciten con objeto de que puedan acreditar su condición. A estos efectos las empresas distribuidoras deberán llevar un listado detallado de los consumidores que hayan solicitado dicha certificación diferenciando entre los que han ejercido su condición de cualificados de los que no la hayan ejercido. El listado será remitido a la Dirección General de Política Energética y Minas anualmente, comunicando con carácter mensual las altas y bajas que se producen quien lo enviará a las Comunidades Autónomas en el ámbito de sus competencias.La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá los requisitos mínimos del modelo de información y datos a incluir en los mismos.El tratamiento de dichos datos, se regulará por lo establecido en el artículo 166 del presente Real Decreto.

k. Informar y asesorar a los consumidores en el momento de la contratación sobre la tarifa y potencia a contratar más conveniente a sus necesidades de acuerdo con el apartado 2 del artículo 80 del presente Real Decreto.

2. Serán derechos de las empresas distribuidoras:a. El reconocimiento por parte de la Administración de una retribución

por el ejercicio de su actividad.b. Adquirir la energía eléctrica necesaria para atender el suministro de

sus clientes a tarifa.c. Percibir la retribución que le corresponda por el ejercicio de la

actividad de distribución.

Artículo 42. Equipamiento de las instalaciones.

Los elementos integrantes de las instalaciones de la red de distribución tendrán un equipamiento adecuado para poder atender a las necesidades técnicas requeridas, incluyendo en su caso los elementos de control de potencia reactiva, así como para garantizar la seguridad de las mismas, debiendo cumplir con los procedimientos de operación de las redes de distribución que se aprueben al respecto.

Las redes de distribución deberán ser dimensionadas con capacidad suficiente para atender la demanda teniendo en cuenta las previsiones de su crecimiento en la zona.

CAPÍTULO II

Acometidas eléctricas y demás actuaciones necesarias para atender el suministro

Artículo 43. Objeto y ámbito de aplicación.

1. El presente capítulo tiene por objeto establecer el régimen económico de las acometidas eléctricas y demás actuaciones necesarias para atender los requerimientos de suministro de energía eléctrica de los usuarios, sin perjuicio de lo establecido por las Comunidades Autónomas en el ámbito de sus competencias.

2. Las empresas distribuidoras estarán obligadas a atender en condiciones de igualdad las demandas de suministro eléctrico que se les planteen en las zonas en que operan, pudiendo exigir de los usuarios que sus instalaciones y receptores reúnan las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias.

3. Lo establecido en este capítulo será de aplicación igualmente a aquellos usuarios conectados a la red de transporte, en cuyo caso, los derechos y obligaciones establecidos en el presente capítulo para las empresas distribuidoras se entenderán para las empresas transportistas.

Artículo 44. Derechos de acometida.

1. Tendrá la consideración de derechos de acometida la contraprestación económica que debe ser abonada a la empresa distribuidora por la realización del conjunto de actuaciones necesarias para atender un nuevo suministro o para la ampliación de uno ya existente.

Los derechos de acometida podrán incluir los siguientes conceptos:

a. Derechos de extensión, siendo éstos la contraprestación económica a pagar por cada solicitante de un nuevo suministro o de la ampliación de potencia de uno ya existente a la empresa distribuidora por las infraestructuras eléctricas necesarias entre la red de distribución existente y el primer elemento propiedad del solicitante. A estos efectos se entenderá por solicitante la persona física o jurídica que solicita las instalaciones de extensión para la acometida sin que

necesariamente tenga que contratar el nuevo suministro o su ampliación.

b. Derechos de acceso, siendo éstos la contraprestación económica a pagar por cada contratante de un nuevo suministro o de la ampliación de potencia de uno ya existente, cuyo abono procederá, en todo caso, por su incorporación a la red.

2. Los derechos de acometida serán únicos para todo el territorio nacional y se determinarán atendiendo a las características del suministro correspondiente.

Artículo 45. Criterios para la determinación de los derechos de extensión.

1. La empresa distribuidora que haya de atender un nuevo suministro o la ampliación de uno ya existente estará obligada a la realización de las infraestructuras eléctricas necesarias cuando dicho suministro se ubique en suelo urbano que tenga la condición de solar, siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

a. Cuando se trate de suministros en baja tensión, la instalación de extensión cubrirá una potencia máxima solicitada de 50 kW.

b. Cuando se trate de suministros en alta tensión, la instalación de extensión cubrirá una potencia máxima solicitada de 250 kW.

Cuando la instalación de extensión supere los límites de potencia anteriormente señalados, el solicitante realizará a su costa la instalación de extensión necesaria, de acuerdo tanto con las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, como con las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente. En estos casos las instalaciones de extensión serán cedidas a una empresa distribuidora, sin que proceda el cobro por el distribuidor de la cuota de extensión que se establece en el artículo 47 del presente Real Decreto.

Modificado según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

Cuando la instalación de extensión supere los límites de potencia anteriormente señalados, el solicitante realizará a su costa la instalación de extensión necesaria, de acuerdo tanto con las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, como con las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente. En estos casos las instalaciones de extensión serán cedidas a la empresa distribuidora de la zona, sin que proceda el cobro por el distribuidor de la cuota de extensión que se establece en el artículo 47 del presente Real Decreto.

La construcción de estas líneas estará sometida al régimen de autorización previsto en el Título VII del presente Real Decreto para las líneas de distribución.

2. Cuando el suministro se solicite en suelo urbano que no disponga de la condición de solar de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 6/1998, de 13 de abril, sobre régimen del suelo y valoraciones, su propietario deberá completar a su costa, de acuerdo tanto con las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, como con las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente, la infraestructura eléctrica necesaria para que se adquiera tal condición, aplicándose, en su caso, lo previsto en el apartado anterior.

3. Cuando el suministro se solicite en suelo urbanizable de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 6/1998, su propietario deberá ejecutar a su costa, de acuerdo tanto con las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, como con las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la

Administración competente, la infraestructura eléctrica necesaria, incluyendo la red exterior de alimentación y los refuerzos necesarios, aplicándose, en su caso, lo establecido en el apartado primero.Los refuerzos a que se refiere el párrafo anterior quedarán limitados a la instalación a la cual se conecta la nueva instalación.No obstante, las empresas distribuidoras podrán participar en el coste de la infraestructura eléctrica a que se refieren los párrafos anteriores.


3. Cuando el suministro se solicite en suelo urbanizable de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 6/1998, su propietario, o en su defecto el solicitante, deberá ejecutar a su costa, de acuerdo tanto con las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, como con las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente, la infraestructura eléctrica necesaria, incluyendo la red exterior de alimentación y los refuerzos necesarios. En este supuesto, una vez que el suelo urbanizable ha alcanzado la categoría de suelo urbano con condición de solar, no procederá el cobro por el distribuidor de cantidad alguna en concepto de derechos de extensión, salvo que la potencia finalmente solicitada supere a la prevista en el proceso urbanizador y el distribuidor tenga que ampliar la infraestructura eléctrica ejecutada.

Los refuerzos a que se refiere el párrafo anterior quedarán limitados a la instalación a la cual se conecta la nueva instalación.

4. Cuando la empresa distribuidora obligada al suministro considere oportuno dar una dimensión a la red superior a la necesaria para atender la demanda de potencia solicitada, la empresa distribuidora costeará dicha superior dimensión. En caso de discrepancias en el reparto de costes resolverá la Administración competente.

5. En el caso de suelo no urbanizable según lo dispuesto en la Ley 6/1998 el solicitante realizará a su costa, de acuerdo tanto con las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias y con los límites que establezcan las leyes y el planeamiento así como con las establecidas por la empresa distribuidora aprobadas por la Administración competente, la infraestructura eléctrica para atender su suministro adquiriendo la condición de propietario de dichas instalaciones y asumiendo la responsabilidad de su mantenimiento y operación.En este supuesto, se estará a lo dispuesto sobre instalaciones de conexión de consumidores, salvo que el titular de la instalación, respetando en todo caso las servidumbres de paso, opte por la cesión de la misma a favor de la empresa distribuidora.

6. A los efectos de los apartados anteriores, todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor tendrán la consideración de red de distribución, debiendo ser cedidas a una empresa distribuidora, quién responderá de la seguridad y calidad del suministro, pudiendo exigir el titular de la instalación la suscripción de un convenio de resarcimiento frente a terceros por una vigencia máxima de 5 años, quedando dicha infraestructura abierta al uso de dichos terceros.Los referidos convenios deberán ser puestos en conocimiento de la Administración competente, acompañándose a la documentación de la solicitud de autorización administrativa de transmisión de la instalación.


6. A los efectos de los apartados anteriores, todas las instalaciones destinadas a más de un consumidor tendrán la consideración de red de distribución, debiendo ser cedidas a la empresa distribuidora de la zona, quién responderá de la seguridad y calidad del suministro, pudiendo exigir el titular de la instalación la suscripción de un convenio de resarcimiento frente a terceros por una vigencia máxima de cinco años, quedando dicha infraestructura abierta al uso de dichos terceros.

Las empresas distribuidoras a quienes hayan sido cedidas instalaciones destinadas a más de un consumidor deberán informar a la Dirección General de Política Energética y Minas, con carácter anual y durante el primer trimestre de cada año, de las instalaciones de distribución que han sido objeto de cesión y de las condiciones de la misma.

Los referidos convenios deberán ser puestos en conocimiento de la Administración competente, acompañándose a la documentación de la solicitud de autorización administrativa de transmisión de la instalación.

Cuando existan varios distribuidores en la zona a los cuales pudieran ser cedidas las instalaciones, la Administración competente determinará a cuál de dichos distribuidores deberán ser cedidas, con carácter previo a su ejecución, y siguiendo criterios de mínimo coste.

Artículo 46. Potencia y tensión del suministro.

La elección de la tensión, el punto de entrega y las características del suministro serán acordados entre la empresa distribuidora y el solicitante teniendo en cuenta un desarrollo racional y óptimo de la red, con el menor coste y garantizando la calidad del suministro. En caso de discrepancia resolverá el órgano competente de la Administración.

Tendrán la consideración de suministros en baja tensión aquellos que se realicen a una tensión inferior igual a 1 kV, no pudiéndose atender suministros con potencia superiores a 50 kW, salvo acuerdo con la empresa distribuidora.

La determinación de la potencia solicitada en los suministros en baja tensión se establecerá de acuerdo con la normativa vigente.

Serán suministros en alta tensión aquellos que se realicen a una tensión superior a 1 kV, sin que exista límite de potencia. El suministro en alta tensión se llevará a cabo a la tensión acordada entre la empresa distribuidora y el solicitante entre las disponibles, teniendo en cuenta las características de la red de distribución de la zona.

En el caso de existir una tensión a extinguir y otra normalizada, se considerará únicamente esta última como disponible.

Artículo 47. Cuotas de extensión y de acceso.

1. Las cuotas de extensión y de acceso se calcularán atendiendo tanto a la tensión como a la potencia del suministro.

2. El solicitante de un suministro deberá abonar la cuota de extensión con las excepciones establecidas en el artículo 45 del presente Real Decreto.El contratante de un nuevo suministro o de la ampliación de potencia de uno ya existente deberá abonar, en todo caso, la cuota de acceso.

3. Las cuotas de extensión, en ptas./kW solicitado, fijadas en función de la tensión de la red de suministro, serán inicialmente las siguientes:

a. Alta tensión:

Potencia solicitada ≤ 250 kW

Tensión

Cuota de extensión

Pesetas/kW solicitado

V ≤ 36 kV 2.262

36 kV < V < 72,5 kV 2.208

72,5 kV < V 2.351

b. Baja tensión:

Potencia solicitada: ≤ 50 kW.Cuota de extensión = 2.500 ptas./kW solicitado.

4. Las cuotas de acceso, en ptas./kW contratado, fijadas en función de la tensión de la red de suministro, serán las inicialmente siguientes:

a. Alta tensión:

Tensión

Cuota de extensión

Pesetas/kW contratado

V ≤ 36 kV 2.455

36 kV < V < 72,5 kV 2.119

72,5 kV < V 1.540

b. Baja tensión:

Cuota de acceso = 2.836 ptas./kW contratado.

5. En el caso de que una empresa distribuidora decidiese no cobrar derechos por estos conceptos, quedará obligada a aplicar dicha exención a todos los consumidores de su zona de distribución.

6. Cuando se trate de suministros en suelo urbano con la condición de solar, incluidos los suministros de alumbrado público, y la potencia solicitada para un local, edificio o agrupación de éstos sea superior a 100 kW, o cuando la potencia solicitada de un nuevo suministro o ampliación de uno existente sea superior a esa cifra, el solicitante deberá reservar un local, para su posterior uso por la empresa distribuidora, de acuerdo con las condiciones técnicas reglamentarias y con las normas técnicas establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente, cerrado y adaptado, con fácil acceso desde la vía pública, para la ubicación de un centro de transformación cuya situación corresponda a las características de la red de suministro aérea o subterránea y destinado exclusivamente a la finalidad prevista. El propietario del local quedará obligado a registrar esta cesión de uso, corriendo los gastos correspondientes a cargo de la empresa distribuidora.Si el local no fuera utilizado por la empresa distribuidora transcurridos seis meses desde la puesta a su disposición por el propietario, desaparecerá la obligación de cesión a que se refiere el párrafo anterior.La empresa distribuidora, cuando haga uso del mencionado local deberá

abonar al propietario una compensación "C" que se calculará con la siguiente fórmula:

C = S x Pm - N x T

siendo:

S = superficie interior en metros cuadrados del local cedido.Pm = precio en pesetas del módulo establecido por el Ministerio de Fomento para viviendas de protección oficial.N = potencia solicitada en kW.T = tarifa en pesetas por kW solicitado. Tomará el valor inicial de 1.205 pesetas y se actualizará anualmente en la misma proporción que lo haga el módulo Pm.

Si por aplicación de la anterior fórmula resultase una cantidad negativa se considerará cero.Si la empresa renunciara a hacer uso del local, el solicitante abonará a la empresa distribuidora, por una sola vez, la cantidad de 1.205 pesetas por kW solicitado.Esta cantidad se actualizará anualmente en la misma proporción que lo haga el módulo Pm.En el caso de que la potencia del centro de transformación instalado sea superior a la solicitada, con la finalidad de suministrar energía a otros peticionarios, la empresa distribuidora abonará a la propiedad del inmueble en el que recaiga la instalación en el momento de la puesta en servicio del centro de transformación, la cantidad de 1.205 pesetas por kW que exceda de la potencia solicitada.Modificado según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

En el caso de que la potencia del centro de transformación instalado sea superior a la solicitada, con la finalidad de suministrar energía a otros peticionarios, la empresa distribuidora abonará a la propiedad del inmueble en el que recaiga la instalación en el momento de la puesta en servicio del centro de transformación, la cantidad de 7,3 € por kW que exceda de la potencia solicitada. Lo anterior será así mismo de aplicación ante cualquier ampliación de la potencia instalada en el referido centro de transformación.

En los supuestos de actuaciones urbanísticas, el suelo necesario para subestaciones y el suelo o locales destinados a centros de transformación, no computando a efectos de volumetría, se definirán como servicios dotacionales, en su caso infraestructuras básicas de suministro, y serán costeados por el promotor o urbanizador.

Artículo 48. Suministros especiales.

1. Se consideran suministros especiales para determinar los derechos de acometida:

a. Los de duración no superior a seis meses o suministros de temporada.

b. Los provisionales de obras.c. Los de garantía especial de suministro.

2. Para los suministros de duración no superior a seis meses o suministros de temporada, el solicitante pagará a la empresa distribuidora, o realizará por su cuenta, el montaje y desmontaje de las instalaciones necesarias para efectuar el suministro.La empresa distribuidora podrá exigir al solicitante de este tipo de

suministro un depósito por un importe no superior a una mensualidad, estimadas 8 horas de utilización diaria de la potencia contratada, que se devolverá a la conclusión del suministro.Las empresas distribuidoras no podrán cobrar, para este tipo de suministros, cantidad alguna en concepto de derechos de acceso.

3. En los suministros provisionales de obras, serán de cuenta del solicitante las inversiones necesarias que sirvan exclusivamente para esta finalidad. El desmontaje de las instalaciones provisionales será también de cuenta del solicitante.Si la instalación de extensión que ha sido preciso realizar para llevar a cabo el suministro provisional, o parte de ella, es utilizable para el suministro definitivo, y se da la circunstancia que por la ubicación de las edificaciones o instalaciones que se construyan, las inversiones de extensión correspondan ser realizadas por la empresa distribuidora, las cantidades invertidas por el solicitante serán descontadas de los derechos de acometida a pagar por el suministro definitivo.La empresa distribuidora podrá exigir al solicitante de un suministro de obra un depósito por un importe no superior a una mensualidad, que se calculará a razón de seis horas diarias de utilización de la potencia contratada, y que será devuelta a la conclusión de la obra.Las empresas distribuidoras no podrán cobrar, para este tipo de suministros, cantidad alguna en concepto de derechos de acceso.

4. Si algún consumidor de alta o baja tensión deseara una garantía especial de suministro y ésta es atendida mediante el establecimiento de un suministro complementario, tal como es definido en el Reglamento electrotécnico para baja tensión vigente, los costes totales a que dé lugar dicho segundo suministro serán íntegramente a su cargo.Por el concepto de derechos de acceso no se podrá producir una duplicidad de percepciones con las ya satisfechas por el suministro principal, salvo que este segundo suministro sea realizado por una empresa distribuidora distinta.

5. Ninguno de los suministros a que hace referencia el presente artículo podrá ser utilizado para fines distintos a los que fueron solicitados.

Artículo 49. Vigencia de los derechos de acometida.

1. En caso de rescisión del contrato de suministro los derechos de extensión, se mantendrán vigentes para la instalación para la que fueron abonados durante un periodo de tres años para baja tensión y de cinco años para alta tensión.


1. En caso de rescisión del contrato de suministro los derechos de acometida, tanto de extensión como de acceso, se mantendrán vigentes para la instalación y/o suministro para los que fueron abonados durante un período de tres años para baja tensión y de cinco años para alta tensión.

2. Los aumentos de potencia se considerarán como un alta adicional y originarán los derechos de extensión y acceso que, en su caso, correspondan al incremento de potencia solicitado.Si fuese precisa la ejecución de nuevas obras de extensión, su tratamiento será el previsto para un nuevo suministro.

En el caso de disminución de potencia, los derechos de extensión mantendrán su vigencia por un período de tres años para baja tensión y de cinco años para alta tensión.


En el caso de disminución de potencia, los derechos de acometida, tanto de extensión como de acceso, mantendrán su vigencia por un período de tres años para baja tensión y de cinco años para alta tensión.

3. En el caso de cambio de tensión se considerará que la potencia anterior queda adscrita al nuevo suministro.

Artículo 50. Derechos de enganche y verificación.

1. Los distribuidores podrán obtener percepciones económicas para atender los siguientes requerimientos del servicio:

a. El enganche: la operación de acoplar eléctricamente la instalación receptora a la red de la empresa distribuidora, quien deberá realizar esta operación bajo su responsabilidad.

b. La verificación de las instalaciones: la revisión y comprobación de que las mismas se ajustan a las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias.

Añadido según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

c. Actuaciones en los equipos de medida y control: el conexionado y precintado de los equipos, así como cualquier actuación en los mismos por parte del distribuidor derivadas de decisiones del consumidor.

Para aquellos suministros en los que sea necesaria la presentación de un boletín de instalador autorizado, bien sea por ser la instalación nueva o que en la misma se haya efectuado una reforma, no procederá el cobro por derechos de verificación.Si para la ejecución de la instalación ha sido necesaria la presentación de un proyecto y el certificado final de obra no se exigirá el pago de derechos de verificación.En el caso de que una empresa distribuidora decidiese no cobrar derechos por estos conceptos, quedará obligada a aplicar dicha exención a todos los consumidores de su zona de distribución.

2. Los derechos de enganche que corresponderá abonar al consumidor, cuando la empresa distribuidora realice la referida operación, serán inicialmente los siguientes:

a. Baja tensión: 1.302 pesetas.b. Alta tensión:

Hasta 36 kV: 11.440 pesetas.Entre 36 y 72,5 kV: 38.417 pesetas.Más de 72,5 kV: 53.900 pesetas.

3. En el caso de suministros de temporada, los derechos de enganche quedarán reducidos hasta una quinta parte de los valores anteriores si al dar nuevamente tensión a la instalación del usuario ésta no ha sufrido ninguna modificación y sólo se precisa la maniobra de un elemento de corte ya existente.Los derechos de enganche se abonarán, igualmente, en aquellos casos que exijan la intervención de la empresa distribuidora en el equipo de medida.

4. Los derechos de verificación que corresponderá abonar al consumidor, cuando la empresa distribuidora realice la referida operación, serán inicialmente los siguientes:

a. Baja tensión: 1.153 pesetas.b. Alta tensión:

Hasta 36 kV: 7.896 pesetas.Entre 36 y 72,5 kV: 12.256 pesetas.Más de 72,5 kV: 18.132 pesetas.

5. No darán lugar al cobro de derechos de verificación los aumentos de potencia hasta la potencia máxima admisible de la instalación recogida en el último boletín del instalador.

6. Añadido según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

4. Los derechos por actuaciones en los equipos de medida y control serán inicialmente los mismos que los fijados para los derechos de enganche.

Artículo 51. Actualización de importes.

Anualmente, o cuando las circunstancias especiales lo aconsejen, previos los trámites e informes oportunos, el Gobierno, mediante Real Decreto, procederá a la aprobación o modificación de los importes por derechos de acometida, enganche y verificación establecidos en el presente capítulo.

TÍTULO IV

Acceso a las redes de transporte y distribución.

Líneas directas

CAPÍTULO I

Acceso y conexión a la red de transporte

Artículo 52. Derecho de acceso a la red de transporte.

1. Tendrán derecho de acceso, a la red de transporte, los productores, los autoproductores, los distribuidores, los comercializadores, los agentes externos, los consumidores cualificados y aquellos sujetos no nacionales autorizados que puedan realizar tránsitos de electricidad entre grandes redes.

2. Este derecho sólo podrá ser restringido por la falta de capacidad necesaria, cuya justificación se deberá exclusivamente a criterios de seguridad, regularidad o calidad de suministro.

3. Las limitaciones de acceso para los productores se resolverán sobre la base de la inexistencia en el sistema eléctrico español de reserva de capacidad de red, sin que la precedencia temporal en la conexión implique una consecuente preferencia de acceso. La solución de las eventuales restricciones de acceso se apoyará en mecanismos de mercado conforme a lo establecido en los procedimientos de operación del sistema.

4. El acceso a la red de transporte tendrá carácter de regulado y estará sometido a las condiciones técnicas, económicas y administrativas que fije la Administración competente.

5. Sólo los peajes por uso de las interconexiones internacionales serán facturados por "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima".

Artículo 53. Acceso a la red de transporte.

1. Los agentes referidos en el apartado primero del artículo anterior, que deseen establecer la conexión directa de una nueva instalación a la red de transporte, o deseen realizar una ampliación de la potencia y condiciones declaradas en instalaciones existentes ya conectadas a dicha red, realizarán su solicitud de acceso al operador del sistema y gestor de la red de transporte.

2. La solicitud de acceso a la red de transporte contendrá la información necesaria para la realización por parte del operador del sistema y gestor de la red de transporte de los estudios para establecer la existencia de capacidad de acceso. La información requerida será establecida en el correspondiente procedimiento de operación.

3. El acceso a la red de los consumidores cualificados, podrá llevarse a cabo directamente o, en su caso, a través de los comercializadores con los que pudieran contratar el suministro. En cualquier caso, el acceso a la red corresponde al consumidor cualificado, por lo que, en su caso, el comercializador deberá cursar una solicitud por cada uno de los puntos de conexión en los que físicamente están conectados dichos consumidores.

4. La solicitud de acceso se considerará admitida cuando el solicitante haya cumplimentado debidamente la solicitud con la información referida en el apartado 2 del presente artículo y ésta haya sido recepcionada por el operador del sistema y gestor de la red de transporte. Para ello, el operador del sistema al recibir la solicitud, comunicará al solicitante las anomalías o errores que existan para que las subsanen en el plazo de un mes. El operador del sistema y gestor de la red de transporte informará de la solicitud a la empresa transportista propietaria del punto de conexión, tan pronto éste haya sido identificado y en su caso a otros transportistas o al gestor de la red de distribución de la zona, que pudieran verse afectados.

5. El operador del sistema y gestor de la red de transporte comunicará en el plazo máximo de dos meses sobre la existencia de capacidad suficiente de la red de transporte en el punto solicitado en virtud de lo establecido en el artículo 55 del presente Real Decreto. El informe se remitirá al agente peticionario, a la empresa transportista del punto de conexión y en su caso a otros transportistas y al gestor de la red de distribución de la zona afectados.A los efectos de petición de la conexión, según lo establecido en el artículo 57 del presente Real Decreto, el informe al que se refiere el apartado anterior tendrá una validez de seis meses.Ante la falta de emisión de informe del operador del sistema el solicitante podrá plantear un conflicto ante la Comisión Nacional de Energía de acuerdo con el apartado 8 de este artículo.

6. La evaluación de la capacidad de acceso y la definición de los eventuales refuerzos tendrán en cuenta los criterios de seguridad y funcionamiento del sistema y los planes de desarrollo de la red de transporte. Cuando no se disponga de capacidad suficiente para cumplir las condiciones expresadas por el usuario de acuerdo con las condiciones de funcionamiento y seguridad de la red, el operador del sistema y gestor de la red de transporte podrá denegar la solicitud de acceso. Esta denegación deberá quedar suficientemente justificada y contendrá propuestas alternativas de acceso en otro punto de conexión o de realización, si ello fuera posible, de los refuerzos necesarios en la red de transporte para eliminar la restricción de acceso.

7. El operador del sistema y gestor de la red de transporte pondrá a disposición del público las peticiones de acceso y las concesiones de acceso realizadas.

8. La Comisión Nacional de Energía resolverá a petición de cualquiera de las partes afectadas los posibles conflictos que pudieran plantearse en relación con el acceso, así como con las denegaciones del mismo emitidas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte.

Artículo 54. Realización de instalaciones y refuerzos de la red de transporte derivadas de solicitudes de acceso.

1. Las instalaciones de conexión a la red de transporte y los refuerzos de la red de transporte necesarios para subsanar restricciones de acceso, se regularán según lo establecido en el capítulo V del Título II.

2. En orden a garantizar el buen fin de los refuerzos que resulten necesarios realizar en la red de transporte, así como de las nuevas instalaciones, el operador del sistema exigirá al agente o agentes peticionarios que motiven estas actuaciones, en el momento que se produzca la solicitud de conexión, la aportación de un anticipo del 20 por cien de los costes estimados de los refuerzos motivados por la nueva conexión, conforme a lo establecido en el artículo 32 del presente Real Decreto. Dicho anticipo podrá ser efectivo mediante un pago al contado o instrumento financiero equivalente. En el caso de que las citadas actuaciones no llegaran a realizarse por causas ajenas al solicitante, el anticipo le será reintegrado al mismo.

Artículo 55. Capacidad de acceso a la red de transporte.

La determinación de la capacidad de acceso, se basará en el cumplimiento de los criterios de seguridad regularidad y calidad del suministro, siendo el horizonte temporal el correspondiente al último plan o programa de desarrollo aprobado. Serán de aplicación los siguientes criterios en la determinación de la citada capacidad:

a. Acceso para consumo:El operador del sistema establecerá la capacidad de acceso en un punto de la red de transporte como la carga adicional máxima que puede conectarse en dicho punto, con la garantía de suministro establecida.

b. Acceso para generación:El operador del sistema establecerá la capacidad de acceso en un punto de la red como la producción total simultánea máxima que puede inyectarse en dicho punto con la red en condiciones de disponibilidad total y el consumo previsto para el horizonte de estudio, en las siguientes condiciones:

1. En condiciones de disponibilidad total de red, cumplimiento de los criterios de seguridad y funcionamiento del sistema establecidos para esta situación.

2. En las condiciones de indisponibilidad establecidas en los procedimientos de operación del sistema, cumplimiento de los requisitos de tensión establecidos en los mismos, así como ausencia de sobrecargas que no pudieran ser soslayadas con mecanismos automáticos de teledisparo o reducción de carga de grupos generadores.

3. Cumplimiento de las condiciones de seguridad, regularidad y calidad referidas al comportamiento dinámico aceptable del sistema en los regímenes transitorios.

Artículo 56. Limitaciones a la utilización del acceso a la red de transporte.

1. La concesión del acceso supone el derecho de utilización de la red por parte de los usuarios. No obstante, el citado acceso podrá restringirse temporalmente para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad y fiabilidad establecidos para la operación del sistema.

2. A este respecto y siempre que se garantice la seguridad del sistema, el operador del sistema y gestor de la red de transporte considerará en la resolución de restricciones la existencia de grupos generadores que cuenten con dispositivos de desconexión total o parcial automática de la producción ante determinadas contingencias previsibles en el sistema.

Artículo 57. Conexión a la red de transporte.

1. Una vez obtenido el informe favorable del operador del sistema y gestor de la red de transporte sobre la existencia de suficiente capacidad de acceso a la red de transporte en el punto requerido, el agente peticionario presentará a la empresa transportista, propietaria de la red en dicho punto, el proyecto básico de la instalación y su programa de ejecución.

2. La empresa propietaria del punto de conexión elaborará un informe sobre el cumplimiento de las condiciones técnicas para realizar la conexión en el plazo máximo de un mes, y lo trasladará al operador del sistema y gestor de la red de transporte, junto con una copia del proyecto básico de la instalación y el correspondiente programa de ejecución. El operador del sistema y gestor de la red de transporte analizará si existe alguna restricción derivada de esta nueva información y en el plazo máximo de un mes, emitirá un informe al respecto.Ante la falta de emisión de informe del transportista el solicitante podrá plantear un conflicto ante la Comisión Nacional de Energía de acuerdo con el apartado 8 del artículo 53 del presente Real Decreto.

3. Para la conexión de nuevas instalaciones, el proceso de solicitud de acceso y de solicitud de conexión podrá llevarse a cabo de manera simultánea, siendo en todo caso la concesión previa de acceso requisito necesario e imprescindible para la concesión del permiso de conexión.

Artículo 58. Contratos técnicos de acceso a la red de transporte.

1. Tras la resolución favorable de los procedimientos de acceso y de conexión, el agente peticionario deberá suscribir con el transportista propietario del punto de conexión, en el plazo inferior a un mes, un contrato de acceso a la red.

2. El contrato técnico de acceso contemplará como mínimo los siguientes aspectos:

a. Identificación del usuario y del representante, en su caso, que contrata el acceso.

b. Identificación de la empresa propietaria del punto de acceso con la que se contrata.

c. Punto de acceso a la red.d. Duración del contrato.e. Potencia máxima contratada, identificando períodos de aplicación, en

su caso.f. Sometimiento a la normativa aplicable sobre condiciones técnicas de

conexión e intercambios de información.g. Condiciones específicas de restricción temporal del servicio.h. Causas de rescisión.

3. La información a que se refiere el apartado anterior será puesta en conocimiento del operador del sistema y gestor de la red de transporte.

Artículo 59. Contratos económicos de acceso a la red de transporte.

En el caso de los contratos correspondientes al uso de las conexiones internacionales, el contrato incluirá las condiciones económicas de cobro de las tarifas de acceso aplicable según la normativa vigente.

Los consumidores cualificados conectados a las redes de transporte suscribirán el contrato de acceso económico, directamente o a través de comercializadores, con el distribuidor cuyas instalaciones se encuentren más próximas al punto de conexión con el transportista, conforme con lo dispuesto en el capítulo I del Título VI del presente Real Decreto de acuerdo con las tarifas vigentes. Para ello deberán acreditar al distribuidor la existencia del contrato técnico con el transportista. En

caso de discrepancia sobre el distribuidor que debe firmar el contrato económico resolverá la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe del gestor y operador del sistema.

En estos casos, la conexión efectiva se realizará una vez que el distribuidor comunique al transportista la suscripción del contrato económico en el plazo máximo de cinco días desde que se le comunique.


Artículo 59 (bis). Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de transporte de nuevas instalaciones de producción en régimen especial.

Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de transporte deberá presentar ante la Dirección General de Política Energética y Minas resguardo de la Caja General de Depósitos de haber presentado un aval por una cuantía del 2% del presupuesto de la instalación. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte por parte del operador del sistema.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga la autorización administrativa de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval.

Las instalaciones de producción en régimen especial que a la fecha de entrada en vigor de la presente norma, no hayan obtenido la correspondiente autorización de acceso y conexión, deberán presentar el mencionado resguardo ante la Dirección General de Política Energética y Minas en un plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha de dicha entrada en vigor. Transcurrido dicho plazo sin que el solicitante hubiera presentado el resguardo se iniciará procedimiento de cancelación de la solicitud.

Modificado según REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Artículo 59 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de transporte de nuevas instalaciones de producción en régimen especial.

Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de transporte deberá presentar ante la Dirección General de Política Energética y Minas resguardo de la Caja General de Depósitos de haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de transporte por parte del operador del sistema.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.

CAPÍTULO II

Acceso y conexión a la red de distribución

Artículo 60. Derecho de acceso a la red de distribución.

1. Tendrán derecho de acceso a la red de distribución los productores, los autoproductores, los distribuidores, los comercializadores, los agentes externos y los consumidores cualificados.


El derecho de acceso de los distribuidores a las redes de otros distribuidores quedará limitado a los distribuidores existentes y a los casos en que sea preciso un aumento de la capacidad de interconexión con objeto de atender el crecimiento de la demanda de su zona con arreglo al criterio del mínimo coste para el sistema.

2. Este derecho sólo podrá ser restringido por la falta de capacidad necesaria, cuya justificación se deberá exclusivamente a criterios de seguridad, regularidad o calidad de los suministros.

3. Las limitaciones de acceso para los productores se resolverán sobre la base de la inexistencia de reserva de capacidad de red, sin que la precedencia temporal en la conexión implique una consecuente preferencia de acceso.

4. El acceso a la red de distribución tendrá carácter de regulado y estará sometido a las condiciones técnicas, económicas y administrativas que fije la Administración competente.

Artículo 61. Acceso de los consumidores a la red de distribución.

1. Con carácter general, en lo relativo al acceso a las redes de distribución de los consumidores se estará a lo dispuesto en el capítulo II del Título III, relativo a Acometidas eléctricas, en el capítulo I del Título VI, relativo a suministro, y en el capítulo II del Título VI, relativo a calidad del servicio.

2. No obstante, para aquellos consumidores que, por sus especiales características de suministro afecten de forma significativa a las redes de distribución en los casos contemplados en el artículo 63, se estará a lo dispuesto en el artículo siguiente.

Artículo 62. Procedimiento de acceso a la red de distribución.

1. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo anterior, los agentes referidos en el artículo 60 del presente Real Decreto que deseen establecer la conexión directa de una nueva instalación a la red de distribución, o deseen realizar una ampliación de la potencia y condiciones declaradas en instalaciones existentes ya conectadas a dicha red, lo solicitarán al gestor de la red de distribución de la zona.

2. La solicitud de acceso a la red de distribución contendrá la información necesaria para la realización, por parte del gestor de la red de distribución de la zona, de los estudios para establecer la existencia de capacidad de acceso. La información requerida será establecida en el correspondiente procedimiento de operación.

3. El acceso a la red de nuevos consumidores cualificados, podrá llevarse a cabo directamente o, en su caso, a través de los comercializadores con los que pudieran contratar el suministro. En cualquier caso, el acceso a la red corresponde al consumidor cualificado, por lo que, en su caso, el

comercializador deberá cursar una solicitud por cada uno de los puntos de conexión en los que físicamente están conectados dichos consumidores.

4. La solicitud de acceso se considerará admitida cuando el solicitante haya cumplimentado debidamente la solicitud referida en el apartado 2 del presente artículo y ésta haya sido recepcionada por el gestor de la red de distribución de la zona. Para ello, el gestor de la red de distribución al recibir la solicitud, informará al solicitante, en el plazo máximo de diez días, de cualquier anomalía o error que exista en la remisión de la información solicitada. El solicitante dispondrá de un plazo máximo de diez días para subsanar las anteriores anomalías o errores que existan en la documentación aportada.

5. El gestor de la red de distribución de la zona comunicará en el plazo máximo de quince días sobre la existencia de capacidad suficiente de la red de distribución en el punto de conexión solicitado en virtud de lo establecido en el artículo 64 del presente Real Decreto. El informe se remitirá al agente peticionario.A los efectos de petición de la conexión, según lo establecido en el artículo 66 del presente Real Decreto, esta comunicación tendrá una validez de seis meses.

6. La evaluación de la capacidad de acceso y la definición de los eventuales refuerzos tendrán en cuenta los criterios de seguridad y funcionamiento de la red de distribución de la zona y los planes de desarrollo de dicha red. Cuando no se disponga de capacidad suficiente para cumplir las condiciones expresadas por el usuario de acuerdo con las condiciones de funcionamiento y seguridad de la red, el gestor de la red de distribución de la zona podrá denegar la solicitud de acceso. Esta denegación deberá quedar suficientemente justificada y contendrá propuestas alternativas de acceso en otro punto de conexión o de realización, si ello fuera posible, de los refuerzos necesarios en la red de distribución de la zona para eliminar la restricción de acceso.

7. Los gestores de las redes de distribución pondrán a disposición del público en general las peticiones de acceso admitidas en sus respectivas zonas. Con objeto de salvaguardar la confidencialidad de la información, la difusión mencionada se limitará a las magnitudes de potencia solicitadas.

8. La Comisión Nacional de Energía resolverá, a petición de cualquiera de las partes afectadas, los posibles conflictos que pudieran plantearse en relación con el derecho de acceso, así como con las denegaciones del mismo emitidas por los gestores de las redes de distribución.

Artículo 63. Acceso a la red de distribución de consumidores y generadores con influencia en la red de transporte.

Los gestores de la red de distribución remitirán al operador del sistema y gestor de la red de transporte aquellas solicitudes de acceso a la red de distribución de nuevas instalaciones que puedan constituir un incremento significativo de los flujos de energía en los nudos de conexión de la red de distribución a la red de transporte o que puedan afectar a la seguridad y calidad del servicio. A este respecto, la afección se entenderá significativa cuando concurra alguna de las siguientes condiciones:

a. Generadores o agrupaciones de éstos con potencia instalada mayor de 50 MW.

b. Generadores y consumidores cuya potencia instalada solicitada sea mayor del 5 por 100 y 10 por 100 de la potencia de cortocircuito del nudo de conexión de la red de distribución a la red de transporte en situación de demanda horaria punta y valle, respectivamente.

El operador del sistema y gestor de la red de transporte resolverá, en un plazo no superior a dos meses, sobre la existencia de capacidad de acceso en los términos establecidos en el artículo 53 del presente Real Decreto.

Artículo 64. Capacidad de acceso a la red de distribución.

La determinación de la capacidad de acceso, se basará en el cumplimiento de los criterios de seguridad y funcionamiento de las redes de distribución.

a. Acceso para consumo:El gestor de la red de distribución establecerá la capacidad de acceso en un punto de la red de distribución como la carga adicional máxima que puede conectarse en dicho punto, sin que se produzcan sobrecargas ni la tensión quede fuera de los límites reglamentarios.

b. Acceso para generación:El gestor de la red de distribución establecerá la capacidad de acceso en un punto de la red como la producción total simultánea máxima que puede inyectarse en dicho punto con el consumo previsto en la zona y las siguientes condiciones de disponibilidad en la red:

1. En condiciones de disponibilidad total de la red, cumpliendo los criterios de seguridad y funcionamiento establecidos para esta situación.

2. En condiciones de indisponibilidad establecidas en los procedimientos de operación de las redes de distribución, cumpliendo los requisitos de tensión establecidos en los mismos, sin sobrecargas que no pudieran ser soslayadas con mecanismos automáticos de teledisparo o reducción de carga de grupos generadores.

3. Cumpliendo las condiciones de seguridad aceptables relativas al comportamiento dinámico en los regímenes transitorios.

Artículo 65. Limitaciones a la utilización del acceso a la red de distribución.

La concesión del acceso supone el derecho de utilización de la red por parte de los usuarios. No obstante, sin perjuicio de lo establecido en el capítulo II del Título VI del presente Real Decreto, el citado acceso podrá restringirse temporalmente para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad y fiabilidad establecidos para la operación y mantenimiento de las redes de distribución.

Artículo 66. Conexión a las redes de distribución.

1. Una vez obtenido el informe favorable del gestor de la red de distribución de la zona sobre la existencia de suficiente capacidad de acceso a dicha red en el punto requerido, el agente peticionario presentará a la empresa distribuidora propietaria de la red en dicho punto, el proyecto básico de la instalación y su programa de ejecución.

2. La empresa distribuidora propietaria del punto de conexión, si dicha instalación puede afectar a la red de transporte o a la operación del sistema, según lo establecido en el artículo 63 del presente Real Decreto, informará sobre dichas posibles afecciones en el plazo máximo de un mes y lo trasladará al operador del sistema y gestor de la red de transporte, junto con el programa de ejecución. El operador del sistema y gestor de la red de transporte analizará si existe alguna restricción derivada de esta nueva información y en el plazo máximo de un mes, emitirá un informe al respecto.

3. Para la conexión de nuevas instalaciones, el proceso de solicitud de acceso y de solicitud de conexión podrá llevarse a cabo de manera simultánea, siendo en todo caso la concesión previa de acceso requisito necesario e imprescindible para la concesión del permiso de conexión.

Artículo 66 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de distribución de nuevas instalaciones de producción en régimen especial. Añadido según REAL DECRETO 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de distribución deberá haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas o 20 €/kW para el resto de instalaciones. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de distribución por parte del gestor de la red de distribución.

Quedarán excluidas de la presentación de este aval las instalaciones fotovoltaicas colocadas sobre cubiertas o paramentos de edificaciones destinadas a vivienda, oficinas o locales comerciales o industriales.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instalación. En el caso de las instalaciones en las que no sea necesaria la obtención de una autorización administrativa, la cancelación será realizada cuando se realice la inscripción definitiva de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.

Artículo 66 bis. Avales para tramitar la solicitud de acceso a la red de distribución de nuevas instalaciones de producción en régimen especial.Modificado según REAL DECRETO 1699/2011, de 18 de noviembre

Para las nuevas instalaciones de producción en régimen especial, el solicitante, antes de realizar la solicitud de acceso a la red de distribución deberá haber presentado un aval por una cuantía equivalente a 20 €/kW para las instalaciones a las que les sea aplicable la normativa específica reguladora de la conexión a red de las instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia, de 500 €/kW instalado para las instalaciones fotovoltaicas no incluidas en el ámbito de aplicación de la citada normativa o 20 €/kW para el resto de instalaciones. Estas cuantías podrán ser modificadas por orden del Ministro de Industria, Turismo y Comercio.

Quedarán exentas de la presentación de este aval las instalaciones de potencia igual o inferior a 10 kW.

La presentación de este aval será requisito imprescindible para la iniciación de los procedimientos de acceso y conexión a la red de distribución por parte del gestor de la red de distribución.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga el acta de puesta en servicio de la instalación.

En el caso de las instalaciones en las que no sea necesaria la obtención de una autorización administrativa, la cancelación será realizada cuando se realice la inscripción definitiva de la instalación.

Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de la Administración de información o actuación realizados en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval. Se tendrá en cuenta a la hora de valorar el desistimiento del promotor, el resultado de los actos administrativos previos que puedan condicionar la viabilidad del proyecto.

CAPÍTULO III

Líneas directas

Artículo 67. Línea directa.

Tendrán la consideración de líneas directas aquéllas que tengan por objeto el enlace directo de un centro de producción con un centro de consumo del mismo titular o de un consumidor cualificado.

Artículo 68. Instalación de líneas directas.

1. Los productores y los consumidores cualificados deberán solicitar autorización administrativa para la construcción de líneas directas, que quedarán excluidas del régimen económico establecido para el transporte y la distribución previsto en el presente Real Decreto.

2. El procedimiento de autorización de líneas directas será el previsto en el Título VII del presente Real Decreto. La construcción de líneas directas queda excluida de la declaración de utilidad pública, así como de las disposiciones que en materia de expropiaciones y servidumbres se establecen en el presente Real Decreto.

Artículo 69. Utilización de las líneas directas y relación con las redes de transporte o distribución.

1. Las líneas directas sólo podrán ser utilizadas por sus titulares o por filiales en las que cuenten con una partición significativa. A estos efectos se considerará significativa aquella superior al 25 por 100 del capital de la sociedad.

2. La conexión a las redes de transporte o distribución requerirá la autorización de la Administración competente y el cumplimiento de los requisitos de acceso a dichas redes. Ello supondrá la pérdida de su calificación de línea directa, integrándose en el sistema general y quedando sometida a las condiciones de acceso de terceros a las redes previstas en el presente Real Decreto.

TÍTULO V

Actividad de comercialización y consumidores cualificados

CAPÍTULO I

Actividad de comercialización

Artículo 70. Definición.

La actividad de comercialización será desarrollada por las empresas comercializadoras debidamente autorizadas que, accediendo a las redes de transporte o distribución, tienen como función la venta de energía eléctrica a los

consumidores que tengan la condición de cualificados y a otros sujetos cualificados según la normativa vigente.

Artículo 71. Derechos y obligaciones de los comercializadores.Modificado según REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. Las empresas comercializadoras, además de los derechos que les son reconocidos en relación con el suministro en el artículo 45.3 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, tendrán los siguientes derechos:

a. Acceder a las redes de transporte y distribución en los términos previstos en el presente Real Decreto.

b. Actuar como agentes del mercado en el mercado de producción de electricidad.

c. Contratar libremente el suministro de energía eléctrica con aquellos consumidores que tengan la condición de cualificados y con otros sujetos cualificados según la normativa vigente.

2. Las empresas comercializadoras, además de las obligaciones que les corresponden en relación con el suministro en el artículo 45.2 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, tendrán las siguientes obligaciones:

a. Estar inscritas en la Sección 2.a del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados del Ministerio de Economía.

b. Mantenerse en el cumplimiento de las condiciones de capacidad legal, técnica y económica que se determinen en su autorización para actuar como comercializadoras.

c. Para poder adquirir energía eléctrica con el fin de suministrar a sus clientes, deberán presentar al Operador del Sistema, al Operador del Mercado y a las empresas distribuidoras, las garantías que resulten exigibles.

d. Presentar ante los distribuidores, cuando contraten el acceso a sus redes en nombre de los consumidores cualificados, los depósitos de garantía correspondientes a dichos accesos de acuerdo con lo establecido en el presente Real Decreto.

e. Comprobar que sus clientes cumplan los requisitos establecidos para los consumidores cualificados y mantener un listado detallado de los mismos donde figuren sus datos de consumo y, en el caso de que contraten el acceso con el distribuidor en nombre de sus clientes, de facturación de las tarifas de acceso. El Ministerio de Economía y las Comunidades Autónomas, en el ámbito de sus competencias, podrán inspeccionar el cumplimiento de los requisitos de los consumidores.

f. Comunicar al Ministerio de Industria, Turismo y a la Administración competente la información que se determine sobre tarifas de acceso o peajes, precios, consumos, facturaciones y condiciones de venta aplicables a los consumidores, distribución de consumidores y volumen correspondiente por categorías de consumo, así como cualquier información relacionada con la actividad que desarrollen dentro del sector eléctrico.

Artículo 72. Competencia para la autorización de la actividad de comercialización.

La autorización de la actividad de comercialización corresponde otorgarla:

a. Cuando se vaya a desarrollar en todo el territorio nacional o en más de una Comunidad Autónoma, a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, previa solicitud del interesado.La resolución será publicada en el "Boletín Oficial del Estado".

b. Cuando la actividad se vaya a desarrollar exclusivamente en el ámbito territorial de una sola Comunidad Autónoma, al órgano competente en materia de energía de la Comunidad Autónoma correspondiente, previa solicitud del interesado. El órgano competente de la Comunidad Autónoma en el plazo de un mes remitirá copia de la autorización y del expediente completo a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía. La resolución en este caso será publicada en el "Boletín Oficial de la Comunidad Autónoma" correspondiente.

Artículo 73. Requisitos necesarios para realizar la actividad de comercialización.Modificado según REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. En los casos en que la autorización de la actividad de comercialización corresponda a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, el interesado lo solicitará a este órgano directivo presentando la siguiente documentación:

a. Escritura de constitución de la empresa debidamente inscrita en el Registro Mercantil o equivalente en su país de origen que acredite el cumplimiento de las condiciones legales a que se refiere el presente artículo.

b. Acreditación de la capacidad económica y técnica de la empresa de acuerdo con lo establecido en el presente artículo.

En todo caso, podrá ser solicitada al interesado otra documentación complementaria necesaria para acreditar la debida capacidad legal, técnica o económica de la sociedad.

2. Para acreditar su capacidad legal, las empresas que realizan la actividad de comercialización deberán ser sociedades mercantiles o equivalente en su país de origen en cuyo objeto social no existan limitaciones o reservas al ejercicio de dicha actividad. Asimismo, deberán acreditar en sus estatutos su capacidad para vender y comprar energía eléctrica y el cumplimiento de las exigencias de separación de actividades y de cuentas establecidas en los artículos 14 y 20 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

3. Las empresas que tengan por objeto realizar la actividad de comercialización para acreditar su capacidad técnica deberán cumplir los requisitos exigidos a los sujetos compradores en el mercado de producción de energía eléctrica conforme a los Procedimientos de Operación Técnica y, en su caso, las Reglas de Funcionamiento y Liquidación del mercado de producción.

4. Para acreditar la capacidad económica, las empresas que quieran ejercer la actividad de comercialización deberán haber presentado ante el Operador del Sistema y ante el Operador del Mercado las garantías que resulten exigibles para la adquisición de energía en el mercado de producción de electricidad en los Procedimientos de Operación Técnica y en las correspondientes Reglas de Funcionamiento y Liquidación del Mercado respectivamente.Antes de realizar su solicitud a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, el interesado deberá cumplimentar los requisitos establecidos en los apartados 3 y 4 ante el Operador del Sistema y, en su caso, ante el Operador de Mercado. A estos efectos, el plazo máximo entre la emisión de las certificaciones y la solicitud a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio será de un mes.

Artículo 74. Caducidad de la autorización.

Si en el plazo de un año contado desde la fecha de publicación de la autorización, la empresa no hubiera hecho uso efectivo y real de la misma ejerciendo la actividad de comercialización y por tanto no hubiera adquirido energía en el mercado organizado de producción o si tal uso hubiera sido suspendido durante un plazo ininterrumpido de un año, la Dirección General de Política Energética y Minas declarará la caducidad de la autorización procediendo a dar de baja a la empresa en el correspondiente registro. A estos efectos el operador del mercado deberá comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas las empresas comercializadas autorizadas en las que se dé tal circunstancia.

Para proceder a la caducidad de oficio de la autorización será precisa la instrucción del correspondiente expediente con audiencia del interesado.

CAPÍTULO II

Consumidores cualificados

Artículo 75. Definición.

1. Tendrán la consideración de consumidores cualificados aquellos consumidores de energía eléctrica, cuyas características de consumo por instalación o por punto de suministro sean iguales o superiores a las que se establezcan por el Gobierno.En todo caso, tendrán la consideración de consumidores cualificados los titulares de instalaciones de transporte por ferrocarril, incluido el ferrocarril metropolitano.

2. En el caso de que el consumidor cualificado pretenda adquirir energía eléctrica en el mercado de producción organizado para su propio consumo deberá cumplir las condiciones previstas en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

Artículo 76. Punto de suministro e instalación.

A los efectos de la consideración de consumidor cualificado las instalaciones a las que se refiere el artículo anterior deberán reunir los siguientes requisitos:

a. Que su titular sea una única persona física o jurídica.b. Que los centros o unidades que constituyan la instalación estén unidos por

líneas eléctricas propias.c. Que la energía eléctrica se destine a su propio uso.

Así mismo los puntos de suministro a que se refiere el artículo anterior deberán reunir los requisitos a) y c) del párrafo anterior.

Artículo 77. Consumo de energía eléctrica.

1. Para acreditar, en su caso, el cumplimiento del volumen de consumo anual, los valores de los consumos realizados deberán expresarse en GWh con una cifra decimal, efectuándose el redondeo por defecto o por exceso, según que la segunda cifra decimal sea o no menor que 5. Esto se entenderá sin perjuicio de que la información que se deba remitir al registro se exprese en unidades distintas.

2. Se entenderá en su caso que un nuevo consumidor reúne el requisito de volumen de consumo anual si la utilización prevista de su potencia instalada permite alcanzar, al cabo de un año, el volumen de consumo anual que se exija con carácter general. A este fin, el consumidor deberá aportar una

certificación de previsión anual de consumo, emitida por la empresa distribuidora a cuyas redes se conecta, sobre base a la potencia instalada y régimen de funcionamiento previsto. Una vez transcurrido el primer año natural desde la puesta en marcha de la instalación o punto de suministro, los consumidores a que se refiere este párrafo deberán remitir al órgano competente de la administración certificado de los consumos efectivamente realizados. En el caso que los consumos realmente efectuados sean inferiores a los reglamentariamente exigidos para acreditar su cualificación, se entenderá revocada la acreditación, procediendo a su baja en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores cualificados, sección tercera.

3. Para que los autoproductores puedan ser considerados consumidores cualificados, deberá atenderse a su consumo efectivo, teniendo en cuenta tanto la energía suministrada por terceros como la procedente de la producción propia.

Artículo 78. Acreditación de la condición de consumidor cualificado.

Para la acreditación de la condición de consumidor cualificado se seguirá el procedimiento establecido en el artículo 20 del Real Decreto-ley 6/2000, de 23 de junio, de medidas urgentes de intensificación de la competencia en mercados de bienes y servicios.

TÍTULO VI

Suministro

CAPÍTULO I

Contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes. Suspensión del suministro.

Equipos de medida

SECCIÓN I. CONTRATOS DE SUMINISTRO A TARIFA Y DE ACCESO A LAS REDES

Artículo 79. Condiciones generales.

1. A los efectos del presente Real Decreto se define el suministro de energía eléctrica como la entrega de energía a través de las redes de transporte y distribución mediante contraprestación económica en las condiciones de regularidad y calidad que resulten exigibles.

2. El suministro se podrá realizar:a. Mediante contratos de suministro a tarifa.b. Mediante la libre contratación de la energía y el correspondiente

contrato de acceso a las redes.3. El contrato de suministro es personal, y su titular deberá ser el efectivo

usuario de la energía, que no podrá utilizarla en lugar distinto para el que fue contratada, ni cederla, ni venderla a terceros.Se exceptúan de estas limitaciones las empresas distribuidoras a las que sea de aplicación la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, y aquellos otros sujetos que lo vinieran realizando con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, siempre y cuando estuvieran autorizados por la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía.

4. La contratación del suministro a tarifa y del acceso a las redes se formalizará con los distribuidores mediante la suscripción de un contrato. El Ministerio de

Economía elaborará contratos tipo de suministro y de acceso a las redes.Sin perjuicio de que la normativa vigente pueda considerar otros plazos para suministros específicos, la duración de los contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes será anual y se prorrogará tácitamente por plazos iguales. No obstante lo anterior, el consumidor podrá resolverlo antes de dicho plazo, siempre que lo comunique fehacientemente a la empresa distribuidora con una anticipación mínima de cinco días hábiles a la fecha en que desee la baja del suministro, todo ello sin perjuicio de las condiciones económicas que resulten en aplicación de la normativa tarifaria vigente.

5. El consumidor tendrá derecho a elegir la tarifa que estime conveniente, entre las oficialmente aprobadas, teniendo en cuenta las tensiones de las redes disponibles en la zona de acuerdo con lo establecido en el artículo 46 del presente Real Decreto, así como la potencia que desea contratar entre las resultantes de aplicar las intensidades normalizadas para los aparatos de control que se vayan a emplear.

6. Las empresas distribuidoras estarán obligadas a atender las peticiones de modificación de tarifa, modalidad de aplicación de la misma y potencia contratada.Al consumidor que haya cambiado voluntariamente de tarifa, potencia contratada o sus modos de aplicación o de otros complementos podrá negársele pasar a otra mientras no hayan transcurrido, como mínimo, doce meses, excepto si se produce algún cambio en la estructura de tarifaria que le afecte.

7. La empresa distribuidora podrá exigir, en el momento de la contratación, la entrega de un depósito de garantía por un importe igual a la facturación teórica mensual correspondiente a cincuenta horas de utilización de la potencia contratada.El depósito de garantía será exigible por el distribuidor al comercializador en el caso de que éste contrate el acceso en nombre del consumidor cualificado.En el caso en que no se exija el depósito en un ámbito geográfico determinado y categoría de consumidores determinada, esta exención deberá ser publicada y comunicada a la Dirección General de Política Energética y Minas. En cualquier otro caso, la exención no podrá ser discriminatoria entre consumidores de similares características, debiendo ser comunicadas a la Dirección General de Política Energética y Minas.El depósito se considerará adscrito al consumidor como titular del contrato y no podrá ser exigido transcurridos seis meses desde la primera formalización del mismo.La devolución del depósito de garantía, que se realizará siempre al consumidor con independencia de que este haya contratado el acceso directamente o a través del comercializador, será automática a la resolución formal del contrato, quedando la empresa distribuidora autorizada a aplicar la parte correspondiente del mencionado depósito al saldo de las cantidades pendientes de pago una vez resuelto el contrato.

8. Sin perjuicio de lo establecido en el capítulo de acometidas eléctricas del presente Real Decreto, aparte del depósito, la empresa distribuidora no podrá exigir el pago de ninguna cantidad anticipada. Como excepción, en los suministros eventuales de corta duración, inferior a dos meses, se admitirá la facturación previa de los consumos estimados, en base a la potencia solicitada y al número de horas de utilización previsible, no procediendo en este caso el cobro del depósito.

9. Las empresas distribuidoras podrán negarse a suscribir contratos de tarifa de suministro o tarifa de acceso a las redes con aquellos consumidores que hayan sido declarados deudores por sentencia judicial firme de cualquier empresa distribuidora por alguno de los conceptos incluidos en el presente Real Decreto siempre que no justificara el pago de dicha deuda y su cuantía fuera superior a 25.000 pesetas. Así mismo, se podrá denegar la suscripción del contrato de suministro a tarifa o de acceso a las redes cuando las

instalaciones del consumidor no cumplan las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias.

10. Todo consumidor tiene el derecho a recibir el suministro en las condiciones mínimas de Calidad que se establecen en el presente Real Decreto.

Artículo 80. Condiciones del contrato de suministro a tarifa.

1. Podrán suscribir contratos de suministro a tarifa con las empresas distribuidoras todos aquellos consumidores que no tengan la condición de cualificados o que teniéndola no ejerzan dicha condición de acuerdo con la normativa vigente.

2. El consumidor tiene el derecho a que la empresa distribuidora le informe y asesore en el momento de la contratación, con los datos que le facilite, sobre la tarifa y potencia o potencias a contratar más conveniente, complementos tarifarios y demás condiciones del contrato, así como la potencia adscrita a la instalación de acuerdo con lo previsto en el capítulo de acometidas eléctricas del presente Real Decreto.

3. Si la conexión de las instalaciones del consumidor se efectúa en la red de transporte, el contrato de tarifa de suministro deberá suscribirse con el distribuidor de la zona, previa presentación del contrato técnico suscrito con el transportista según se regula en el artículo 58 del presente Real Decreto. En los casos de suspensión de suministro y resolución de contratos de acuerdo con las secciones 4.a y 5.a del presente capítulo el distribuidor lo comunicará al transportista al que esté conectado el consumidor para que proceda a hacer efectivo el corte.

Artículo 81. Condiciones del contrato de acceso a las redes.

1. Podrán suscribir contratos de acceso a las redes con las empresas distribuidoras todos aquellos consumidores cualificados y otros sujetos en los términos establecidos en la normativa vigente.

2. Los consumidores cualificados que opten por ejercer dicho derecho podrán contratar el acceso a las redes y la adquisición de la energía conjuntamente o por separado.

3. En el caso en que el consumidor cualificado opte por contratar conjuntamente la adquisición de la energía y el acceso a las redes con un comercializador u otro sujeto cualificado, estos últimos sólo podrán contratar con el distribuidor el acceso a las redes en nombre de aquéllos, quedando obligados a comunicar la duración del contrato de adquisición de energía, el cual no será efectivo hasta que no se disponga del acceso a la red.En estos casos el comercializador o sujeto cualificado estará obligado a informar al consumidor, con carácter anual, del importe detallado de la facturación correspondiente a la tarifa de acceso que haya contratado en su nombre con el distribuidor, salvo que el consumidor decida que desea que se le informe en cada facturación, en cuyo caso el comercializador está obligado a remitírsela.En cualquier caso, en las relaciones entre el consumidor y el comercializador u otro sujeto cualificado se estará a lo que acuerden las partes, sin perjuicio de que las tarifas de acceso a las redes sean reguladas.

4. Los sujetos cualificados y los consumidores cualificados que opten por contratar de forma separada la adquisición de la energía y el acceso a la red, deberán contratar directamente con el distribuidor el acceso a las redes, quedando obligados a comunicar a éste el concreto sujeto con el que tienen suscrito, en cada momento, el contrato de adquisición de energía, así como la duración del mismo.

5. El contrato de acceso a las redes deberá suscribirse para cada uno de los puntos de conexión a las mismas, con independencia de que se trate de una única instalación, salvo que la Dirección General de Política Energética y

Minas del Ministerio de Economía haya autorizado la agrupación de puntos de conexión de acuerdo con la normativa tarifaria vigente.

6. El consumidor o sujeto cualificado tiene el derecho a que la empresa distribuidora le informe, en el momento de la contratación, sobre las potencias disponibles según las distintas tensiones existentes en la zona.

7. Si la conexión de las instalaciones del consumidor se efectúa en la red de transporte, el contrato de acceso a las redes deberá suscribirse con el distribuidor de la zona, previa presentación del contrato técnico suscrito con el transportista según se regula en el artículo 58.En los casos de suspensión del acceso o resolución del contrato, de acuerdo con las secciones 4.a y 5.a del presente capítulo, el distribuidor lo comunicará al transportista al que esté conectado el consumidor o sujeto cualificado para que proceda a la desconexión de sus redes.

SECCIÓN II. FACTURACIÓN DEL SUMINISTRO A TARIFA Y DEL ACCESO A LAS REDES

Artículo 82. Facturación del suministro a tarifa y del acceso a las redes.

1. La facturación del suministro a tarifa y del acceso a las redes se efectuará por la empresa distribuidora mensual o bimestralmente, y se llevará a cabo en base a la lectura de los equipos de medida instalados al efecto.

2. No obstante, a los consumidores acogidos a las tarifas de suministro 1.0 y 2.0 o las que sustituyan a éstas, podrá facturarse en función de los promedios históricos del año anterior. En tal circunstancia, se notificará el procedimiento al consumidor, quien podrá aceptar este método de facturación. En las facturas se indicará "consumo estimado". En todo caso, el distribuidor deberá realizar una regularización semestral en base a lecturas reales.Previo acuerdo expreso entre las partes, podrá facturarse una cuota fija mensual proporcional a los consumos históricos y cuando no los haya con una estimación de horas de utilización diaria, previamente acordada, más el término de potencia. En todo caso, se producirá una regularización anual en base a lecturas reales.Cuando se pacte una cuota fija mensual, la empresa distribuidora podrá exigir una determinada forma de pago.

3. A petición del consumidor a tarifa y con cargo al mismo, se podrán instalar equipos de medida de funcionamiento por monedas, tarjetas u otros sistemas de autocontrol, que se acomodarán a la estructura tarifaria vigente. Estos equipos de medida deberán ser de modelo aprobado o tener autorizado su uso y contar con verificación primitiva o la que corresponda y precintado.

4. En el caso que las empresas distribuidoras apliquen descuentos sobre las tarifas máximas autorizadas en un ámbito geográfico determinado y a un número y categoría de consumidores determinada, estos descuentos deberán ser públicos mediante publicación en un medio de comunicación de amplia difusión en la provincia o provincias de que se trate y comunicados previamente a la Dirección General de Política Energética y Minas. La Dirección General de Política Energética y Minas lo comunicará a la Comisión Nacional de Energía a efectos informativos. En cualquier otro supuesto, los descuentos que pretendan aplicar las empresas distribuidoras deberán ser previamente comunicados a la Dirección General de Política Energética y Minas.

5. En los supuestos de los apartados 1 y 2, a los sujetos acogidos al pago por domiciliación bancaria no podrá adeudárseles en cuenta cantidad alguna hasta transcurridos siete días naturales desde la remisión de la factura.

SECCIÓN III. TRASPASO Y SUBROGACIÓN DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO A TARIFA Y DE ACCESO A LAS REDES

Artículo 83. Traspaso y subrogación de los contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes.

1. El consumidor que esté al corriente de pago, podrá traspasar su contrato a otro consumidor que vaya a hacer uso del mismo en idénticas condiciones. El titular lo pondrá en conocimiento de la empresa distribuidora mediante comunicación que permita tener constancia a efectos de expedición del nuevo contrato.

2. Para la subrogación en derechos y obligaciones de un contrato de suministro a tarifa o de acceso a las redes bastará la comunicación que permita tener constancia a la empresa distribuidora a efectos del cambio de titularidad del contrato.

3. En los casos en que el usuario efectivo de la energía o del uso efectivo de las redes, con justo título, sea persona distinta al titular que figura en el contrato, podrá exigir, siempre que se encuentre al corriente de pago, el cambio a su nombre del contrato existente, sin más trámites.

4. La empresa distribuidora no percibirá cantidad alguna por la expedición de los nuevos contratos que se deriven de los cambios de titularidad señalados en los puntos anteriores, salvo la que se refiere a la actualización del depósito.

5. No obstante lo anterior, para las modificaciones de contratos en baja tensión cuya antigüedad sea superior a veinte años, las empresas distribuidoras deberán proceder a la verificación de las instalaciones, autorizándose a cobrar, en este caso, los derechos de verificación vigentes. Si efectuada dicha verificación se comprobase que las instalaciones no cumplen las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, la empresa distribuidora deberá exigir la adaptación de las instalaciones y la presentación del correspondiente boletín del instalador.

SECCIÓN IV. PAGO Y SUSPENSIÓN DEL SUMINISTRO

Artículo 84. Período de pago e intereses de demora de los contratos de suministro a tarifa.

1. Para consumidores privados a tarifa, el período de pago se establece en veinte días naturales desde la emisión de la factura por parte de la empresa distribuidora. En el caso de que el último día del período de pago fuera sábado o festivo, éste vencerá el primer día laborable que le siga.Dentro del período de pago, los consumidores privados podrán hacer efectivos los importes facturados mediante domiciliación bancaria, a través de las cuentas que señalen las empresas distribuidoras en cajas de ahorro o entidades de crédito, en las oficinas de cobro de la empresa distribuidora o en quien ésta delegue.En zonas geográficas donde existan dificultades para utilizar los anteriores sistemas, el consumidor podrá hacer efectivo el importe facturado mediante giro postal u otro medio similar.

2. En el caso de las Administraciones públicas, transcurridos dos meses desde que les hubiera sido requerido fehacientemente el pago sin que el mismo se hubiera hecho efectivo, comenzarán a devengarse intereses que serán equivalentes al interés legal del dinero incrementado en 1,5 puntos.

Artículo 85. Suspensión del suministro a tarifa por impago.

1. La empresa distribuidora podrá suspender el suministro a consumidores privados a tarifa cuando hayan transcurrido al menos dos meses desde que les hubiera sido requerido fehacientemente el pago, sin que el mismo se hubiera hecho efectivo. A estos efectos, el requerimiento se practicará mediante remisión, a la dirección que a efectos de comunicación figure en el

contrato de suministro a tarifa, por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado o su representante, así como de la fecha, identidad y contenido del mismo, quedando la empresa distribuidora obligada a conservar en su poder la acreditación de la notificación efectuada. En el supuesto de rechazo de la notificación, se especificarán las circunstancias del intento de notificación y se tendrá por efectuado el trámite. Dicha comunicación deberá incluir el trámite de interrupción del suministro por impago, precisando la fecha a partir de la que se interrumpirá, de no abonarse en fecha anterior las cantidades adeudadas.

2. En el caso de las Administraciones públicas, la empresa distribuidora podrá proceder a la suspensión del suministro por impago, siempre que el mismo no haya sido declarado esencial, si transcurridos cuatro meses desde el primer requerimiento dicho pago no se hubiera hecho efectivo.

3. Para proceder a la suspensión del suministro por impago, la empresa distribuidora no podrá señalar como día para la interrupción un día festivo ni aquéllos que, por cualquier motivo, no exista servicio de atención al cliente tanto comercial como técnica a efectos de la reposición del suministro, ni en víspera de aquellos días en que se dé alguna de estas circunstancias.

4. Efectuada la suspensión del suministro, éste será repuesto como máximo al día siguiente del abono de la cantidad adeudada, de los intereses que haya devengado de acuerdo con el artículo anterior y de la cantidad autorizada en concepto de reconexión del suministro.

Artículo 86. Suspensión del suministro a los consumidores y sujetos cualificados.

1. La suspensión del suministro de energía a los consumidores cualificados estará sujeta a las condiciones de garantía de suministro y suspensión que hubieran pactado.Las condiciones generales de contratación del suministro de energía eléctrica entre los consumidores cualificados y las empresas que realicen el suministro, así como la existencia de pactos particulares que pudieran condicionar la garantía de suministro, deberán ser comunicadas a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la Comisión Nacional de la Energía y a las Comunidades Autónomas en aquellos casos en que los suministros se realicen exclusivamente en el ámbito territorial de las mismas.

2. Cuando se rescindiera un contrato de suministro entre un consumidor y un comercializador antes de la fecha de expiración del mismo, el comercializador podrá exigir la suspensión del suministro a la empresa distribuidora mediante comunicación fehaciente a la misma.La empresa distribuidora procederá a la suspensión del suministro si transcurridos cinco días hábiles desde la citada notificación el comercializador no indicase lo contrario o el consumidor no acreditase la suscripción de un nuevo contrato con otro comercializador.En estos casos, cuando el comercializador de energía eléctrica no hubiera comunicado a la empresa distribuidora la rescisión del contrato de suministro, la empresa distribuidora quedará exonerada de cualquier responsabilidad sobre la energía entregada al consumidor.

3. Las reglas y condiciones de funcionamiento del mercado de producción, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 27, apartado 3, del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, deberán incluir en todo caso los procedimientos a seguir:

a. En el supuesto de que los agentes que adquieren energía del mercado mayorista incumplan sus obligaciones de pago, así como las comunicaciones que en estos casos deben realizarse entre los diferentes agentes del mercado.

b. Las comunicaciones de las altas y bajas como agente del mercado de aquellos consumidores que adquieran energía directamente del mercado de producción, así como del resto de agentes de dicho mercado.

Estas reglas deberán garantizar la comunicación de estos hechos al Ministerio de Economía, a la Comisión Nacional de Energía, así como a los consumidores y agentes afectados, en un plazo que no podrá exceder en ningún caso los cinco días hábiles.

Artículo 87. Otras causas de la suspensión del suministro.

La empresa distribuidora podrá interrumpir el suministro de forma inmediata en los siguientes casos:

a. Cuando se haya realizado un enganche directo sin previo contrato.b. Cuando se establezcan derivaciones para suministrar energía a una

instalación no prevista en el contrato.c. Cuando se manipule el equipo de medida o control o se evite su correcto

funcionamiento.d. En el caso de instalaciones peligrosas.

En todos los casos anteriores la interrupción del suministro se llevará a cabo por la empresa distribuidora y se comunicará a la Administración competente, haciéndolo por escrito o por cualquier otro medio aceptado entre las partes.

De no existir criterio objetivo para girar la facturación en estos supuestos, la empresa distribuidora la girará facturando un importe correspondiente al producto de la potencia contratada, o que se hubiese debido contratar, por seis horas de utilización diarias durante un año, sin perjuicio de las acciones penales o civiles que se puedan interponer.

Artículo 88. Gastos por desconexión y reconexión.

Los gastos que origine la suspensión del suministro serán por cuenta de la empresa distribuidora y la reconexión del suministro, en caso de corte justificado, será por cuenta del consumidor o sujeto cualificado, que deberá abonar una cantidad equivalente al doble de los derechos de enganche vigentes como compensación por los gastos de desconexión.

Artículo 89. Servicios declarados esenciales.

1. Lo establecido en los artículos anteriores en relación con la suspensión del suministro o del acceso por impago u otras causas no será de aplicación a los servicios esenciales.

2. Los criterios para determinar los servicios que deben ser considerados esenciales serán:

a. Alumbrado público a cargo de las Administraciones públicas.b. Suministro de aguas para el consumo humano a través de red.c. Acuartelamientos e instituciones directamente vinculadas a la

defensa nacional, a las fuerzas y cuerpos de seguridad, a los bomberos, a protección civil y a la policía municipal, salvo las construcciones dedicadas a viviendas, economato y zonas de recreo de su personal.

d. Centros penitenciarios, pero no así sus anejos dedicados a la población no reclusa.

e. Transportes de servicio público y sus equipamientos y las instalaciones dedicadas directamente a la seguridad del tráfico terrestre, marítimo o aéreo.

f. Centros sanitarios en que existan quirófanos, salas de curas y aparatos de alimentación eléctrica acoplables a los pacientes, y hospitales.

g. Servicios funerarios.

Las empresas distribuidoras o comercializadoras podrán afectar los pagos que perciban de aquellos de sus clientes que tengan suministros vinculados a servicios declarados como esenciales en situación de morosidad, al abono de las facturas correspondientes a dichos servicios, con independencia de la asignación que el cliente, público o privado, hubiera atribuido a estos pagos.

SECCIÓN V. RESOLUCIÓN DE LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO A TARIFA Y DE ACCESO A LAS REDES

Artículo 90. Resolución de los contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes.

1. La interrupción del suministro por impago o por alguna de las causas establecidas en la presente sección durante más de dos meses desde la fecha de suspensión, determinará la resolución del contrato de suministro o de acceso.No obstante lo dispuesto en el párrafo anterior, los contratos de suministro de las Administraciones públicas, que no hayan sido declarados esenciales, serán resueltos si la demora en el pago fuera superior a seis meses.En los supuestos anteriores, si un consumidor con justo título para dicho punto de suministro solicita la formalización de un nuevo contrato, la resolución del anterior contrato será automática.

2. La suspensión del suministro o del acceso en los casos de fraude dará lugar a la resolución automática del contrato.

Artículo 91. Otras causas de resolución de los contratos.

En todo caso, serán causas de resolución del contrato las siguientes:

a. El no permitir la entrada en horas hábiles o de normal relación con el exterior, en los locales donde se encuentran las instalaciones de transformación, medida o control a personal autorizado por la empresa distribuidora encargada de la medida.

b. La negligencia del consumidor o sujeto cualificado respecto a la custodia de los equipos de medida y control, con independencia de quién sea el propietario de los mismos.

c. La negligencia del consumidor o sujeto cualificado respecto a la instalación de equipos correctores en el caso que produzca perturbaciones a la red y, una vez transcurrido el plazo establecido por el organismo competente para su corrección, ésta no se hubiera efectuado.

SECCIÓN VI. MEDIDA Y CONTROL

Artículo 92. Control de la potencia contratada.

1. En los contratos de suministro a tarifa y de acceso a las redes se establecerá la potencia o potencias contratadas del suministro.

2. La empresa distribuidora podrá controlar que la potencia realmente demandada por el consumidor no exceda de la contratada. El control de la potencia se efectuará a elección del consumidor mediante interruptores de

control de potencia, maxímetros u otros aparatos de corte automático. En el caso de consumidores que ejerzan su condición de cualificados, el control de la potencia será mediante integradores incorporados al equipo de medida necesario para la liquidación de la energía en el mercado mayorista.

Redactado según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

2. La empresa distribuidora deberá controlar que la potencia realmente demandada por el consumidor no exceda de la contratada. El control de la potencia se efectuará mediante interruptores de control de potencia, maxímetros u otros aparatos de corte automático. El control de la potencia podrá ser incorporado al equipo de medida necesario para la liquidación de la energía.

3. Los interruptores de control de potencia (ICP), para intensidades de hasta 63 A, se ajustarán a la gama de intensidades normalizadas.Para suministros en baja tensión de intensidad superior a 63 A podrán utilizarse interruptores de intensidad regulable, maxímetros o integradores incorporados al equipo de medida de la energía, a elección del consumidor, de acuerdo con la normativa aplicable a tarifas.Cuando la facturación de un consumidor se haga en alta tensión, pero la medida se efectúe en baja tensión, los interruptores de control de potencia se instalarán en el lado de baja tensión con el margen de intensidad necesario para tener en cuenta las pérdidas de transformación.Cuando el control de la potencia se efectúe por medio de maxímetro o por integradores incorporados al equipo de medida de la energía, la facturación del suministro se realizará atendiendo a las lecturas resultantes. El registro de una potencia superior a la vigente en la acometida autoriza a la empresa distribuidora a facturar al consumidor los derechos de acometida correspondientes a dicho exceso, cuyo valor quedará adscrito a la instalación, sin que esta facultad pueda dar lugar a prácticas discriminatorias entre comercializadores o consumidores.

Artículo 93. Instalación de equipos de medida y control.

1. Para la contratación del suministro eléctrico, el consumidor deberá contar con instalaciones adecuadas para la colocación de los equipos de medida y control.

2. Los equipos de medida de energía eléctrica podrán ser facilitados por el consumidor o ser alquilados a las empresas distribuidoras, siempre que los mismos dispongan de aprobación de modelo o en su caso pertenezcan a un tipo autorizado y hayan sido verificados según su normativa de aplicación.En el caso de los consumidores acogidos a las tarifas 1.0 y 2.0, o aquellas que las pudiesen sustituir, las empresas distribuidoras están obligadas a poner a su disposición equipos de medida e interruptores de control de potencia para su alquiler.Los limitadores de corriente o interruptores de control de potencia (ICP) se colocarán en el local o vivienda lo más cerca posible del punto de entrada de la derivación individual.Si por alguna circunstancia hubieran de instalarse en la centralización de contadores, los interruptores de control serán de reenganche automático o reenganchables desde el domicilio del contrato.En los casos en los que el ICP se coloque con posterioridad al inicio del suministro de energía, los gastos de instalación correrán a cargo de la empresa distribuidora.Los transformadores de medida, salvo pacto en contrario, serán propiedad del consumidor.


2. Los equipos de medida de energía eléctrica podrán ser instalados por cuenta del consumidor o ser alquilados a las empresas distribuidoras, siempre que los mismos dispongan de aprobación de modelo o en su caso pertenezcan a un tipo autorizado y hayan sido verificados según su normativa de aplicación.En el caso de los consumidores de baja tensión, las empresas distribuidoras están obligadas a poner a su disposición equipos de medida y elementos de control de potencia para su alquiler.Los limitadores de corriente o interruptores de control de potencia (ICP) se colocarán en el local o vivienda lo más cerca posible del punto de entrada de la derivación individual.Si por alguna circunstancia hubieran de instalarse en la centralización de contadores, los interruptores de control de potencia serán de reenganche automático o reenganchables desde el domicilio del contrato.En los casos en que el equipo de control de potencia se coloque con posterioridad al inicio del suministro, éste se instalará preferentemente del tipo de ICP de reenganche automático. En caso de que el cliente opte por alquilar el equipo a la empresa distribuidora, el precio de alquiler incluirá los costes asociados a la instalación; todo ello sin perjuicio del derecho de cobro, por parte de la empresa distribuidora, de los derechos de enganche que correspondan en concepto de verificación y precintado de dicho equipo de control de potencia y la obligación del consumidor de contar con las instalaciones adecuadas para la colocación de los equipos de medida y control.En los casos en los que el equipo de control de potencia se coloque con posterioridad al inicio del suministro, el distribuidor deberá comunicar al cliente la obligación de instalarlo según los plazos establecidos. Transcurridas dos notificaciones sin que el consumidor haya expresado su voluntad de proceder a instalar por sí mismo el ICP, el distribuidor deberá proceder a su instalación, facturando en este caso, además de los derechos de enganche vigentes, el precio reglamentariamente establecido para el alquiler del equipo de control de potencia.En aquellos casos en que el distribuidor se vea imposibilitado a instalar el equipo de control de potencia, podrá proceder a la suspensión del suministro, de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 85 de este Real Decreto relativo a la suspensión del suministro a tarifa por impago.

3. Realizada la instalación, se colocarán en los equipos de medida los precintos que sean exigibles que en el caso de consumidores a tarifa sólo podrán ser alterados o manipulados por la empresa distribuidora.


4. Los distribuidores deberán exigir que los suministros de baja tensión conectados a sus redes de distribución correspondan a potencias normalizadas. A estos efectos, la Dirección General de Política Energética y Minas establecerá en el plazo de tres meses la tabla de potencias normalizadas para todos los suministros en baja tensión.En aquellos casos en que sea preciso proceder a la normalización de las potencias con posterioridad al inicio del suministro, dicha normalización se producirá simultáneamente a la instalación de los equipos de control de potencia.Si el consumidor optase por acogerse a una potencia normalizada superior a la previamente contratada, las empresas distribuidoras deberán proceder a la verificación de las instalaciones, autorizándose a cobrar, por este concepto, los derechos de verificación vigentes. Si efectuada dicha verificación se comprobase que las instalaciones no cumplen las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias, la empresa distribuidora deberá exigir la adaptación de las instalaciones y la presentación del correspondiente boletín del instalador.

Artículo 94. Equipos instalados.

El consumidor será responsable de la custodia de los equipos de medida y control y el propietario de los mismos lo será de su mantenimiento.

Si por elevaciones anormales de tensión u otras causas imputables a la empresa distribuidora, los equipos de medida y control sufren averías, será de cuenta de la empresa distribuidora su reparación o sustitución.

Artículo 95. Lectura de los suministros.

1. La lectura de los suministros será responsabilidad de las empresas distribuidoras.

2. La lectura de la energía suministrada al consumidor cualificado mediante contratos no acogidos a tarifa será responsabilidad del distribuidor, quien la pondrá a disposición de los agentes participantes o interesados en la misma, quienes para ello tendrán acceso a la lectura de la misma.

Los equipos de medida de la energía suministrada a los consumidores cualificados mediante contratos no acogidos a tarifa podrán incorporar los elementos necesarios para la medición de las magnitudes requeridas para la facturación de los contratos de acceso a la red.

Artículo 96. Comprobación de los equipos de medida y control.

1. Tanto las empresas distribuidoras y, en su caso, las comercializadoras o el operador del sistema, como los consumidores, tendrán derecho a solicitar, del órgano de la Administración competente donde radique la instalación, la comprobación y verificación de los contadores, interruptores de control de potencia (ICP) y otros aparatos que sirvan de base para la facturación, cualquiera que sea su propietario.

2. En el caso de comprobarse un funcionamiento incorrecto, se procederá a efectuar una refacturación complementaria.Para los consumidores cualificados u otros sujetos cualificados, si se hubieran facturado cantidades inferiores a las debidas, la diferencia a efectos de pago podrá ser prorrateada en tantas facturas mensuales como meses transcurrieron en el error, sin que pueda exceder el aplazamiento ni el período a rectificar de un año.Sin perjuicio de lo establecido reglamentariamente para los consumidores cualificados u otros sujetos cualificados, si hubiesen abonado cantidades en exceso, la devolución se producirá en la primera facturación siguiente, sin que pueda producirse fraccionamiento de los importes a devolver, ni el período de rectificación supere un año. En este caso, se aplicará a las cantidades adelantadas el interés legal del dinero.En el caso de que el error sea de tipo administrativo, los cobros o devoluciones tendrán el mismo tratamiento que el señalado anteriormente.


2. En el caso de comprobarse un funcionamiento incorrecto, se procederá a efectuar una refacturación complementaria.

Si se hubieran facturado cantidades inferiores a las debidas, la diferencia a efectos de pago podrá ser prorrateada en tantas facturas mensuales como meses transcurrieron en el error, sin que pueda exceder el aplazamiento ni el periodo a rectificar de un año.

Si se hubieran facturado cantidades superiores a las debidas, deberán devolverse todas las cantidades indebidamente facturadas en la primera facturación siguiente, sin que pueda producirse fraccionamiento de los importes a devolver. En este caso, se aplicará a las cantidades adelantadas el interés legal del dinero vigente en el momento de la refacturación.

En el caso de que el error sea de tipo administrativo, los cobros o devoluciones tendrán el mismo tratamiento que el señalado anteriormente.

Artículo 97. Cambio de características de la energía.

1. Las empresas distribuidoras, previa autorización de la Administración competente, podrán modificar las tensiones de sus redes de distribución en baja tensión para adaptarlas a las tensiones normalizadas de uso más común y generalizado.En tales casos, las empresas distribuidoras deberán modificar a su cargo los equipos de medida y control y adaptar o sustituir los aparatos receptores de los consumidores hasta el cociente de la potencia contratada por el coeficiente 0,6, salvo que el consumidor tuviera declarados los aparatos receptores en el contrato de suministro, en cuyo caso la adaptación o sustitución afectará a todos ellos.

2. Cuando el suministro se realice en alta tensión, la empresa distribuidora, también previa autorización de la Administración competente, podrá sustituir una tensión no normalizada por otra normalizada, asumiendo la obligación de sustituir o adaptar las instalaciones y los aparatos de transformación, control, medida y protección, sean o no de su propiedad.

3. Si el cambio de tensión se efectúa a petición del consumidor, o del comercializador que lo represente, la empresa distribuidora la referida instalación, señalando, en su caso, las modificaciones a realizar, corriendo a cargo del solicitante tanto los gastos que origine la sustitución de los equipos de protección y medida como los derechos de verificación.

SECCIÓN VII. RECLAMACIONES

Artículo 98. Reclamaciones.

Las reclamaciones o discrepancias que se susciten en relación con el contrato de suministro a tarifa, o de acceso a las redes, o con las facturaciones derivadas de los mismos serán resueltas administrativamente por el órgano competente en materia de energía de la Comunidad Autónoma o Ciudades de Ceuta y Melilla, en cuyo territorio se efectúe el suministro, independientemente de las actuaciones en vía jurisdiccional que pudieran producirse a instancia de cualquiera de las partes, sin perjuicio de lo establecido en la disposición adicional undécima. Tercero de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.

CAPÍTULO II

Calidad de servicio

Artículo 99. Concepto, contenido y extensión de la calidad de servicio.

1. La calidad de servicio es el conjunto de características, técnicas y comerciales, inherentes al suministro eléctrico exigibles por los sujetos, consumidores y por los órganos competentes de la Administración.Las empresas distribuidoras podrán pactar con los consumidores, o en su caso con los comercializadores que representen a los consumidores cualificados, el establecimiento de una calidad especial, superior a la regulada en este capítulo y con efectos exclusivamente privados, sin que en

ningún caso tales pactos puedan suponer un trato discriminatorio entre consumidores o sujetos cualificados de características similares.Los comercializadores no podrán pactar con los consumidores calidades superiores a las reglamentadas, salvo que figuren expresamente en el contrato de acceso a las redes suscrito con el distribuidor.

2. La calidad de servicio viene configurada por el siguiente contenido:a. Continuidad del suministro, relativa al número y duración de las

interrupciones del suministro.b. Calidad del producto, relativa a las características de la onda de

tensión.c. Calidad en la atención y relación con el cliente, relativa al conjunto de

actuaciones de información, asesoramiento, contratación, comunicación y reclamación.

3. Se reconoce la siguiente clasificación de la calidad de servicio en cuanto a su extensión:

a. Calidad individual: es aquella de naturaleza contractual, que se refiere a cada uno de los consumidores.

b. Calidad zonal: es la referida a una determinada zona geográfica, atendida por un único distribuidor.

4. A los efectos de la aplicación del presente capítulo, se establece la siguiente clasificación de zonas:

A. Zona urbana: conjunto de municipios de una provincia con más de 20.000 suministros, incluyendo capitales de provincia, aunque no lleguen a la cifra anterior.

B. Zona semiurbana: conjunto de municipios de una provincia con un número de suministros comprendido entre 2.000 y 20.000, excluyendo capitales de provincia.

C. Zona rural:a. Zona rural concentrada: conjunto de municipios de una

provincia con un número de suministros comprendido entre 200 y 2.000.

b. Zona rural dispersa: conjunto de municipios de una provincia con menos de 200 suministros, así como los suministros ubicados fuera de los núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales.

No obstante, para empresas eléctricas que distribuyan en aquellos ámbitos territoriales con dispersión de la localización de la demanda en diferentes núcleos de población dentro de un municipio, el Ministerio de Economía, a solicitud de la empresa distribuidora afectada, podrá definir las zonas, urbanas, semiurbanas y rurales en función de los citados núcleos.

Artículo 100. Definiciones.

A los efectos del presente capítulo, se considera:

1. Consumidor: el cliente que compra electricidad para su consumo propio.2. Tensión de alimentación: valor eficaz de la tensión presente en un instante

dado en el punto de suministro y medido en un intervalo de tiempo dado.3. Tensión nominal de una red de distribución: tensión que caracteriza o

identifica una red y a la cual se hace referencia para ciertas características de funcionamiento.

4. Tensión de alimentación declarada: es la tensión nominal de la red, salvo que, como consecuencia de un acuerdo entre distribuidor y consumidor, la tensión de alimentación aplicada en el punto de entrega difiera de la tensión nominal, en cuyo caso aquélla corresponde a la tensión de alimentación declarada.

5. Interrupción de alimentación: condición en la que la tensión en los puntos de suministro no supera el 10 por 100 de la tensión declarada. Las interrupciones pueden ser largas, de duración superior a tres minutos, o breves, de duración inferior o igual a tres minutos. El Ministerio de Economía, en función de la evolución de la tecnología, podrá modificar el valor máximo del tiempo hasta el cual una interrupción puede ser clasificada como breve.

6. TIEPI: es el tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión (1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

Donde:

S PI = suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA).PIi = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la interrupción "i" de duración Hi (en kVA).Hi = tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PIi (en horas).K = número total de interrupciones durante el período considerado.

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las de duración superior a tres minutos.

7. Percentil 80 del TIEPI: es el valor del TIEPI que no es superado por el 80 por 100 de los municipios del ámbito provincial definidos.

8. NIEPI: es el número de interrupciones equivalente de la potencia instalada en media tensión (1 kV R V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

Donde:

S PI = suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA).PIi = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la interrupción "i" (en kVA).K = número total de interrupciones durante el período considerado.

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las de duración superior a tres minutos.

Artículo 101. Continuidad del suministro.

1. La continuidad del suministro viene determinada por el número y la duración de las interrupciones. Las interrupciones pueden ser imprevistas o

programadas para permitir la ejecución de trabajos programados en la red, en cuyo caso los consumidores deberán ser informados de antemano por la empresa distribuidora, previa autorización de la Administración competente de acuerdo con lo previsto en el presente artículo.

2. La determinación de la continuidad del suministro, por las interrupciones de suministro, se basa en dos parámetros:

a. El tiempo de interrupción, igual al tiempo transcurrido desde que la misma se inicia hasta que finaliza, medido en horas. El tiempo de interrupción total será la suma de todos los tiempos de interrupción durante un plazo determinado.

b. El número de interrupciones. El número de interrupciones total será la suma de todas las interrupciones habidas durante un plazo determinado.

3. Para que las interrupciones se califiquen de programadas, las empresas distribuidoras deberán solicitar la correspondiente autorización del órgano competente de energía de la Administración autonómica correspondiente con una antelación mínima de setenta y dos horas, no computándose a tales efectos los sábados, domingos o festivos.La autorización del órgano competente de energía de la Administración autonómica se entenderá otorgada si transcurrido el plazo de cuarenta y ocho horas desde la solicitud no se estableciera objeción a la interrupción.En aquellos supuestos en que el órgano competente de energía de la Administración autonómica considere que no queda justificada la interrupción programada, o bien que de la misma pueden derivarse perjuicios importantes, podrá denegar la autorización solicitada.Las interrupciones programadas deberán ser comunicadas a los consumidores afectados con una antelación mínima de veinticuatro horas, por los siguientes medios:

a. Mediante comunicación individualizada, de forma que quede constancia de su envío, a los consumidores cuyos suministros se realicen a tensiones superiores a 1 kV y a los establecimientos que presten servicios declarados esenciales.

b. Mediante carteles anunciadores, situados en lugares visibles, en relación con el resto de consumidores, y mediante dos de los medios de comunicación escrita de mayor difusión de la provincia.

En el caso de que la Administración Autonómica no autorice la interrupción programada y ésta ya haya sido anunciada a los consumidores, deberá informarse a éstos de tal circunstancia por los mismos medios anteriores.En todos los casos, el documento de aviso deberá contener la fecha y la hora de inicio de la interrupción, así como la fecha y la hora de su finalización.

4. El número y la duración de las interrupciones programadas deberán tenerse en cuenta a efectos de cálculo del TIEPI y NIEPI total, pero las mismas no darán lugar a reducciones en la facturación, a no ser que no se hubieran observado los requisitos exigidos en los apartados anteriores.

Artículo 102. Calidad del producto.

1. La calidad del producto hace referencia al conjunto de características de la onda de tensión, la cual puede verse afectada, principalmente, por las variaciones del valor eficaz de la tensión y de la frecuencia y por las interrupciones de servicio y huecos de tensión de duración inferior a tres minutos.

2. Para la determinación de los aspectos de la calidad del producto se seguirán los criterios establecidos en la norma UNE-EN 50.160 o norma que la sustituya y las instrucciones técnicas complementarias que se dicten por el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, en desarrollo del presente Real Decreto.

Artículo 103. Calidad de la atención al consumidor.

1. La calidad de la atención y relación con el consumidor se determinará atendiendo a las características del servicio, entre las que se encuentran el conjunto de aspectos referidos al asesoramiento del consumidor en materia de contratación, facturación, cobro, medida de consumos y demás aspectos derivados del contrato suscrito.

2. En concreto, los indicadores de calidad individual, basada en la atención al consumidor, serán los siguientes, sin perjuicio de las modificaciones que puedan introducirse a través de las instrucciones técnicas complementarias que en su caso se aprueben:

A. Elaboración de los presupuestos correspondientes a nuevos suministros: a partir de la solicitud de un suministro, la empresa distribuidora comunicará por escrito al solicitante el punto de suministro y las condiciones técnico-económicas para realizar el mismo, con indicación de la necesidad o no de reservar locales para centros de transformación dentro de los siguientes plazos máximos, contados en días hábiles:

1. Suministros en baja tensión:a. Cuando se solicite un suministro de hasta 15 kW en el

que no sea preciso realizar instalaciones de extensión, la empresa distribuidora dará por escrito las condiciones técnico-económicas en un plazo de cinco días.

b. Para cualquier servicio cuando no sea necesaria la instalación de centro de transformación: diez días.

c. Cuando sea necesaria la instalación de centros de transformación:

1. Servicio auxiliar de obras: diez días.2. Servicio definitivo con centro de transformación

de media a baja tensión: veinte días.3. Servicio definitivo con subestación

transformadora de alta a media tensión: treinta días.

2. Suministros en alta tensión:a. Para un consumidor con tensión nominal de suministro

igual o inferior a 66 kV: cuarenta días.b. Otros suministros de alta tensión: sesenta días.

Las empresas distribuidoras, dentro de los plazos anteriormente indicados, facilitarán por escrito a los solicitantes la justificación detallada de los derechos de acometida a liquidar, precisando el sistema empleado para su determinación y su plazo de vigencia, que será, como mínimo, de tres meses a partir de la fecha de la notificación.

Una vez definida la propuesta técnica y su aprobación, y una vez aceptada por el solicitante la previsión de los derechos correspondientes a la extensión, o a la conexión, según se trate, se establecerán las previsiones de actuación correspondientes a su ejecución.

B. Ejecución de las instalaciones necesarias para los nuevos suministros: cuando se trate de una instalación de extensión y que deba ser realizada por la empresa distribuidora, los plazos de ejecución para la puesta en servicio de la instalación a partir del momento que se satisfagan los derechos de acometida serán los siguientes, contados en días hábiles:

1. Suministros en baja tensión:

a. Cuando no sea preciso realizar ninguna ampliación de la red de baja tensión: cinco días.

b. Cuando únicamente se necesite ampliar la red de baja tensión: treinta días.

c. Cuando se necesite construir un centro de transformación: sesenta días.

d. Cuando se necesiten construir varios centros de transformación: ochenta días.

2. Suministros en alta tensión:a. Acometida a un solo consumidor con tensión nominal

de suministro igual o inferior a 66 kV: ochenta días.b. Otros suministros de alta tensión: el plazo se

determinará en cada caso en función de la importancia de los trabajos a realizar.En el cómputo de plazos no se tendrán en cuenta los necesarios para obtener autorizaciones, permisos o conformidad para la realización de los trabajos.En el caso de que sea necesaria la construcción de uno o varios centros de transformación para uso del distribuidor, el plazo no comenzará a computarse hasta la firma de un documento de cesión de uso, correspondiente al local o locales. Además, deberán ser entregados en condiciones para poder realizar la instalación eléctrica, por lo menos, sesenta días antes de que finalice el plazo establecido.Cuando concurran circunstancias especiales y no exista acuerdo entre el distribuidor y el cliente, el plazo lo fijará el órgano competente de la Administración correspondiente.

c. Enganche e instalación del equipo de medida, en el plazo máximo de cinco días hábiles, a contar desde que el consumidor hubiera suscrito el correspondiente contrato de suministro.

d. Atención de las reclamaciones que los consumidores hubieran presentado en relación a la medida de consumo, facturas emitidas, cortes indebidos, en un plazo máximo de cinco días hábiles para los usuarios de menos de 15 kW contratados y de quince días hábiles para el resto.

e. Enganche después de corte por impago, en un plazo máximo de veinticuatro horas después del pago de la factura.

f. Ejecución indebida de corte por impago.g. Informar y asesorar a los consumidores en el momento

de la contratación sobre la tarifa y potencia a contratar más conveniente a sus necesidades, de acuerdo con el apartado 2 del artículo 80 del presente Real Decreto, a partir de los datos aportados por los consumidores.

Artículo 104. Cumplimiento de la calidad de suministro individual.

1. El distribuidor deberá disponer de un sistema de registro de incidencias de acuerdo con el procedimiento de medida y control que se establezca según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 108, que le permita determinar la afectación de las incidencias de continuidad del suministro de sus redes con todos y cada uno de los consumidores conectados a ellas en todas sus zonas de distribución. El plazo máximo de implantación será de un año desde la aprobación del citado procedimiento.

2. El distribuidor estará obligado, con relación a cada uno de sus consumidores, a que el tiempo y número de interrupciones imprevistas mayores de tres minutos de cada año natural, dependiendo de la zona donde esté situado el suministro, definida de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 99 del presente Real Decreto, no supere los siguientes valores:

a. Media tensión (de 1 a 36 kV):

Número de horas

Número de interrupciones

Zona urbana 4 8

Zona semiurbana 8 12

Zona rural concentrada 12 15

Zona rural dispersa 16 20

Los consumidores conectados a redes de tensión superior a 36 kV se asimilarán a los umbrales definidos en zonas urbanas, sea cual sea su ubicación.

b. Baja tensión (menor o igual a 1 kV):

Número de horas

Número de interrupciones

Zona urbana 6 12




Modificado según REAL DECRETO 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007.

a. Media tensión (de 1 a 36 kV):

Número de horas Número de interrupciones

Zona urbana 3,5 7




Los consumidores conectados a redes de tensión superior a 36 kV se asimilarán a los umbrales definidos en zonas urbanas, sea cual sea su ubicación.

b. Baja tensión (menor o igual a 1 kV):

Número de horas Número de interrupciones

Zona urbana 5 10




3. Los límites máximos de variación de la tensión de alimentación a los consumidores finales serán de > 7 por 100 de la tensión de alimentación

declarada. No obstante, este límite podrá ser modificado por el Ministerio de Economía en función de la evolución de la normativa en lo relativo a la normalización de tensiones. La frecuencia nominal de la tensión suministrada debe ser 50 Hz. Los límites máximos de variación de esta frecuencia serán los establecidos en la norma UNE-EN 50.160.Para los suministros a distribuidores que reciban la energía en el primer escalón de tensión (de 1 a 36 kV) las tolerancias anteriores se reducirán a un 80 por 100 de las establecidas con carácter general.

4. El consumidor tendrá derecho a instalar a su cargo un sistema de registro de medida de incidencias de calidad de servicio, debidamente precintado, al objeto de confrontar los valores aportados por las empresas distribuidoras. La instalación y precintado de este sistema deberá contar con el previo acuerdo de ambas partes, adoptado por escrito. En caso de discrepancia, resolverá el órgano competente de la Administración autonómica.

Artículo 105. Consecuencias del incumplimiento de la calidad de servicio individual.

1. El distribuidor es responsable del cumplimiento de los niveles de calidad individual definidos en los artículos anteriores, en relación con cada uno de los consumidores conectados a sus redes.

2. El incumplimiento de los valores fijados en el artículo anterior para la continuidad del suministro, determinará la obligación para los distribuidores de aplicar en la facturación de los consumidores conectados a sus redes los descuentos regulados en el apartado siguiente dentro del primer trimestre del año siguiente al del incumplimiento. La implantación de los descuentos por incumplimiento de los límites establecidos entrará en vigor a partir del día 1 de enero del año siguiente a la finalización del período de implantación del procedimiento de registro y control.

3. A estos efectos, en aquellos casos en que el distribuidor incumpla los valores para la continuidad del suministro individual, procederán a aplicar los siguientes descuentos:

a. Consumidores a tarifa:1. Si el incumplimiento es por el número de horas de

interrupción, con carácter anual aplicará un descuento en la facturación del consumidor en una cantidad equivalente al consumo de su potencia media anual facturada, por la diferencia entre el número de horas de interrupción del consumidor y el número de horas de interrupción reglamentariamente fijado, valorado en cinco veces el precio del kWh correspondiente a su tarifa contratada, con un tope máximo del 10 por 100 de su facturación anual.

2. Si el incumplimiento es por el número de interrupciones, el descuento en la facturación anual del consumidor será equivalente al consumo de su potencia media anual facturada, por el número de horas de interrupción valoradas al precio del kWh correspondiente a su tarifa contratada por la diferencia entre el número real de interrupciones, menos el fijado reglamentariamente, dividida por ocho, con un tope máximo del 10 por 100 de su facturación anual.

Si se incumplen ambos índices, se tomará el más favorable para el consumidor.

b. b) Consumidores cualificados:1. Por los peajes o tarifa de acceso: con carácter anual, al

consumidor cualificado, en el caso de que éste contrate directamente el peaje o tarifa de acceso, o al comercializador,

en caso contrario, aplicarán un descuento en la facturación en una cantidad equivalente a:

1. Si el incumplimiento es por el número de horas de interrupción, con carácter anual aplicará un descuento en la facturación del consumidor en una cantidad equivalente al consumo de su potencia media anual facturada, por la diferencia entre el número de horas de interrupción del consumidor y el número de horas de interrupción reglamentariamente fijado, valorado en cinco veces el precio del kWh correspondiente a su tarifa de acceso contratada, con un tope máximo del 10 por 100 de su facturación anual.

2. Si el incumplimiento es por el número de interrupciones, aplicará un descuento en la facturación anual del consumidor en una cantidad equivalente al consumo de su potencia media anual facturada, por el número de horas de interrupción valoradas al precio del kWh correspondiente a su tarifa de acceso contratada por la diferencia entre el número real de interrupciones, menos el fijado reglamentariamente, dividida por ocho, con un tope máximo del 10 por 100 de su facturación anual.


2. Por la energía dejada de suministrar: las cantidades que, en su caso, se pacten libremente con el distribuidor. Éstas serán como mínimo equivalentes a:

1. Si el incumplimiento es por el número de horas de interrupción, aplicarán un descuento en la facturación del consumidor en una cantidad equivalente al consumo de su potencia media anual facturada, por la diferencia entre el número de horas de interrupción del consumidor y el número de horas de interrupción reglamentariamente fijado, valorado en cinco veces el precio final horario medio anual del kWh en el mercado de producción organizado, con un tope máximo del 10 por 100 de su facturación anual.

2. Si el incumplimiento es por el número de interrupciones, el descuento en la facturación anual del consumidor será equivalente al consumo de su potencia media anual facturada, por el número de horas de interrupción, valoradas al precio final horario medio anual del kWh en el mercado de producción organizado por la diferencia entre el número real de interrupciones, menos el fijado reglamentariamente, dividida por ocho, con un tope máximo del 10 por 100 de su facturación anual.


4. En caso de discrepancia entre el distribuidor y el consumidor, o comercializador en el caso de consumidores cualificados, sobre datos a tener en cuenta para la elaboración de los descuentos en las facturaciones, resolverá el órgano competente de la Administración, que tendrá derecho a consultar el registro de información utilizado por la empresa distribuidora.La negativa por parte de la empresa distribuidora a proporcionar la

información solicitada por el consumidor o comercializador, a los efectos del presente Real Decreto, podrá ser considerada infracción, de acuerdo con lo previsto en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

5. En aquellos supuestos de incumplimiento de los valores fijados para la calidad del producto, la empresa distribuidora deberá adoptar las medidas correspondientes para subsanar, en un plazo máximo de seis meses, las causas que motiven la deficiente calidad del producto, salvo que por la alta complejidad técnica la Administración competente determine uno superior. En estos casos será necesario instrumentar un plan y que éste sea aprobado por la Administración competente.

6. En todos aquellos supuestos en que se incumpla lo establecido en el apartado 2 del artículo 103 del presente Real Decreto, las empresas distribuidoras procederán a abonar al consumidor, por cada incumplimiento, en la primera facturación que se produzca, la mayor de las siguientes cantidades: 5.000 pesetas o el 10 por 100 de la primera facturación completa.

7. Sin perjuicio de las consecuencias definidas en los párrafos anteriores, el consumidor afectado por el incumplimiento de la calidad de servicio individual, podrá reclamar, en vía civil, la indemnización de los daños y perjuicios que dicho incumplimiento le haya causado.

8. En caso de discrepancia entre el distribuidor y el consumidor, o, en su caso el comercializador, sobre el cumplimiento de la calidad individual, resolverá el órgano competente de la Administración Autonómica donde se ubique el suministro.No se considerarán incumplimientos de calidad los provocados por causa de fuerza mayor o las acciones de terceros, siempre que la empresa distribuidora lo demuestre ante la Administración competente. En cualquier caso, no se considerarán como casos de fuerza mayor los que resulten de la inadecuación de las instalaciones eléctricas al fin que han de servir, la falta de previsión en la explotación de las redes eléctricas o aquellos derivados del funcionamiento mismo de las empresas eléctricas. En caso de discrepancia, resolverá la Administración competente. Asimismo, no podrán ser alegados como causa de fuerza mayor los fenómenos atmosféricos que se consideren habituales o normales en cada zona geográfica, de acuerdo con los datos estadísticos de que se disponga.

9. La Administración competente podrá ordenar, de oficio o a instancia de parte, la apertura de expedientes informativos o sancionadores por falta de calidad.

Artículo 106. Calidad zonal.

1. Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad zonal asignados a aquellas zonas donde desarrolle su actividad, calculados como media de la falta de continuidad anual del conjunto de municipios agrupados por provincias, de acuerdo con la clasificación efectuada de los mismos en el apartado 3 del artículo 99 del presente Real Decreto.

2. La medición de la calidad zonal se efectuará sobre la base del TIEPI, el percentil 80 del TIEPI y el NIEPI.El Ministerio de Economía podrá establecer otros indicadores adicionales y podrá revisar los límites de los valores establecidos.

3. Los límites de los valores del TIEPI, el percentil 80 del TIEPI y el NIEPI, durante cada año natural, teniendo en cuenta únicamente las interrupciones imprevistas, son los siguientes:

TIEPI (horas) Percentil 80 del

TIEPI (horas)

NIEPI (número)

Zona urbana 2 3 4

Zona Semiurbana 4 6 6

Zona rural concentrada

8 12 10

Zona rural dispersa 12 18 15

Ningún municipio deberá superar el valor del percentil 80 del TIEPI durante más de dos años consecutivos.

Modificado según REAL DECRETO 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007.

TIEPI(horas)

Percentil 80 del TIEPI(horas)

NIEPI(número)

Zona urbana 1,5 2,5 3

Zona Semiurbana 3,5 5 5

Zona rural concentrada 6 10 8

Zona rural dispersa 9 15 12

Ningún municipio deberá superar el valor del percentil 80 del TIEPI durante más de dos años consecutivos.

Artículo 107. Consecuencias del incumplimiento de la calidad zonal.

1. Las empresas distribuidoras podrán declarar a la Administración competente la existencia de zonas donde tengan dificultad temporal para el mantenimiento de la calidad exigible, presentando a la vez un programa de actuación temporal que permita la corrección de las causas que lo originen. Estos programas se podrán incluir en los planes de mejora de calidad de servicio y la electrificación y mejora de la calidad en el ámbito rural que se instrumenten a través de la tarifa mediante Convenios de Colaboración entre el Ministerio de Economía, las Comunidades Autónomas y Ciudades de Ceuta y Melilla y las empresas distribuidoras.

2. La cantidad anual que en su caso se fije en la tarifa para la ejecución de los planes citados en el apartado anterior se repartirá entre las diferentes zonas, atendiendo a los criterios y orden de prioridad siguientes:

a. Se repartirán del total de la cuantía que se apruebe cada año:1. El 60 por 100 a zonas rurales.2. El 30 por 100 a zonas semiurbanas.3. El 10 por 100 a zonas urbanas

b. Se aplicarán a las zonas que presenten la mayor diferencia de los índices TIEPI, percentil 80 del TIEPI y NIEPI respecto a la media nacional resultante por cada tipo de zona.

c. Ninguna zona podrá estar incluida en estos planes más de dos años. Estos planes deberán estar financiados por las empresas distribuidoras en una cuantía no inferior al 50 por 100 de las inversiones que se realicen.

Modificado según Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico.

2. 2. La cantidad anual que, en su caso, se fije en la tarifa para la ejecución de los planes citados en el apartado anterior se repartirá entre las diferentes zonas, atendiendo a los criterios y orden de prioridad siguientes:

1. Se aplicará a las zonas que presenten la mayor diferencia de los índices de calidad definidos en este Real Decreto respecto a la media nacional resultante por cada tipo de zona.

2. Ninguna zona podrá estar incluida en estos planes más de dos años. Estos planes deberán estar financiados por las empresas distribuidoras en una cuantía no inferior al 50 % de las inversiones que se realicen.

3. Durante la elaboración y ejecución de estos planes y durante el plazo máximo de dos años establecido para los mismos, siempre que hayan sido autorizados por el órgano competente de la Administración correspondiente, no se aplicarán las consecuencias del incumplimiento de la calidad tanto individual como zonal reguladas en el presente Real Decreto a las zonas incluidas en el ámbito territorial de actuación del plan.

Derogado por Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico.

4. Si realizado un plan de calidad en la zona se continúan superando los límites establecidos en el artículo anterior, la empresa distribuidora deberá justificar los motivos a la Administración competente, que podrá determinar, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, que la causa del incumplimiento radica en la falta de calidad, estando obligada la empresa distribuidora, en este caso, a elaborar un plan de mejora de la calidad de suministro, a cargo y a costa del distribuidor, que ha de ser aprobado por la Administración competente. La presentación del plan de mejora de la calidad deberá realizarse ante la Administración competente en el plazo de seis meses a contar desde el requerimiento efectuado por parte de la misma, y en dicho plan deberán constar las actuaciones a realizar y los plazos de ejecución de las mismas.

5. La no elaboración o ejecución de los mencionados planes podrá ser considerada infracción, de acuerdo con lo previsto en el artículo 61.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

Artículo 108. Información sobre la calidad de servicio.

1. Las empresas distribuidoras deberán elaborar anualmente información detallada de los valores de los índices de calidad para el ámbito de las distintas zonas de cada provincia donde ejercen su actividad, que se establecen en este capítulo: TIEPI, percentil 80 del TIEPI y NIEPI.Estos índices calculados por provincias y zonas se desagregarán en los correspondientes a interrupciones programadas y los correspondientes a interrupciones imprevistas, diferenciándose en estas últimas las interrupciones imprevistas por causas de terceros, fuerza mayor y propias de la distribución, discriminando por cada uno de los municipios.Para tensiones hasta 1 kV, elaborarán anualmente información agregada sobre interrupciones registradas, discriminando por cada tipo de zona y provincia y municipio, distinguiendo las programadas de las imprevistas.Las empresas distribuidoras elaborarán anualmente información detallada de los valores de los aspectos de calidad del producto definidos en la UNE-EN 50-160 en cada una de las provincias de actuación. Esta información deberá ser facilitada a los clientes actuales o potenciales para el análisis de sus medios de protección, alimentaciones redundantes y ubicación adecuada.Las empresas distribuidoras elaborarán anualmente información detallada de los valores de los aspectos de calidad en la atención y relación con los clientes en cada una de las provincias de actuación.

2. Esta información será enviada, con carácter anual, al Ministerio de Economía, quien la comunicará a la Comisión Nacional de Energía. Asimismo, se remitirá con la misma periodicidad al órgano competente de la

Administración Autonómica la información correspondiente al ámbito de su territorio.

3. Para la elaboración de esta información, las citadas empresas deberán disponer de un procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro y la calidad del producto, homogéneo para todas las empresas y auditable. Este procedimiento será presentado de manera conjunta por las empresas distribuidoras, para su aprobación por el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, en el plazo de seis meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto.

4. La información obtenida será sometida a las correspondientes auditorías, a fin de obtener un examen sistemático e independiente. Para ello, deberán disponer de un registro de todas las incidencias detectadas durante los últimos cuatro años.

5. Los comercializadores tendrán derecho a que les sea facilitada por los distribuidores la información de la calidad correspondiente a sus clientes que se suministran a través de las redes de dichos distribuidores, obtenida en base a la metodología descrita en los apartados anteriores, a efectos de poder trasladar a sus clientes los descuentos procedentes que se regulan en el presente capítulo. Dicha información deberá ser facilitada igualmente a los consumidores.

6. La Administración competente, de oficio o a instancia de parte interesada, podrá efectuar cuantas inspecciones o comprobaciones tenga por conveniente, por sus propios medios, o utilizando una entidad técnica homologada, en las instalaciones de los distribuidores, para comprobar, con estudios técnicamente fiables de auditoría, la calidad de una determinada zona, atendida por una única empresa.

7. El Ministerio de Economía publicará anualmente, con la información auditada facilitada por las propias empresas, un resumen de los niveles de calidad obtenidos para cada uno de los indicadores establecidos.

Artículo 109. Responsabilidades en el cumplimiento de la calidad.

1. La responsabilidad del cumplimiento de los índices de calidad de suministro individual y zonal corresponde a los distribuidores que realizan la venta de energía al consumidor o permiten la entrega de energía mediante el acceso a sus redes, sin perjuicio de la posible repetición, por la parte proporcional del incumplimiento, por la empresa distribuidora contra la empresa titular de las instalaciones de transporte, responsable de la entrega de energía en los puntos de enlace entre las instalaciones de transporte y las instalaciones de distribución. Si existieran discrepancias sobre el sujeto que provocara la deficiencia, la Comisión Nacional de Energía determinará los concretos sujetos del sistema a cuya actuación sean imputables las deficiencias.

2. Si la empresa distribuidora acredita que la interrupción imprevista ha sido debida a la actuación de terceros, se podrá proceder, por parte de la Administración competente, a la incoación del correspondiente procedimiento sancionador contra este tercero causante del incidente.

Artículo 110. Perturbaciones provocadas e inducidas por instalaciones receptoras.

1. Los consumidores y usuarios de la red deberán adoptar las medidas necesarias para que las perturbaciones emitidas por sus instalaciones receptoras estén dentro de los límites establecidos de acuerdo con lo previsto en el apartado 3 del artículo 104 del presente Real Decreto. La exoneración de la responsabilidad del distribuidor respecto de las perturbaciones producidas por sus consumidores se producirá si consta que previamente se ha requerido al causante para que cese en su actitud y, caso de no ser atendido dentro del plazo otorgado al efecto, se hubiera procedido a efectuar la denuncia ante la Administración competente, quien deberá

requerir al consumidor que produce las perturbaciones para que instale los equipos correctores, pudiendo ordenar el corte si no es atendido el requerimiento.Con objeto de minimizar la circulación de energía reactiva por las redes de distribución, los consumidores están obligados a disponer de los equipos de compensación de su factor de potencia, de modo que éste sea como mínimo de 0,60. A través de las tarifas se darán las señales económicas para la optimización del factor de potencia.Las empresas distribuidoras podrán pactar, mediante mecanismos de mercado objetivos y transparentes, con los consumidores cualificados, compensaciones locales del factor de potencia, según se determine mediante el correspondiente procedimiento de operación de las redes de distribución, todo ello sin perjuicio de lo que establezca la normativa tarifaria.

2. Los consumidores deberán establecer el conjunto de medidas que minimicen los riesgos derivados de la falta de calidad. A estos efectos, las empresas distribuidoras deberán informar, por escrito, al consumidor sobre las medidas a adoptar para la consecución de esta minimización de riesgos.

3. Para evitar en lo posible la transmisión de defectos, o sus consecuencias, hacia las instalaciones del consumidor, o viceversa, las protecciones particulares del entronque de las instalaciones de clientes con la red general, y su regulación, deberán coordinarse entre la empresa distribuidora y el consumidor, en base a las instrucciones técnicas complementarias que se dicten por el Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.


CAPÍTULO III.MEDIDAS DE PROTECCIÓN AL CONSUMIDOR.

Artículo 110 bis. Información al consumidor sobre el origen de la electricidad consumida y su impacto sobre el medio ambiente.

Toda empresa que suministre electricidad a clientes finales deberá indicar en sus facturas, o junto a ellas, y en la documentación promocional puesta a disposición de los mismos lo siguiente:

a. la contribución de cada fuente energética a la mezcla global de combustibles durante el año anterior;

b. la referencia a las fuentes en las que se encuentre publicada la información sobre el impacto en el medio ambiente, al menos en cuanto a las emisiones de CO2 y los residuos radiactivos, derivados de la electricidad producida por la mezcla global de combustibles durante el año anterior.

Para ello ponderará adecuadamente el origen tecnológico global de la electricidad suministrada, diferenciando la proveniente de contratos bilaterales físicos, importaciones y la adquirida en mercados organizados de producción de energía eléctrica con entrega física de energía.

En el caso de que la empresa que suministra electricidad obtenga la misma a través de mercados organizados de producción con entrega física de energía o importada de una empresa situada fuera de la Unión Europea, esta empresa suministradora podrá utilizar cifras acumuladas facilitadas por el operador del sistema en el transcurso del año anterior. A estos efectos el operador del sistema publicará dichas cifras acumuladas durante el primer trimestre del año siguiente al que se refiere la información.

Artículo 110 ter. Requisitos mínimos de los contratos suscritos con clientes domésticos.

Los contratos de acceso a las redes suscritos por empresas distribuidoras y los contratos de suministro suscritos por empresas suministradoras de electricidad, cuando dichos contratos sean suscritos con clientes domésticos deberán cumplir con los siguientes requisitos mínimos:

a. Los contratos deberán tener claramente especificados los siguientes datos:o la identidad y la dirección de la empresa distribuidora o

suministradora;o la duración del contrato, las condiciones para su renovación y las

causas de rescisión y resolución de los mismos, así como el procedimiento para realizar una u otras;

o el procedimiento de resolución de conflictos establecido por el suministrador y Organismos o Tribunales a los que corresponde dirimir sobre su resolución;

o el código unificado de punto de suministro, número de póliza del contrato de acceso o de suministro y potencias contratadas;

o la información sobre precios y tarifas aplicables y, en su caso, disposición oficial donde se fijen los mismos. Esta información deberá estar permanentemente actualizada a través de la facturación;

o el nivel de calidad mínimo exigible en los términos establecidos en el presente Real Decreto y las repercusiones en la facturación que correspondan en caso de incumplimientos;

o los plazos para la conexión inicial establecidos en el presente Real Decreto;

o otros servicios prestados, incluidos en su caso los servicios de mantenimiento que se propongan, de acuerdo con la normativa vigente;

b. Las condiciones incluidas en los contratos deberán adecuarse a lo establecido en la normativa vigente en materia de contratos con los consumidores y deberán comunicarse antes de la celebración o suscripción de los mismos, bien se realice directamente o a través de terceros.

c. En contratos suscritos en el mercado libre se incluirá además, sin perjuicio de lo establecido en la normativa general sobre contratación, lo siguiente:

1. Las posibles, penalizaciones en caso de rescisión anticipada del contrato de duración determinada por voluntad del consumidor.

2. Diferenciación entre los precios y condiciones del contrato y su plazo de vigencia y los de carácter promocional.

d. Los consumidores deberán ser debidamente avisados de cualquier intención de modificar las condiciones del contrato e informados de su derecho a resolver el contrato sin penalización alguna cuando reciban el aviso.

TÍTULO VII

Procedimientos de autorización de las instalaciones de producción, transporte y distribución

CAPÍTULO I



1. El objeto del presente Título es la regulación de los procedimientos para el otorgamiento de autorizaciones administrativas para la construcción, modificación, explotación, transmisión y cierre de instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica cuando su aprovechamiento afecte a más de una Comunidad Autónoma o cuando el transporte o distribución salga del ámbito territorial de una de ellas.

2. No obstante lo dispuesto en el párrafo anterior, quedan excluidas del régimen de autorización establecidas en el presente Real Decreto las instalaciones de producción de energía eléctrica de origen nuclear, que se regirán por su normativa específica.

3. En el caso de las instalaciones de producción, se entenderá que su aprovechamiento afecta a más de una Comunidad Autónoma cuando, de acuerdo con lo previsto en el artículo 23 de la Ley 54/1997, atendiendo a la potencia instalada de las unidades de producción, estén obligadas a realizar ofertas económicas al operador del mercado, sin perjuicio de su exclusión del sistema de ofertas por acogerse al sistema de contratación bilateral.

4. En todo caso, se entenderá que el aprovechamiento de una instalación de transporte afecta a más de una Comunidad Autónoma cuando se trate de instalaciones que formen parte de la red de transporte mallada peninsular. Asimismo, las líneas que cumplan funciones de evacuación de instalaciones de producción autorizadas por la Administración General del Estado deberán ser autorizadas por la misma.

5. Estos procedimientos son de aplicación tanto a las instalaciones que conforman las redes de transporte y distribución definidas en los Títulos II y III del presente Real Decreto, como a las líneas directas, las de evacuación y las acometidas de tensión superior a 1 kV.

6. Quedan excluidas del régimen de autorización las instalaciones de tensión inferior a 1 kV.

Artículo 112. Coordinación con planes urbanísticos.

1. La planificación de las instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica cuando éstas se ubiquen o discurran en suelo no urbanizable, deberá tenerse en cuenta en el correspondiente instrumento de ordenación del territorio. Asimismo, y en la medida en que dichas instalaciones se ubiquen en cualquiera de las categorías de suelo calificado como urbano o urbanizable, dicha planificación deberá ser contemplada en el correspondiente instrumento de ordenación urbanística, precisando las posibles instalaciones, calificando adecuadamente los terrenos y estableciendo, en ambos casos, las reservas de suelo necesarias para la ubicación de las nuevas instalaciones y la protección de las existentes.

2. En los casos en los que no se haya tenido en cuenta la planificación eléctrica en los instrumentos de ordenación descritos en el apartado anterior, o cuando las razones justificadas de urgencia o excepcional interés para el suministro de energía eléctrica aconsejen el establecimiento de instalaciones de transporte o distribución y siempre que en virtud de lo establecido en otras leyes resultase preceptivo un instrumento de ordenación del territorio o urbanístico según la clase de suelo afectado, se estará a lo dispuesto en el artículo 244 del texto refundido de la Ley sobre el Régimen del Suelo y Ordenación Urbana, aprobado por el Real Decreto legislativo 1/1992, de 26 de junio, o texto autonómico que corresponda.

Artículo 113. Órganos competentes.

1. Las competencias sobre las instalaciones descritas en el anterior artículo 111 son de titularidad de la Administración General del Estado y serán ejercidas por la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, sin perjuicio de las que expresamente se atribuyan al Consejo de Ministros.

2. La tramitación de la autorización, declaración en concreto de utilidad pública y aprobación de proyecto de ejecución de instalaciones eléctricas será llevada a cabo por las áreas o, en su caso, Dependencias de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno de las provincias donde radique la instalación.

3. El Ministerio de Economía podrá celebrar convenios con las Comunidades Autónomas por los que se podrá encomendar a estas últimas algunas de las actuaciones administrativas previstas en este Título.

Las actuaciones resolutorias de los procedimientos establecidos en el presente Título no podrán ser objeto de dicha encomienda.

Artículo 114. Informe de la Dirección General de Política Energética y Minas.

La autorización de las instalaciones de transporte que sean competencia de las Comunidades Autónomas requerirán informe de la Dirección General de Política Energética y Minas.

Para ello, el órgano competente de la Administración Autonómica remitirá la solicitud y la documentación que la acompañe a la Dirección General de Política Energética y Minas, que emitirá informe en el plazo de dos meses.

Si transcurrido dicho plazo no lo hubiera emitido, se proseguirán las actuaciones.

En este informe se consignarán las posibles afecciones de la proyectada instalación a los planes de desarrollo de la red, a la gestión técnica del sistema y al régimen económico del mismo, que la Administración autorizante deberá tener en cuenta en el otorgamiento de la autorización. En el supuesto de que la instalación sea objeto de un procedimiento que asegure la concurrencia, el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas tendrá por objeto, adicionalmente, las bases del concurso.

La resolución que se emita sobre esta autorización deberá ser notificada a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía y a la Comisión Nacional de Energía.

CAPÍTULO II

Autorizaciones para la construcción, modificación, ampliación y explotación de instalaciones

Artículo 115. Necesidad de autorización.

La construcción, ampliación, modificación y explotación de todas las instalaciones eléctricas a las que se refiere el artículo 111 del presente Real Decreto requieren las resoluciones administrativas siguientes:

a. Autorización administrativa, que se refiere al anteproyecto de la instalación como documento técnico que se tramitará, en su caso, conjuntamente con el estudio de impacto ambiental. Asimismo, en los casos en los que resulte necesario, permitirá la iniciación de los trámites correspondientes para la ocupación del dominio público marítimo-terrestre.

b. Aprobación del proyecto de ejecución, que se refiere al proyecto concreto de la instalación y permite a su titular la construcción o establecimiento de la misma.

c. Autorización de explotación, que permite, una vez ejecutado el proyecto, poner en tensión las instalaciones y proceder a su explotación comercial.

Las solicitudes de autorización administrativa y aprobación del proyecto de ejecución definidas en los párrafos a) y b) del presente artículo podrán efectuarse de manera consecutiva, coetánea o conjunta.

Artículo 116. Coste asociado a las nuevas instalaciones autorizadas de transporte.

El coste asociado a las nuevas instalaciones de transporte vendrá determinado por la forma de autorización de las mismas, que podrá ser mediante procedimiento de concurrencia o de forma directa, siendo de aplicación lo dispuesto en los artículos 6 y 7 del Real Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica.

Artículo 117. Resolución sobre determinación de la forma de autorización de las nuevas instalaciones de transporte.

1. Una vez publicado en el "Boletín Oficial del Estado" el programa anual de instalaciones, a que se refiere el artículo 14, o las actualizaciones excepcionales del artículo 15, del presente Real Decreto, las empresas interesadas deberán comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas su interés en solicitar autorización para acometer alguna de dichas instalaciones.

2. Las empresas interesadas en solicitar autorización para acometer alguna nueva instalación de transporte deberán presentar, en el plazo de un mes desde la publicación anterior del programa anual de instalaciones de transporte, en el "Boletín Oficial del Estado", una carta de interés ante la Dirección General de Política Energética y Minas, a la que deberá acompañarse acreditación de la capacidad del solicitante, conforme al artículo 121, cuando se trate de empresas que no sean titulares de instalaciones de transporte.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas requerirá a las empresas solicitantes la subsanación de posibles defectos en la documentación presentada, dándoles un plazo de diez días hábiles, resolviendo finalmente indicando una relación de nuevas instalaciones de transporte a autorizar, señalando la lista de empresas consideradas como posibles solicitantes de autorización y, en su caso, aquellas empresas no aceptadas como solicitantes, indicando el motivo, que se fundamentará en la falta de los requisitos del artículo 121 del presente Real Decreto.

4. En dicha resolución se indicará también el procedimiento elegido para el otorgamiento de la autorización, para cada nueva instalación de transporte, conforme al siguiente criterio:

a. Autorización de forma directa, cuando únicamente exista una empresa solicitante.

b. Autorización mediante procedimiento de concurrencia, cuando o bien no exista ningún solicitante o haya más de uno.

Artículo 118. Autorización de instalaciones de transporte de forma directa.

1. En el caso de que en la resolución sobre determinación de la forma de autorización de las nuevas instalaciones de transporte, a que se refiere el artículo anterior, exista un único solicitante para una determinada nueva instalación de transporte, éste contará con un plazo de seis meses para proceder a la presentación de una solicitud de autorización administrativa, conforme a lo dispuesto en los artículos 122 y siguientes.

2. Transcurrido el plazo anterior sin que se haya presentado la correspondiente solicitud de autorización administrativa, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá proceder a autorizar dicha instalación mediante procedimiento de concurrencia.

Artículo 119. Autorización de instalaciones de transporte mediante procedimiento de concurrencia.

Cuando una instalación deba ser autorizada mediante procedimiento de concurrencia, la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá conforme al siguiente procedimiento:

1. Publicará en el "Boletín Oficial del Estado" las bases del concurso para otorgamiento de la autorización administrativa de una instalación de transporte, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

2. En ellas se determinará la forma de presentación de las ofertas, los plazos y los criterios de evaluación de las mismas, así como la cuantía máxima de retribución por la inversión en dichas instalaciones.

3. El contenido de la solicitud de presentación al procedimiento de concurrencia exigirá la presentación de una memoria-resumen, que deberá contener los siguientes extremos:

a. Ubicación de la instalación o, cuando se trate de líneas, origen, recorrido orientativo y fin de la misma.

b. Objeto de la instalación.c. Características principales de la misma.d. Plano de situación.e. Presupuesto estimado y en su caso condiciones de retribución de la

instalación.f. La documentación que acredite la capacidad del solicitante en los

términos que se señalan en el artículo 121, cuando la empresa solicitante no sea titular de ninguna instalación de transporte en España y siempre que no lo hubiera hecho, en su caso, en los trámites anteriores.

4. Asimismo, podrán incorporar, en su caso, condiciones relativas al destino de la instalación para el caso de cese en la explotación de las mismas por su titular y que podrán suponer su transmisión forzosa o desmantelamiento.

5. Una vez finalizado el período de recepción de las ofertas, la Dirección General de Política Energética y Minas procederá a adjudicar el concurso en el plazo establecido en las bases del concurso.

6. El concurso se resolverá por la Dirección General de Política Energética y Minas teniendo en cuenta tanto criterios técnicos como económicos, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

7. La resolución del procedimiento de concurrencia será notificada, en el plazo de un mes, a las empresas concurrentes, debiendo la empresa ganadora del concurso, en el plazo de seis meses, presentar solicitud de autorización administrativa, conforme a los artículos 122 y siguientes.

8. Transcurrido el plazo anterior, sin que la empresa transportista ganadora del procedimiento de concurrencia hubiera presentado la correspondiente solicitud de autorización administrativa, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá proceder a resolver nuevamente el procedimiento de concurrencia a favor de la empresa transportista que hubiera obtenido el puesto inmediatamente siguiente en puntuación en el concurso, procediendo así sucesivamente en caso de nuevos incumplimientos.

9. En el caso de nulidad de la solicitud de autorización administrativa durante el procedimiento de concesión, se procederá de manera análoga a en el caso del apartado anterior.

10. En el caso de quedar desierto el procedimiento de concurrencia, la Dirección General de Política Energética y Minas procederá a autorizar de forma directa a la empresa transportista titular de las instalaciones más próximas

en la zona en la que se ubique la instalación objeto del concurso, quien deberá en el plazo de seis meses presentar la correspondiente solicitud de autorización administrativa de la nueva instalación, cuya inversión será retribuida por la cuantía máxima indicada en las bases del concurso.

Artículo 120. Solicitudes de autorización.

1. Los solicitantes de las autorizaciones a las que se refiere el presente Título deberán reunir los requisitos señalados en el artículo 70 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, y podrán ser presentadas en cualquiera de los lugares a que se refiere el artículo 38.4 de esa misma Ley.

2. Las autorizaciones a las que se refiere el presente Título serán otorgadas, sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo con otras disposiciones que resulten aplicables, y en especial las relativas a la ordenación del territorio y al medio ambiente.

3. Las nuevas instalaciones de la red de transporte para las cuales se solicite autorización administrativa, deberán estar incluidas en la planificación eléctrica.

Artículo 121. Capacidad del solicitante.

1. Los solicitantes de las autorizaciones a las que se refiere el presente Título deberán acreditar su capacidad legal, técnica y económico-financiera para la realización del proyecto.

2. Los solicitantes de autorizaciones de instalaciones de distribución de energía eléctrica deberán cumplir los requisitos establecidos para el desarrollo de esta actividad, establecidos en el artículo 37 del presente Real Decreto.

3. Los solicitantes de autorizaciones de instalaciones de producción y de transporte deberán cumplir los siguientes requisitos:

a. Capacidad legal:Los solicitantes de autorizaciones de instalaciones de transporte deberán revestir la forma de sociedades mercantiles de nacionalidad española o, en su caso, de otro Estado miembro de la Unión Europea con establecimiento permanente en España, teniendo como objeto social exclusivo el desarrollo de dicha actividad, conforme al artículo 2 del presente Real Decreto.Los solicitantes de autorizaciones de instalaciones de producción deberán tener personalidad física o jurídica propia, quedando excluidas las uniones temporales de empresas.

b. Capacidad técnica:Para acreditar la capacidad técnica, los solicitantes deben cumplir alguna de las siguientes condiciones:

1. Haber ejercido la actividad de producción o transporte, según corresponda, de energía eléctrica durante, al menos, los últimos tres años.

2. Contar entre sus accionistas con, al menos, un socio que participe en el capital social con un porcentaje igual o superior al 25 por 100 y que pueda acreditar su experiencia durante los últimos tres años en la actividad de producción, transporte, según corresponda.

3. Tener suscrito un contrato de asistencia técnica por un período de tres años con una empresa que acredite experiencia en la actividad de producción, transporte, según corresponda.

c. Capacidad económica:La capacidad económica de la sociedad solicitante se entenderá cumplida cuando la empresa solicitante aporte acreditación que garantice la viabilidad económica financiera del proyecto, pudiendo la

Administración competente eximirla de esta acreditación para aquellas que vinieran ejerciendo esta actividad con anterioridad.

SECCIÓN I. AUTORIZACIÓN ADMINISTRATIVA

Artículo 122. Presentación de solicitud de autorización administrativa.

El peticionario presentará ante las áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno de las provincias donde radique la instalación la correspondiente solicitud de autorización administrativa, para la construcción, ampliación, modificación, explotación de instalaciones eléctricas de producción, transporte y distribución. Igualmente, podrán presentarse las correspondientes solicitudes ante cualquiera de los lugares a que hace referencia el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

Dicha solicitud irá dirigida a la Dirección General de Política Energética y Minas, con los requisitos señalados en el artículo 70 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

Artículo 123. Contenido de la solicitud de autorización administrativa.

La solicitud se acompañará de la documentación que acredite la capacidad del solicitante en los términos que se señalan en el artículo 121, salvo para instalaciones de transporte si ha sido acreditada en el trámite previo.

A la solicitud se acompañará un anteproyecto de la instalación, que deberá contener:

A. Memoria en la que se consignen las especificaciones siguientes:a. Ubicación de la instalación o, cuando se trate de líneas de transporte

o distribución de energía eléctrica, origen, recorrido y fin de la misma.

b. Objeto de la instalación.c. Características principales de la misma.

B. Planos de la instalación a escala mínima 1:50.000.C. Presupuesto estimado de la misma.D. Separata para las Administraciones públicas, organismos y, en su caso,

empresas de servicio público o de servicios de interés general con bienes o servicios a su cargo afectadas por la instalación.

E. Los demás datos que la Administración encargada de tramitar el expediente estime oportuno reclamar.

Artículo 124. Trámites de evaluación de impacto ambiental.

Los proyectos de instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica se someterán a evaluación de impacto ambiental cuando así lo exija la legislación aplicable en esta materia.

A tales efectos, la información pública necesaria de acuerdo con la normativa anterior será llevada a cabo en la presente fase de autorización administrativa.


Para las instalaciones de producción en régimen ordinario, el solicitante antes de iniciar el procedimiento de evaluación de impacto ambiental deberá presentar ante la Dirección General de Política Energética y Minas resguardo de la Caja General de Depósitos de haber presentado un aval por una cuantía del 2% del presupuesto de la instalación. La presentación de este resguardo será requisito imprescindible para la iniciación de los trámites de evaluación de impacto ambiental.

El aval será cancelado cuando el peticionario obtenga la autorización administrativa de la instalación. Si a lo largo del procedimiento, el solicitante desiste voluntariamente de la tramitación administrativa de la instalación o no responde a los requerimientos de información de la Administración en el plazo de tres meses, se procederá a la ejecución del aval.

Las instalaciones de producción en régimen ordinario que a la fecha de entrada en vigor de la presente norma no tengan la declaración de impacto ambiental preceptiva, deberán presentar el resguardo ante la Dirección General de Política Energética y Minas en un plazo máximo de tres meses a contar desde la fecha de dicha entrada en vigor. Transcurrido dicho plazo sin que el solicitante hubiera presentado el resguardo se iniciará procedimiento de cancelación de la solicitud.

Artículo 125. Información pública.

1. Las solicitudes formuladas conforme al artículo 122 se someterán al trámite de información pública durante el plazo de veinte días, a cuyo efecto se insertará un anuncio extracto de las mismas en el "Boletín Oficial" de la provincia respectiva o "Diario Oficial" de la Comunidad Autónoma respectiva, y además en el "Boletín Oficial del Estado". En el supuesto de que la instalación afecte a más de una provincia, corresponderá tramitar la publicación del anuncio en el "Boletín Oficial del Estado" a las áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía en cuya provincia tenga su origen la instalación.Durante el citado plazo de veinte días, podrán formularse por los interesados las alegaciones que estimen oportunas.

2. En el supuesto que se solicite simultáneamente la autorización administrativa y la declaración de utilidad pública, la información pública a que se refiere el apartado anterior se efectuará conjuntamente con la correspondiente a la de la declaración de utilidad pública.

Artículo 126. Alegaciones.

De las alegaciones presentadas, en su caso, como consecuencia de la información pública, se dará traslado al peticionario, para que éste, a su vez comunique al área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía encargada de la tramitación lo que estime pertinente en un plazo no superior a quince días. El área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía remitirá, junto con el resto del expediente tramitado, las citadas alegaciones y manifestaciones del peticionario, a la Dirección General de Política Energética y Minas.

Artículo 127. Información a otras Administraciones públicas.

1. Por la Administración competente para la tramitación, se dará traslado a las distintas Administraciones, organismos o, en su caso, empresas de servicio público o de servicios de interés general en la parte que la instalación pueda afectar, a bienes y derechos a su cargo.

2. A los anteriores efectos, será remitida, por la Administración competente para la tramitación del expediente, una separata del anteproyecto, conteniendo las características generales de la instalación y la documentación cartográfica correspondiente y, en su caso, un documento de

síntesis del estudio de impacto ambiental, en orden a que en un plazo de veinte días presten su conformidad u oposición a la autorización solicitada.Transcurrido dicho plazo sin que las distintas Administraciones, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general afectadas en sus bienes y derechos hayan contestado, la Administración encargada de la tramitación reiterará el requerimiento para que en un nuevo plazo de diez días se pronuncien sobre la conformidad u oposición a la instalación. Pasado el plazo de reiteración sin haberse producido la contestación de la Administración, organismo o empresa requerida, se entenderá la conformidad de dicha Administración con la autorización de la instalación.

3. Por la Administración encargada de la tramitación se dará traslado al solicitante de la aceptación u oposición, según lo dispuesto en el apartado anterior, para que en el plazo de quince días preste su conformidad o formule los reparos que estime procedentes.

4. En caso de reparos del peticionario, se trasladarán los mismos a la Administración, organismo o empresa de servicio público o de servicios de interés general que formuló la oposición, en orden a que en el plazo de quince días muestre su conformidad o reparos a dicha contestación. Transcurrido dicho plazo sin que las Administraciones, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general citados emitieran nuevo escrito de reparos, se entenderá la conformidad con la contestación efectuada por el peticionario.

5. Concluidos los trámites precedentes, las áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía remitirán a la Dirección General de Política Energética y Minas los expedientes administrativos de la instalación, junto con sus informes, así como el correspondiente anteproyecto de la misma.En el supuesto de que la instalación afectase a varias provincias, el anteproyecto será remitido por el órgano administrativo que haya efectuado la tramitación en la provincia donde tenga su origen la correspondiente instalación eléctrica.

6. En los expedientes de autorización de nuevas instalaciones, la Dirección General de Política Energética y Minas dará traslado de la propuesta de resolución a la Comisión Nacional de Energía, que deberá emitir informe con carácter preceptivo.

Artículo 128. Resolución.

1. La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá y notificará la resolución dentro de los tres meses desde la presentación de la solicitud de autorización administrativa.

2. La falta de resolución expresa de las solicitudes de autorización tendrá efectos desestimatorios, pudiendo interponerse, en su caso, recurso administrativo ante la autoridad correspondiente.

3. La resolución deberá publicarse en el "Boletín Oficial del Estado" y en el "Boletín Oficial" de las provincias respectivas, y deberá ser notificada al solicitante, y a todas las Administraciones, organismos públicos y empresas del servicio público o de servicios de interés general que intervinieron o pudieron intervenir en el expediente.

4. La autorización administrativa expresará el período de tiempo contado a partir de su otorgamiento en el cual deberá ser solicitada la aprobación del proyecto de ejecución, indicando que se producirá su caducidad si transcurrido dicho plazo aquélla no ha sido solicitada, pudiendo solicitar el peticionario, por razones justificadas, prórrogas del plazo establecido.

Artículo 129. Ocupación del dominio público marítimo-terrestre.

1. Excepcionalmente, y por Acuerdo del Consejo de Ministros, a propuesta conjunta de los Ministros de Medio Ambiente, de Fomento y de Economía, tomando en consideración los valores medioambientales y paisajísticos, se

podrá autorizar el tendido de líneas eléctricas aéreas de alta tensión, cuando su emplazamiento parcial o total esté comprendido en el dominio público marítimo-terrestre, siempre que el trazado no se localice en tramos de costa que constituyan playa u otros ámbitos de especial protección, y que concurran razones de utilidad pública debidamente acreditadas por el Ministerio de Economía.

2. Si tras el estudio de la solicitud de autorización administrativa de la instalación eléctrica, a juicio del Ministerio de Economía concurren razones de utilidad pública, se dará traslado de la propuesta de autorización al Ministerio de Medio Ambiente, y una vez obtenida su conformidad, se elevará al Consejo de Ministros para su resolución.

SECCIÓN 2.a APROBACIÓN DE PROYECTO DE EJECUCIÓN

Artículo 130. Solicitud.

1. El peticionario o el titular de la autorización presentará ante el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno de las provincias donde radique la instalación, la correspondiente solicitud dirigida a la Dirección General de Política Energética y Minas, con los requisitos señalados en el artículo 70 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, junto con el proyecto de ejecución elaborado conforme a los Reglamentos técnicos en la materia.

2. Cuando se trate de líneas eléctricas de carácter interprovincial, deberá realizarse el trámite indicado en el número anterior por provincias, presentando como mínimo en cada una de ellas la parte correspondiente del proyecto de la instalación. Igualmente, podrán presentarse las correspondientes solicitudes ante cualquiera de los lugares a que hace referencia el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

3. Se presentarán en forma de separata aquellas partes del proyecto que afecten a bienes, instalaciones, obras o servicios, centros o zonas dependientes de otras Administraciones, para que éstas establezcan el condicionado técnico procedente.

4. Serán competentes para la tramitación de la aprobación de proyecto de ejecución las áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía, en cuyas provincias se ubique o discurra la instalación.

Artículo 131. Condicionados y aprobación de proyecto.

1. La Administración competente para la tramitación del expediente remitirá las separatas del proyecto presentado a las distintas Administraciones, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general afectadas, con bienes y derechos a su cargo, al objeto de que establezcan el condicionado técnico procedente, en el plazo de veinte días.

2. No será necesario obtener dicho condicionado:a. Cuando por las distintas Administraciones, organismos y empresas

mencionadas hayan acordado, de conformidad con el Ministerio de Economía o los Departamentos Autonómicos correspondientes, normas de carácter general para el establecimiento de las instalaciones o para el cruce o contigüidad de las líneas eléctricas con los bienes, instalaciones, obras, servicios, centros o zonas a que se refiere el artículo anterior.

b. Cuando remitidas las separatas correspondientes transcurran veinte días y reiterada la petición transcurran diez días más sin haber recibido respuesta, se tendrán por aprobadas las especificaciones

técnicas propuestas por el peticionario de la instalación en el proyecto de ejecución.

3. Se dará traslado al peticionario de los condicionados establecidos, para que en el plazo de quince días preste su conformidad o formule los reparos que estime procedentes.

4. La contestación del peticionario se trasladará a la Administración, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general que emitió el correspondiente condicionado técnico, en orden a que en el plazo de quince días muestre su conformidad o reparos a dicha contestación. Transcurrido dicho plazo sin que la Administración, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general citados emitieran nuevo escrito de reparos sobre su condicionado, se entenderá la conformidad con la contestación al condicionado efectuada por el peticionario.

5. Concluidos los trámites precedentes, el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía practicará, si lo estima oportuno, un reconocimiento sobre el terreno y reunirá los condicionados técnicos, si los hubiere, y elevará el correspondiente informe sobre aprobación del proyecto de ejecución a la Dirección General de Política Energética y Minas, junto con el correspondiente proyecto de ejecución de la misma. En el supuesto de que la instalación afectase a varias provincias, el proyecto será remitido por el órgano administrativo que haya efectuado la tramitación en la provincia donde tenga su origen la correspondiente instalación eléctrica.

6. Sin perjuicio de lo dispuesto, en el apartado 4 anterior y para el supuesto de que se mantenga la discrepancia en cuanto al condicionado técnico entre el peticionario de la instalación y alguna Administración u organismo, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá, bien resolver recogiendo las condiciones técnicas establecidas en el condicionado, o bien, si discrepa de éste, remitirá propuesta de resolución al Ministro de Economía, para su elevación al Consejo de Ministros.

7. El órgano competente deberá proceder a la emisión de la correspondiente resolución en un plazo de tres meses. La falta de resolución expresa tendrá efectos desestimatorios, pudiendo interponerse, en su caso, recurso administrativo ante la autoridad correspondiente.

8. La resolución deberá ser notificada al peticionario y a todas aquellas Administraciones, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general que emitieron condicionado técnico o debieron emitirlo en el expediente.

9. La aprobación de proyecto de ejecución constituye la resolución que habilita al titular de la misma a la construcción de la instalación proyectada.

Modificado según Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico.

9. La aprobación del proyecto de ejecución constituye la resolución que habilita a su titular a la construcción de la instalación proyectada, sin perjuicio de que este, una vez obtenida la autorización administrativa, pueda iniciar las obras preparatorias de acondicionamiento del emplazamiento de las instalaciones.

Las actividades que podrán acometerse son las siguientes:

a. Vallado del emplazamiento.b. Acondicionamiento del terreno (excavaciones, cimentaciones

profundas y pilotajes).c. Instalaciones temporales de obra y almacenamiento de equipos.d. Pavimentaciones, sistemas enterrados y viales internos.e. Cimentaciones superficiales.

10. La resolución habrá de expresar el período de tiempo en el cual está prevista la ejecución de la instalación.

11. Excepcionalmente, cuando razones de urgencia o excepcional interés para el sistema eléctrico así lo aconsejen, por el Consejo de Ministros, a propuesta del Ministro de Economía, podrá autorizarse, motivadamente y con carácter provisional, la construcción de la instalación sin aprobación de proyecto de ejecución y siempre y cuando la instalación haya obtenido la correspondiente autorización administrativa.

SECCIÓN III. AUTORIZACIÓN DE EXPLOTACIÓN

Artículo 132. Acta de puesta en servicio.

1. Una vez ejecutado el proyecto, se presentará la correspondiente solicitud de acta de puesta en servicio ante las áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno respectivas que hayan tramitado el expediente por provincias.A dicha solicitud se acompañará un certificado de final de obra suscrito por técnico facultativo competente, en el que conste que la instalación se ha realizado de acuerdo con las especificaciones contenidas en el proyecto de ejecución aprobado, así como con las prescripciones de la reglamentación técnica aplicable a la materia.

2. El acta de puesta en servicio se extenderá por el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno respectivas que hayan tramitado el expediente, en el plazo de un mes, previas las comprobaciones técnicas que se consideren oportunas. Si se tratase de una línea eléctrica que afecte a diferentes provincias, se extenderá acta de puesta en servicio por cada una de ellas.Durante dicho plazo, las referidas áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía, a petición del titular de la instalación, podrán extender acta de puesta en servicio para pruebas de la misma.

CAPÍTULO III

Autorización de transmisión de instalaciones


1. La transmisión de la titularidad de una instalación de producción, transporte o distribución de energía eléctrica requiere autorización administrativa.

2. La solicitud de autorización administrativa de transmisión deberá ser dirigida a la Dirección General de Política Energética y Minas por quien pretende adquirir la titularidad de la instalación.La solicitud deberá ir acompañada de la documentación que permita acreditar la capacidad legal, técnica y económica del solicitante, así como una declaración del titular de la instalación en la que manifieste su voluntad de transmitir dicha titularidad.


La Dirección General de Política Energética y Minas resolverá, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, sobre la solicitud, en el plazo de tres meses. La falta de resolución expresa en plazo tendrá efectos desestimatorios, pudiendo interponerse, en su caso, recurso administrativo ante la autoridad correspondiente.

A partir de su otorgamiento, el solicitante contará con un plazo de seis meses, para transmitir la titularidad de la instalación. Se producirá la caducidad de la autorización si transcurrido dicho plazo aquélla no ha tenido lugar.

La resolución será notificada al solicitante y al transmitente. Otorgada la autorización, el solicitante deberá comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas la transmisión, en el plazo de un mes desde que se haga efectiva.

CAPÍTULO IV

Autorización de cierre de instalaciones


1. El titular de la instalación que pretenda el cierre de la misma deberá solicitar autorización administrativa de cierre ante la Dirección General de Política Energética y Minas. Dicha solicitud se efectuará ante el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno correspondientes. Igualmente, podrán presentarse las correspondientes solicitudes ante cualquiera de los lugares a que hace referencia el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

2. El titular de la instalación acompañará la solicitud de un proyecto de cierre, que deberá contener como mínimo una memoria, en la que se detallen las circunstancias técnicas, económicas, ambientales o de cualquier otro orden, por las que se pretende el cierre, así como los planos actualizados de la instalación a escala adecuada.

3. La solicitud se podrá acompañar de un plan de desmantelamiento de la instalación, en el supuesto que el solicitante así lo pretenda.

Artículo 136. Procedimiento.

El procedimiento de tramitación de la solicitud será realizado por el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno correspondientes.

Artículo 137. Informe previo.

En el caso de instalaciones bajo la gestión técnica del operador del sistema y gestor de la red de transporte, éste emitirá informe previo sobre la solicitud de autorización de cierre.

En el caso de instalaciones de transporte cuya autorización de cierre deba ser otorgada por las Comunidades Autónomas, éstas solicitarán informe previo a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el que ésta consignará las posibles afecciones del cierre de la instalación a los planes de desarrollo de la red y a la gestión técnica del sistema.


1. El área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno correspondientes, elevará el expediente de solicitud de cierre junto con su informe a la Dirección General de Política Energética y Minas, quien deberá resolver, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, sobre la autorización de cierre de la instalación en un plazo de tres meses.La falta de resolución expresa tendrá efectos desestimatorios, pudiendo interponerse, en su caso, recurso administrativo ante la autoridad correspondiente.

2. En todo caso, la autorización de cierre de la instalación podrá imponer a su titular la obligación de proceder a su desmantelamiento.La resolución habrá de expresar el período de tiempo contado a partir de su otorgamiento en el cual deberá procederse al cierre y, en su caso, al desmantelamiento de la instalación, indicando que se producirá la caducidad de la autorización si transcurrido dicho plazo aquél no ha tenido lugar.

3. La resolución se notificará al solicitante y se publicará, en todo caso, en el "Boletín Oficial del Estado", y en el "Boletín Oficial" de las provincias donde radique la instalación.

Artículo 139. Acta de cierre.

Concedida la autorización de cierre, por el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno correspondientes y previas las comprobaciones técnicas que se consideren oportunas, se levantará acta de cierre cuando éste se haga efectivo.

CAPÍTULO V

Expropiación y servidumbres

SECCIÓN I. DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 140. Utilidad pública.

1. De acuerdo con el artículo 52.1 de la Ley del Sector Eléctrico, se declaran de utilidad pública las instalaciones eléctricas de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, a los efectos de expropiación forzosa de los bienes y derechos necesarios para su establecimiento y de la imposición y ejercicio de la servidumbre de paso.

2. Dicha declaración de utilidad pública se extiende a los efectos de la expropiación forzosa de instalaciones eléctricas y de sus emplazamientos cuando por razones de eficiencia energética, tecnológicas o medioambientales sea oportuna su sustitución por nuevas instalaciones o la realización de modificaciones sustanciales en las mismas.

3. Para el reconocimiento en concreto de utilidad pública de estas instalaciones, será necesario que la empresa interesada lo solicite, incluyendo una relación concreta e individualizada de los bienes o derechos que el solicitante considere de necesaria expropiación.

Artículo 141. Líneas directas.

La construcción de líneas directas a la que se refiere el artículo 67 de este Real Decreto queda excluida de la declaración de utilidad pública, así como de las disposiciones que en materia de expropiación y servidumbres se establecen en el presente capítulo.

Artículo 142. Recursos.

Contra las resoluciones dictadas en materia de expropiación e imposición de servidumbre, cabrán los recursos previstos en la Ley de Expropiación Forzosa, de 16 de diciembre de 1954, y demás normativa aplicable.

SECCIÓN II. PROCEDIMIENTO DE EXPROPIACIÓN

Artículo 143. Solicitud de la declaración de utilidad pública.

1. Para el reconocimiento, en concreto, de la utilidad pública de las instalaciones aludidas en el artículo 140 será necesario que el peticionario efectúe la correspondiente solicitud dirigida a la Dirección General de Política Energética y Minas con los requisitos señalados en el artículo 70 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, ante el área o, en su caso, dependencia de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno de las provincias donde radique la instalación. Igualmente, podrán presentarse las correspondientes solicitudes ante cualquiera de los lugares a que hace referencia el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

2. La solicitud de declaración, en concreto, de utilidad pública, podrá efectuarse bien de manera simultánea a la solicitud de autorización administrativa y/o de aprobación del proyecto de ejecución, o bien con posterioridad a la obtención de la autorización administrativa.

3. La solicitud se acompañará de un documento técnico y anejo de afecciones del proyecto que contenga la siguiente documentación:

a. Memoria justificativa y características técnicas de la instalación.b. Plano de situación general, a escala mínima 1:50.000.c. Planos de perfil y planta, con identificación de fincas según proyecto

y situación de apoyos y vuelo, en su caso.d. Relación de las distintas Administraciones públicas afectadas, cuando

la instalación pueda afectar a bienes de dominio, uso o servicio público o patrimoniales del Estado, Comunidad Autónoma y Corporaciones locales, o a obras y servicios atribuidos a sus respectivas competencias.

e. Relación concreta e individualizada, en la que se describan, en todos sus aspectos, material y jurídico, los bienes o derechos que considere de necesaria expropiación, ya sea ésta del pleno dominio de terrenos y/o de servidumbre de paso de energía eléctrica y servicios complementarios en su caso, tales como caminos de acceso u otras instalaciones auxiliares.

4. Serán competentes para la tramitación de los expedientes de solicitud de utilidad pública las áreas o, en su caso, dependencias de Industria y Energía de las Delegaciones o Subdelegaciones del Gobierno en cuyas provincias se ubique o discurra la instalación.

Artículo 144. Información pública.

La solicitud de reconocimiento, en concreto, de utilidad pública, junto con el documento técnico citado en el artículo anterior, se someterá al trámite de información pública durante el plazo de veinte días.

A estos efectos, se insertará anuncio, con la relación concreta e individualizada de los bienes y derechos afectados por el procedimiento de expropiación forzosa del pleno dominio o para la imposición de servidumbre de paso de energía eléctrica, en el "Boletín Oficial del Estado" y en el "Boletín Oficial" de las provincias afectadas.

El anuncio se publicará también en uno de los diarios de mayor circulación de cada una de las provincias afectadas.

Asimismo, esta información se comunicará a los Ayuntamientos en cuyo término municipal radiquen los bienes o derechos afectados por la instalación, para su exposición al público, por igual período de tiempo.

La información pública establecida a la que se refiere este artículo, de acuerdo con lo previsto en el artículo 115 del presente Real Decreto, podrá realizarse conjuntamente con la de la autorización administrativa prevista en este Título.

Artículo 145. Alegaciones.

Si como consecuencia de la información practicada de acuerdo con el artículo anterior, se hubiesen presentado alegaciones, éstas se pondrán en conocimiento del solicitante para que éste a su vez comunique al órgano encargado de la tramitación lo que estime pertinente en el plazo no superior a quince días, quien, a su vez, junto con el resto del expediente tramitado, remitirá dichas alegaciones y las manifestaciones del peticionario a la Dirección General de Política Energética y Minas, así como, en el caso de necesaria expropiación, un informe basado en el proyecto presentado, relativo al cumplimiento de las condiciones establecidas en el artículo 143 del presente Real Decreto.

Artículo 146. Información a otras Administraciones públicas.

1. Por el órgano encargado de la tramitación del expediente, simultáneamente al trámite de información pública, se dará cuenta de la solicitud y de la parte del documento técnico por el que las distintas Administraciones, organismos, empresas de servicio público o de servicios de interés general resulten afectados, a fin de que por éstas se emita el correspondiente informe. Se entenderá que no existe objeción alguna cuando pasados veinte días y reiterada la petición transcurran diez días más sin recibir respuesta de dichas Administraciones u organismos públicos o empresas señaladas.

2. Se entenderá realizado el trámite de informe a que se refiere el apartado anterior cuando, en el supuesto de haberse solicitado conjuntamente la declaración de utilidad pública con la aprobación de proyecto de ejecución, se cumplan los requisitos y trámites establecidos en el artículo 127 del presente Real Decreto.

Artículo 147. Oposición u objeción.

1. Si conforme a lo establecido en el artículo anterior se hubiesen formulado objeciones por las Administraciones, organismos o empresas de servicio público o de servicios de interés general consultadas, se pondrán aquéllas en conocimiento de la entidad solicitante, a fin de que en un plazo de quince días realice las rectificaciones correspondientes o bien formule las razones en que fundamente la imposibilidad de atender tales objeciones.

2. Esta contestación será remitida por la Administración que tramita el expediente a las Administraciones u organismos públicos o empresas de servicio público o de servicios de interés general que los hubiesen formulado para que en un plazo de quince días presten su conformidad o reparos con la misma. Se entenderá su conformidad si dentro de este plazo las citadas Administraciones u organismos no emiten un nuevo escrito de reparos.


1. La resolución sobre la declaración de utilidad pública corresponderá a la Dirección General de Política Energética y Minas, si la autorización es de competencia estatal, salvo en el caso de que se mantuviesen expresamente las oposiciones u objeciones sobre la declaración de utilidad pública por parte de las Administraciones u organismos públicos consultados y el Ministerio de Economía discrepase de sus propuestas, en cuyo caso la resolución del expediente corresponderá al Consejo de Ministros.En todo caso, el órgano competente deberá dictar y notificar la

correspondiente resolución en un plazo de seis meses desde la fecha en que la solicitud haya tenido entrada en el registro de dicho órgano.

2. La resolución se publicará en el "Boletín Oficial del Estado" y en el "Boletín Oficial" de la provincia o provincias afectadas.La resolución se notificará al solicitante, a las Administraciones u organismos públicos y empresas de servicio público o de servicios de interés general que informaron o debieron informar durante la tramitación de la declaración de utilidad pública a los titulares de bienes y derechos afectados, así como a los restantes interesados en el expediente, conforme a lo previsto en el artículo 52 de la Ley de Expropiación Forzosa.

Artículo 149. Efectos.

1. La declaración de utilidad pública llevará implícita, la necesidad de ocupación de los bienes o de adquisición de los derechos afectados e implicará la urgente ocupación a los efectos del artículo 52 de la Ley de Expropiación, adquiriendo la empresa solicitante la condición de beneficiario en el expediente expropiatorio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2 de la Ley de Expropiación Forzosa.

2. Igualmente, llevará implícita la autorización para el establecimiento o paso de la instalación eléctrica, sobre terrenos de dominio, uso o servicio público, o patrimoniales del Estado, o de las Comunidades Autónomas, o de uso público propios o comunales de la provincia o municipio, obras y servicios de los mismos y zonas de servidumbre pública.

3. Para la imposición de servidumbre de paso sobre los bienes indicados en el apartado anterior y montes de utilidad pública, no será necesario cumplir lo dispuesto sobre imposición de gravámenes en dichos bienes en las correspondientes Leyes de Patrimonio y de Montes, sin perjuicio de las indemnizaciones correspondientes.

Artículo 150. Procedimiento de expropiación.

Declarada la utilidad pública de la instalación, se iniciarán las actuaciones expropiatorias, conforme al procedimiento de urgencia establecido en el artículo 52 de la Ley de Expropiación Forzosa, siendo de aplicación el plazo de un mes para la notificación a los interesados afectados y a las publicaciones a las que se refiere el apartado 4 de dicho artículo 52 de la Ley de Expropiación Forzosa, procediéndose a la expropiación forzosa del pleno dominio de los terrenos y derechos necesarios para la construcción de la misma y de sus servicios auxiliares o complementarios, en su caso, o a la constitución de la correspondiente servidumbre de paso.

Artículo 151. Adquisición por mutuo acuerdo.

En cualquier momento, el solicitante de la declaración de utilidad pública podrá convenir libremente con los titulares de los necesarios bienes y derechos la adquisición por mutuo acuerdo de los mismos. Este acuerdo, en el momento de declararse la utilidad pública de la instalación, adquirirá la naturaleza y efectos previstos en el artículo 24 de la Ley de Expropiación Forzosa, causando, por tanto, la correspondiente conclusión del expediente expropiatorio. En estos supuestos, el beneficiario de la declaración de utilidad pública podrá, en su caso, solicitar de la autoridad competente la aplicación del mecanismo establecido en el artículo 59 del Reglamento de Expropiación Forzosa.

Artículo 152. Expropiación a instancia del dueño del predio sirviente.

1. Cuando la servidumbre de paso de energía eléctrica haga antieconómica la explotación del predio sirviente, el propietario podrá solicitar de la

Administración que le sea expropiado dicho predio, adquiriendo el titular de la servidumbre el pleno dominio sobre el mismo.

2. En la solicitud deberán justificarse las causas concretas determinantes de los perjuicios económicos como consecuencia de la alteración de las condiciones fundamentales de explotación de la finca.

3. La Administración competente, para tramitar el expediente, resolverá sobre esta solicitud en el plazo de diez días. En el caso de que se deniegue la petición se observará lo previsto en el artículo 46 de la Ley de Expropiación Forzosa.

Artículo 153. Modificación de la servidumbre a instancia del dueño del predio sirviente.

1. Constituida la servidumbre de paso, el titular del predio sirviente podrá solicitar el cambio del trazado de la línea si no existen para ello dificultades técnicas, siendo a su costa los gastos de variación.

2. El titular del predio sirviente, a quien interese la variación del trazado de la línea prevista en el número anterior, podrá solicitar del órgano encargado de la tramitación del expediente dicha variación en el caso de que no exista acuerdo al respecto con la entidad titular de la línea.

3. En la solicitud deberá acreditarse la conformidad previa de los nuevos propietarios afectados por dicha variación, debidamente documentada, así como el compromiso formal de sufragar todos los gastos que ocasione su realización.

4. De esta petición se dará audiencia al beneficiario de la servidumbre por plazo de quince días, durante el cual presentará el presupuesto total de los gastos de todo orden que lleve consigo dicha variación de trazado y formulará, en su caso, las alegaciones que estime pertinentes.

5. Del presupuesto que se menciona en el apartado anterior se dará traslado al dueño del predio sirviente para que lo impugne o acepte.

6. La Administración competente resolverá y notificará la solicitud en el plazo de quince días, desde la fecha en que la solicitud haya tenido entrada en el registro del órgano competente, pronunciándose expresamente sobre el presupuesto presentado y señalando el plazo en el que se deberán realizar las obras de la variación.

7. Si la resolución es favorable a la variación, para llevar a efecto la misma, el solicitante deberá abonar previamente al titular de la línea el importe total del presupuesto a que se hace referencia en el apartado anterior.

Artículo 154. Variación del tendido de la línea como consecuencia de proyectos o planes aprobados por la Administración.

1. En la elaboración por parte de las distintas Administraciones públicas de proyectos o planes que puedan variar el tendido de una línea ya existente, se dará audiencia a la entidad titular de la línea, con objeto de que formule las alegaciones pertinentes sobre los aspectos técnicos, económicos y de cualquier otro orden respecto a la variación que se proyecte.

2. En el expediente a que se refiere el apartado anterior deberá emitir informe la Dirección General de Política Energética y Minas o el órgano autonómico que resulte competente.

3. La Administración competente sobre el proyecto o plan del que derive la necesidad de variación de la línea, una vez que éste haya sido aprobado, abonará al titular de la línea el coste de la variante y los perjuicios ocasionados.

Artículo 155. Causas de extinción de la servidumbre de paso.

La servidumbre establecida para la ejecución de una instalación eléctrica regulada por este Real Decreto se extinguirá:

a. Por la retirada de la instalación. Sin embargo, no se producirá la extinción por la adición, cambio o reparación de sus elementos.

b. Por la falta de uso de la misma sin causa justificada durante un plazo de nueve años desde que se haya interrumpido el servicio.

c. Por revocación o extinción de la autorización sobre dicha instalación.d. Por las demás causas previstas en el Código Civil.

Artículo 156. Determinación del justo precio y pago.

1. Efectuada la ocupación de la finca, se tramitará el expediente de expropiación e imposición de servidumbre en sus fases de justiprecio y pago, según la regulación establecida en la Ley de Expropiación Forzosa y sus normas de desarrollo.

2. La indemnización por el valor de los bienes y derechos a expropiar se determinará de conformidad con lo previsto en el capítulo III del Título II de la Ley de Expropiación Forzosa.

3. La indemnización por la imposición de la servidumbre de paso comprenderá los siguientes conceptos:

a. El valor de la superficie de terreno ocupado por los postes, apoyos o torres de sustentación o por la anchura de la zanja, si la servidumbre es de paso subterráneo o impide el aprovechamiento normal del suelo.

b. El importe del demérito que en el predio sirviente ocasionen la servidumbre, ya sea ésta relativa a una línea aérea o de paso subterráneo; las limitaciones en el uso y aprovechamiento del precio como consecuencia del paso para la vigilancia, conservación y reparación de la línea y las restricciones exigidas para la seguridad de las personas y las cosas.

c. La indemnización por daños y perjuicios derivados de la ocupación temporal de terrenos para depósitos de materiales o para el desarrollo de las actividades necesarias para la instalación y explotación de la línea.

SECCIÓN III. ALCANCE Y LÍMITES DE LA EXPROPIACIÓN

Artículo 157. Alcance de la servidumbre de paso de energía eléctrica.

1. La servidumbre de paso de energía eléctrica gravará los bienes ajenos en la forma y con el alcance que se determinan en la Ley del Sector Eléctrico, en el presente Reglamento y en la legislación general sobre expropiación forzosa y se reputará servidumbre legal a los efectos prevenidos en el artículo 542 del Código Civil y demás con él concordantes.

2. En el caso de que las instalaciones puedan situarse sobre servidumbres administrativas ya establecidas, se deberá recabar de la autoridad u organismo que acordó la imposición de dicha servidumbre el informe correspondiente, y se adoptarán las medidas necesarias para que las mismas puedan seguir siendo utilizadas, caso de ser compatibles, o, en su defecto, se procederá a sustituirlas, de acuerdo con dicha autoridad u organismo.Si no fuera posible el acuerdo, se procederá a su cesión o expropiación sin perjuicio de las indemnizaciones que procedan. En lo referente a la ocupación del espacio marítimo-terrestre, se estará a lo dispuesto en la Ley de Costas.

Artículo 158. Servidumbre de paso aéreo de energía eléctrica.

La servidumbre de paso aéreo de energía eléctrica comprenderá:

a. El vuelo sobre el predio sirviente.b. El establecimiento de postes, torres o apoyos fijos para la sustentación de

los cables conductores de energía eléctrica e instalación de puestas a tierra de dichos postes, torres o apoyos fijos.

c. El derecho de paso o acceso para atender al establecimiento, vigilancia, conservación, reparación de la línea eléctrica y corte de arbolado, si fuera necesario.

d. La ocupación temporal de terrenos u otros bienes, en su caso, necesarios a los fines indicados en el párrafo c) anterior.

Artículo 159. Servidumbre de paso subterráneo de energía eléctrica.

La servidumbre de paso subterráneo de energía eléctrica comprenderá:

a. La ocupación del subsuelo por los cables conductores a la profundidad y con las demás características que señale la normativa técnica y urbanística aplicable.A efectos del expediente expropiatorio y sin perjuicio de lo dispuesto en cuanto a medidas y distancias de seguridad en los Reglamentos técnicos en la materia, la servidumbre subterránea comprende la franja de terreno situada entre los dos conductores extremos de la instalación.

b. El establecimiento de los dispositivos necesarios para el apoyo o fijación de los conductores.

c. El derecho de paso o acceso para atender al establecimiento, vigilancia, conservación y reparación de la línea eléctrica.

d. La ocupación temporal de terrenos u otros bienes, en su caso, necesarios a los fines indicados en el párrafo c) anterior.

Artículo 160. Condiciones de seguridad.

Las condiciones y limitaciones que deberán imponerse en cada caso por razones de seguridad se aplicarán con arreglo a los Reglamentos y normas técnicas vigentes y, en todo caso, con las limitaciones establecidas en el artículo siguiente.

Artículo 161. Limitaciones a la constitución de servidumbre de paso.

1. No podrá imponerse servidumbre de paso para las líneas de alta tensión: sobre edificios, sus patios, corrales, centros escolares, campos deportivos y jardines y huertos, también cerrados, anejos a viviendas que ya existan al tiempo de iniciarse el expediente de solicitud de declaración de utilidad pública, siempre que la extensión de los huertos y jardines sea inferior a media hectárea.

2. Tampoco podrá imponerse servidumbre de paso para las líneas de alta tensión sobre cualquier género de propiedades particulares siempre que se cumplan conjuntamente las condiciones siguientes:

a. Que la línea pueda instalarse sobre terrenos de dominio, uso o servicio público o patrimoniales del Estado, de la Comunidad Autónoma, de las provincias o de los municipios, o siguiendo linderos de fincas de propiedad privada.

b. Que la variación del trazado no sea superior en longitud o en altura al 10 por 100 de la parte de línea afectada por la variación que según el proyecto transcurra sobre la propiedad del solicitante de la misma.

c. Que técnicamente la variación sea posible.

La indicada posibilidad técnica será apreciada por el órgano que tramita el expediente, previo informe de las Administraciones u organismos públicos a

quienes pertenezcan o estén adscritos los bienes que resultan afectados por la variante, y, en su caso, con audiencia de los propietarios particulares interesados.En todo caso, se considerará no admisible la variante cuando el coste de la misma sea superior en un 10 por 100 al presupuesto de la parte de la línea afectada por la variante.

Artículo 162. Relaciones civiles.

1. La servidumbre de paso de energía eléctrica no impide al dueño del predio sirviente cercarlo o edificar sobre él, dejando a salvo dicha servidumbre, siempre que sea autorizado por la Administración competente, que tomará en especial consideración la normativa vigente en materia de seguridad. Podrá, asimismo, el dueño solicitar el cambio de trazado de la línea, si no existen dificultades técnicas, corriendo a su costa los gastos de la variación, incluyéndose en dichos gastos los perjuicios ocasionados.

2. Se entenderá que la servidumbre ha sido respetada cuando la cerca, plantación o edificación construida por el propietario no afecte al contenido de la misma y a la seguridad de la instalación, personas y bienes de acuerdo con el presente Real Decreto.

3. En todo caso, y para las líneas eléctricas aéreas, queda limitada la plantación de árboles y prohibida la construcción de edificios e instalaciones industriales en la franja definida por la proyección sobre el terreno de los conductores extremos en las condiciones más desfavorables, incrementada con las distancias reglamentarias a ambos lados de dicha proyección.Para las líneas subterráneas se prohibe la plantación y construcciones mencionadas en el párrafo anterior, en la franja definida por la zanja donde van alojados los conductores incrementada en las distancias mínimas de seguridad reglamentarias.

CAPÍTULO VI

Revisiones e inspecciones

Artículo 163. Revisiones periódicas.

1. Las instalaciones de producción, transporte y distribución de energía eléctrica, a que se hace referencia en el artículo 111, deberán ser revisadas, al menos cada tres años, por técnicos titulados, libremente designados por el titular de la instalación.Los profesionales que las revisen estarán obligados a cumplimentar los boletines, en los que habrán de consignar y certificar expresamente los datos de los reconocimientos. En ellos, además, se especificará el cumplimiento de las condiciones reglamentarias o, alternativamente, la propuesta de las medidas correctoras necesarias.

2. Los citados boletines se mantendrán en poder del titular de las instalaciones, quien deberá enviar copia a la Administración competente.

Artículo 164. Inspecciones.

1. Para las instalaciones cuya autorización corresponde a la Administración General del Estado, las inspecciones sobre las condiciones técnicas, así como sobre el cumplimiento de los requisitos establecidos en las autorizaciones, serán realizadas por la Comisión Nacional de Energía, mediante un procedimiento reglado, con la colaboración de los servicios técnicos de la Administración General del Estado o de las Comunidades Autónomas donde se ubiquen las mismas.

2. Si como consecuencia de las inspecciones realizadas se pusiera de manifiesto alguna irregularidad que precisase la intervención de las Administraciones Públicas, la Comisión Nacional de Energía, en su caso, o el órgano de la Administración competente de la Comunidad Autónoma, lo pondrá en su conocimiento del titular de la instalación junto con la propuesta de resolución y los plazos para subsanar dicha irregularidad.

3. La Comisión Nacional de Energía acordará, en su caso, la iniciación de los expedientes sancionadores y realizar la instrucción de los mismos, cuando sean de la competencia de la Administración General del Estado, e informar, cuando sea requerida para ello, aquellos expedientes sancionadores iniciados por las distintas Administraciones públicas.

TÍTULO VIII

Registros administrativos

CAPÍTULO I


Artículo 165. Registros administrativos.

1. El Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica y el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados regulados en los artículos 21.4 y 45.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, se regirán en cuanto a su organización y funcionamiento por lo dispuesto en el presente Título.

2. La gestión de los registros mencionados en el apartado anterior corresponderá a la Subdirección General de Energía Eléctrica del Ministerio de Economía.

3. Las inscripciones que se realicen en los registros Administrativos del Ministerio de Economía que se regulan en el presente Real Decreto no devengarán el cobro de tasas.

Artículo 166. Tratamiento de los datos.

1. 1. El tratamiento de los datos de carácter personal inscritos en los registros regulados en el presente Título se someterán a lo dispuesto en la Ley Orgánica 15/1999, de 13 de diciembre, de protección de datos de carácter personal.

2. 2. Los sujetos obligados a comunicar datos a estos registros serán responsables de la veracidad y actualidad de los datos que faciliten.

3. 3. El acceso a los datos podrá tener lugar, si no afecta a la eficacia del funcionamiento del Registro, mediante petición, en la que resulten identificados los datos de cuyo acceso se trate, sin que sea admisible su solicitud genérica.

4. 4. La Comisión Nacional de Energía, el operador del sistema y el operador del mercado tendrán acceso a la información contenida en los Registros a los que se refiere el presente Título, así como las Comunidades Autónomas.

5. 5. Las personas que en el ejercicio de sus funciones tengan acceso a datos que obren en estos Registros estarán obligadas a guardar secreto respecto de los mismos.

Artículo 167. Cancelación de las inscripciones.

La cancelación de las inscripciones en los registros a los que se refiere el presente Título se producirá a instancia del interesado o de oficio en los supuestos de cese de la actividad, revocación por el órgano competente de la autorización que sirvió

de base para la inscripción y de falta de remisión de los documentos y datos contemplados en el presente Título.

Para proceder a la cancelación de oficio de la inscripción será precisa la instrucción del correspondiente expediente con audiencia del interesado.

CAPÍTULO II

Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica

Artículo 168. Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

1. En el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica deben inscribirse todas las instalaciones de producción de energía eléctrica que hayan sido autorizadas y los agentes externos que hayan sido autorizados para la venta de energía eléctrica en España.La inscripción en este registro será condición necesaria para poder realizar ofertas de energía eléctrica al operador del mercado y suscribir contratos bilaterales físicos.Los productores que tengan instalaciones inscritas en el Registro de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en régimen ordinario con las que realicen ofertas de energía eléctrica al operador del mercado podrán realizar incorporaciones a las redes de transporte y distribución nacionales de energía procedentes de otros sistemas exteriores de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.Asimismo, podrán realizar intercambios intracomunitarios e internacionales de acuerdo con lo previsto en el artículo 16 de la citada Ley.

2. Este Registro se estructura en las siguientes Secciones:a. Sección primera: Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en

régimen ordinario.b. Sección segunda: Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en

régimen especial.c. Sección tercera: Agentes Externos.

3. Los requisitos y procedimientos de inscripción en este Registro son los que se establecen en el presente Real Decreto.

SECCIÓN I. SECCIÓN PRIMERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Artículo 169. Sección primera: instalaciones de producción en régimen ordinario.

1. La Sección primera del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica se estructura en las tres Subsecciones siguientes:

a. Subsección 1. En esta Subsección se inscribirán las unidades de producción de energía eléctrica cuya potencia instalada sea superior a 50 MW o que a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, estuvieran sometidas al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre la determinación de la tarifa de las empresas de servicio público.

b. Subsección 2. En esta Subsección se inscribirán las unidades de producción de energía eléctrica cuando tengan una potencia instalada igual o inferior a 50 MW y superior a 1 MW y que a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, no estuvieran sometidas al régimen previsto en el Real

Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre la determinación de la tarifa de las empresas de servicio público.

c. Subsección 3. En esta Subsección deberán inscribirse las unidades de producción de energía eléctrica con potencia igual o inferior a 1 MW y que a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, no estuvieran sometidas al régimen previsto en el Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, sobre la determinación de la tarifa de las empresas de servicio público.

2. El procedimiento de inscripción en esta Sección del Registro constará de una fase de inscripción previa y una fase de inscripción definitiva. Las instalaciones de la Subsección 3 no precisarán más que una inscripción cuyo procedimiento será el de la inscripción previa.

Artículo 170. Inscripción previa.

1. La solicitud de inscripción previa en la Sección Primera de este Registro se dirigirá a la Dirección General de Política Energética y Minas cuando el aprovechamiento de la instalación afecte a más de una Comunidad Autónoma. En otro caso, la solicitud se dirigirá al órgano competente de la Comunidad Autónoma donde esté ubicada la instalación de producción, que dará traslado a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo máximo de un mes de la solicitud de inscripción, así como de la documentación que la acompañe.

2. La solicitud de inscripción previa se acompañará, al menos, de la siguiente documentación:

a. Acreditación de la titularidad de la instalación de producción adecuadamente autorizada.

b. Datos de identificación del titular de la instalación, incluyendo, en su caso, los de inscripción en el Registro Mercantil y en el Registro de Actividades Industriales correspondiente.

c. La información que se recoge en el apartado 1.1 del anexo al presente Real Decreto sobre los datos y condiciones de funcionamiento de la instalación.

3. La formalización de la inscripción previa, en la que constará el número de identificación provisional en el registro, será considerada requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, y será notificada al interesado.

Artículo 171. Inscripción definitiva.

1. Se procederá a la inscripción definitiva de la instalación de producción en las Subsecciones 1 y 2 de la Sección Primera de este Registro una vez que su titular adquiera la condición de agente del mercado, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997. Para ello deberá dirigirse la solicitud de inscripción definitiva, acompañada de la documentación que acredite su condición de agente del mercado, a la Dirección General de Política Energética y Minas o, en su caso, ante el órgano competente de la Comunidad Autónoma, que dará traslado de la misma a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo máximo de un mes.

2. El plazo máximo entre la notificación de la inscripción previa en el registro y la presentación de la solicitud de inscripción definitiva será de tres meses.Si no se solicita la inscripción definitiva en ese plazo, se procederá a archivar el expediente, anulando la inscripción previa en el registro.

3. La formalización de la inscripción definitiva, en la que constará el número de identificación en el registro, será notificada al interesado.

Artículo 172. Notificaciones.

La notificación de la inscripción previa y de la inscripción definitiva será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas.

En el caso de que la solicitud de inscripción haya sido presentada en una Comunidad Autónoma, la formalización de la inscripción será comunicada a la misma.

Artículo 173. Actualización de datos.

1. Los titulares de las instalaciones que hayan sido inscritas en esta Sección del Registro deberán remitir al mismo la información establecida en el apartado 1.1 del anexo al presente Real Decreto, con la periodicidad y en los términos que se especifican en el apartado 1.2 del mismo.

2. Sin perjuicio de la actualización de los datos que deba ser realizada de conformidad con lo previsto en el apartado anterior, cualquier modificación de los datos que figuren en el Registro sobre identificación de la instalación, de su titular o sobre las condiciones y potencia de la instalación, deberá ser comunicada por el interesado en el plazo máximo de un mes desde que aquélla se produzca. En estas modificaciones quedan incluidos los cambios de denominación o razón social del titular, las fusiones, absorciones o escisiones de sociedades que afecten a la titularidad de las instalaciones, así como la ampliación sustancial de las mismas.

3. En el caso de que la información contemplada en los apartados 1 y 2 del presente artículo no sea remitida por el titular de la instalación en el plazo previsto, se procederá a dar de baja la inscripción tras la instrucción del correspondiente expediente, con audiencia del interesado, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 167 del presente Real Decreto.

Artículo 174. Número de identificación en el registro.

Los titulares de instalaciones de producción de energía eléctrica harán constar, en los documentos en los que se formalicen las transacciones que tengan por objeto la compra o venta de energía eléctrica, el número de identificación que tengan asignado en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

SECCIÓN II. SECCIÓN SEGUNDA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Artículo 175. Sección segunda: instalaciones de producción en régimen especial.

La organización y funcionamiento de la sección segunda del registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica se regirá por lo dispuesto en el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

SECCIÓN III. SECCIÓN TERCERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Artículo 176. Sección tercera: agentes externos.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. Los productores de energía eléctrica no nacionales que pretendan vender energía en España como agentes externos, de acuerdo con lo establecido en el punto 2 del artículo 34 del Real Decreto 2019/1997, deberán inscribirse en

la Sección tercera: agentes externos, del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

2. La inscripción será requisito indispensable tanto para la participación en el mercado de producción organizado como para la suscripción por el agente externo de contratos bilaterales físicos que supongan venta de energía eléctrica en España.

Artículo 177. Solicitud de inscripción.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

La solicitud de inscripción en la Sección tercera de este Registro se dirigirá a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía.

La solicitud se acompañará de la autorización administrativa previa otorgada por la Dirección General de Política Energética y Minas, así como de la certificación de haber formalizado la adhesión a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación en el mercado de producción en el contrato a que se refiere el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997. Asimismo, la solicitud se acompañará de los datos de identificación del agente externo y los que se establecen en el apartado 2.1 del anexo al presente Real Decreto.

Artículo 178. Inscripción en el registro.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

La formalización de la inscripción, en la que constará en número de identificación en el registro, será notificada al interesado por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Artículo 179. Actualización de datos.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. Los agentes externos que hayan sido inscritos en esta Sección del Registro deberán remitir al mismo la información establecida en el apartado 2.1 del anexo al presente Real Decreto, con la periodicidad y en los términos que se especifican en el apartado 2.2 del mismo.

2. Sin perjuicio de la actualización de los datos que deba ser realizada de conformidad con lo previsto en el apartado anterior, cualquier modificación de los datos que figuren en el registro sobre identificación del agente externo y de las instalaciones de las que sea titular que haya acreditado para su autorización como agente externo, así como cualquier modificación de la información que sirvió de base para obtener la autorización administrativa previa por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, deberá ser comunicada por el interesado en el plazo máximo de un mes desde que aquélla se produzca.

3. En el caso de que la información contemplada en los apartados 1 y 2 del presente artículo no sea remitida por el agente externo en el plazo previsto, se procederá a dar de baja la inscripción tras la instrucción del correspondiente expediente, con audiencia del interesado, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 167 del presente Real Decreto.

Artículo 180. Número de identificación en el registro.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

Los agentes externos harán constar en los documentos en los que se formalicen las transacciones que tengan por objeto la compra o venta de energía eléctrica en España, el número de identificación que tengan asignado en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

CAPÍTULO III

Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados

Artículo 181. Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

1. Deberán inscribirse en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados todos aquellos que, de acuerdo con lo previsto en el presente Real Decreto, tengan la condición de distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados que pretendan adquirir, para los fines que se especifican en el presente capítulo, energía eléctrica en el mercado de producción organizado y los agentes externos que hayan sido autorizados para la compra de energía eléctrica en España.

2. Este Registro se estructura en las cuatro secciones siguientes:a. Sección primera: empresas distribuidoras.b. Sección segunda: empresas comercializadoras.c. Sección tercera: consumidores cualificados.d. Sección cuarta: agentes externos.

3. Los requisitos y procedimiento de inscripción en cada una de las Secciones mencionadas son los que se establecen en el presente Real Decreto.

SECCIÓN I. SECCIÓN PRIMERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS

Artículo 182. Sección primera: empresas distribuidoras.

1. Los distribuidores deberán inscribirse en la Sección primera: empresas distribuidoras, del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

2. El procedimiento de inscripción en esta Sección del Registro constará de una fase de inscripción previa y una fase de inscripción definitiva.


1. La solicitud de inscripción previa en la Sección primera de este Registro se dirigirá a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía. En el caso de que la empresa distribuidora ejerza su actividad exclusivamente en el ámbito de una Comunidad Autónoma, la solicitud se dirigirá al órgano competente de ésta, que dará traslado a la Dirección General de Política Energética y Minas en plazo máximo de un mes de la solicitud de inscripción, así como de la documentación que la acompañe.

2. La solicitud de inscripción previa se acompañará de la acreditación del cumplimiento de los requisitos establecidos para ejercer la actividad de distribución en los párrafos a) y b) del punto 1 del artículo 37 del presente Real Decreto, de la titularidad de las líneas de distribución en funcionamiento adecuadamente autorizadas y, al menos, de los datos que se recogen en el apartado 3.1 del anexo al presente Real Decreto.

3. La formalización de la inscripción previa, en la que constará el número de identificación provisional en el Registro, será notificada al interesado, y será considerado requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.


1. Se procederá a la inscripción definitiva de la empresa distribuidora en la Sección primera de este registro una vez que ésta adquiera la condición de agente del mercado, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Para ello deberá dirigirse la

solicitud de inscripción definitiva a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, acompañada de la documentación que acredite su condición de agente del mercado, o al órgano competente de la Comunidad Autónoma, en su caso, que dará traslado a la Dirección General de Política Energética y Minas en plazo máximo de un mes de la solicitud de inscripción, así como de la documentación que la acompañe.

2. El plazo máximo entre la notificación de la inscripción previa en el Registro y la solicitud de la inscripción definitiva será de tres meses. Si no se solicita la inscripción definitiva en ese plazo, se procederá a archivar el expediente, anulando la inscripción previa en el registro.

3. No estará sujeta a este plazo la solicitud de inscripción definitiva que presenten los distribuidores que adquieran toda su energía a tarifa. En el caso de estos distribuidores, la inscripción definitiva supondrá la inclusión de una nota al margen de la inscripción previa, expresando que la sociedad está autorizada para poder adherirse a las reglas del mercado de producción organizado.No obstante, estas empresas distribuidoras que adquieran su energía a tarifa de acuerdo con la disposición transitoria undécima de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para su inscripción definitiva en el Registro deberán ser clasificadas por la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, a efectos de la entrega a la Comisión Nacional de Energía de las cuotas a que se refiere el artículo 5 del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, de acuerdo con lo dispuesto en su disposición adicional única.Para su clasificación en el grupo que les corresponda, deberán presentar la correspondiente solicitud a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, acompañada de las certificaciones de las empresas distribuidoras o productores que les suministren o de las facturaciones de las adquisiciones de energía eléctrica a otras empresas distribuidoras o productores durante el último año y de las facturaciones que realicen a sus clientes durante el mismo período con el grado de desagregación que el citado centro directivo le requiera.Una vez clasificadas e inscritas, las empresas distribuidoras a las que se refiere este punto, con carácter anual, procederán a remitir la información a que se refiere el párrafo anterior a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía en el plazo máximo de tres meses desde que finalice cada ejercicio, al objeto de acreditar que continúan perteneciendo al grupo en el que fueron clasificadas o, en caso contrario, poder proceder a su nueva clasificación.La falta de remisión de la citada documentación en plazo supondrá la nueva clasificación automática de la empresa en el grupo 3 de acuerdo con la clasificación que se establece en la disposición adicional única del Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.En el momento en que dichos distribuidores se adhieran a las reglas del mercado por adquirir su energía para la venta a consumidores a tarifa, en parte o en la totalidad, lo deberán comunicar a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de quince días.

4. La formalización de la inscripción definitiva, en la que constará el número de identificación en el Registro, será notificada al interesado.





1. Los distribuidores que hayan sido inscritos en esta Sección del Registro deberán remitir al mismo la información actualizada sobre adquisición y facturación de energía eléctrica y acceso a las redes establecida en el apartado 3.1 del anexo al presente Real Decreto, con la periodicidad y en los términos que se especifican en el apartado 3.2 del mismo.

2. Sin perjuicio de la actualización de los datos que deba ser realizada de conformidad con lo previsto en el apartado anterior, cualquier modificación de los datos que figuren en el Registro sobre identificación de la sociedad o de las instalaciones de las que sea el titular deberá ser comunicada por el interesado en el plazo máximo de un mes desde que aquélla se produzca. En estas modificaciones quedan incluidos los cambios de denominación o razón social del titular, las fusiones, absorciones o escisiones de sociedades que afecten a la titularidad de las instalaciones, así como la ampliación sustancial de las mismas.

3. En el caso de que la información a que se refieren los apartados 1 y 2 del presente artículo no sea remitida por el distribuidor en el plazo previsto, se procederá a dar de baja la inscripción de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 167 del presente Real Decreto.


Las empresas distribuidoras harán constar en los documentos en los que se formalicen las transacciones que tengan por objeto la compra o venta de energía eléctrica o el uso de las redes el número de identificación que tengan asignado en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

SECCIÓN II. SECCIÓN SEGUNDA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS

Artículo 188. Sección segunda: empresas comercializadoras.Modificado según REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. Las empresas comercializadoras deberán inscribirse en la Sección segunda: empresas comercializadoras, del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

2. El procedimiento de inscripción en esta sección del registro constará de una sola fase de inscripción definitiva.

Artículo 189. Inscripción previa.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. La solicitud de inscripción previa en la Sección Segunda de este Registro se dirigirá a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía. En el caso de que la empresa comercializadora ejerza su actividad exclusivamente en el ámbito de una Comunidad Autónoma, la solicitud se dirigirá al órgano competente de ésta, que dará traslado de la solicitud, y en el plazo máximo de un mes de la solicitud de inscripción, así como de la documentación que le acompañe.En el caso de que la autorización corresponda a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, ésta se podrá tramitar conjuntamente con la inscripción previa en el Registro.

2. La solicitud de inscripción previa se acompañará de la autorización para ejercer la actividad emitida por la Administración competente y, al menos, de los datos que se establecen en el apartado 4.1 del anexo al presente Real Decreto.

3. La formalización de la inscripción previa, en la que constará el número de identificación provisional en el Registro, será notificada al interesado, y será considerada requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.

Artículo 190. Inscripción definitiva.Modificado según REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

Se procederá a la inscripción definitiva de la empresa comercializadora en esta sección del registro una vez que ésta haya sido autorizada de acuerdo con el artículo 73.

Para ello deberá dirigir la solicitud de inscripción definitiva a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. En el caso de que la autorización corresponda a este mismo órgano directivo, se tramitará conjuntamente. En el caso de que la autorización corresponda a la Comunidad Autónoma, está dará traslado a la Dirección General de Política Energética y Minas en plazo máximo de un mes de la solicitud de inscripción, así como de la documentación que la acompañe.

Artículo 191. Notificaciones.Modificado según REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

La notificación de la inscripción definitiva será efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas.



1. Los comercializadores que hayan sido inscritos en esta Sección del Registro deberán remitir al mismo la información establecida en el apartado 4.1 del anexo al presente Real Decreto, con la periodicidad y en los términos que se especifican en el apartado 4.2 del mismo.

2. Sin perjuicio de la actualización de los datos que deba ser realizada de conformidad con lo previsto en el apartado anterior, cualquier modificación de los datos que figuren en el registro sobre identificación de la sociedad deberá ser comunicada por el interesado en el plazo máximo de un mes desde que aquélla se produzca. En estas modificaciones quedan incluidos los cambios de denominación o razón social del titular, las fusiones, absorciones o escisiones de sociedades que afecten al titular.

3. En el caso de que la información a que se refieren los apartados 1 y 2 del presente artículo no sea remitida por el comercializador en el plazo previsto, se procederá a dar de baja la inscripción de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 167 del presente Real Decreto.


Las empresas comercializadoras harán constar en los documentos en los que se formalicen las transacciones que tengan por objeto la compra o venta de energía eléctrica el número de identificación que tengan asignado en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

SECCIÓN III. SECCIÓN TERCERA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS

Artículo 194. Sección tercera: consumidores cualificados.

1. Los consumidores cualificados que pretendan adquirir energía eléctrica en el mercado de producción organizado para su propio consumo deberán inscribirse en la sección tercera: consumidores cualificados, del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

2. Esta sección tercera se estructura en tres subsecciones:a. Subsección 1: general de consumidores cualificados.b. Subsección 2: consumidores de energía eléctrica para tracción de

ferrocarriles, incluido el metropolitano.c. Subsección 3: autoproductores.

3. El procedimiento de inscripción en esta Sección del Registro constará de una fase de inscripción previa y una fase de inscripción definitiva.


1. La solicitud de inscripción previa se dirigirá al órgano competente de la Comunidad Autónoma donde se ubique el punto de suministro o instalación respecto del cual el consumidor cualificado pretenda ejercer dicha condición. La Comunidad Autónoma, en el plazo máximo de un mes, dará traslado a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía de la solicitud presentada y de la documentación que le acompañe.

2. La solicitud de inscripción se acompañará, al menos, de la información sobre los datos de identificación del consumidor cualificado y de los puntos de suministro o instalaciones que se pretendan inscribir, así como sobre las condiciones de suministro y energía consumida que se establece en el apartado 5.1 del anexo al presente Real Decreto.Asimismo, deberá presentar la documentación que acredite su condición de consumidor cualificado, entre la que se encontrará, al menos, la siguiente:

a. Certificación de la empresa o, en su caso, empresas distribuidoras de la energía consumida en el último año para cada uno de los puntos de suministro y de la tensión de suministro a la que están conectadas sus instalaciones a las redes. En el caso de autoproductores, además, deberán adjuntar el certificado de la empresa distribuidora de la energía que hayan cedido a sus redes en cada punto en el último año, así como una certificación propia de los autoconsumos realizados durante el mismo período.

b. En el caso de que existan en la instalación varios puntos de suministro o pólizas de abono, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 76 del presente Real Decreto, se deberá acompañar la certificación del organismo competente de la Comunidad Autónoma donde se ubica la instalación del cumplimiento de los requisitos que se establecen en el citado artículo.

3. La formalización de la inscripción previa, en la que constará el número de identificación en el Registro será considerada requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre.


Se procederá a la inscripción definitiva del consumidor cualificado en esta Sección del registro una vez que éste adquiera la condición de agente del mercado, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre. Para ello deberá dirigirse la solicitud de inscripción definitiva a la

Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía, acompañada de la documentación que acredite su condición de agente del mercado.

El plazo máximo entre la emisión de la certificación de la inscripción previa en el registro y la solicitud de la inscripción definitiva será de tres meses. Si no se solicita la inscripción definitiva en ese plazo, se procederá a archivar el expediente anulando, la inscripción previa en el Registro.



La formalización de la inscripción será comunicada a la Comunidad Autónoma correspondiente.


1. Anualmente los consumidores cualificados que hayan sido inscritos en el Registro deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el plazo máximo de dos meses desde que finaliza cada año, la información actualizada correspondiente a las condiciones de suministro y energía consumida durante el año, debidamente certificada por la empresa distribuidora, de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 2 del artículo 195 del presente Real Decreto y acompañada de la información establecida en el apartado 5.1 del anexo al presente Real Decreto, con la periodicidad y en los términos que se especifican en el apartado 5.2 del mismo. En caso de que la citada información no sea remitida en el plazo previsto, se procederá a dar de baja la inscripción en el mismo.Asimismo, se dará de baja la inscripción de un consumidor cualificado en el caso de que de acuerdo con las certificaciones presentadas se constate que el consumo de la instalación o del punto de suministro durante un período consecutivo de dos años haya sido inferior a la cantidad que corresponda de acuerdo con lo establecido en el artículo 77 del presente Real Decreto.

2. Cualquier modificación de los datos de identificación del consumidor cualificado y de los puntos de suministro o instalaciones inscritos que figuren en el registro deberá ser comunicada por el interesado en el plazo máximo de un mes desde que aquélla se produzca.En estas modificaciones quedan incluidos los cambios de denominación o razón social, las fusiones, absorciones o escisiones de sociedades, así como la ampliación sustancial de las instalaciones o puntos de suministro.


Los consumidores cualificados harán constar, en los documentos en los que se formalicen las transacciones que tengan por objeto la compra de energía eléctrica en el mercado organizado de producción, el número de identificación que tengan asignado en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados del Ministerio de Economía.

SECCIÓN IV. SECCIÓN CUARTA DEL REGISTRO ADMINISTRATIVO DE DISTRIBUIDORES, COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES CUALIFICADOS

Artículo 200. Sección cuarta: agentes externos.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. Los distribuidores, consumidores y comercializadores no nacionales que pretendan comprar energía en España, de acuerdo con lo establecido en el apartado 2 del artículo 34 del Real Decreto 2019/1997, deberán inscribirse en la Sección Cuarta: Agentes Externos, del Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

2. La inscripción será requisito indispensable tanto para la participación en el mercado de producción organizado como para la suscripción por el agente externo de contratos bilaterales físicos que supongan venta de energía eléctrica en España.

Artículo 201. Solicitud de inscripción.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

La solicitud de inscripción en la Sección cuarta de este Registro se dirigirá a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía.

La solicitud se acompañará de la autorización administrativa previa otorgada por la Dirección General de Política Energética y Minas, así como de la certificación de haber formalizado la adhesión a las reglas y condiciones de funcionamiento y liquidación en el mercado de producción en el contrato a que se refiere el artículo 4 del Real Decreto 2019/1997. Asimismo, la solicitud se acompañará de los datos de identificación del agente externo y de otros datos sobre facturación de energía eléctrica, condiciones de suministro y energía comprada en España de acuerdo con lo establecido en el apartado 6.1 del anexo al presente Real Decreto.

Artículo 202. Inscripción en el Registro.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

La formalización de la inscripción, en la que constará el número de identificación en el registro, será notificada al interesado por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Artículo 203. Actualización de datos.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1. Los agentes externos que hayan sido inscritos en esta Sección del Registro deberán remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas la información actualizada sobre facturación de energía eléctrica, condiciones de suministro y energía adquirida, establecida en el apartado 6.1 del anexo al presente Real Decreto, con la periodicidad y en los términos que se especifican en el apartado 6.2 del mismo. En el caso de que la citada información no sea remitida por el agente externo en el plazo previsto, se procederá a dar de baja la inscripción.

2. Sin perjuicio de la actualización de los datos que deba ser realizada de conformidad con lo previsto en el apartado anterior, cualquier modificación de los datos que figuren en el registro sobre identificación del agente, así como cualquier modificación de los datos que sirvieron de base para obtener la autorización administrativa previa por parte de la Dirección General de Política Energética y Minas, deberá ser comunicada por el interesado en el plazo máximo de un mes desde que aquélla se produzca.

Artículo 204. Número de identificación en el registro.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

Los agentes externos harán constar en los documentos en los que se formalicen las transacciones que tengan por objeto la compra de energía eléctrica en España, el número de identificación que tengan asignado en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados.

DISPOSICIONES ADICIONALES

Disposición adicional primera. Instalaciones de "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima".

Las instalaciones de titularidad de "Red Eléctrica de España, Sociedad Anónima", a la entrada en vigor del presente Real Decreto, serán consideradas a todos los efectos red de transporte de energía eléctrica.

Disposición adicional segunda. Procedimientos de operación del sistema para la gestión, el mantenimiento y la planificación de la red de transporte.

El operador del sistema y gestor de la red de transporte presentará al Ministerio de Economía para su aprobación, en un plazo no superior a seis meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto, los procedimientos de operación del sistema para la gestión, el mantenimiento y la planificación de la red de transporte que regulen, al menos, los siguientes aspectos:

a. Los requisitos mínimos de equipamiento de las instalaciones de transporte.b. Los requisitos mínimos de equipamiento de las instalaciones conectadas a la

red de transporte.c. Las condiciones de funcionamiento y seguridad de las instalaciones

conectadas a la red de transporte.d. Los procedimientos de comprobación del equipamiento de las instalaciones

de la red de transporte.e. El establecimiento y verificación de las consignas de los equipos de

protección y control.f. El establecimiento de los criterios de diseño y desarrollo de la red de

transporte.g. Coordinación de los planes de desarrollo de la red de transporte y de las

redes de distribución.h. Los procedimientos para la medida y control de la calidad del servicio en la

red de transporte.

Disposición adicional tercera. Primer Plan de Desarrollo de la Red de Transporte.

El proceso de elaboración del primer Plan de Desarrollo de la Red de Transporte, descrito en el capítulo III del Título II, deberá comenzar antes de tres meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto.

Disposición adicional cuarta. Adecuación de contratos de suministro.

Las condiciones de los contratos de suministro a tarifa o de acceso que se regulan en el presente Real Decreto serán de aplicación a los contratos que se suscriban o renueven a partir de la entrada en vigor del presente Real Decreto; dichas condiciones quedarán automáticamente incorporadas para los contratos vigentes en sustitución de los antiguos o, en el caso de los contratos de suministro, las denominadas pólizas de abono.

Disposición adicional quinta. Acreditación de requisitos legales técnicos y económicos.

A los efectos previstos en el artículo 121 del presente Real Decreto, se considerarán acreditados los requisitos de capacidad legal, técnica y económica para aquellas entidades de nacionalidad Española o de cualquier otro estado miembro de la Unión

Europea con establecimiento permanente en España que al momento de la entrada en vigor del presente Real Decreto se encuentren realizando actividades de producción, transporte o distribución y revistan la forma jurídica que exige la Ley 54/1997 y el presente Real Decreto para el ejercicio que corresponda a cada actividad.

Disposición adicional sexta. Líneas de evacuación de centrales de generación.

Las líneas de evacuación de centrales de generación existentes a la entrada en vigor del presente Real Decreto serán consideradas a todos los efectos instalaciones de transporte, distribución o generación, según corresponda, atendiendo a su nivel de tensión y a la actividad ejercida por el titular de la instalación.

Disposición adicional séptima. Instalaciones de transporte a 31 de diciembre de 1999.

La Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía publicará, en los tres meses siguientes a la entrada en vigor del presente Real Decreto, la lista de instalaciones que forman parte de la red de transporte a 31 de diciembre de 1999.

Disposición adicional octava. Red bajo la gestión técnica del operador del sistema.

El operador del sistema y gestor de la red de transporte propondrá al Ministerio de Economía, en un plazo no superior a seis meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto, el procedimiento de operación que establezca los criterios para la determinación de la red bajo la gestión técnica del operador del sistema.

Disposición adicional novena. Redes de distribución que tengan incidencia en la operación del sistema.

El operador del sistema y gestor de la red de transporte propondrá al Ministerio de Economía, en un plazo no superior a seis meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto, los procedimientos de operación de las redes de distribución que tengan incidencia en la operación del sistema o que tengan relación con la retribución de la actividad, de modo que se garantice la seguridad, la fiabilidad y la eficacia de las mismas.

Disposición adicional décima. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar térmica.

Se adicionan en el párrafo b.3 del artículo 2 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, las instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía solar térmica.

Disposición adicional undécima. Protección de la avifauna.

Al objeto de prevenir daños a la avifauna, a propuesta de los Ministerios de Economía y Medio Ambiente, se establecerán las medidas de carácter técnico que se deberán adoptar para evitar la colisión y electrocución de las aves con las líneas eléctricas.

Disposición Adicional Duodécima. Procedimiento de autorización de pequeñas instalaciones de generación o de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución.Añadida según REAL DECRETO 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.

Las administraciones competentes para la autorización de instalaciones de producción garantizarán que los procedimientos de autorización de pequeñas instalaciones de generación de menos de 50 MW o de instalaciones de generación conectadas a las redes de distribución tengan en cuenta su tamaño limitado y posible impacto.

Disposición adicional decimotercera. Determinación de las condiciones económicas de la conexión de una instalación de generación a las redes de transporte y distribución.Añadido según REAL DECRETO 1699/2011, de 18 de noviembre

1. Para todas las instalaciones de generación de régimen ordinario y régimen especial a las que no les sea aplicable la normativa específica reguladora de la conexión a red de las instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia el coste de las nuevas instalaciones necesarias desde el punto frontera hasta el punto de conexión con la red de transporte o distribución, las repotenciaciones en las líneas de la empresa transportista o distribuidora del mismo nivel de tensión al del punto de conexión que se encuentren entre el punto frontera de la instalación de generación y el punto de conexión a la red de transporte o distribución y, si fuese necesaria, la repotenciación del transformador afectado de la empresa transportista o distribuidora del mismo nivel de tensión al del punto de conexión serán realizadas a cargo del solicitante.La empresa transportista o distribuidora deberá remitir al promotor de la instalación de generación un pliego de condiciones técnicas y un presupuesto económico. Para la remisión de dichos documentos, la empresa transportista o distribuidora contará con un plazo de un mes a contar desde la fecha en que esta empresa tenga constancia de la aceptación por parte del promotor de la instalación de generación del punto de conexión propuesto por la empresa transportista o distribuidora.Los documentos señalados en este apartado deberán desglosarse del siguiente modo:

a. Pliego de condiciones técnicas:

1.º Trabajos de refuerzo, adecuación, adaptación o reforma de instalaciones de la red de transporte o distribución existente en servicio, siempre que éstos sean necesarios para incorporar las nuevas instalaciones.

Los trabajos detallados en este apartado serán realizados por el transportista o distribuidor al ser éste el propietario de esas redes y por razones de seguridad, fiabilidad y calidad del suministro.

2.º Trabajos necesarios para la conexión de la instalación de generación hasta el punto de conexión con la red de distribución, si lo ha solicitado expresamente el promotor de la instalación de generación.

Los trabajos referidos en este apartado podrán ser ejecutados a requerimiento del solicitante por cualquier empresa instaladora legalmente autorizada o por la empresa transportista o distribuidora.

b. Presupuesto:

1.º Presupuesto detallado según el desglose recogido en el pliego de condiciones técnicas de los trabajos correspondientes a refuerzos, adecuaciones, adaptaciones o reformas de instalaciones de la red de transporte o distribución existente en servicio, necesarios para incorporar a las nuevas instalaciones. La empresa distribuidora deberá hacer constar de manera expresa en el presupuesto que dichas instalaciones podrán ser ejecutadas bien por la empresa distribuidora o bien por un instalador autorizado que deberá llevar a cabo la instalación de acuerdo a las condiciones detalladas en el pliego de prescripciones técnicas, a las condiciones técnicas y de seguridad reglamentarias y a las establecidas por la empresa distribuidora y aprobadas por la Administración competente.

2.º Presupuesto detallado según el desglose recogido en el pliego de condiciones técnicas de los trabajos necesarios para la conexión de la instalación de generación hasta el punto de conexión con la red de transporte o distribución, si lo ha solicitado expresamente el promotor de la instalación de generación.

A petición expresa del promotor de la instalación de generación, el transportista o distribuidor presentará un presupuesto por estas instalaciones que deberá ser independiente del presupuesto señalado en el apartado 1.º anterior.

En el caso de que el solicitante decida que la empresa transportista o distribuidora ejecute los trabajos deberá comunicarlo de manera expresa a la misma en el plazo de tres meses a contar desde la recepción del presupuesto.

Igualmente, si el solicitante decidiese que fuese cualquier otra empresa instaladora legalmente autorizada la que ejecutase los trabajos deberá comunicarlo a la empresa transportista o distribuidora en el plazo de tres meses a contar desde la recepción del presupuesto.

2. Si la empresa transportista o distribuidora no efectuase la notificación en el plazo a que se refiere el apartado 1, el interesado podrá dirigir su reclamación al órgano de la Administración competente en los 30 días posteriores a la finalización de dicho plazo, quien procederá a requerir los datos mencionados a la empresa transportista o distribuidora y resolverá y notificará en un plazo máximo de tres meses.

3. En caso de disconformidad con las condiciones técnicas y el presupuesto económico propuestas por la empresa transportista o distribuidora, el interesado podrá dirigirse al órgano de la Administración competente en los 30 días posteriores a la recepción de la documentación, para que éste proceda a la resolución de la discrepancia estableciendo las condiciones que las partes habrán de respetar. La resolución y notificación deberá producirse en el plazo máximo de dos meses a contar desde la fecha de la solicitud.

4. Una vez comunicada a la empresa transportista o distribuidora el interés en que ejecute los trabajos, el pliego de condiciones técnicos y el presupuesto será válido en los términos que las condiciones técnicas del punto de acceso y conexión.

5. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 9.2 del Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, las nuevas instalaciones necesarias hasta el punto de conexión que vayan a ser utilizadas por más de un consumidor y/o generador, excepto si pueden ser consideradas infraestructuras compartidas de evacuación, y sean realizadas directamente por el solicitante, habrán de ser cedidas al transportista o distribuidor de la

zona, que se responsabilizará desde ese momento de su operación y mantenimiento. Cuando existan varias empresas distribuidoras en la zona a las cuales pudieran ser cedidas las instalaciones, la Administración competente determinará a cuál de dichas empresas deberán ser cedidas, con carácter previo a su ejecución y siguiendo criterios de mínimo coste. El titular de la instalación podrá exigir la suscripción de un convenio de resarcimiento frente a terceros nuevos consumidores y/o nuevos generadores, con una duración mínima de diez años, quedando dicha infraestructura abierta al uso de terceros. Este periodo mínimo de diez años, podrá ser ampliado excepcionalmente por el órgano correspondiente de la Administración competente en casos debidamente justificados. Los referidos convenios deberán ser puestos en conocimiento de la Administración competente, acompañándose a la documentación de la solicitud de autorización administrativa de transmisión de la instalación.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Disposición transitoria primera. Aplicación de la planificación de la actividad de transporte.

A los efectos previstos en los artículos 112 y 119.3 del presente Real Decreto, no resultará de aplicación lo relativo a la planificación de las instalaciones de la red de transporte, en tanto no resulte aprobada por primera vez la planificación de dichas instalaciones según el procedimiento previsto en este Real Decreto.

Disposición transitoria segunda. Actividades de transporte.

1. Hasta el momento en que, de acuerdo con el punto 1 de la disposición transitoria quinta de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, se establezca la exigencia de separación de actividades, las empresas que con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley ejercieran la actividad de transporte podrán ejercer las actividades no reguladas conjuntamente con la de transporte, procediendo a separar contablemente sus actividades eléctricas reguladas.

2. Los transportistas que a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, fueran titulares de instalaciones autorizadas podrán continuar en el ejercicio de sus actividades dentro de los términos de la autorización.

Disposición transitoria tercera. Información de transportistas y gestores de red de distribución al gestor de la red de transporte.

1. Las empresas transportistas deberán remitir al operador del sistema y gestor de la red de transporte, en el plazo de cuatro meses a partir de la entrada en vigor del presente Real Decreto, relación individualizada de todas las instalaciones de transporte de su propiedad, con indicación de sus características principales y situación administrativa.

2. Asimismo, los gestores de la red de distribución remitirán la información de las líneas de 110-132 kV y transformadores 220/119-132 kV bajo su gestión al operador del sistema y gestor de la red de transporte, así como de cualquier otra instalación bajo la gestión técnica del operador del sistema, con indicación de sus características principales y situación administrativa.

Disposición transitoria cuarta. Pérdidas en la red de transporte.

1. De forma transitoria, al menos hasta el 1 de enero de 2002, las pérdidas de la red de transporte se aplicarán a los consumidores de energía eléctrica mediante la aplicación de los coeficientes de pérdidas que reglamentariamente se publiquen cada año.

2. El operador del sistema, a los seis meses de entrada en vigor del presente Real Decreto, independientemente de la afección que pueda suponer para la liquidación de los agentes, deberá calcular y publicar los factores de pérdidas de cada nudo y la asignación horaria de pérdidas a cada sujeto, según la metodología desarrollada en el capítulo VI del Título II, a partir de la entrada en vigor del presente Real Decreto.

Disposición transitoria quinta. Exención de la solicitud de conexión.

Los productores, distribuidores y consumidores conectados a las redes de transporte y distribución a la fecha de entrada en vigor del presente Real Decreto estarán exentos de presentar la solicitud de conexión indicada en los capítulos I y II del Título IV de este Real Decreto.

Disposición transitoria sexta. Acceso de terceros a las redes.

Todos los sujetos y consumidores cualificados que con anterioridad a su cualificación estuvieran recibiendo suministro a tarifa tendrán automáticamente concedido el derecho de acceso a las redes, por la potencia que tuvieran adscrita a la instalación, que en cualquier caso no podrá ser inferior a la contratada en la tarifa, sin que proceda cargo alguno en concepto de depósito de garantía, salvo que incremente la potencia contratada.

Con este fin, el consumidor, o su representante, deberá comunicar por escrito a la empresa distribuidora el cambio de modalidad de suministro, con un mes de antelación a la fecha en que desee efectuar dicho cambio, debiéndose firmar en este período el nuevo contrato de acceso y proceder al cierre de las lecturas correspondientes al suministro a tarifa en el plazo de quince días desde la baja del contrato de suministro a tarifa.

Disposición transitoria séptima. Actividad de generación e instalaciones de producción.

1. Los generadores que a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, fueran titulares de instalaciones autorizadas podrán continuar en el ejercicio de sus actividades dentro de los términos de la autorización. A estos efectos, aquellos titulares de instalaciones autorizadas que no tuvieran personalidad propia dispondrán de un plazo de tres meses para adaptarse a lo dispuesto en los párrafos a) y b) del artículo 9 de la citada Ley. Una vez realizada la adaptación, deberán comunicarlo a la Dirección General de Política Energética y Minas en el plazo de quince días.

2. Las instalaciones de producción que hubieran sido inscritas de forma provisional en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción del Ministerio de Economía dispondrán de un plazo de tres meses para proceder a su inscripción definitiva en el mismo, considerándose, a estos efectos, cumplimentados los requisitos exigidos para efectuar la inscripción previa.

Disposición transitoria octava. Actividad de distribución.

1. Los distribuidores que a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, fueran titulares de instalaciones autorizadas podrán continuar en el ejercicio de sus actividades dentro de los términos de la autorización. Estas autorizaciones se entenderán transferidas a las sociedades que deban constituirse en su momento, de acuerdo con la disposición transitoria quinta de la citada Ley.

2. Los distribuidores que hubieran sido inscritos de forma provisional en el Registro Administrativo de Distribuidores, Comercializadores y Consumidores Cualificados del Ministerio de Economía como empresas distribuidoras

dispondrán de un plazo de tres meses para proceder a su inscripción definitiva en el mismo, considerándose, a estos efectos, cumplimentados los requisitos exigidos para efectuar la inscripción previa.

Disposición transitoria novena. Actividad de Comercialización.

Las empresas comercializadoras que de forma provisional hayan sido autorizadas e inscritas en el Registro de empresas comercializadoras del Ministerio de Economía dispondrán de un plazo de tres meses para presentar la solicitud de autorización de su actividad y de inscripción definitiva en el Registro.

Disposición transitoria décima. Planes de mejora de calidad de servicio.

En tanto no se disponga de los datos de índices de calidad medidos de acuerdo con el procedimiento homogéneo para todas las empresas a que se refiere el capítulo 2 del Título VI del presente Real Decreto, para efectuar, en su caso, el reparto de la cuantía destinada a los Planes de mejora de calidad del servicio y electrificación y mejora de la calidad en el ámbito rural, de acuerdo con el presente Real Decreto, se tomarán como base los datos de los mismos que faciliten las empresas distribuidoras.

Disposición transitoria undécima. Expedientes en tramitación.

Los expedientes sobre las materias reguladas en el presente Real Decreto, iniciados con anterioridad a la entrada en vigor del mismo, se tramitarán hasta su resolución conforme a la normativa anterior.

Disposición transitoria duodécima. Derechos de acometidas.

Los derechos de acometidas correspondientes a las instalaciones existentes a la entrada en vigor del presente Real Decreto sólo podrán ser exigidos por las empresas distribuidoras hasta transcurridos tres meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto.

Disposición transitoria decimotercera. Consumidores cualificados en territorios insulares y extrapeninsulares.

En tanto se establezca la reglamentación singular a que hace referencia el artículo 12 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, los consumidores cualificados de los territorios insulares y extrapeninsulares podrán adquirir la energía con referencia a los precios resultantes de la casación en el mercado organizado de producción.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Quedan derogados:

1. El Decreto de 12 de marzo de 1954 por el que se aprueba el texto unificado del reglamento de "Verificaciones Eléctricas y Regularidad en el Suministro de Energía".

2. El Decreto 2617/1966, de 20 de octubre, sobre autorización de instalaciones eléctricas.

3. El Decreto 2619/1966, de 20 de octubre, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley 10/1966, de 18 de marzo.

4. El Real Decreto 2949/1982, de 15 de octubre, por el que se dan normas sobre acometidas eléctricas y se aprueba el Reglamento correspondiente.

Asimismo, queda derogada cualquier otra disposición de igual o menor rango en lo que se oponga al presente Real Decreto.

DISPOSICIONES FINALES

Disposición final primera. Carácter básico.

1. El presente Real Decreto tiene carácter de básico, de acuerdo con lo establecido en el artículo 149.1.13.a y 25.a de la Constitución.

2. El Título VII de este Real Decreto tendrá carácter de básico para aquellos procedimientos administrativos en los que sean competentes las Comunidades Autónomas, ajustándose en todo caso a lo establecido en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

3. Los preceptos del capítulo V del Título VII, relativos a expropiación forzosa y servidumbres, son de aplicación general al amparo de lo previsto en el artículo 149.1.8.a y 18.ade la Constitución.

4. Las instalaciones a que se refiere el artículo 149.1.22.ade la Constitución se regirán por lo dispuesto en este Real Decreto y en sus disposiciones de desarrollo.

Disposición final segunda. Desarrollo normativo.

1. Se autoriza al Ministro de Economía a modificar el contenido de los datos que se establecen en el anexo al presente Real Decreto en función de la evolución del mercado y de la liberalización del suministro, en el ámbito de sus competencias.

2. Se autoriza al Ministro de Economía para dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo y cumplimiento de lo establecido en el presente Real Decreto.

Disposición final tercera. Valores de calidad de servicio individual y zonal.

El Ministerio de Economía revisará cada cuatro años los valores establecidos en el capítulo II del Título VI del presente Real Decreto, en función de los datos obtenidos y la evolución del nivel de exigencia de los consumidores.

No obstante, finalizado el plazo de implantación del Plan al que se refiere el artículo 100 del presente Real Decreto, el Ministerio de Economía podrá modificar los límites de los valores de los índices de calidad que se establecen en el presente Real Decreto.

Disposición final cuarta. Instrucciones técnicas complementarias.

El Ministerio de Economía, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía, establecerá, en el plazo de un año:

Las instrucciones técnicas complementarias al presente Real Decreto, en las que se definan los criterios para determinar la incidencia de las indisponibilidades programadas sobre los índices de calidad del servicio en la red de transporte de energía eléctrica, así como las instrucciones técnicas complementarias que fijen las obligaciones y los derechos de los distribuidores y los consumidores en relación con la calidad del producto en el marco de lo establecido por la Ley y este Real Decreto.

Disposición final quinta. Entrada en vigor.

El presente Real Decreto entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el "Boletín Oficial del Estado".

No obstante, el derecho de los abonos por incumplimiento de la calidad de atención al consumidor establecido en el artículo 99.2 entrará en vigor el día 1 de enero del año 2001.

Dado en Madrid a 1 de diciembre de 2000.

JUAN CARLOS R.

El Vicepresidente Segundo del Gobierno para Asuntos Económicos y Ministro de Economía, RODRIGO DE RATO Y FIGAREDO

ANEXO

1.1 Datos e información para la inscripción de los productores en régimen ordinario.

1) Datos de la titularidad de la unidad de producción (1):

Titularidad:Participación:Dirección de la propiedad:Calle, número:Municipio:Código postal:Provincia:

2) Datos de la Unidad de Producción:

Unidad de Producción (denominación del grupo):Fecha de puesta en servicio:Tipo (2):Tecnología (3):(1) Denominación de cada titular y su tanto por ciento de participación.(2) Hidráulica, térmica clásica o termonuclear.(3) Hidráulica fluyente, bombeo puro, bombeo mixto, turbina de gas, turbina de vapor, ciclo combinado, otros (especificarlos).

Potencia instalada (MW):Potencia bruta total en MW:Potencia neta total en MW:Ubicación de la central:Dirección:Municipio:Provincia:Punto de conexión de la Unidad para la Entrega de Energía:Tensión:Propiedad de la red:Nudo:Central hidráulica (rellenar sólo en caso de este tipo de centrales):Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece:Río:Central térmica clásica (rellenar sólo en el caso de este tipo de centrales):Combustible(s):

1.2 Requisitos y periodicidad de la información.

La información a que hace referencia el apartado anterior deberá estar debidamente acreditada mediante la firma de un representante legal del titular de la unidad de producción.

La información de los apartados anteriores se remitirá junto con la solicitud de inscripción, y cuando se produzca cualquier cambio de los datos que figuran en la misma.

2.1 Datos e información para la inscripción de los agentes externos que vendan energía en España.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

1) Datos de la sociedad:

Denominación o razón social:Domicilio social:Dirección:Población:Provincia:Código postal:País:Teléfono:Fax y correo electrónico, en su caso:Representantes legales:Fecha de constitución de la sociedad:

2) Unidades de producción que acredita en su país para la venta de energía en España (para cada unidad de producción):

Unidad de producción:Tipo:Tecnología:Potencia instalada:Ubicación de la central:Dirección:Población:Provincia:País:

2.2 Requisitos y periodicidad de la información.Derogado por REAL DECRETO 485/2009 de 3 de abril

La información a que hace referencia el apartado anterior deberá estar debidamente acreditada mediante la firma de un representante legal de la sociedad.

La información de los apartados anteriores se remitirá cuando se solicite la inscripción de la sociedad en el Registro y cuando se produzca algún cambio en los datos que figuran en la misma.

3.1 Información y datos para la inscripción de los distribuidores.


Denominación o razón social:Domicilio social:Dirección:Población:

Provincia:Código postal:Teléfono:Fax y correo electrónico, en su caso:Representantes legales:CIF:Fecha de constitución de la sociedad:Ámbito geográfico en el que distribuye:

2) Energía adquirida:

Energía adquirida en el mercado de producción (kWh):Facturación de la energía adquirida en el mercado de producción (pesetas):Energía adquirida a instalaciones acogidas al régimen especial (kWh):Facturación de la energía adquirida a instalaciones acogidas al régimen especial (pesetas):Energía adquirida a otros distribuidores con la certificación correspondiente de la empresa de la que adquiere la energía en la que conste lo siguiente:Energía adquirida: escalón 1 tensión (kWh):Energía adquirida: escalón 2 tensión (kWh):Energía adquirida: escalón 3 tensión (kWh):Energía adquirida: escalón 4 tensión (kWh):Facturación de la energía adquirida a otros distribuidores con la certificación correspondiente de la empresa de la que adquiere la energía en la que conste lo siguiente:Energía adquirida: escalón 1 tensión (pesetas):Energía adquirida: escalón 2 tensión (pesetas):Energía adquirida: escalón 3 tensión (pesetas):Energía adquirida: escalón 4 tensión (pesetas):

3) Energía entregada:

A sus consumidores a tarifa, clasificado por tarifas:Número de clientes:Potencia facturada (kW):Energía vendida (kWh):Facturación Mpta.A otros distribuidores acogidos a tarifa. Para cada nivel de tensión y cada distribuidor suministrado:Potencia facturada (kW):Energía vendida (kWh):Facturación (Mptas.):Empresa distribuidora suministrada:

4) Facturación de tarifas de acceso a consumidores cualificados clasificados por tarifas:

Número de clientes:Potencia facturada (kW):Energía (kWh):Facturación de peajes (Mpta.):

5) En el caso de adquirir energía de otras centrales generadoras que no oferten al mercado, se deberá detallar para cada central:

Central:Energía adquirida de la central (kWh):Coste de la energía adquirida de la central (Mpta.):

6) Grupo en el que está clasificada o solicita clasificarse a efectos de cotización de los porcentajes de facturación a la Comisión Nacional de Energía (1):

(1) Grupo 1, 2 ó 3.

7) Otros Ingresos:

Ingresos por acometidas:Ingresos por alquiler de equipos de medida:


La información a que hace referencia el apartado anterior deberá estar debidamente acreditada mediante la firma de un representante legal de la Sociedad.

La información de los apartados 1) y 6) deberá remitirse cuando se solicite la inscripción de la sociedad en el registro y cuando se produzca algún cambio de los datos que figuran en la misma.

Anualmente, se enviarán los datos que figuran en los apartados 2), 3), 4) y 5) durante el primer trimestre del año siguiente al que se produzcan.

4.1 Información y datos para la inscripción de los comercializadores.


Denominación o razón social (1):Domicilio social (1):Dirección:Población:Provincia:Código postal:Teléfono:Fax y correo electrónico, en su caso:Representantes legales:CIF:Fecha de constitución de la sociedad (1):Ámbito geográfico en el que comercializa:

2) Energía adquirida:

Energía adquirida en el mercado de producción (kWh):Energía adquirida a instalaciones acogidas al régimen especial (kWh):Energía adquirida a otros comercializadores (para cada comercializador que adquiera la energía):Comercializador:Energía adquirida (kWh):Energía adquirida de generadores de la UE o agentes externos (kWh):Energía adquirida a productores españoles en régimen ordinario (kWh) (2): (1) En el caso de que se trate de un establecimiento permanente en España, estos datos se referirán a dicho establecimiento, indicando este hecho.(2) A partir de la fecha en que se autorice.

3) Energía entregada:

A consumidores cualificados (para cada nivel de tensión):

Energía entregada (kWh):A otros comercializadores para cada comercializador:Comercializador:Energía entregada (kWh):



La información del apartado 1 deberá remitirse cuando se solicite la inscripción de la sociedad en el registro y cuando se produzca algún cambio de los datos que figuran en el mismo.

Anualmente, se enviarán los datos que figuran en los apartados 2) y 3) durante el primer trimestre del año siguiente al que se produzcan.

5.1 Información y datos para la inscripción de los consumidores cualificados.

1) Asociada a la empresa propietaria de la instalación:

CIF:Denominación o razón social:Domicilio social:Dirección:Población:Provincia:Código postal:Otros:Representantes legales:Apartado de correos:Código postal del apartado de correos:Teléfono de la sede social:Fax de la sede social:

2) Asociada a la instalación:

Dirección:Población en la que se encuentra ubicada la instalación:Provincia de la instalación:Código postal de la instalación:Dirección de la instalación:Teléfono de la instalación:Número de puntos de toma (o acometidas):

3) Asociada a cada uno de los puntos de toma (o acometidas):

Para cada uno de los puntos de toma o acometidas indicadas en el último punto del apartado 2), se indicará:Punto número:Distribuidor al que está conectada:Tensión del punto de toma (o acometida):Potencia contratada:Energía consumida en el año anterior:

4) Datos de autoconsumo (sólo en el caso de autoproductores):

Energía autoconsumida en el último año (kWh).Energía vendida al distribuidor en el último año (kWh).Energía vendida a una empresa matriz o filiales (kWh).



La información de los apartados 1 y 2 deberá remitirse cuando se solicite la inscripción de la sociedad en el registro y cuando se produzca algún cambio de los datos que figuran en la misma.

Anualmente se enviarán los datos que figuran en los apartados 3) y 4) durante el primer trimestre del año siguiente al que se produzcan.

6.1 Información y datos para la inscripción de los agentes externos que compren energía en España.


Denominación o razón social:Domicilio social:Dirección:Población:Provincia:Código postal:País:Teléfono:Fax y correo electrónico, en su caso:Representantes legales:Fecha de constitución de la sociedad:



La información del apartado anterior deberá remitirse cuando se solicite la inscripción de la sociedad en el registro y cuando se produzca algún cambio de los datos que figuran en el mismo.

Documents

Reglamento Sobre Condiciones Tecnicas y Garantias de Seguridad en Lineas Electricas de Alta Tension