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Procedimiento para el mantenimiento de los sistemas de medición
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Procedimiento para el mantenimiento de los sistemas de medición
Título del documento 1
Procedimiento para el mantenimiento de los sistemas de medición
Objetivos
La identificación de las intervenciones que obligan a realizar pruebas de calibración de
medidores o de pruebas de rutina de los transformadores de corriente o tensión y el
desarrollo del procedimiento de realización de las pruebas de rutina para los
transformadores de tensión y corriente de medición en sitio, con el fin de demostrar que
estos elementos del sistema de medición mantienen sus características metrológicas.
Establecer un plan anual de mantenimiento y calibración para los equipos de medida de
Fronteras Comerciales de ISAGEN.
Registrar las intervenciones (Inspecciones y actividades de mantenimiento) realizadas en
los equipos de medida en cada una de las Fronteras Comerciales de ISAGEN.
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Alcance
Este procedimiento es aplicable a los medidores de energía y a los transformadores de
corriente (CTs) y de tensión (PTs) asociados, que se encuentran instalados en las
Fronteras Comerciales de ISAGEN. Con base en las normas técnicas colombianas NTC
2205 y 2207 e IEC 61869-5, a continuación se relacionan las pruebas de rutina de los
transformadores de tensión y de corriente:
Verificación de marcación de terminales (polaridad y conexionado).
Error de relación y desplazamiento de fase.
Medición de cargabilidad o Burden del núcleo de medida
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Responsabilidades
La responsabilidad de la ejecución de las actividades de mantenimiento en el sistema de
medición es responsabilidad del personal de mantenimiento Eléctrico y de Protección y
Control de la firma CAC contratada para tal fin. La calibración de los medidores de energía
y las pruebas de rutina a realizar a los CTs y PTs se contratarán con empresa acreditada
por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC), cumpliendo con los
procedimientos establecidos en las normas colombianas o su equivalente.
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Documentos de referencia
Acuerdo 981 Consejo Nacional de Operación CNO.
Resolución 038 de 20 de marzo de 2014, Comisión de Regulación de Energía y Gas.
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Definiciones
Acreditación: Procedimiento mediante el cual se reconoce la competencia técnica y la
idoneidad de organismos de certificación e inspección, así como de laboratorios de ensayo
y de metrología.
Calibración: Operación que bajo condiciones específicas establece, en una primera etapa,
una relación entre los valores y sus incertidumbres de medición asociadas obtenidas a
partir de los patrones de medición, y las correspondientes indicaciones con las
incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer
una relación que permita obtener un resultado de medición a partir de una indicación.
Equipo de medida o medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o
de las transferencias de energía.
Frontera comercial: Corresponde al punto de medición asociado al punto de conexión entre
agentes o entre agentes y usuarios conectados a las redes del Sistema de Transmisión
Nacional o a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución Local
o entre diferentes niveles de tensión de un mismo OR. Cada agente en el sistema puede
tener una o más fronteras comerciales.
Mantenimiento: Conjunto de acciones o procedimientos tendientes a preservar o
restablecer el sistema de medición a un estado tal que garantice su exactitud y la máxima
confiabilidad.
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Organismo de acreditación: Entidad con autoridad que lleva a cabo una declaración de
tercera parte relativa a un organismo de evaluación de la conformidad que manifiesta la
demostración formal de su competencia para llevar a cabo tareas específicas de evaluación
de la conformidad. Para todos los efectos los organismos de acreditación son los definidos
en el Decreto 4738 de 2008, modificado por los decretos 323 de 2010 y 0865 de 2013 o
aquel que lo modifique, adicione o sustituya.
Tipos de conexión para los sistemas de medición: Corresponde a los esquemas de
conexión directa, semidirecta e indirecta empleados para realizar las mediciones
dependiendo del nivel de tensión, magnitud de la transferencia de energía o el consumo de
una carga, según sea el caso.
Transformador de tensión, PT o t.t.: Transformador para instrumentos en el cual la tensión
secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la
tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido
apropiado de las conexiones.
Transformador de corriente, CT o t.c.: Transformador para instrumentos en el cual la
corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional
a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido
apropiado de las conexiones.
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Desarrollo
El procedimiento a seguir se define a continuación:
Identificar las causas por las cuales los medidores de energía y los trasformadores de
corriente o tensión deben ser objeto de pruebas de calibración y rutina. Intervenciones que implican calibración por un laboratorio acreditado
En medidores de energía:
Antes de la puesta en servicio (artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014).
Después de cualquier intervención donde se retiren los sellos de seguridad de la tapa principal del medidor (artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014).
Por plan de mantenimiento definido en el artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014.
Por modificación de la programación que afecte la calibración del medidor (artículo 32 de la Resolución CREG 038 de 2014).
En transformadores de corriente o tensión:
Antes de la puesta en servicio (artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014).
Después de cualquier reparación que implique cambio o desarme de partes internas del transformador (artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014).
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Intervenciones que implican pruebas de rutina en transformadores de corriente o tensión:
Por traslado físico de equipos que se encuentran en funcionamiento.
Por plan de mantenimiento definido en el artículo 28 de la Resolución CREG
038 de 2014.
Por exceder los plazos entre la calibración y la puesta en servicio (Tabla 6 del
Anexo 2, literales e y f de la Resolución CREG 038 de 2014).
Por cambio de relación de transformación.
Por solicitud de cualquiera de los interesados.
Identificar la frecuencia con la que se deben realizar las pruebas de rutina en los transformadores de corriente y tensión:
Tipo de Punto de
Medición
Frecuencia pruebas de
rutina [años]
1 2
2 y 3 4
4 y 5 10
Identificar el nivel de tensión asociado a los trasformadores para la realización de las
pruebas de rutina de los transformadores de medida.
El procedimiento de realización de las pruebas de rutina de los transformadores de
medida se hará en los sistemas de medición de todas las fronteras comerciales en
los siguientes niveles de tensión:
Extra alta tensión (EAT). Los de tensión nominal entre fases superior a 220kV.
Alta tensión (AT). Los de tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor o
igual a 220 kV.
Media tensión (MT). Los de tensión nominal superior a 1 kV e inferior a
57,5kV.
Verificar los aspectos de seguridad antes de realizar las pruebas.
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Previo al inicio de las pruebas, se deben garantizar las condiciones de seguridad
para el personal en el sitio y el área de trabajo, mediante la aplicación de las normas
de seguridad y la legislación vigente para prevención de riesgos y para la
implementación del sistema de gestión de la seguridad y salud en el trabajo.
Verificar los aspectos ambientales antes de realizar las pruebas.
Previo al inicio de las pruebas, se debe garantizar el cumplimiento del plan de
manejo ambiental establecido por el representante de la frontera comercial.
Verificar de manera visual los transformadores de corriente y tensión.
La verificación visual de los transformadores de tensión y corriente se debe hacer
observando anomalías, daños o averías, las cuales de presentarse, deben ser
registradas en el reporte correspondiente.
Verificar los datos de las placas.
Para la realización de las pruebas de rutina de los transformadores de corriente y de
tensión, se deben validar los datos de la placa de características con la información
registrada en la hoja de vida de la frontera. Se deben verificar como mínimo la
siguiente información:
El nombre del fabricante u otra marca que permita identificarlo fácilmente.
Número de serie o una designación del tipo, preferiblemente ambos.
Las tensiones primarias y secundarias nominales
La frecuencia nominal.
La potencia nominal y clase de exactitud correspondiente.
La tensión más alta para el equipo
El nivel de aislamiento nominal
Factor de tensión nominal y correspondiente tiempo nominal.
La clase de aislamiento
En transformadores con más de un devanado, la utilización de cada devanado
y sus terminales correspondientes.
Verificar la marcación de terminales de transformadores de corriente y tensión
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Se debe verificar la marcación de los terminales asociados al núcleo o núcleos de
medida, identificando:
Los devanados primario y secundario
Las secciones del devanado, si las hay
Las polaridades relativas de los devanados y secciones de devanados
Las derivaciones intermedias, si las hay
Realizar calibración o pruebas de rutina a los transformadores de medición.
Calibración de transformadores de corriente o tensión: Los transformadores de
corriente o tensión serán calibrados por un laboratorio debidamente acreditado por el
Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC), con base en los
requisitos contenidos en la norma NTC-ISO-IEC 17025 o la norma internacional
equivalente o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Las calibraciones se
ejecutarán antes de la puesta en servicio, y después de cualquier reparación que
implique cambio o desarme de partes internas del transformador, para corroborar
que mantienen sus características metrológicas. Para el caso de los transformadores
de tensión y de corriente, pasados 6 meses de la fecha de calibración sin entrar en
servicio, se realizarán las pruebas de rutina señaladas en el artículo 28 de la
resolución 038 de 20 de marzo de 2014 de la Comisión de Regulación de Energía y
Gas. Después de ser calibrados los transformadores de tensión o corriente, no se
podrá superar el plazo señalado en la tabla 6 de la resolución 038 de 20 de marzo
de 2014 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre la fecha de
calibración y la fecha de puesta en servicio. Si este plazo es superado, se deberá
realizar una nueva calibración del equipo. Para los transformadores de tensión y de
corriente con tensiones nominales superiores a 35 kV en lugar de la calibración se
realizarán las pruebas de rutina señaladas en el artículo 28 de la resolución 038, a
fin de garantizar que estos elementos mantienen su clase de exactitud y demás
características metrológicas. El procedimiento de calibración que realizará la
empresa contratada para tal fin, debe incluir los ensayos de exactitud y verificación
de la polaridad establecidos en las normas NTC 2205, NTC 2207 e IEC 61869-5 o
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sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, IEC o del
American National Standards Institute, ANSI.
Las pruebas de rutina para los transformadores de medición deberán realizarse de
acuerdo con cualquiera de los dos métodos siguientes:
Error y desplazamiento de fase con inyección en el devanado primario con
magnitudes nominales.
Error y desplazamiento de fase por método de simulación.
Realizar las pruebas para los trasformadores de medición que presenten error y
desplazamiento de fase con inyección en el devanado primario con magnitudes nominales.
Para transformadores de tensión:
Para transformadores de tensión, el error de tensión y desplazamiento de fase
a la frecuencia nominal no deben sobrepasar los valores de la Tabla 1 a
cualquier tensión entre 80% y 120% de la tensión nominal y para cargas de:
Cualquier valor entre 0 VA y 100% de la carga nominal con un factor de
potencia igual a 1 para el rango de carga I (1,0 VA - 2,5 VA - 5,0 VA -10 VA);
Entre 25% y 100% de la carga nominal con un factor de potencia de 0,8
inductivo para el rango de carga II (10 VA - 25 VA - 50 VA - ≥ 100 VA). [NTC 2207]
Para transformadores de corriente:
Para transformadores de corriente con clases 0,1 - 0,2 - 0,5, el error de
relación y el desplazamiento de fase a la frecuencia nominal no debe exceder
los valores presentados en cada uno de los puntos presentados en la Tabla 2
cuando la carga (Burden) pueda asumir cualquier valor entre el 25% y el
100% de la carga nominal.
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Realizar las pruebas para los trasformadores de medición que presenten error y
desplazamiento de fase por método de simulación.
Para transformadores de tensión:
Las pruebas realizadas deben verificar el error en magnitud y ángulo definidos
en la siguiente tabla.
Clase de exactitud Error en tensión
(relación) ±%
Desplazamiento de fase
±Minutos ±Centiradianes
0,1
0,2
0,5
0,1
0,2
0,5
5
10
20
0,15
0,3
0,6
NOTA Cuando los transformadores tienen dos devanados secundarios separados se debe tener en cuenta
su interdependencia mutua. Es necesario especificar un rango de potencia para cada devanado sometido a
ensayo y cada uno debe satisfacer los requisitos de exactitud dentro de su rango con los devanados sin
ensayar a cualquier carga desde cero hasta el valor nominal.
Si no se especifican los rangos de potencia, estos rangos para el devanado sometido a ensayo deben ser
25% a 100% de la potencia nominal para cada devanado.
Si uno de los devanados no está sometido a carga más que ocasionalmente durante tiempos cortos o si se
utiliza solo como devanado de tensión residual se puede considerar insignificante su efecto sobre el otro
devanado.
Para transformadores de corriente:
Las pruebas realizadas deben verificar el error en magnitud y ángulo definidos
en las siguientes tablas.
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Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para transformadores de corriente
de medición (clases desde 0,1 hasta 1)
Clase de
exactitud
Error de relación ±% Desplazamiento de fase
±Minutos ±Centiradianes
A corriente (% de la
nominal)
A corriente (% de la
nominal) A corriente (% de la nominal)
5 20 100 120 5 20 100 120 5 20 100 120
0,1
0,2
0,5
0,4
0,75
1,5
0,2
0,35
0,75
0,1
0,2
0,5
0,1
0,2
0,5
15
30
90
8
15
45
5
10
30
5
10
30
0,45
0,9
2,7
0,24
0,45
1,35
0,15
0,3
0,9
0,15
0,3
0,9
Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para transformadores de corriente
para medición (clases 0,2s y 0,5s)
Clase de
exactitud
Error de relación ±% Desplazamiento de fase
±Minutos ±Centiradianes
A corriente (% de la nominal) A corriente (% de la
nominal)
A corriente (% de la
nominal)
1 5 20 100 120 1 5 20 100 120 1 5 20 100 120
0,2s
0,5s
0,75
1,5
0,35
0,75
0,2
0,5
0,2
0,5
0,2
0,5
30
90
15
45
10
30
10
30
10
30
0,9
2,7
0,45
1,35
0,3
0,9
0,3
0,9
0,3
0,9
Realizar las pruebas de medición de cargabilidad o Burden del núcleo de medida
La medición deberá realizarse en condiciones normales de operación garantizando
que el Burden o cargabilidad del núcleo de medida del transformador opere dentro
de los rangos establecidos según las normas técnicas NTC2205, NTC2207 e IEC
61869-5 (Anexo 4, literal h CREG 038 de 2014).
La cargabilidad del núcleo del transformador podrá medirse directamente en VA
mediante el empleo de equipos que cuenten con esta función, y que cuenten con
trazabilidad en la medición de cargabilidad. El resultado de la prueba será conforme
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cuando los valores de carga en VA medidos, no varíen en más del 5% del valor
nominal establecido en la placa de características del transformador objeto de
prueba.
La medición podrá hacerse con los transformadores de medida energizados o
desenergizados, sin embargo deberá medirse toda la carga asociada al núcleo de
medición de los transformadores de tensión y de corriente incluyendo: medidores,
conductores y cualquier carga adicional asociada al núcleo empleado en el sistema
de medición.
Realizar la calibración o pruebas de los equipos
Calibración de medidores de energía: Los medidores de energía instalados en la
Frontera Comercial, serán calibrados por un laboratorio debidamente acreditado por
el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC), con base en los
requisitos contenidos en la norma NTC-ISO-IEC 17025 o la norma internacional
equivalente o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Las calibraciones se
ejecutarán antes de la puesta en servicio, después de cualquier intervención donde
se retiren los sellos de seguridad de la tapa principal del medidor, por modificación
de la programación que afecte la calibración del medidor o teniendo en cuenta el
plan anual de mantenimiento y calibración de equipos, donde se establece la
recalibración anual y en sitio de los medidores de energía. El procedimiento de
calibración para los medidores de energía se realizará de acuerdo con lo establecido
en la Norma Técnica Colombiana NTC 4856 o a una norma técnica de IEC o ANSI
equivalente. El sistema de medición de la Frontera comercial de ISAGEN Tipo 1 y
Tipo 2, cuenta con medidores de respaldo que garantizan la medición de los
consumos o transferencias de energía, durante las calibraciones o mantenimientos
de los medidores principales. Después de ser calibrados los medidores de energía,
no se podrá superar el plazo señalado en la tabla 6 de la resolución 038 de 20 de
marzo de 2014 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre la fecha de
calibración y la fecha de puesta en servicio. Si este plazo es superado, se deberá
realizar una nueva calibración del medidor de energía.
Los patrones empleados en las pruebas de rutina deben ser seleccionados teniendo
en cuenta las condiciones de utilización, como el nivel de tensión, el tipo de conexión
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y tipo de sensores apropiados según el tipo de instalación en la que se realicen las
pruebas
La exactitud del equipo utilizado para la prueba debe garantizar que sea por lo
menos dos (2) veces mejor que la exactitud del equipo objeto de prueba, en el rango
de medición aplicable a los transformadores de tensión y de corriente, indicado en
este documento, valor que debe corroborarse a partir del certificado de calibración
del equipo utilizado como patrón.
Así mismo, deberá considerarse para su selección, que el rango de trabajo del
equipo patrón sea apropiado de acuerdo con los rangos de tensión y corriente de
operación de los transformadores de tensión y de corriente.
Mantenimiento de equipos del sistema de medición
Los procedimientos ejecutados para el mantenimiento de los equipos del sistema de
medición de las Fronteras Comerciales de ISAGEN, garantizarán que éstos
mantienen sus características metrológicas y permiten obtener mediciones
confiables de las transferencias y consumos de energía activa y reactiva. La
frecuencia de ejecución de los mantenimientos será la establecida en la resolución
CREG 038 de 2014 (para contadores de energía) y en el acuerdo CNO 981 (para
transformadores de medida).
Mantenimiento de los contadores de energía:
Durante el mantenimiento de los tableros, gabinetes y contadores de energía se
ejecutarán las siguientes actividades:
Limpieza general del tablero o gabinete.
Verificación de la ausencia de corrosión o daños mecánicos en los
componentes.
Verificación y ajustes de conexiones dentro del tablero.
Verificación de ausencias de fallas a tierra.
Verificación de la información del servicio (Codigo Sic, Dirección).
Verificar el estado general de la instalación
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Verificación de los datos del medidor (marca, número de serie, tipo, número
de elementos, lecturas).
Toma de números y estado de los sellos encontrados.
Revisión del medidor.
Revisión del estado del bloque de prueba, si es de lainas revisar estado de
cada una de las lainas y si es de cuchilla revisar que no estén sulfatadas.
Realización de la sincronización remota del equipo de medida.
Revisión del conexionado del medidor, se deberán tomar pruebas fotográficas
que permitan comprobar el antes y el después de la conexión.
Levantamiento del diagrama unifilar completo de la instalación.
Revisión del conexionado de la puesta a tierra del equipo de medida y su
cumplimiento técnico (no incluye medidas eléctricas).
Listado de materiales necesarios para la realización de la normalización (si
aplica).
Diligenciamiento del acta de revisión - verificación y diagramas de medida.
Levantamiento y entrega de acta.
Información al cliente y firma del acta por parte del cliente o testigo.
Limpieza general del medidor de energía.
Limpieza sitio de trabajo.
Retiro de demarcación de la zona de trabajo.
Mantenimiento contadores de energía en el caso que no se cuente con certificado de
Calibración Sé procede los medidores de energía y se realizan las siguientes actividades:
Desconectar las señales de tensión y de corriente de la bornera de pruebas
Conectar señales de tensión y corriente de una fuente externa.
Se realiza la prueba de verificación de la constante, que utiliza la corriente máxima
del medidor, quedando acumulado en los registros correspondientes del instrumento
los cuales pueden ser verificados a través del perfil de carga del medidor en esos
horarios.
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La calibración se realiza con los criterios establecidos en la norma NTC 4856:2015
(cuarta actualización) , verificación amical y posterior de medidores de energía
eléctrica, Numeral 4.4.2 ensayo No 2, numeral 4.4.3.2 ensayo No 3 numeral 4.4.4
ensayo No 4 , Numeral 4.4.5 ensayo No 5. Procedimiento de calibración y ensayos
de medidores de energía en laboratorio en sitio.
Mantenimiento de los transformadores de medida:
Mantenimiento de los transformadores de corriente de aislamiento externo.
Estos transformadores no requieren de un mantenimiento particular. Sin embargo es
necesario realizar inspecciones visuales con el fin de:
Verificar la posición del indicador de nivel de aceite de los TCs .
Verificar que no exista ninguna fuga alrededor de la base y la caja de los
bornes secundarios.
Se realizarán inspecciones detalladas cada dos años luego de desconectar el
transformador con el fin de:
Verificar la apariencia del aislador, limpiarlo cuando el nivel de contaminación
es elevado.
Verificar la apariencia de todos los componentes.
Verificar el ajuste de todas las conexiones primarias, realizar limpieza.
Verificar la impermeabilidad y una buena ventilación de la caja de bornes,
limpiar el interior si es necesario.
Verificar el ajuste de los bornes secundarios y las conexiones a tierra.
Verificar la equipotencialización del sistema de medida alta y baja.
Revisar signos de una eventual fuga de aceite.
Verificar la posición del indicador de nivel de aceite.
Verificar la existencia y estado de las placas de datos característicos de los
equipos
Título del documento 18
Si el indicador está anormalmente bajo o alto, se pondrá fuera de servicio el
transformador. Con personal calificado se inspecciona el domo de la cabeza para
tener acceso a la membrana de expansión y verificar:
Si no hay fugas alrededor de la fijación de la membrana y si se encuentra en
buen estado.
Si existe una coherencia entre la posición real de la membrana y la posición
del indicador de nivel de aceite.
Las muestras para análisis de aceite no son necesarias.
Mantenimiento de los transformadores de potencial de aislamiento externo
Este tipo de equipo funciona en un ambiente autónomo, así que no es necesario un
mantenimiento particular.
No se requiere realizar tomas de aceite para análisis de laboratorio. Esta sólo se
realizará con previa autorización del fabricante del equipo.
Dentro de las actividades de mantenimiento que se realizarán cada dos años a los
transformadores de potencial se encuentran:
Limpiar el aislador de porcelana de acuerdo al grado de contaminación
atmosférica.
Verificar el nivel de aceite dado por el indicador, o de la posición del
manómetro de medida de presión.
Verificación visual de la presencia de fugas de aceite.
Verificación del estado de la membrana.
Mantenimiento de los transformadores de corriente de aislamiento interno
El mantenimiento de los transformadores de corriente aislamiento interno se
realizará cada que se cumpla la fecha del mantenimiento preventivo según el tipo de
punto de medida, en donde se ejecutarán las siguientes actividades:
Título del documento 19
Verificar la apariencia de todos los componentes, limpiarlos con el fin de
eliminar la contaminación.
Verificar el ajuste de todas las conexiones primarias, realizar limpieza.
Verificar el ajuste de los bornes secundarios y las conexiones a tierra.
Verificar el estado físico del asilamiento a través de la inspección visual.
Verificar el estado de la caja de bornes y los bornes de conexión por baja.
Verificar el estado de los bornes de conexión por alta.
Verificar la existencia y estado de las placas de datos característicos de los
equipos.
Verificar la equipotencialización del sistema de medida alta y baja.
Mantenimiento de los transformadores de potencial de aislamiento interno
El mantenimiento de los transformadores de potencial tipo de aislamiento interno se
realizará cada que se cumpla la fecha del mantenimiento preventivo según el tipo de
punto de medida, en donde se ejecutarán las siguientes actividades:
Verificar la apariencia de todos los componentes, limpiarlos con el fin de
eliminar la contaminación.
Verificar el ajuste de todas las conexiones primarias, realizar limpieza.
Verificar el ajuste de los bornes secundarios y las conexiones a tierra.
Verificar el estado de la caja de bornes y los bornes de conexión por baja.
Verificar la equipotencialización del sistema de medida alta y baja.
Verificar el estado físico del asilamiento a través de la inspección visual.
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Procedimiento para el mantenimiento de los sistemas de medición
Plan de mantenimiento y calibración de equipos del sistema de
medición
Teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 28 de la resolución CREG 038 de 2014, se
elaborará anualmente un plan de mantenimientos y recalibraciones para las fronteras
comerciales de ISAGEN, considerando la frecuencia establecida en la Tabla 4 de dicha
resolución. En dicho plan, se especificará el equipo a intervenir, la frecuencia de
intervención y el mes en el cual se han programado los trabajos.
Título del documento 21
Procedimiento para el mantenimiento de los sistemas de medición
Registros de calidad e informe de resultados
El reporte de los resultados debe estar sentado en un informe el cual debe incluir:
Información general, como fecha de la verificación, fecha de emisión del
informe, número de informe y/o acta, nombre de la compañía, nombre de la
frontera y su ubicación.
Información técnica de los transformadores de medida. Números de serie,
marcas, modelos, tipo, clase de exactitud, relaciones de tensiones y
corrientes, entre otra información.
Método de prueba utilizado.
Copia del certificado de calibración del equipo patrón utilizado.
Magnitudes eléctricas medidas.
Diagrama de conexiones.
Resultados de las pruebas de rutina.
Evaluación de los resultados de las pruebas de rutina.
Resultados de la verificación visual y fotografías del estado inicial y final.
Firma de quienes realizaron la verificación, elaboración y aprobación del
informe.
Título del documento 22
Plan de Mantenimiento:
Plan anual de mantenimiento y calibración de equipos del sistema de
medición (Actualizado).
Orden de trabajo/servicio (Resuelta).
Captura de información en sitio.
Registro fotográfico.
Actas de medición y demás papelería requerida por el proceso debidamente
diligenciada y digitalizada.
Descargo aprobado por el Centro local de Distribución o Consignación
Nacional (Si aplica).
