SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y · PDF file12.3 RELACIÓN DE...

ENERGÍA NORMAS TÉCNICAS CÏDIGO:

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SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y

CONEXIONADO DE EQUIPOS DE MEDIDA SEMI-DIRECTA E

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TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO .............................................................................................................................. 4

2. FUNCION ............................................................................................................................... 4

3. DEFINICIONES ...................................................................................................................... 4

4. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA ..................................................................................... 8

4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA......................................................................... 8

4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA ............................................................... 8

4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA ..................................................................... 8

5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ........................ 9

6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA .......... 9

7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA ........................................................................ 10

7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN ......................................................................... 10

7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN ........................ 10

7.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES ............................................... 11

7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA ...................................................................................... 11

7.5 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE ....................................... 11

7.6 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION ............................................. 12

7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE.... 12

7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DE MEDICION ............................................................................................................................ 12

7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA ........................................................................ 13

8. CLASIFICACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA .............................................................. 13

9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA .................................................................. 13

10. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA ...................... 15

11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE .......................................... 18

11.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL .......................................................................... 18

11.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL .................................................................... 19

11.3 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 19

11.4 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 20

11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (ITH) ........................... 21

11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (IDYN) .............................................................. 22

11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO .................................................................................... 22

12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL ...................... 22

12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL ............................................................................... 22


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12.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL ......................................................................... 22

12.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ....................................................................... 23

12.4 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 23

12.5 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 23

12.6 TRANSFORMADORES COMBINADOS .................................................................... 24

13. EQUIPOS AUXILIARES ................................................................................................ 24

13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS ..................................................................... 24

13.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS....................................................................... 25

14. CONEXIONES PERMITIDAS EN EPM ......................................................................... 25

14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS .......................................................................... 25

14.1.1 Principales características ...................................................................................... 25 14.1.2 Utilización .......................................................................................................... 25 14.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs ............................................................... 26

14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS ........................................................................ 26

14.2.1 Descripción ........................................................................................................ 26 14.2.2 Principales características ................................................................................. 27 14.2.3 Utilización .......................................................................................................... 27 14.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs ............................................................... 27

15. NORMAS DE REFERENCIA ......................................................................................... 28

ANEXOS ................................................................................................................................... 29


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1. OBJETIVO El propósito de esta norma es establecer las características técnicas adecuadas de los equipos utilizados para medición de energía eléctrica (medidores, transformadores para instrumentos de medida, equipos auxiliares de medida, entre otros.). Las características de estos equipos están definidas en función de las características propias de la instalación eléctrica en el punto de conexión y de las características propias de la carga a medir. 2. FUNCION Esta norma aplica para todas las instalaciones eléctricas que están conectadas a las redes eléctricas de EPM y que requieran conectarse de una manera indirecta o semidirecta para el registro de la energía eléctrica consumida, para efectos de control o de comercialización. 3. DEFINICIONES Para los propósitos de esta norma aplican las siguientes definiciones, la gran mayoría de éstas son tomadas de la norma NTC 5019 versión 2007-03-21:

Acometida eléctrica. De acuerdo con el RETIE es “Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad horizontal o condominios la acometida llega hasta el registro de corte general.” Y de acuerdo con la CREG 070 de 1998: “Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad horizontal o condominios y, en general, en las Unidades Inmobiliarias Cerradas de que trata la Ley 428 de 1998, la acometida llega hasta el registro de corte general”.

Ajuste de un instrumento de medida. Son las operaciones para reducir, en la medida de lo posible, el error de indicación de los equipos de medida. En otras palabras, es realizar aquellos procedimientos destinados a llevar a un instrumento a un estado de utilización.

BIL (Basic Insulation Level) es el Nivel Básico de Aislamiento por su traducción del inglés y corresponde al límite hasta el cual un equipo puede soportar el impulso debido a las descargas atmosféricas. El impulso se genera en el aislamiento debido a la alta tensión, sobretensiones y picos debido a las descargas atmosféricas.

Voltaje de

operación

kV

BIL para

Redes

distribución

BIL para S/E y

lineas de

transmisión

1.2 30 45

2.5 45 60

5 60 75

8.7 75 95

15 95 110

23 110 150

34.5 150 200

46 200 250

69 250 350

Fuente: National Electric Safety Code NESC

BIL (kV)

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Calibración. Conjunto de operaciones que establece bajo condiciones específicas, la relación entre las señales producidas por un instrumento y los correspondientes valores de referencia de un instrumento patrón.

Carga nominal (Burden). Es el valor de la carga que se pueden conectar en el secundario del transformador de medida, expresada en voltamperios (VA) u Ohms con un factor de potencia determinado. De acuerdo con lo anterior, para el cálculo del burden se deben conocer las cargas correspondientes a los instrumentos de medición y los conductores empleados para llevar las señales eléctricas.

Carga o capacidad instalada. De acuerdo con la resolución CREG 070 de 1998: “Carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación o sistema eléctrico.”

Cargabilidad. Se define como la relación entre la corriente máxima y la corriente nominal.

Corriente térmica nominal de corta duración (Ith). Es el valor RMS (eficaz) de la corriente primaria que el transformador puede soportar en 1 segundo, con el secundario en corto sin sufrir daños y sin sobrepasar la temperatura de los devanados. La corriente térmica se expresa de la siguiente manera:

I th (KA) = Potencia de Corto Circuito (MVA)/ (1.73* Tensión (KV))

Corriente dinámica nominal (Idyn). Es el valor máximo o pico de la corriente primaria que el transformador puede soportar cuando el secundario está en cortocircuito sin sufrir daño eléctrico o mecánico. La corriente dinámica se calcula así:

Idyn = 2.54 * I th

Clase de exactitud. Designación asignada a medidores, transformadores de corriente y de tensión, cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados para las condiciones de uso prescritas.

Corriente a plena carga. Valor de corriente máxima en una instalación eléctrica calculado con base en la capacidad instalada.

Corriente básica (lb). Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor de conexión directa.

Corriente máxima (Imáx). Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los requisitos de exactitud de la norma respectiva. Para medidores conectados a través de transformadores de corriente, la corriente máxima del medidor corresponde al valor de la corriente máxima admisible en el secundario del transformador de corriente. Los valores normalizados de la corriente máxima son 120 %, 150 % y 200 % de la corriente nominal.

Corriente nominal (ln). Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a transformadores.


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Corriente primaria nominal. El valor de la corriente primaria en la cual se basa el funcionamiento del transformador.

Corriente secundaria nominal. El valor de la corriente secundaria en la cual se basa el funcionamiento del transformador.

Corriente primaria nominal extendida. El valor de la corriente primaria, por encima del valor de la corriente primaria nominal, hasta el cual se garantizan los requerimientos de exactitud del transformador de corriente definidos en la NTC 2205 para la corriente primaria nominal.

Equipo de medida. Conjunto de dispositivos destinados a la medición o registro del consumo de energía.

Frecuencia nominal o de referencia. Valor de la frecuencia en función de la cual se fija el desempeño del medidor.

Índice de clase. Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos los valores del rango de corriente entre 0,1 Ib, e Imáx, o entre 0,05 In e Imáx con factor de potencia unitario (y en caso de medidores polifásicos con cargas balanceadas) cuando el medidor se ensaya bajo condiciones de referencia (incluyendo las tolerancias permitidas sobre los valores de referencia) tal como se define en la parte relativa a requerimientos particulares.

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

Medidor electromecánico. Medidor en el cual los flujos producidos por las corrientes que circulan en bobinas fijas, reaccionan con las corrientes inducidas por estos flujos en un elemento móvil, generalmente un disco, haciéndolo mover de tal forma que el número de revoluciones es proporcional a la energía a ser medida.

Medidor estático. Medidor en el cual la corriente y la tensión actúan sobre elementos de estado sólido (electrónicos) para producir una salida proporcional a la energía a ser medida.

Medidor de energía prepago. Equipo de medida o dispositivo que permite el control de la entrega y registro del consumo al suscriptor o usuario, de una cantidad de energía eléctrica por la cual paga anticipadamente.

Medidor de energía activa. Instrumento destinado a medir la energía activa mediante la integración de la potencia activa con respecto al tiempo.

Medidor de energía reactiva. Instrumento destinado a medir la energía reactiva mediante la integración de la potencia reactiva con respecto al tiempo.

Medidor multi-tarifa. Medidor de energía provisto de un número de registros, cada uno de los cuales opera en intervalos de tiempo específicos correspondientes a tarifas diferentes.


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Punto de conexión. Punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario está conectado a un sistema eléctrico, con el propósito de transferir energía eléctrica entre las partes.

Tipo de servicio. Característica de una instalación eléctrica relacionada con el número de fases y el número de hilos de una acometida eléctrica.

Servicio monofásico bifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por un conductor correspondiente a la fase y un conductor correspondiente al neutro. La fase y el neutro pueden provenir de un transformador de potencia monofásico.

Servicio monofásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por dos conductores correspondientes a las fases y un conductor correspondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia monofásico.

Servicio bifásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por dos conductores correspondientes a las fases y un conductor correspondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.

Servicio trifásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por tres conductores correspondientes a las fases provenientes de un transformador de potencia trifásico.

Servicio trifásico tetrafilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por tres conductores correspondientes a las fases y un conductor correspondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.

Tensión nominal o de referencia (Vn). Valor de la tensión en función de la cual se fija el desempeño del medidor.

Sistema de comercialización prepago. Modalidad de prestación del servicio de comercialización de energía eléctrica o de gas combustible al usuario final, que no requiere las actividades de lectura del medidor, reparto de facturación al domicilio y gestión de cartera en relación con el consumo, por cuanto el consumo se ha prepagado.

Sistema de medición centralizada. Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores individuales), transformadores de medida (cuando aplique) y equipo de comunicación, que cuentan con operación remota para realizar lectura, suspensión, reconexión, etc.

Transformador para instrumentos. Transformador previsto para alimentar instrumentos de medida, medidores, relés y otros aparatos similares.

Transformador de corriente (TC). Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria, en condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero para una dirección apropiada de las conexiones.


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Transformador de tensión o potencial (TT ó TP). Transformador para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones.

Tensión primaria nominal. Valor de la tensión primaria que aparece en la denominación del transformador y en la cual se basa su funcionamiento.

Tensión secundaria nominal. Valor de la tensión secundaria que aparece en la denominación del transformador y en la cual se basa su funcionamiento.

Relación de transformación nominal. Relación dada entre las señales de entrada y salida de los transformadores de medida. Ésta se da entre la tensión primaria nominal y la tensión secundaria nominal, y entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal.

Factor de cargabilidad. Relación entre la corriente primaria nominal extendida y la corriente primaria nominal del TC.

4. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA

Para medir la energía eléctrica se tienen tres tipos de medida, dependiendo si la conexión a la red es directa o indirecta mediante elementos de transformación.

4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA

En este tipo de medida, los equipos se conectan directamente a la tensión y a la corriente del servicio eléctrico, sin la necesidad de requerir Transformadores de Corriente (TCs) o Transformadores de Tensión (TPs).

4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA

Para la medición semi-directa de energía se utiliza el (los) medidor(es) de energía (activa y/o reactiva) y un TC por cada fase que alimenta la carga. En este tipo de medición, la conexión de las señales de corriente provenientes de los devanados secundarios de los TCs y de las señales de tensión provenientes de la acometida, al medidor, debe realizarse mediante una bornera o bloque de pruebas.

4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA

Para la medición indirecta de energía se utiliza generalmente un medidor estático multifuncional de energía y un juego de transformadores de medida compuesto por TCs y TPs. El número de TCs y de TPs se selecciona con base en el número de fases, el número de hilos y el nivel de tensión de la red en el punto en el cual se realiza la medida.


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En este tipo de medición, la conexión de las señales de corriente provenientes de los devanados secundarios de los TCs y de las señales de tensión provenientes de los devanados secundarios de los TPs, al medidor, debe realizarse mediante un bloque de pruebas excepto para aquellos medidores que tienen incorporado un mecanismo similar a éste.

5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA

Los medidores de energía que han de adquirirse para la medición de corriente alterna deben cumplir las siguientes normas nacional o internacional: NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de precisión 1 y 2: NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía activa Clases 0,2S y 0,5S. NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía reactiva Clases 2 y 3. NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores electromecánicos de energía activa (Clases 0,5, 1 y 2). NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva. 6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA

NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente. NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión inductivos. NTC 4540,/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados. IEC 60044-5 Instrument transformers. Part 5: Capacitor Voltage Transformers. ANSI/IEEE 57.13 / IEEE Standard for instrument Transformers. Serie IEC 62055: Electricity Metering. Payment Systems. El sistema de comunicación debe cumplir con los requisitos establecidos en las normas que conforman la serie IEC 62056 o ANSI/IEEE (que aplique) y otras complementarias.


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7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA

Los criterios establecidos en este capítulo fueron tomados de la resolución CREG 025 de 1995 y de la Resolución CREG 038 de 2014, y tienen aplicación para aquellas instalaciones eléctricas que correspondan a fronteras comerciales del Mercado Mayorista independiente del nivel de tensión al cual están conectadas.

7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 6, los puntos de medición se clasifican acorde con el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, por la capacidad instalada en el punto de conexión, según la siguiente tabla:

Tabla 1. Clasificación de puntos de medición (CREG 038 de 2014)

Tipo de puntos medición

Consumo o transferencia de energía, C, (MWh-mes)

Capacidad Instalada, CI (MVA)

1 C≥15000 CI≥30

2 15000>C≥500 30>CI≥1

3 500>C≥50 1>CI≥0.1

4 50>C≥5 0.1>CI≥0.01

5 C<5 CI<0.01

7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 9, los medidores, transformadores de medida, cables de conexión, deben cumplir con los índices de clase, clase de exactitud y error porcentual total máximo que se establece en este artículo.

Tabla 2. Requisitos exactitud para medidores y transformadores de medida (CREG 038/2014)

Tipo de puntos

medición

Índice de clase para medidores

de energía activa

Índice de clase para medidores

de energía reactiva

Clase de exactitud para

transformadores de corriente

Clase de exactitud para

transformadores de tensión

1 0.2 S 2 0.2 S 0.2

2 y 3 0.5 S 2 0.5 S 0.5

4 1 2 0.5 0.5

5 1 ó 2 2 ó 3 -- --

7.2.1 Para potencias instaladas mayores o iguales a 10 KVA y menores a 100 KVA (Punto de medición tipo 4), el índice de clase de medidor de energía activa debe ser 1, lo cual corresponde a medidores electrónicos. Los medidores electromecánicos son clase 2, por lo tanto, para este rango de capacidad instalada no son permitidos.


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7.2.2 Para potencias instaladas mayores o iguales a 100KVA y menores 30MVA, (Punto de medición tipo 2 y 3), los transformadores de corriente deben ser 0.5 S (gama extendida).

7.2.3 El artículo 9 establece la verificación del error porcentual en la medida debido a la caída

de tensión que se generan en las señales de los transformadores de tensión. El error porcentual máximo (en módulo y fase), a un factor de potencia 0.9, introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables y demás accesorios ubicados entre los circuitos secundarios de los transformadores de tensión y el equipo de medida no debe superar el 0.1%. El cálculo de este error deberá estar documentado en cada sistema de medición, reposar en la hoja de vida de que trata el artículo 30 del código de medida y estar disponible para las verificaciones correspondientes. Es decir, que en sentido práctico, es necesario verificar esto en el nivel de tensión III, donde es probable que las señales de tensión tengan recorridos largos, y se pueda sobrepasar este valor.

7.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 19, el punto de medición debe coincidir con el punto de conexión. En el caso de que la conexión se realice a través de un transformador, el punto de medición debe ubicarse en el lado de alta tensión del transformador. Por lo tanto, en los casos de instalaciones con medida en el nivel de tensión I, que requieran cambiarse de comercializador, que sean propietarias del transformador y que éste solo sirva a esa instalación, es obligatorio que el equipo de medida se cambie al nivel de tensión II para autorizarse dicha frontera comercial.

7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA

Todos los sistemas de medición deben contar con el tipo de conexión acorde con el nivel de tensión y el consumo o transferencia de energía que se va a medir. En las fronteras de generación, las fronteras comerciales conectadas al STN y las fronteras de los puntos de medición tipos 1 y 2, se deberán instalar dos medidores (principal y de respaldo), para las mediciones de energía activa y reactiva. En los puntos de medición en los que se presenten o se prevean flujos de energía en ambos sentidos se deben instalar medidores bidireccionales para determinar de forma independiente el flujo en cada sentido.

7.5 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE

Los medidores y los transformadores de corriente y tensión deben cumplir con los índices de clase y clase de exactitud establecidos en el artículo 9 la resolución CREG 038 de 2014. Ver tabla 2. La clase de exactitud para los transformadores de medida corresponde a definida en las normas IEC 61869-5, NTC 2205, NTC 2207 y NTC 4540 o sus equivalentes normativos de la CEI.


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7.6 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION Los elementos del sistema de medición deben ser calibrados antes de su puesta en servicio. No se podrá superar el plazo señalado en la siguiente tabla, entre la fecha de calibración y la fecha de puesta en servicio:

Tabla 3. Plazos entre la calibración y la puesta en servicio (CREG 038 de 2014)

Elemento Plazo

(Meses)

Medidor electromecánico de energía activa o reactiva 6

Medidor estático de energía activa o reactiva 12

Transformador de tensión 18

Transformador de corriente 18

En el caso que los plazos sean superados, los elementos del sistema de medición deben someterse a una nueva calibración. Para los transformadores de tensión y de corriente con tensiones nominales superiores a 35 kV en lugar de la calibración se deben realizar las pruebas de rutina señaladas en el artículo 28 la resolución CREG 038 de 2014, a fin de garantizar que estos elementos mantienen su clase de exactitud y demás características metrológicas.

7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE

Según literal e. del Anexo 4, para los puntos de medición tipos 1 y 2, los transformadores de tensión y de corriente del sistema de medición deben disponer de devanados secundarios para uso exclusivo de los equipos de medida. En dichos devanados podrán instalarse equipos adicionales únicamente con propósitos de medición y sin que afecten la lectura del consumo o transferencia de energía activa y reactiva.

7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DE MEDICION

7.8.1 La tensión primaria nominal de los transformadores de tensión debe corresponder a la

tensión nominal presente en el punto de medición.

7.8.2 Los equipos de medida deben tener la tensión nominal igual a la tensión secundaria de los transformadores de tensión.

7.8.3 Los transformadores de corriente y de tensión deben operar dentro de los rangos de

carga nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que se garantice la clase de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión y demás elementos conectados.


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7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA

En los puntos de medición asociados a las fronteras de generación, las fronteras de comercialización conectadas al STN y en los puntos de medición que se encuentren ubicados en niveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kV se deben instalar medidores de energía reactiva bidireccionales. Para niveles de tensión inferiores a 57,5 kV, el OR puede exigir al representante de la frontera la instalación de medidores de energía reactiva cuando al realizar mediciones previas se verifique el consumo en exceso de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. De acuerdo a la norma NTC 5019, se debe instalar medidor de energía reactiva cuando la Capacidad Instalada (CI) sea mayor de 15 kVA, excepto para los casos que el ente regulador especifique. 8. CLASIFICACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA

Los medidores de energía se pueden clasificar de acuerdo a la siguiente tabla: Tabla 4. Clasificación del medidor de energía

Fuente: Norma NTC 5019. 2007-03-21

9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA Los medidores de energía se seleccionarán de acuerdo con lo indicado en la Tabla 4; salvo aquellas instalaciones que correspondan a fronteras comerciales del mercado mayorista las cuales deberán ceñirse a lo establecido en el capítulo de requisitos del código de medida. Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de medida del TC. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de protección. Las corrientes térmicas nominales y dinámicas nominales del TC deben ser superiores a los valores obtenidos por Estudios de cortocircuito, en el punto de medida.


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Tabla 5. Selección de los medidores de energía

Electromecánico Estático6)

Monofásico bifilar ≤ 12 Monofásico Bifilar Activa Básico 2 1

Activa Básico 2 1

Activa y

ReactivaMultienergía --

1

2

Activa Básico 2 1

Activa y


1

2

Activa Básico 2 1

Activa y


1

2

Monofásico trifilar > 24Monofásico trifilar

oTrifásico trifilar

Activa y

ReactivaMultifunción --

1

2

Trifásico tetrafilar > 36 Trifásico tetrafilarActiva y

ReactivaMultifunción -- 1 ó 0,5S

10)

2

Trifásico trifilar7)

ó

Trifásico tetrafilar8)

Activa y


0,5S

2

Trifásico tetrafilar9) Activa y


0,2S

2

Tipo de

mediciónTipo de servicio

Capacidad

Instalada

(CI) en KvaClase

5)

Medidor Energía3)

Clasificación4)

Descripción del medidor1) 2)

Monofásico trifilar o

Bifásico trifilar

Bifásico trifilar

Monofásico trifilar

Bifásico trifilar

Trifásico tetrafilarTrifásico tetrafilar

Trifásico trifilar

Semi-directa

Indirecta > 112.5

Directa

≤ 24

≤ 24

≤ 36


Notas: 1) En la medición de energía eléctrica en plantas de generación y en puntos de conexión con tensiones superiores a 230 kV, se

requiere la instalación de un medidor principal y uno de respaldo; ambos medidores (principal y de respaldo) deberán cumplir los

criterios de selección indicados en la Tabla 1.

2) Para los casos definidos por la CREG, el medidor seleccionado podrá ser un Medidor Prepago.

3) Se debe instalar medidor de energía reactiva cuando la Capacidad Instalada (CI) sea mayor de 15 kVA, excepto para los casos

que el ente regulador especifique.

4) Para toda instalación eléctrica con capacidad instalada (CI) mayor que 300 kVA el medidor debe ser multifunción con funciones

adicionales. En el numeral 10 se definen los aspectos relacionados con la funcionalidad para la parametrización, en el numeral 11

los aspectos relacionados con los dispositivos de salida y en el numeral 12 los aspectos relacionados con el intercambio de datos.

5) Los índices de clase especificados corresponden a valores máximos; es decir, que se pueden instalar medidores con índices de

clase de menor valor a lo exigido, por ejemplo, donde se especifica un índice de clase 2 se puede instalar un medidor Clase 1.

6) Para medición indirecta se debe seleccionar el menor índice de clase de exactitud normalizado para energía reactiva. En el

momento de la publicación de esta norma el menor índice de clase normalizado para energía reactiva es 2.

7) Para puntos de conexión en el nivel de media tensión (MT) en las cuales el primario del transformador de potencia es una delta.

8) Para puntos de conexión con tensiones menores a 110 kV o transferencias promedio horarias durante los últimos seis meses

menores a 20 MWh, para cualquier conexión del primario del transformador de potencia.

9) Para puntos de conexión con tensiones mayores o iguales a 110 kV o transferencias promedio horarias durante los últimos seis

meses mayores a 20 MWh, para cualquier conexión del primario del transformador de potencia.

10) En medición semi-directa, Cuando la capacidad Instalada (CI) sea mayor de 112,5 kVA el medidor de energía activa debe ser Clase 0,5S. 11) Para la medición de energía se puede seleccionar Sistemas de Medición Centralizada. 12) Se tendrá como prioridad lo establecido en el código de medida Resolución CREG 025 de 1995.


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Tabla 6. Medidores de energía y sus características eléctricas

Medidor

electromecánico

Medidor

estático

Medidor

electromecánico

Medidor

estático

Activa, monofásico bifilar 1 2 1 120

Activa, monofásico trifilar 1 3 1½ 240

Activa, bifásico trifilar 2 3 2 2x120/208

Reactiva y/o activa, trifásico tetrafilar 3 4 3 3x120/208

Activa, monofásico trifilar 1 3 1½ 240

Activa y/o reactiva, trifásico trifilar 3 3 2 3x120

Activa y/o reactiva, trifásico tetrafilar 3 4 3 3x120/208

Activa y/o reactiva, trifásico trifilar 3 3 2 3x120

Activa y/o reactriva, trifasico tetrafilar 3 4 3 3x69,2/120

Tipo de

mediciónMedidor de energía

CONVENCIONES

No. F Número de fases No. H Número de hilos No. E Número de elementos Vr Tensión de referencia

Fr Frecuencia de referencia Ib Corriente básica In Corriente nominal Imax Corriente máxima

CM Cargabilidad del medidor

Características del medidor

Fr

(Hz)Vr (V) 1)No. ENo. HNo. F

≥ 600

≥ 6 - -

Ib (A)

In2)

(A)

Imax

3)

(A)

CM (%)

≤ 10

-

-

5

≥ 60 ≥ 400Directa

Semi-directa

Indirecta

60

≤ 15

≤ 30

-


1. Las tensiones de referencia indicadas en la tabla anterior corresponden a las requeridas para medidores a conectar en un

sistema con tensiones entre líneas de 208V o 240V y tensiones línea a neutro de 120V. En general la tensión de referencia del medidor debe corresponder a la tensión nominal del sistema eléctrico en el punto de conexión del medidor. También se permite la instalación de medidores multi-rango de tensión, siempre y cuando la tensión nominal del sistema eléctrico, en el punto de conexión del medidor esté dentro de los rangos de tensiones para los cuales se garantiza del medidor.

2. En casos especiales la corriente nominal puede ser de 1 A y en dicho caso la corriente máxima debe ser mayor o igual a 2 A. 3. Para medición directa, la corriente máxima debe ser superior a la corriente a plena carga en el punto de conexión. Para las

mediciones semi-directas e indirectas la corriente máxima del medidor debe ser mayor o igual al valor resultante de multiplicar la corriente nominal del TC por su factor de sobrecarga.

10. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Los siguientes son los diagramas de conexión para los transformadores de tensión y corriente en las instalaciones eléctricas con medida semidirecta e indirecta.

Figura 1. Conexión de transformadores de tensión (3 fases, 3 hilos, delta abierta)


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Figura 2. Conexión de transformadores de tensión (3 fases, 4 hilos)

Figura 3. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos con conexión secundaria en estrella


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Figura 4. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos, dos elementos

Figura 5. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos con conexión secundaria en delta


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11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Para la selección de los transformadores de corriente se debe determinar las corrientes primarias y secundarias necesarias para las cargas de diseño requeridas.

11.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL

La corriente primaria nominal del transformador de corriente se debe seleccionar de tal forma que el valor de la corriente a plena carga en el sistema eléctrico al cual está conectado el transformador de corriente, esté comprendida entre el 80 % de la corriente nominal y la corriente nominal multiplicada por el factor de cargabilidad del TP, es decir:

En donde:

Ipc = es la corriente a plena carga del sistema eléctrico en el punto donde será conectado el transformador de corriente.

Ipn = es la corriente primaria nominal del transformador de corriente seleccionado. FC= es el factor de cargabilidad del TP

Las Tablas 7 y 8, definen la relación de transformación de los TCs para mediciones semi-directas y para mediciones indirectas respectivamente. Estas tablas establecen la relación de transformación en función de la carga instalada y la tensión en el punto de conexión de los TCs. Se permitirá la selección de un transformador de corriente donde Ipc esté por fuera del rango anteriormente establecido, siempre y cuando se cuente con un informe de calibración expedido por un laboratorio acreditado, que garantice la exactitud en dichos valores y la seguridad para los equipos asociados a éste.

Tabla 7. Relación de transformación de TC para mediciones semi-directas (Norma NTC 5019. 2007-03-21)


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Tabla 8. Relación de transformación de TC para mediciones indirectas (Norma NTC 5019. 2007-03-21)

Circuitos a 13.2 kV Circuitos a 44 kV

Capacidad instalada (kVA)

Relación de los TC

Capacidad instalada (kVA)

Relación de los TC

91 a 137 5/5 305 a 457 5/5

138 a 274 10/5 610 a 914 10/5

275 a 411 15/5 915 a 1372 15/5

412 a 503 20/5 1373 a 1715 20/5

504 a 617 25/5 1716 a 2058 25/5

618 a 823 30/5 2059 a 2743 30/5

824 a 1029 40/5 2744 a 3658 40/5

1030 a 1234 50/5 3659 a 4572 50/5

1235 a 1554 60/5 4573 a 5487 60/5

1555 a 1829 75/5 5488 a 6859 75/5

1830 a 2743 100/5 6860 a 9145 100/5

2744 a 4115 150/5 10288 a 13717 150/5

4116 a 5144 200/5 13718 a 18290 200/5

NOTA: Los rangos de capacidad instalada han sido definidos considerando un factor de cargabilidad para el TC del 120 %. Para el caso de rangos de carga no contemplados en la tabla, puede especificarse TC de acuerdo al diseño y la disponibilidad comercial de las relaciones de transformación, siempre y cuando la relación de transformación

seleccionada cumpla con lo exigido en el presente numeral.

11.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL

El valor normalizado de corriente secundaria nominal es 5 A. En casos especiales se permite la instalación de TCs con corriente nominal secundaria de 1 A.

11.3 CARGA NOMINAL

La carga nominal (Burden) del transformador de corriente debe seleccionarse de tal forma que la carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador al medidor) esté comprendida entre el 25 % y el 100 % de su valor. Para las Clases 0,2S y 0,5S el error de corriente porcentual (relación) y el desplazamiento de fase en la frecuencia nominal no deben exceder los límites de error establecidos en la NTC 2205, cuando la carga secundaria es cualquier valor entre el 25 % y 100 % de la carga nominal. Para transformadores de corriente de exactitud Clase 0,1; 0,2 y 0,2 S y con una carga nominal que no exceda 15 VA, se puede especificar un rango de carga extendida. El error de corriente porcentual (relación) y el desplazamiento de fase no deben exceder los límites de error establecidos en la NTC 2205, cuando la carga secundaria es cualquier valor entre 1 VA y 100 % de la carga nominal.


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Para los transformadores de corriente con una corriente secundaria nominal de 1 A, se puede acordar un límite de rango inferior a 1 VA. Se permitirá que la carga conectada al transformador de corriente sea inferior al 25 % de la carga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de calibración de laboratorio que garantice la exactitud en dichos valores.

Tabla 9. Selección del burden para transformadores de corriente.

Tipo de medidor Clase Burden [VA]

Electrónico 0.2 y 0.5 2.5

1 y 2 5

Inducción 1 10

2 5

Notas:

- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4 - Para longitud de conductor mayores a un metro se debe realizar el cálculo del Burden - En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC.

11.4 CLASE DE EXACTITUD

La clase de exactitud de los transformadores de corriente se debe seleccionar de acuerdo al nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a la cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, tal como se indica en la Tabla 10.


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Tabla 10. Selección de transformadores de medida

11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (Ith) La corriente térmica nominal de corta duración (Ith) deberá seleccionarse de tal forma que:

En donde: Icc = corriente máxima de cortocircuito en el punto del sistema donde va a ser conectado. t= tiempo de duración del cortocircuito en segundos.


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11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (Idyn)

La corriente dinámica nominal (Idyn) debe ser como mínimo 2,5 veces la corriente térmica nominal de corta duración (Ith); es decir:

11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO

Los niveles de aislamiento para transformadores deben seleccionarse teniendo en cuenta que estos no sean inferiores a la tensión nominal primaria que establecen las tablas sobre niveles de aislamiento nominales según cada una de las normas de fabricación de los transformadores de medida correspondientes. NOTAS:

Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de medida del TC. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de protección.

La corriente térmica nominal y la corriente dinámica nominal del TC deben ser superiores a los valores obtenidos por Estudios de corto circuito, en el punto de medida.

12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL

Los criterios para la selección de los transformadores de tensión son las siguientes: 12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL

La tensión primaria nominal de un transformador de tensión debe corresponder a la tensión nominal del sistema eléctrico al cual va a ser conectado. En caso de que la tensión nominal del sistema sea inferior a la tensión primaria nominal del transformador de potencial seleccionado, se permitirá su instalación siempre y cuando se cuente con un informe de laboratorio, que garantice la exactitud en la medida en estas condiciones. 12.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL

La tensión secundaria nominal del transformador de tensión debe corresponder a los rangos de operación del medidor conectado a éste. La tensión secundaria nominal normalizada es 120 V. Otras tensiones secundarias tales como 110 V, y 115 V podrán ser utilizadas cuando se utilizan medidores multirango de tensión.


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En los transformadores destinados a ser instalados entre fase y tierra en las redes trifásicas

para las que la tensión primaria nominal es un número dividido por 3, la tensión secundaria

nominal debe ser uno de los valores antes indicados divididos por 3. 12.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

La relación de transformación debe ser un número entero o en su defecto tener máximo un dígito decimal. 12.4 CARGA NOMINAL

La carga nominal (Burden) del transformador de potencial debe seleccionarse de tal forma que la carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador al medidor) esté comprendida entre el 25 % y el 100 % de su valor. Se permitirá que la carga conectada al transformador de potencial sea inferior al 25 % de la carga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de laboratorio, que garantice la exactitud en dichos valores. Para transformadores de tensión de clase de exactitud 0,1 y 0,2 que tengan una carga nominal menor de 10 VA, puede ser especificado un rango extendido de carga. El error de tensión (relación) y de desplazamiento de fase no debe exceder los valores dados en la NTC 2207, cuando la carga secundaria es cualquier valor comprendido entre 0 VA y el 100 % de la carga nominal a factor de potencia igual a 1.

Tabla 11. Selección del burden para transformadores de corriente.

Tipo de medidor Clase Burden [VA]

Electrónico 0.2, 0.5, 1 y 2 15

Inducción 1 y 2

Notas:

- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4 - Para longitud de conductor mayores a un metro se debe realizar el cálculo del Burden - En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC.

12.5 CLASE DE EXACTITUD

La clase de exactitud de los transformadores de potencial debe seleccionarse de acuerdo al nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a la cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, tal como se indica en la Tabla 10.


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12.6 TRANSFORMADORES COMBINADOS

Cuando se utilizan transformadores combinados, aplican los criterios para la selección del transformador de corriente y para la selección del transformador de tensión. Adicionalmente, el transformador debe cumplir los requerimientos de la NTC 4540. NOTAS:

Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de medida del TP. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de protección.

El Factor de Tensión (FT) para TPs en 13.2 kV es 1.2 y en TPs en 44 kV es 1.9.

La corriente térmica nominal y la corriente dinámica nominal del TC deben ser superiores a los valores obtenidos por Estudios de corto circuito, en el punto de medida.

13. EQUIPOS AUXILIARES

13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS

El bloque de prueba debe ser usado en toda instalación que requiera medición semi-directa o medición indirecta, para garantizar la operación independiente de cada una de las señales provenientes de los transformadores de medida, así: Cortocircuitando el secundario de cada transformador de corriente y - abriendo las señales de tensión provenientes de cada una de las fases de la acometida en las mediciones semi-directas o del secundario de cada transformador de potencial en las mediciones indirectas, cuando se opera el elemento correspondiente. El bloque de pruebas se selecciona de acuerdo al número de elementos de la medición. Para una medición de dos elementos se utiliza un bloque de pruebas de siete polos y para una medición de tres elementos se utiliza un bloque de pruebas de diez polos; también se permite utilizar bloques de pruebas de diez polos en mediciones de dos elementos. El bloque de pruebas debe cumplir con las siguientes especificaciones técnicas:

Debe permitir desconectar y/o intercalar equipos de medición en forma individual con la instalación en servicio, para su verificación en el punto de conexión (intercalación de instrumento patrón) y/o reemplazo sin afectación de los restantes.

Debe garantizar, en sus conexiones y ajustes, un buen contacto eléctrico. Además, deberá tener una cubierta sólida y transparente, de forma tal que sea posible inspeccionar el estado de sus partes móviles y contactos sin necesidad de removerla.

Debe tener dispositivos para la colocación de sellos de seguridad que impidan retirar la cubierta para manipulación en forma indebida o no autorizada.


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La distancia mínima entre aldabas o barrajes del bloque de pruebas no debe ser inferior a 5mm.

Los tornillos y las aldabas no se deben deformar con el ajuste mínimo de apriete.

13.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS

El interruptor temporizado para tarifa y control de carga asociado al medidor de energía debe cumplir con lo establecido en la NTC 4167. 14. CONEXIONES PERMITIDAS EN EPM

En las redes de EPM, serán aceptadas solo las siguientes conexiones:

Conexión en dos (2) elementos (medida semidirecta/indirecta).

Conexión en tres (3) elementos (medida semidirecta/indirecta).

NOTA:

Respecto del orden de la conexión TCs y TPs, visto desde el lado de la fuente a la carga, se deben conectar primero los TCs y luego los TPs de las fases respectivas.

14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS

Consiste en utilizar dos Transformadores de Potencial (TPs) y dos Transformadores de Corriente (TCs) para la medición de energía trifásica. 14.1.1 Principales características

Los TPs deben estar especificados con tensión primaria fase-fase (no debe estar dividida por raíz de 3).

El medidor debe permitir esta conexión. 14.1.2 Utilización

Este tipo de conexión es permitido solo si se cumplen todas las siguientes condiciones:

1. Los elementos que componen la medida deben estar ubicados en el mismo local o patio donde se encuentre(n) instalado(s) el(los) transformar(es) de potencia principales.

2. Aguas abajo de la medida no deben existir derivaciones hacia otras subestaciones.

3. Aguas abajo de la medida no deben existir redes aéreas con el mismo nivel de tensión

al que se encuentra conectado el equipo de medida.


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4. Los transformadores de potencia principales conectados al equipo de medida, deben tener conexión en delta en el devanado primario.

5. En el local o patio debe existir un máximo de dos transformadores de potencia principales.

6. La potencia total instalada no supere 5 MVA.

14.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs

Cuando se realice una medición en dos elementos, se recomienda realizar las conexiones de la siguiente manera:

Transformadores de Potencial:

Utilizar los terminales primarios de los TPs marcados con “uno” (H1) para la fase R y para la fase T, es decir las señales de entrada.

Unir los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” (H2) a la fase común (fase S), es decir las señales comunes.

Unir los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” (P2) y conectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o del tablero. Esa misma señal será llevada al medidor (un conductor independiente común para los TPs).

Llevar los terminales secundarios de los TPs marcados con “uno” (P1) al medidor.

Transformadores de Corriente:

Utilizar los terminales primarios de los TCs marcados con “uno” para la fase R y para la fase T a la conexión del lado de la fuente, es decir las señales de entrada.

Utilizar los terminales primarios de los TCs marcados con “dos” para la fase R y para la fase T a la conexión del lado de la carga, es decir las señales de salida.

Unir los terminales secundarios de los TCs marcados con “dos”, conectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o del tablero. Esa misma señal será llevada al medidor (un conductor independiente común para los TCs).

Llevar los terminales secundarios de los TCs marcados con “uno” al medidor.

14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS

14.2.1 Descripción

Consiste en utilizar tres Transformadores de Potencial (TPs) y tres Transformadores de Corriente (TCs) para la medición de energía trifásica.


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14.2.2 Principales características

Los TPs deben estar especificados con tensión primaria fase-neutro (debe estar dividida

por raíz de 3), que visualmente corresponde a tener un buje.

El medidor debe permitir esta conexión.

14.2.3 Utilización Redes trifásicas en media/alta tensión a cuatro hilos con conexión en estrella en el devanado primario del transformador de potencia principal de la instalación. Redes trifásicas secundarias a cuatro hilos, en los casos donde existen redes aéreas aguas abajo de la medida o cuando existen múltiples transformadores en diferentes locales técnicos

14.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs

Cuando se realice una medición en Tres Elementos, se recomienda realizar las conexiones de la siguiente manera: Transformadores de Potencial:

Utilizar los terminales primarios de los TPs marcados con “uno” para conexión a las fases R, S y T, es decir las señales de entrada.

Unir los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” a un punto común y luego conectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o tablero.

Llevar los terminales secundarios de los TPs marcados con “uno” al medidor.

Unir los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” y conectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o tablero. Esa misma señal será llevada al medidor (un conductor independiente común para los TPs).

Transformadores de Corriente:

Utilizar los terminales primarios marcados de los TC’s con “uno” para las fases R, S y T a la conexión del lado de la fuente, es decir las señales de entrada.

Utilizar los terminales primarios de los TC’s marcados con “dos” para las fases R, S y T a la conexión del lado de la carga, es decir las señales de salida.

Llevar los terminales secundarios de los TC’s marcados con “uno” al medidor.

Unir los terminales secundarios de los TC’s marcados con “dos”, conectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o tablero. Esa misma señal será llevada al medidor (un conductor independiente común para los TCs).


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15. NORMAS DE REFERENCIA

Para esta norma se deberán consultar y aplicar la siguiente reglamentación:

NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de precisión 1 y 2.

NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía activa Clases 0,2S y 0,5S.

NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía reactiva Clases 2 y 3.

NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores electromecánicos de energía activa (Clases 0,5, 1 y 2).

NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.

NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.

NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión inductivos.

NTC 4540/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados.


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

29 DE 38

ANEXOS

DIAGRAMAS DE CONEXIONES


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

30 DE 38

L4 L5

L1 L3 L7

L6

B1 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24B25 B26

I3' L16

L14 I3

I1' L10 L15

L8 I1 L9

BT

L11

L13

L12 L17

TP1 TP2 TC1 TC2 L18

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

B2

L2

L6

L7

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 3HILOS CON

DOS TCS Y DOS TPS

C

A

R

G

A

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A

F

U

E

N

T

E

31

M

E

D

I

D

O

R BORNERA MEDIDOR

8 122 4 6

5 7 9 11

10

CODIGO

CONDUCTORCOLOR CALIBRE DESCRIPCIÓN

CODIGO


L1 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L10 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16

L2 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18

L3 AZUL 10 De B10 a Borne 5 Medidor L12 NARANJA 12De Borne secundario (b) de TP1 a

Borne Secundario (a) de TP2

L4 AZUL 12 De B9 a Borne 6 Medidor L13VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 7 Medidor L14 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L6 BLANCO 10 De B4 a Borne 11 Medidor L15 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23

L7 NARANJA 12 De B5 a Borne 12 Medidor L16 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L8 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L17 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L9 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L18 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

31 DE 38

VS

L1 L2 L4 L5

VR VT

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24B25 B26

I3' L16

L14 I3

I1' L10 L15

L8 I1 L9

BT

L11

L13

L12 L17

TP1 TP2 TC1 TC2 L18

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

L3L6

L7

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 3HILOS CON DOS

TCS Y DOS TPS

4 5 6 7 8 9 111 2 3

C

A

R

G

A

M

E

D

I

D

O

R

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A

F

U

E

N

T

E

BORNERA MEDIDOR

CODIGO


CODIGO



L2 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L11 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18

L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L12 NARANJA 12De Borne secundario (b) de TP1 a


L4 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L13 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L5 AZUL 12 De B9 a Borne 8 Medidor L14 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L6 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L15 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23

L7 BLANCO 10 De B12 a Borne 9 Medidor L16 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L8 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L17 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L9 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L18 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

32 DE 38

L3

VS L9

L1 L2 L6 L7 L8

L4 L5

VR VT

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

I3' L18

L16 I3

I1' L12 L17

L10 I1 L11

BT

L13

L15

L14 L19

TP1 TP2 TC1 TC2 L20

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON DOS

TCS Y DOS TPS (SUMA INVERSA - ARON)

4 5 6 7 8 9 111 2 3

M

E

D

I

D

O

R

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A

BORNERA MEDIDOR

CODIGO


CODIGO


L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15


L3 NARANJA 10 De Bornes 3 al 6 del Medidor L13 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18



L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 4 Medidor L15 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L6 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22


L8 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L9 NARANJA 10 De Bornes 9 al 6 del Medidor L19VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L10 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L20VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

F

U

E

N

T

E

C

A

R

G

A


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

33 DE 38

L3

VS L9

L1 L2 L6 L7 L8

L4

L5

VR VT

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13 B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26 B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

BORNES MEDIDOR CON RESPALDO CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS

CON DOS TCS Y DOS TPS (SUMA INVERSA - ARON)

M

E

D

I

D

O

R

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

4 5 6 7 8 9 111 2 3BORNERA MEDIDOR

CODIGO


CODIGO


L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15


L3 NARANJA 10 De Bornes 3 al 6 del Medidor L13 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18



L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 4 Medidor L15 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L6 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22



L9 NARANJA 10 De Bornes 9 al 6 del Medidor L19VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L10 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L20VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

M

E

D

I

D

O

R

R

E

S

P

A

L

D

O


F

U

E

N

T

E

C

A

R

G

A


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

34 DE 38

L7

L3 L8

L5 L9

B2 B3 B4 B5 B7 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L11 L13

L23

L15

BN BT

L20 L21 L22

L18 L19

L17

L12

L14

L16 L24

L25

L26

a b a b a b s1 s2 s1 s2 s1 s2

A TP1 B A TP2 B A TP3 B P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES TCS Y

TRES TPS

B9B6B1 B8

L1 L2

L4

L6

L10

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A

C

A

R

G

A

31

M

E

D

I

D

O

R BORNERA MEDIDOR

8 122 4 6

5 7 9 11

10

CODIGO


CODIGO


L1 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L14 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN

L2 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L15 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22

L3 AZUL 10 De B6 a Borne 3 Medidor L16 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN

L4 AZUL 12 De B5 a Borne 4 Medidor L17 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15

L5 ROJO 10 De B10 a Borne 5 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16

L6 ROJO 12 De B9 a Borne 6 Medidor L19 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19


L8 BLANCO 10 De B8 a Borne 9 Medidor L21 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23


L10 BLANCO 12 De B13 a Borne 12 Medidor L23 BLANCO 12 De B26 a BN

L11 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L24 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L12 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN L25 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

L13 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18 L26 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

35 DE 38

L6

L1 L2 L3 L4 L5 L8 L9 L10

L7

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L11 L13

L23

L15

BN BT

L20 L21 L22

L18 L19

L17

L12

L14

L16 L24

L25

L26

a b a b a b s1 s2 s1 s2 s1 s2

A TP1 B A TP2 B A TP3 B P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES TCS Y

TRES TPS

M

E

D

I

D

O

R

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A


C

A

R

G

A

CODIGO


CODIGO


L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L14 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN

L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L15 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22

L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L16 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN

L4 AZUL 12 De B5 a Borne 5 Medidor L17 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15


L6 BLANCO 10 De B8 a Borne 6 Medidor L19 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19


L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor L21 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23



L11 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L24 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L12 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN L25 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

L13 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18 L26 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

36 DE 38

L6

L1 L7

L2 L3 L8 L10

L4 L5 L9

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L19 L20

VR VS VT

L17 L18

L15 L16 BT

L11

L14 L21

L22

L12 L23

s1 s2 s1 s2 s1 s2

L13

P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BN

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES

TCS

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A

C

A

R

G

A

L

I

N

E

A

31

M

E

D

I

D

O

R BORNERA MEDIDOR

8 122 4 6

5 7 9 11

10

CODIGO


CODIGO


L1 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L13 ROJO 12 De Barraje principal Fase T a B22

L2 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L14 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15




L6 ROJO 12 De B9 a Borne 6 Medidor L18 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23



L9 BLANCO 10 De B4 a Borne 11 Medidor L21 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT


L11 AMARILLO 12 De Barraje principal Fase R a B14 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

L12 AZUL 12 De Barraje principal Fase S a B18


RA8-030

REV.

0



INDIRECTA

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2015/01/05



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

37 DE 38

L3 L6 L7 L9

L1 L2 L10

L5 L8

L4

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L19 L20

VR VS VT

L17 L18

L15 L16 BT

L11

L14 L21

L22

L12 L23

s1 s2 s1 s2 s1 s2

L13

P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BN

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES

TCS

(SEMIDIRECTA)

4 5 6 7 8 9 111 2 3

M

E

D

I

D

O

R

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S

T

R

A

F

O

S

M

E

D

I

D

A

BORNERA MEDIDOR

C

A

R

G

A

L

I

N

E

A

CODIGO


CODIGO


L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L13 ROJO 12 De Barraje principal Fase T a B22

L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L14 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15




L6 BLANCO 10 De B8 a Borne 6 Medidor L18 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23


L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor L20 BLANCO 12 De B26 a BN



L11 AMARILLO 12 De Barraje principal Fase R a B14 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

L12 AZUL 12 De Barraje principal Fase S a B18

AAAA

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