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ENERGÍA NORMAS TÉCNICAS CÏDIGO:

RA8-030

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SELECCIÓN Y CONEXIONADO DE MEDIDORES

Y TRANSFORMADORES DE MEDIDA

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SELECCIÓN Y CONEXIONADO DE MEDIDORES Y

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CONTROL DE CAMBIOS

FECHA ELABORÓ (REVISÓ)

Aprobó DESCRIPCIÓN

Entrada en vigencia

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AA DD MM AA

05 02 2016 CET N&E CET

Nota: Todos los proyectos y puntos de conexión aprobados después de la entrada en vigencia de la presente norma, deberán acogerse a lo exigido en ésta última versión.

18 04 2016


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TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO............................................................................................................................. 5

2. FUNCION .............................................................................................................................. 5

3. DEFINICIONES ..................................................................................................................... 5

4. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA ....................................................................................... 10

4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA .................................................................. 10

4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA ........................................................ 10

4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA ............................................................... 10

5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ....................... 11

6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA ......... 11

7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA ........................................................................... 12

7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN ..................................................................... 12

7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN .................... 12

7.3 MEDIDORES DE ENERGÍA .................................................................................. 13

7.4 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN Y DE CORRIENTE ................................... 13

7.5 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION ........................................ 14

7.6 USO EXCLUSIVO TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE ..... 14

7.7 ASPECTOS RELACIONADOS INSTALACION DEL SISTEMA DE MEDICION ... 14

7.8 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA ................................................................... 15

8. CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ..................................................... 15

9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA ..................................................................... 16

10. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA ...................................................... 18

10.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ............................................................. 18

10.1.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL ..................................................................... 18

10.1.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL ............................................................... 20

10.1.3 CLASE DE EXACTITUD ....................................................................................... 20

10.1.4 CARGA NOMINAL ................................................................................................ 21

10.1.5 CORRIENTE TÉRMICA PERMANENTE ............................................................... 23

10.1.6 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (ITH) ...................... 23

10.1.7 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (IDYN) ......................................................... 23

10.1.8 NIVELES DE AISLAMIENTO ................................................................................ 23

10.1.9 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN .................................................................. 24

10.2 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL ......................................... 24

10.2.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL ........................................................................... 24 10.2.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL ..................................................................... 24 10.2.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ................................................................... 24


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10.2.4 CARGA NOMINAL ................................................................................................ 25 10.2.5 TRANSFORMADORES COMBINADOS ................................................................ 26

11. EQUIPOS AUXILIARES ..................................................................................................... 26

11.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS ................................................................. 26

11.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS ................................................................... 27

12. CONEXIONES PERMITIDAS ............................................................................................. 27

13. GENERALIDADES DE LA CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS ...................................... 27

13.1 DESCRIPCIÓN ...................................................................................................... 27 13.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS .................................................................... 27 13.3 UTILIZACIÓN ........................................................................................................ 27 13.4 CONEXIÓN DE TERMINALES DE TPS Y TCS ..................................................... 28

14. NORMAS DE REFERENCIA .............................................................................................. 28

ANEXOS .................................................................................................................................. 30


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1. OBJETIVO

El propósito de esta norma es establecer las características técnicas adecuadas de los equipos utilizados para la medición de energía eléctrica (medidores, transformadores para instrumentos de medida, equipos auxiliares de medida, entre otros) en sistemas de media y baja tensión que serán conectados en las instalaciones atendidas por EPM. La selección y conexionado de estos equipos están definidos 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 operadas por EPM y que requieran conectarse de una manera directa, semidirecta o indirecta para efectos del registro de la energía eléctrica consumida, control y/o 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 ocasionado por las descargas atmosféricas. El impulso se presenta en el aislamiento debido a la alta tensión, sobretensiones y picos producto de 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)

(estándar 1.5x 40 ms)


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Calibración: Operación que bajo condiciones específicas, establece en una primera etapa una relación entre los valores y sus incertidumbres de medida asociadas que se obtienen a partir de los patrones de medida y las correspondientes indicaciones con sus incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado de medida a partir de una indicación.

Capacidad o potencia Instalable: Según RETIE, se considera como capacidad instalable, la capacidad en kVA que puede soportar la acometida a tensión nominal de la red, sin que se eleve la temperatura por encima de 60 ºC para instalaciones con capacidad de corriente menor de 100 A o de 75 °C si la capacidad de corriente es mayor. La norma RA8-011 describe la potencia de la instalación en función del calibre de la acometida y su protección.

Cuando deba sobredimensionarse la acometida a causa del nivel de cortocircuito esperado en el tablero, el cálculo de la potencia instalable deberá hacerse con base en el valor del interruptor de la acometida.

Capacidad o potencia Instalada: También conocida como carga conectada, según RETIE, es la sumatoria de las cargas en kVA continuas y no continuas, previstas para una instalación de uso final. Igualmente, es la potencia nominal de una central de generación, subestación, línea de transmisión o circuito de la red de distribución.

Carga nominal (Burden). Es el valor de la carga, expresada en voltamperios (VA) u Ohms, a un factor de potencia determinado, que se encuentra conectada al secundario del transformador de medida y que está asociada a los devanados del medidor, a los conductores del circuito secundario o a otros dispositivos conectados. 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.

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

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

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


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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 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 con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a través de transformadores.

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.

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

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 In, 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.


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

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 estático multi-energía: Medidor que, en una única carcasa, mide más de un tipo de energía, con o sin salida de impulso: con o sin puerto de comunicación óptico.

Medidor estático muti-funcional: Medidor que incluye funciones adicionales a las metrológicas básicas, tales como registro de demanda máxima, registro de tiempo de uso, dispositivo de control de tarifa y/o carga, como un interruptor horario o un receptor de telemando centralizado.

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.

Punto de conexión. Punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario está conectado a un STR y/o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las partes.

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.

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 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.


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

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.

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.

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. Es un sistema eléctrico que se compone de uno o varios tableros de medida instalados bien sea en una subestación o en un cuarto técnico donde se agrupan todos los medidores de la edificación.

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

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.

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

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.

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


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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 el medidor de semi-directa las señales de corriente se toman de los secundarios de un transformador de corriente y las de tensión corresponden a la tensión nominal de alimentación de la instalación. 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. El calibre para las señales de tensión deberá calcularse con base en el nivel de cortocircuito del sitio y en los casos de niveles de cortocircuito superiores a 10kA, se deberá colocar una marcación (adhesivo) en el compartimiento del medidor, al lado de la bornera de pruebas, que indique “Nivel de cortocircuito elevado, tomar las medidas de seguridad necesarias para manipular las señales de tensión”. 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 de acuerdo a lo establecido en el numeral 12. 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. Los transformadores en subestaciones tipo interior o pedestal que sirvan a una sola instalación deben ser medidos en nivel de tensión II, salvo que el propietario de la instalación manifieste por escrito que no está interesado en el ahorro tarifario que representa la medida en este nivel de tensión. Esta condición será verificada durante la revisión del proyecto de redes.


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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 (C.A.).Requisitos particulares. Medidores estáticos de energía activa. (Clases 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. 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. 6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Los transformadores de medida que se instalen en las redes operadas por EPM deben estar certificados por el cumplimiento de las siguientes normas o sus equivalentes:

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. IEC 61869-1 Transformadores de medida. Parte 1: Requisitos generales. IEC 61869-2 Transformadores de medida. Parte 2: Requisitos adicionales para los transformadores de intensidad.

IEC 61869-3 Transformadores de medida. Parte 3: Requisitos adicionales para los transformadores de tensión inductivos. IEC 61869-5 Transformadores de medida. Parte 5: Requisitos adicionales para los transformadores de tensión capacitivos. ANSI/IEEE 57.13 / IEEE Standard for instrument Transformers.

http://www.aenor.es/aenor/normas/normas/fichanorma.asp?tipo=NCEI&codigo=TI_TIPO=IEC@NU_CODIGO=61869@NU_PARTE=5@NU_SUBPARTE=0@TX_RESTO=:2011&PDF=Si


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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 a la medición de energía de: los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, los intercambios con otros países, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios. Esta normatividad define las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición, para que el registro de los flujos de energía se realice bajo condiciones que permitan determinar adecuadamente las transacciones entre los agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista, MEM, y entre estos y los usuarios finales, así como los flujos en los sistemas de transmisión y distribución.

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

*Ver definición capacidad instalada, Numeral 3. 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 medidores de

energía reactiva

Clase de exactitud 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 -- --


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7.2.1 Para potencias instaladas menores a 100 KVA el índice de clase de medidor de energía activa debe ser 1, lo cual corresponde a medidores estáticos.

7.2.2 Para potencias instaladas (Ver definición numeral 3) mayores o iguales a 100KVA y menores 30MVA, (Punto de medición tipo 2 y 3), la clase de exactitud de los transformadores de corriente y el índice de clase de los medidores de energía activa deberán ser 0.5 S (gama extendida).

7.2.3 En proyectos que posean autogeneración (cogeneración), donde gran parte de la demanda interna de la instalación se abastezca a través de una planta de generación propia, pero al interesado le interese que el equipo de medida tenga la capacidad de registrar el consumo de la demanda total de la instalación para atender contingencias asociadas a la planta de generación, será necesario garantizar que el índice de clase del medidor y la clase de exactitud de los transformadores de corriente permitan que el error de relación en el registro del consumo de la instalación con la planta de generación operando a su capacidad nominal sea equivalente al error de relación en el registro del consumo de la instalación sin la planta de generación operando. Para muchos de los casos, esto implicará un índice de clase y clase de exactitud en los equipos de medida igual a 0.2S.

7.3 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 (potencia instalada igual o superior a 1000 kVA), se deberán instalar dos medidores (principal y de respaldo), para las mediciones de energía activa y reactiva.

Nota: No se permite la instalación de medidores de respaldo para equipos de medida con clase mayor a 0.5. En medidores de respaldo con clase 1 o superior, deberá garantizarse mediante un informe técnico debidamente firmado por un profesional competente, que el Burden de los transformadores de medida es el adecuado.

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. 7.4 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 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.


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7.5 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 35kV 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. 7.6 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE Según el 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. Para los otros tipos de punto de medición (3, 4 y 5) se permitirán transformadores de medida con devanados de medida y protección, sin embargo los equipos de medida y protección deberán estar conectados correctamente en el devanado correspondiente.

7.7 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DE MEDICION

7.7.1 La tensión primaria nominal de los transformadores de tensión debe corresponder a la tensión nominal presente en el punto de medición.

7.7.2 Los medidores deben tener la tensión nominal igual a la tensión secundaria de los

transformadores de tensión. 7.7.3 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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7.8 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA

a) 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.

b) 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.

c) En los casos cuando se prevea en la instalación que debido al tipo de carga (motores, transformadores, balastos, etc.), el consumo de la energía reactiva podría ser superior a la mitad del consumo de la energía activa, o en otras palabras, cuando el factor de potencia de la instalación podría ser inferior 0.9, así en ésta exista compensación capacitiva, será obligatorio que el medidor que registra el consumo de la instalación tenga la capacidad de registrar el consumo de la energía reactiva, acorde a lo establecido en la resolución CREG 047 de 2004.

d) De acuerdo a la norma NTC 5019, se debe instalar medidor de energía reactiva cuando la Capacidad Instalable sea mayor de 15 kVA.

e) Para el sector comercial e industrial es obligatoria la instalación de medidor de energía reactiva en sistemas bifásicos y trifásicos.

8. CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA

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

Clasificación Descripción

Básicos Medidores de energía sencillos, sin dispositivos internos de control de carga o tarifa; con o sin salida de impulso: con o sin puerto de comunicación óptico. (*)

Multienergía Medidores que, en una única carcasa, miden más de un tipo de energía, con o sin salida de impulso; con o sin puerto de comunicación óptico.

Multifunción

Medidores básicos o de multienergía, que incluyen funciones adicionales a las metrológicas básicas, tales como registro de demanda máxima, registro de tiempo de uso, dispositivo de control de tarifa y/o carga, como un interruptor horario o un receptor de telemando centralizado.

Medidores con funciones adicionales.

Medidores con otras unidades funcionales como PLC, comunicación telefónica o por radio, lectores de bonos de pago, etc.

Fuente: Norma NTC 5019. 2007-03-21

(*) De acuerdo a clasificación de la Circular CREG 052 de 2010, los medidores básicos corresponden a fuentes de alimentación conectadas al circuito de tensión, medidores monofásicos y polifásicos.


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9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA a) Los medidores de energía se seleccionarán de acuerdo con lo indicado en las Tablas 4, 5 y 6

de la norma NTC 5019. La Tabla 4 indica la clasificación de los medidores de energía. La Tabla 5 contiene la

descripción general de los medidores que deben utilizarse conforme al tipo de medición, tipo de red y capacidad instalada. La Tabla 6 detalla las características básicas para cada uno de estos medidores.

b) 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. c) 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.

Tabla 5. Selección de los medidores de energía

Clase5)

Estático6)

Monofásico bifilar ≤ 12 Monofásico Bifilar Activa Básico 1

Activa Básico 1

Activa y

ReactivaMultienergía

1

2

Activa Básico 1

Activa y


1

2

Activa Básico 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 Kva 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.


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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 038 de 2014

Tabla 6. Medidores de energía y sus características eléctricas

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

Medidor

estático

≤ 10

-

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

≥ 6

Ib (A)

In2)

(A)

Imax

3)

(A)

CM (%)

-

5

≥ 60

Medidor

estático

≥ 600

-

Directa

Semi-directa

Indirecta

60


Notas de la tabla:

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.


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10. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA

En la conexión de los transformadores de medida, viendo desde el lado de la fuente hacia la carga, debe realizarse primero la conexión de los transformadores de corriente (TCs) y luego los de potencial (TPs) de las fases respectivas.

10.1 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.

a) Con el fin de poder verificar si la selección de los transformadores de corriente es la adecuada, es estrictamente necesario que el profesional competente responsable de la selección y montaje de los elementos de medida, presente a EPM un informe técnico debidamente firmado, donde se calcule la potencia total instalada del inmueble, relacionando detalladamente toda la carga a conectar, incluyendo capacidad y cantidad en motores, iluminación, equipos, entre otros, aplicando además los respectivos factores de demanda, y/o de simultaneidad, y las fechas de entrada en operación de cada una de las etapas si las hay con la respectiva potencia de cada una de ellas. Para el cálculo de la capacidad instalada en unidades residenciales que requieran medida semidirecta, será necesario que en el informe se plasme el procedimiento de cálculo descrito en la sección 220 de la NTC 2050.

b) Los criterios para la selección de los transformadores de corriente son las siguientes: 10.1.1 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 TC 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 TC.

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.


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

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

Circuitos a 13.2kV Circuitos a 44kV

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.


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Los valores normalizados para la corriente nominal son:

10 – 12.5 – 15 – 20 – 25 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 A

y sus múltiplos decimales o fracciones.

10.1.2 Corriente secundaria nominal El valor normalizado de corriente secundaria nominal es 5 A. En casos especiales se permite instalación de TCs con corriente nominal secundaria de 1 A. 10.1.3 Clase de exactitud

Las clases de exactitud normalizadas para los transformadores de corriente para medición son:

0.1– 0.2 – 0.2S – 0.5 – 0.5S – 1 – 3 – 5 Para los transformadores de corriente para medición, la clase de exactitud se designa con el porcentaje más alto permisible del error de relación (ε) a corriente primaria nominal y carga nominal. Para las clases 0,1 – 0,2 – 0,5 y 1, el error de relación y el desplazamiento de fase a la frecuencia nominal no debe exceder los valores presentados en la Tabla 9 cuando la carga (Burden) pueda asumir cualquier valor entre el 25% y el 100% de la carga nominal. Tabla 9. Límites de error de relación y el desplazamiento de fase para transformadores de

corriente para medición (clases 0.1 a 1). (Norma NTC 2205 de 2013)

Para las clases 0.2 S y 0.5 S el error de relación y el desplazamiento de fase a la frecuencia nominal no deben exceder los valores presentados en la Tabla 10, cuando la carga (Burden) pueda asumir cualquier valor entre el 25% y el 100% de la carga nominal.


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Tabla 10. Límites de error de relación y el desplazamiento de fase para transformadores de corriente para medición (clases 0.2S y 0.5S). (Norma NTC 2205 de 2013).

Para las clases 3 y 5, el error de relación a la frecuencia nominal no debe exceder los valores presentados en la Tabla 11 cuando la carga (Burden) pueda asumir cualquier valor entre el 50% y el 100% de la carga nominal. No existen límites específicos del desplazamiento de fase para las clases 3 y 5. Tabla 11. Límites del error de relación para transformadores de corriente para medición (Clases

3 y 5). (Norma NTC 2205 de 2013)

Para todas las clases, la carga (Burden) debe tener un factor de potencia de 0.8 inductivo, excepto cuando la carga (Burden) sea menor de 5 VA, que se debe usar el factor de potencia de 1.0 con una valor mínimo de 1VA. Nota: En general, los límites establecidos para el error de relación y desplazamiento de fase son válidos para cualquier posición dada de un conductor externo separado en una distancia en el aire no menor de la requerida para el aislamiento en el aire a la tensión más alta para el equipo.

10.1.4 Carga nominal

a) 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.


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b) 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 del transformador de corriente en dichos valores.

c) El Burden total del transformador de corriente (VA TOTAL) corresponde a la suma de los

siguientes valores:

VA TOTAL = VA MEDIDOR + VACONDUCTOR + VA DEVANADO

En donde: VA MEDIDOR: Es el Burden del dispositivo de medida. Valor proporcionado por el fabricante. VACONDUCTOR: Es el Burden debido a la impedancia de los conductores del circuito secundario. VA DEVANADO: Es el Burden de debido a la impedancia de los devanados internos del

transformador de corriente. Este valor es tan pequeño que por lo general puede ser despreciado.

d) De acuerdo a la clase del medidor, en la tabla 12 se establecen los valores máximos Burden aceptados para los transformadores de corriente.

Tabla 12. Selección del Burden para transformadores de corriente según la clase del medidor*

Tipo de medidor Clase Burden Máximo [VA]* **

Electrónico 0.2 y 0.5 2.5

1 5

* El detalle de los cálculos se encuentra descritos en el anexo.

** Para valores superiores deberá presentarse un informe técnico debidamente firmado por un profesional competente con los cálculos respectivos que demuestren la necesidad de usar un TC con un Burden superior.

Notas: - Aplican para calibres de conductor No 12 al 4 AWG. - La longitud de conductor de conductor máxima es de 3m. Para longitudes superiores

deberá presentarse un informe técnico debidamente firmado por un profesional competente con los cálculos respectivos que demuestren el Burden requerido para el TC.

- En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC 2147.


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10.1.5 Corriente térmica permanente El valor normalizado para la corriente térmica permanente nominal es la corriente primaria nominal. Cuando se especifica una corriente térmica permanente nominal mayor que la corriente primaria nominal, los valores recomendados son 120%, 150% y 200% de la corriente primaria nominal. 10.1.6 Corriente térmica nominal de corta duración (Ith) Se debe asignar una corriente térmica nominal de corta duración (Ith) al transformador. El valor normalizado para la duración de la corriente térmica nominal de corta duración es 1s. 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. 10.1.7 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:

10.1.8 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. Los niveles de aislamiento estándar para equipos y la aplicación de los factores de corrección por altura se describen en la norma IEC 60071-1. 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.


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10.1.9 Relación de transformación

a) Con el fin de estandarizar el sistema de medida, impedir errores de conexión y evitar la fácil manipulación de la relación de transformación de los equipos, se aceptarán solo transformadores de corriente con relación ajustable solo por el lado primario.

b) En transformadores con múltiple relación, la relación mayor deberá corresponder con la corriente nominal calculada para la instalación.

10.2 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL Los criterios para la selección de los transformadores de tensión son las siguientes: 10.2.1 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. Cuando 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. Por tal razón, no está permitida la conexión de transformadores de tensión con tensión nominal primaria igual a 13.2kV en sistemas con tensión nominal igual a 7620V. 10.2.2 Tensión secundaria nominal

a) La tensión secundaria nominal del transformador de tensión debe corresponder a los

rangos de operación del medidor conectado a éste.

b) La tensión secundaria nominal normalizada deberá ser de 120 V. Otras tensiones secundarias no serán aceptadas.

c) 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. 10.2.3 Relación de transformación

a) La relación de transformación debe ser un número entero.

b) Los transformadores de potencial solo se aceptarán con una relación de transformación.


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10.2.4 Carga nominal

a) 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.

b) 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.

c) 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.

d) El Burden total del transformador de tensión (VA TOTAL) corresponde a la suma de los

siguientes valores:

VA TOTAL = VA MEDIDOR + VACONDUCTOR + VA DEVANADO

En donde: VA MEDIDOR: Es el Burden del dispositivo de medida. Valor proporcionado por el fabricante. VACONDUCTOR: Es el Burden debido a la impedancia de los conductores del circuito secundario. VA DEVANADO: Es el Burden debido a la impedancia de los devanados internos del transformador

de tensión. Este valor es tan pequeño que por lo general puede ser despreciado.

e) De acuerdo a la clase del medidor, en la tabla 13 se establecen los valores máximos Burden aceptados para los transformadores de potencial.

Tabla 13. Selección del Burden para transformadores de tensión según la clase del medidor:

Tipo de medidor Clase Burden [VA]* **

Electrónico 0.2, 0.5 y 1 15

* El detalle de los cálculos se encuentra descritos en el anexo.

** Para valores superiores deberá presentarse un informe técnico debidamente firmado por un profesional competente con los cálculos respectivos que demuestren la necesidad de usar un TP con un Burden superior.


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Notas:

- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4. - La longitud máxima del conductor es de 3m. Para longitudes superiores deberá

presentarse un informe técnico debidamente firmado por un profesional competente con los cálculos respectivos que demuestren el Burden requerido para el TP.

- En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC 2147.

10.2.5 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.

11. EQUIPOS AUXILIARES

11.1 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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UNIDAD N&E

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2016/02/08



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27 DE 49

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. 11.2 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.

12. CONEXIONES PERMITIDAS En las redes de EPM para nuevas instalaciones con fuente de alimentación trifásica solo serán

aceptadas conexiones en tres (3) elementos (medida directa/semidirecta/indirecta).

Para instalaciones en donde se requiera un aumento de capacidad: si el aumento implica el

cambio de los transformadores de corriente y la potencia total instalada del inmueble, incluido el

cambio de capacidad, es superior a 1MVA, la medida solo será aceptada con tres (3)

elementos, esto con el fin de facilitar la conexiones para el medidor de respaldo.

En el anexo 1, se encuentran los detalles de los diagramas de conexión permitidos, en dos (2) elementos solo para instalaciones existentes y en tres (3) elementos para las nuevas. 13. GENERALIDADES DE LA CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS

13.1 DESCRIPCIÓN

Consiste en utilizar tres Transformadores de Potencial (TPs) y tres Transformadores de Corriente (TCs) para la medición de energía trifásica. 13.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS

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

por raíz de 3).

El medidor debe permitir esta conexión. 13.3 UTILIZACIÓN

Puede aplicarse en sistemas con redes trifásicas de media/alta tensión y secundarias en cualquier configuración o conexión.


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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E APROBÓ:

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2016/02/08



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28 DE 49

13.4 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.

Conectar independientemente cada uno de los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” 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.

Conectar independientemente cada uno de los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” 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 de los TC’s marcados 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.

Conectar independientemente cada uno de los terminales secundarios de los TC’s marcados con “dos”, 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).

14. 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.


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

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

IEC 61869-1 Transformadores de medida. Parte 1: Requisitos generales.

IEC 61869-2 Transformadores de medida. Parte 2: Requisitos adicionales para los transformadores de intensidad.

IEC 61869-3 Transformadores de medida. Parte 3: Requisitos adicionales para los

transformadores de tensión inductivos.

IEC 61869-5 Transformadores de medida. Parte 5: Requisitos adicionales para los transformadores de tensión capacitivos.

http://www.aenor.es/aenor/normas/normas/fichanorma.asp?tipo=NCEI&codigo=TI_TIPO=IEC@NU_CODIGO=61869@NU_PARTE=5@NU_SUBPARTE=0@TX_RESTO=:2011&PDF=Si


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ANEXOS


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31 DE 49

1. DIAGRAMAS DE CONEXIONES


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UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

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ANSI

A

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mm

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32 DE 49

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

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U

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B

A

S

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R

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O

S

M

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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 L13 VERDE 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


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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



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A

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mm

PÁGINA:

33 DE 49

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

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A

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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


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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

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mm

PÁGINA:

34 DE 49

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

L4 BLANCO 10 De B4 a Borne 4 Medidor L14 NARANJA 12De Borne secundario (b) de TP1 a


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


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UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

35 DE 49

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


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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

36 DE 49

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

4 5 6 7 8 9 111 2 3BORNERA MEDIDOR

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


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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

37 DE 49

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


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UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



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A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

38 DE 49

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


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UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

39 DE 49

L5 L6 L7 L9 L11 L17 L18

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13 B27 B29 B6 B34 B36 B39

B15 B16 B17 B20 B24 B25 B40 B42 B43 B19 B52

L28 L28

L37

L27

L27

L30

BT

L30

L24 L26 L34

TP1 TP2 TC1 TC2 L35

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

L12

B22 B26

B31 B35

B44 B47 B48 B23

L16

B37 B38

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

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

B14 B18 B21 B51

L10L15

L22

L23

L26

L21

B45 B46

L25

L32

L33

L20

L25

L29 L32 L31

L19

L22 L36

B19

B28 B30

B41

L20

B49 B50

L1 L2 L3 L4 L8 L14L13

B32 B33

M

E

D

I

D

O

R

B

O

R

N

E

R

A

D

E

P

R

U

E

B

A

S


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

CODIGO


CODIGO


CODIGO


L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor Principal L13 NARANJA 10 De Borne 4 Medidor Respaldo a B32 L25 NARANJA 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B44

L2 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor Principal L14 NARANJA 12 De B31 a Borne 5 Medidor Respaldo L26 BLANCO 10 De B19 a Borne S2 de TC1

L3 NEGRO 10 De Borne 3 Medidor Principal a B4 L15 NARANJA 10 De B34 a Borne 6 Medidor Respaldo L27 BLANCO 10 De B19 a Borne S2 de TC2

L4 BLANCO 10 De Borne 4 Medidor Principal a B6 L16 AZUL 12 De B35 a Borne 8 Medidor Respaldo L28 NARANJA 10 De B45 a B20

L5 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor Principal L17 AZUL 10 De B36 a Borne 7 Medidor Respaldo L29 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L6 NARANJA 10 De B8 a Borne 6 Medidor Principal L18 AZUL 10 De Borne 9 Medidor Respaldo a B38 L30 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B48

L7 AZUL 12 De B9 a Borne 8 Medidor Principal L19 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L31 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23

L8 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor Principal L20 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B40 L32 AZUL 10 De B24 a B49

L9 AZUL 10 De Borne 9 Medidor Principal a B12 L21 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L33 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L10 NEGRO 12 De B27 a Borne 2 Medidor Respaldo L22 NEGRO 10 De B16 a B41 L34 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L11 NEGRO 10 De B28 a Borne 1 Medidor Respaldo L23 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18 L35 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

L12 NEGRO 10 De Borne 3 Medidor Respaldo a B30 L24NARANJA 12

De Borne secundario (b) de TP1 a

Borne secundario (a) de TP2L36

NEGRO 10De B42 a B46

L37 AZUL 10 De B50 a B46


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

40 DE 49

L15

L1 L2 L4 L5 L7 L8 L9 L10 L11 L12 L13 L14 L17 L19

L18

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13 B27 B30 B31 B38 B39

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B22 B23 B24 B25 B26 B40 B43 B51 B52

L25 L35 L36 L38 L38

L28

L21 L24

L30

L37

L33 L22 L31

L22

L26

L23

BT BN

L27

L33 L23

L31 L32 L39 L40

L40 L27

s1 s2 s2 b L42

L34

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

R

S

T

N

A A

a

L24

P1

s1 s2 s1 a

A

B32 B33 B36B34 B35 B37

L3 L6

B42B41 B44B21

B29B28

L28

L29

L35

B47 B48 B50B49B46B45

L34

L37L29

L36

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

L16 L20

L25

L26

L39

L39

L41L41

L43

b a b L32

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

4 5 6 7 8 9 111 2 3

BORNERA MEDIDOR

C

A

R

G

A

4 5 6 7 8 9 111 2 3

M

E

D

I

D

O

R

R

E

S

P

A

L

D

OBORNERA MEDIDOR

CODIGO


CODIGO


CODIGO


L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor Principal L15 AZUL 12 De B31 a Borne 5 Medidor Respaldo L29 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23

L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor Principal L16 BLANCO 10 De Borne 6 Medidor Respaldo a B34 L30 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18

L3 BLANCO 10 De Borne 3 Medidor Principal a B4 L17 ROJO 10 De B36 a Borne 7 Medidor Respaldo L31 BLANCO 10 De Borne S2 de TC3 a B51

L4 AZUL 12 De B5 a Borne 5 Medidor Principal L18 ROJO 12 De B35 a Borne 8 Medidor Respaldo L32 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

L5 AZUL 10 De B6 a Borne 4 Medidor Principal L19 BLANCO 10 De Borne 9 Medidor Respaldo a B38 L33 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B40

L6 BLANCO 10 De Borne 6 Medidor Principal a B8 L20 BLANCO 12 De Borne 11 Medidor Respaldo a B39 L34 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN

L7 ROJO 12 De B9 a Borne 8 Medidor Principal L21 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L35 AZUL 10 De B20 a B45

L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor Principal L22 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B42 L36 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22

L9 BLANCO 10 De Borne 9 Medidor Principal a B12 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT L37 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B44

L10 BLANCO 12 De Borne 11 Medidor Principal a B13 L24 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L38 ROJO 10 De B24 a B49

L11 AMARILLO 12 De B27 a Borne 2 Medidor Respaldo L25 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19 L39 BLANCO 12 De B26 a BN

L12 AMARILLO 10 De B28 a Borne 1 Medidor Respaldo L26 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B46 L40 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN

L13 BLANCO 10 De Borne 3 Medidor Respaldo a B30 L27 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT L41 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B48

L14 AZUL 10 De B32 a Borne 4 Medidor Respaldo L28 AMARILLO 10 De B16 a B41 L42 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN

L43 BLANCO 12 De B52 a BN


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

41 DE 49

AAAA2. 2.

2. SELECCIÓN DEL BURDEN


RA8-030

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0



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UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

42 DE 49

2.1 GENERALIDADES

Para el cálculo del Burden, carga total (VA), se consideran calibres de conductor entre 4 y

12AWG, con longitudes típicas entre los 1 y 3mt.

La carga del medidor es un valor típico tomado de la norma NTC 2147, Tabla 1.

El valor de corriente utilizado para el circuito secundario es de 5A, por ser el valor normalizado

de corriente secundaria nominal de los transformadores de corriente.

La resistencia en Ω/km para cada uno de los calibres de conductores, es el valor de resistencia

en cc a 75°C, para conductor recubierto. Ver Tabla 8 de la norma NTC 2050. Sobre valor

anterior es aplicado un factor de corrección de cc a ca, tal como se describe a continuación.

La resistencia de un conductor a la corriente alterna es mayor que la resistencia que presenta el

mismo conductor a la corriente directa. Este incremento es ocasionado por el efecto piel (o

efecto skin) y por el efecto de proximidad.

Por lo que la resistencia a la corriente alterna se calcula de acuerdo con:

Dónde:

Ys es un factor debido al efecto piel.

Yp es un factor debido al efecto de proximidad.

El factor Ys del efecto piel se calcula por medio de:

Con:


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

43 DE 49

Donde:

f: Frecuencia del sistema en Hz

R’: Es la resistencia del conductor corregida a la temperatura de operación en Ω/km.

XXXXXXXXX Ver Tabla 14

Ks = 1.0 Para conductores redondos y conductores redondos compactos.

Ks = 0.435 Para conductor compacto segmental.

Para cálculos prácticos es usada con mucha frecuencia la siguiente expresión:

Donde d es el diámetro del conductor en cm, lo que permite concluir que la diferencia entre Rcd

y Rca se acentúa a medida que aumenta el calibre de los conductores y aumenta la frecuencia f

en ciclos.

Para conductores de pequeño calibre (menores a 1/0 AWG) ambas resistencias son

prácticamente iguales.

Cuando un conductor por el que fluye una corriente eléctrica se encuentra cercano a otro que

transporta un flujo de iguales características pero de sentido contrario, crea una resta vectorial

de flujo, originando una reducción en la inductancia en las caras próximas y en las

diametralmente opuestas, dando por resultado una distribución no uniforme de la densidad de

corriente y aumento aparente de la resistencia efectiva, lo cual se calcula afectando la

resistencia original por un factor Yp.

Esto es válido para cables paralelos que alimentan cargas monofásicas y trifásicas. La fórmula

siguiente da el valor de Yp


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

44 DE 49

Con:

En el caso de cables tripolares con conductor segmental, el valor de Yp obtenido se deberá

multiplicar por 2/3 para obtener el factor de proximidad. También se deberá sustituir en la

fórmula original dc=dx que es el diámetro de un conductor redondo de la misma área de un

conductor sectorial.

En la tabla 15 se muestra la razón ca /cd para conductores de cobre y aluminio a una frecuencia

de 60Hz para conductores cableados concéntricos normales de cobre y aluminio.

Tabla 14. Factores de corrección por temperatura para el cálculo de resistencia

Temperatura del conductor °C

(Factor de corrección)-1

Cobre Aluminio

0 1,085 1,088

5 1,062 1,064

10 1,040 1,042

15 1,020 1,020

20 1,000 1,000

25 0,980 0,980

30 0,962 0,961

35 0,944 0,943

40 0,927 0,925

45 0,910 0,908

50 0,894 0,892

55 0,879 0,876

60 0,869 0,866

65 0,850 0,846

70 0,836 0,832

75 0,822 0,818

80 0,809 0,805

85 0,796 0,792

90 0,784 0,780


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

45 DE 49

Tabla 15. Razón Rca/Rcd para conductores de cobre y aluminio a 60Hz

Calibres AWG o MCM

Para cables con cubiertas no metálicas 1

Para cables con cubiertas no metálicas 2

Cobre Aluminio Cobre Aluminio

3 y menos 1,000 1,000 1,000 1,000

2 1,000 1,000 1,01 1,000

1 1,000 1,000 1,01 1,00

1/0 1,001 1,000 1,02 1,00

2/0 1,001 1,001 1,03 1,00

3/0 1,002 1,001 1,04 1,01

4/0 1,004 1,001 1,05 1,01

250 1,005 1,002 1,06 1,02

300 1,006 1,003 1,07 1,02

350 1,009 1,004 1,08 1,03

400 1,011 1,005 1,10 1,04


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

46 DE 49

2.2 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 0.2 Y 0.5

CALIBRE CONDUCTOR

RAC (Ω/m)

CARGA DEL CONDUCTOR (VA) CARGA DEL

MEDIDOR (VA)

CARGA TOTAL (VA)

Longitud (m) Longitud (m)

1 2 3 1 2 3

12 0,0067 0,17 0,34 0,50

1

1,17 1,34 1,50

10 0,0042 0,11 0,21 0,32 1,11 1,21 1,32

8 0,0027 0,07 0,14 0,20 1,07 1,14 1,20

6 0,0017 0,04 0,09 0,13 1,04 1,09 1,13

4 0,0011 0,03 0,06 0,08 1,03 1,06 1,08

Limite Inferior

(25%)Burden

Limite Superior

(100%)

0,62 VA 2,5VA 2,5VA

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 0.2 Y 0.5

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 1

CALIBRE CONDUCTOR

RAC (Ω/m)


MEDIDOR (VA)

CARGA TOTAL (VA)


1 2 3 1 2 3

12 0,0067 0,17 0,34 0,50

4

4,17 4,34 4,50

10 0,0042 0,11 0,21 0,32 4,11 4,21 4,32

8 0,0027 0,07 0,14 0,20 4,07 4,14 4,20

6 0,0017 0,04 0,09 0,13 4,04 4,09 4,13

4 0,0011 0,03 0,06 0,08 4,03 4,06 4,08

Limite Inferior

(25%)Burden

Limite Superior

(100%)

1,25 VA 5 VA 5 VA

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 1


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

47 DE 49

Calculo del Burden del TC para los casos en los que se instala medidor de respaldo (potencia

instalada igual o superior a 1000 kVA).

En este caso también aplica la instalación de un TC de 2.5VA. La carga total se encuentra entre

el 25 y 100%.

MEDIDOR ELECTRONICO + MEDIDOR DE RESPALDO CLASE 0.2 Y 0.5

CALIBRE CONDUCTOR

RAC (Ω/m)


MEDIDOR PRINCIPAL +

RESPALDO (VA)

CARGA TOTAL (VA)


1 2 3 1 2 3

12 0,0067 0,17 0,34 0,50

2

2,17 2,34 2,50

10 0,0042 0,11 0,21 0,32 2,11 2,21 2,32

8 0,0027 0,07 0,14 0,20 2,07 2,14 2,20

6 0,0017 0,04 0,09 0,13 2,04 2,09 2,13

4 0,0011 0,03 0,06 0,08 2,03 2,06 2,08

2.3 TRANSFORMADOR DE TENSION

Para calibres de conductor entre 4 y 12AWG se calcula la carga total (VA), para longitudes del

conductor entre los 1 y 3mt.

La carga del medidor es un valor típico tomado de la norma NTC 2147, Tabla 1.

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 0.2 , 0.5 Y 1VA

CALIBRE CONDUCTOR

RAC (Ω/m)


MEDIDOR (VA)

CARGA TOTAL (VA)


1 2 3 1 2 3

12 0,0067 0,17 0,34 0,50

10

10,17 10,34 10,50

10 0,0042 0,11 0,21 0,32 10,11 10,21 10,32

8 0,0027 0,07 0,14 0,20 10,07 10,14 10,20

6 0,0017 0,04 0,09 0,13 10,04 10,09 10,13

4 0,0011 0,03 0,06 0,08 10,03 10,06 10,08


RA8-030

REV.

0



ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E APROBÓ:

GERENCIA CET FECHA:

2016/02/08



ANSI

A

ESCALA:


mm

PÁGINA:

48 DE 49

Limite Inferior

(25%)Burden

Limite Superior

(100%)

3,75 VA 15VA 15VA

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 0.2, 0.5 Y 1VA

Calculo del Burden del TP para los casos en los que se instala medidor de respaldo (potencia

instalada igual o superior a 1000kVA).

En este caso debe debe cambiarse el TP de 15VA por un TP de 25VA para que la carga total se

encuentre entre el 25 y 100%.

MEDIDOR ELECTRONICO + MEDIDOR DE RESPALDO CLASE 0.2 , 0.5 Y 1VA

CALIBRE CONDUCTOR

RAC (Ω/m)

CARGA DEL CONDUCTOR (VA) CARGA DEL MEDIDOR

PRINCIPAL + RESPALDO (VA)

CARGA TOTAL (VA)


1 2 3 1 2 3

12 0,0067 0,17 0,34 0,50

20

20,17 20,34 20,50

10 0,0042 0,11 0,21 0,32 20,11 20,21 20,32

8 0,0027 0,07 0,14 0,20 20,07 20,14 20,20

6 0,0017 0,04 0,09 0,13 20,04 20,09 20,13

4 0,0011 0,03 0,06 0,08 20,03 20,06 20,08

MEDIDOR ELECTRONICO CLASE 0.2, 0.5 Y 1VA

Límite Inferior (25%)

Burden Limite Superior

(100%)

6,25 VA 25VA 25VA

selecciÓn y conexionado de medidores y transformadores de ... · transformadores de corriente, la...

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