COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL TOLIMA S.A E.S.P. CAPÍTULO VII

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1 PÁGINA: 1 de 90 TABLA DE CONTENIDO 7 ESPECIFICACIONES TECNICAS DEL SISTEMA DE DISPOSICIONES GENERALES DEFINICIONES COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN CALIBRACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN MEDIDORES DE ENERGÍA Tipos de Punto de Medición Requisitos de exactitud de los elementos del sistema de medición Clasificación de los Medidores SELECCIÓN DE LA SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PUNTO DE TRABAJO PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. _ CORRIENTE TÉRMICA SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE Instalación de Medida directa Instalación de Medida directa en zona rural Instalación de Medida Semidirecta e Indirecta BLOQUE DE PRUEBA TIPOS DE CONEXIÓN ACEPTADAS INSTALACIÓN DE MACROMEDICIÓN DISTRIBUIDA MEDIDORES BIDIRECCIONALES MEDICION DOBLE CANAL MEDIDORES ESPECIALES Medidores pre-pago Medidores bi cuerpo Dispositivo de protección contra sobre corrientes 43

2 PÁGINA: 2 de PROHIBICIÓN DE ACCESO A CAJAS, ARMARIOS Y CELDAS DE MEDIDORES ANEXO 1: DIAGRAMAS DE CONEXIÓN Medidor De Respaldo Medidores Monofasicos Medidores Bifasicos Medidores Trifasicos Medida Semidirecta Medida Indirecta ANEXO 2: CENTRALIZADA Objetivo Alcance Normatividad Vigente Definiciones Equipos Y Componentes Del Sistema De Medida Centralizada Unidades de medida de energía: Requisitos Metrológicos Requisitos Mecánicos Características generales de las unidades de medida: Certificación del Sistema: Instalación y pruebas: Dispositivo de corte y reconexión Requisitos técnicos del dispositivo de corte y reconexión: Características generales Indicador de lectura (Display): Indicador múltiple: Indicador general: Concentrador de medida y distribución (CMD) Requisitos técnicos del concentrador de medida y distribución: Características generales del concentrador de medida y distribución: Colector de datos (CD) Requisitos técnicos del colector de datos: Características generales del colector de datos: Sistema de comunicaciones Comunicación entre medidores y concentrador/colector ó display: Comunicación entre concentrador y modem GPRS: Comunicación entre modem y servidor: 79

3 PÁGINA: 3 de Comunicación con entre terminal portátil y equipo concentrador o colector: Software de Gestión Armarios de medidores Compartimiento del interruptor general y barraje Compartimiento de medidores Compartimiento de interruptores automáticos Ubicación de los armarios de medidores o cajas de medidores Equipos Para Mantenimiento RELACION DE NORMAS 86 LISTA DE TABLAS Tabla 7.1 BIL (kv) National Electric Safety Code NESC 8 Tabla 7.2 Plazo entre la calibración y la puesta en servicio. 15 Tabla 7.3 Tipos de puntos de medición. 17 Tabla 7.4 Requisitos de exactitud de los elementos del sistema de medición. 18 Tabla 7.5 Selección de los medidores de energía. 23 Tabla 7.6 Relación de transformación de T.C para mediciones semidirectas 27 Tabla 7.7 Relación de transformación de t.c para mediciones indirectas. 27 Tabla 7.8 Relación de transformación de t.c para mediciones indirectas. 28 LISTA DE FIGURAS Figura 7.1 Instalación de medidores en fachada (empotrado y sobrepuesto). 31 Figura 7.2 Instalaciones de varios medidores en fachada. 32 Figura 7.3 Unifilar medición doble canal. 39 Figura 7.4 Arquitectura del sistema de medición bicuerpo. 40 Figura 7.5 Medidor bicuerpo. 41 Figura 7.6 Caja polimérica para alojar unidades de medida del medidor bicuerpo. 42 Figura 7.7 Unidad de medición dentro de la caja polimérica. 43 Figura 7.8 CIU o display en caja polimérica con protección contra sobrecorriente. 44 Figura 7.9 Instalación de múltiples medidores bicuerpo sobre cruceta. 45 Figura 7.10 Instalación de un medidor bicuerpo. 45 Figura 7.11 Calcomanía. 46 Figura 7.12 Medida Indirecta. Medidor con respaldo Diagrama de conexión de equipos de medida con 3 TCs y 3 TPs. Medidor conexión asimétrica, programado para 3F - 4H 47

4 PÁGINA: 4 de 90 Figura 7.13 Esquemas de conexión, medidor monofásico bifilar para medición directa, conexión simétrica NTC Figura 7.14 Esquemas de conexión, medidor monofásico bifilar para medición directa, conexión asimétrica NTC Figura 7.15 Esquemas de conexión, medidor monofásico trifilar para medición directa, conexión simétrica NTC Figura 7.16 Esquemas de conexión, medidor monofásico trifilar para medición directa, conexión asimétrica NTC Figura 7.17 Esquemas de conexión, medidor bifásico trifilar para medición directa, conexión simétrica versión No.1 NTC Figura 7.18 Esquemas de conexión, medidor bifásico trifilar para medición directa, conexión simétrica versión No.2 NTC Figura 7.19 Esquemas de conexión, medidor trifásico tetra-filar para medición directa, conexión simétrica NTC Figura 7.20 Esquemas de conexión, medidor trifásico tetra-filar para medición directa, conexión asimétrica NTC Figura 7.21 Esquema de conexión medidor trifilar de elemento y medio para medición semidirecta en un servicio de energía. NTC Figura 7.22 Esquema de conexión medidor monofásico, trifilar de elemento y medio para medición semidirecta en un servicio de energía monofásico tri-filar, conexión asimétrica. NTC Figura 7.23 Esquema de conexión medidor trifásico trifilar para medición semidirecta en un servicio de energía monofásico tri-filar, conexión simétrica. NTC Figura 7.24 Esquema de conexiones, medidor trifásico trifilar para medición semidirecta en un servicio de energía monofásico tri-filar, conexión asimétrica. NTC Figura 7.25 Esquema de conexiones, medidor trifásico tetra-filar para medición semidirecta, conexión simétrica. NTC Figura 7.26 Esquema de conexiones, medidor trifásico tetra-filar para medición semidirecta, conexión asimétrica. NTC Figura 7.27 Esquema de conexión medidor trifásico trifilar para medición indirecta en dos elementos, conexión simétrica (conexión aron o delta abierta).ntc Figura 7.28 Esquema de conexiones medidor trifásico trifilar para medición indirecta en dos elementos, conexión asimétrica. NTC Figura 7.29 Esquema de conexiones medidor trifásico, tetra-filar para medición indirecta en dos elementos, conexión simétrica (conexión aron o delta abierta). NTC

5 PÁGINA: 5 de 90 Figura 7.30 Esquema de conexiones medidor trifásico tetra-filar para medición indirecta en dos elementos, conexión asimétrica. NTC Figura 7.31 Esquema de conexión medidor trifásico tetra filar para medición indirecta entre tres elementos, conexión simétrica. NTC Figura 7.32 Esquema de conexión medidor trifásico tetra filar para medición indirecta entre tres elementos, conexión asimétrica. NTC ESPECIFICACIONES TECNICAS DEL SISTEMA DE 7.1 DISPOSICIONES GENERALES En este capítulo se definen las exigencias planteadas por el Código de Medida (Resolución CREG 038/2014) que modifica las siguientes normas: a) Numeral del Anexo General de la Resolución CREG 070 de (Distorsión de las ondas). b) Artículo 3 de la Resolución CREG 122 de (Reglas para Fronteras Embebidas de cargas). c) Numerales 4 y 5 del artículo 4 de la Resolución CREG 157 de (Solicitud de registro de Fronteras Comerciales) Y deroga el anexo denominado Código de Medida del Anexo General de la Resolución CREG 025 de 1995, el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, el artículo 13 de la Resolución CREG 006 de 2003, el artículo 31 de la Resolución CREG 157 de 2011 y aquellas disposiciones que le sean contrarias. Además, se deben tener en cuenta las siguientes normas y resoluciones: Resolución CREG 024 de Metodología para la remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional. Resolución CREG 097 de Se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. Resolución CREG 156 de El Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación Resolución CREG 157 de Se modifican las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo, y se adoptan otras disposiciones. NTC Medidores de Energía Reactiva.

6 PÁGINA: 6 de 90 NTC Transformadores de medida. Transformadores de corriente. NTC Transformadores de medida. Transformadores de Tensión inductivos. NTC Código eléctrico colombiano. NTC Equipos de medición de energía eléctrica, medidores electromecánicos de Energía activa (Clases 0,5, 1 y 2) NTC Equipos de medición de energía eléctrica para clases de precisión 1 y 2. NTC Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía reactiva Clases 2 y 3. Así como los valores y recomendaciones establecidas en la norma NTC 5019 para los sistemas de medición de energía eléctrica. En el caso que sobre un tema específico no se encuentre regulación alguna en las normas citadas anteriormente o en la regulación colombiana vigente se usarán las normas internacionales IEC, NEC, ANSI, NEMA. Se debe dejar constancia en el diseño presentado sobre las normas utilizadas justificando su aplicación para consideración del operador de red. Todas las instalaciones se deben ceñir al contrato de servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica de la Compañía Energética del Tolima ENERTOLIMA S.A. E.S.P. Para proyectos donde haya producción con riesgo biológicos por ejemplo (avescerdos- peces- camarones) en todos los casos se exigirá medida en el punto de conexión. Para subestaciones mayores a 300 kva los interruptores de corte visible serán operados únicamente por personal Enertolima, y deberá llevar un letrero que indique solo operar por personal de Enertolima. No debe existir corte visible cerca a medida en media tensión; no deben existir arcos bajo grapas de conexión en caliente.

7 PÁGINA: 7 de DEFINICIONES Acometida: Es la derivación desde la red de distribución de la empresa suministradora hacia la edificación o propiedad donde se hará uso de la energía eléctrica. En edificios de propiedad horizontal o condominios, la acometida llega hasta el registro de corte general 1. Activo de conexión: Son aquellos activos que se requieren para que un Generador, un Usuario u otro Transmisor, se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional (STN) o a un Sistema de distribución Local (SDL) 2. Activos de conexión del OR al STN. Son los bienes que se requieren para que un Operador de Red se conecte físicamente al Sistema de Transmisión Nacional. Se consideran como Activos de Conexión del OR al STN las siguientes UC: La bahía de transformador con tensión mayor o igual a 220 kv, el transformador con una tensión primaria mayor o igual a 220 kv y secundaria o terciaria, cualquier tensión inferior a 220 kv y las bahías de transformador de los lados de baja tensión. En las subestaciones del STN con configuración de anillo o interruptor y medio no se remunerarán, a través de cargos por uso de la actividad de distribución, las bahías con tensión mayor o igual a 220 kv. Los activos de conexión del OR al STN se remunerarán mediante cargos por uso y por lo tanto hacen parte de los activos de uso de los STR. El OR es el responsable por la operación y mantenimiento de estos activos 3. Activos de conexión a un STR o a un SDL: Son los bienes que se requieren para que un OR se conecte físicamente a un sistema de transmisión regional o a un sistema de distribución local de otro OR. También son activos de conexión los utilizados exclusivamente por un usuario final para conectarse a los niveles de tensión 4, 3, 2 o 1. Un usuario está conectado al nivel de tensión en el que está instalado su equipo de medida individual 4. Cuando se tengan varios usuarios finales usando Activos de Conexión al SDL y con la medida en el Nivel de Tensión 1 y la respectiva solicitud de conexión haya sido presentada en los términos del Numeral 4 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de A estos usuarios se les cobrarán cargos por uso de Nivel de Tensión 2 o 3 y para la determinación del consumo se debe referir la medida al Nivel de tensión que corresponda utilizando el factor Pj,1 de que trata el Capítulo 12 del anexo general de la resolución CREG 097 de Artículo 3 del RETIE 2 Norma técnica Chec Resolución CREG 097 de Resolución CREG 097 de 2008.

8 PÁGINA: 8 de 90 Activos del nivel de tensión 1. Son los conformados por las redes de transporte que operan a tensiones menores de 1 kv y los transformadores con voltaje secundario menor a 1 kv que las alimentan, incluyendo las protecciones y equipos de maniobra asociados, sin incluir los que hacen parte de instalaciones internas. Estos activos son considerados activos de uso 5. Activos de uso de STR y SDL. Son aquellos activos de transporte de electricidad que operan a tensiones inferiores a 220 kv, se clasifican en UC, no son activos de conexión y son remunerados mediante cargos por uso de STR o SDL 6. 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 7. Tabla 7.1 BIL (kv) National Electric Safety Code NESC Calibración: Diagnóstico sobre las condiciones de operación de un equipo de medición y los ajustes, si son necesarios, para garantizar la precisión y exactitud de las medidas que con el mismo se generan 8. Capacidad de corriente: Corriente máxima que puede transportar continuamente un conductor en las condiciones de uso, sin superar la temperatura nominal de servicio 9. Capacidad de salida nominal CT (burden): Es el valor de la potencia aparente (en voltamperios a un factor de potencia especificado) previsto para ser suministrado por 5 Resolución CREG 097 de Resolución CREG 024 de Norma técnica Chec 8 Artículo 3 del RETIE 9 Artículo 3 del RETIE

9 PÁGINA: 9 de 90 el transformador al circuito secundario, a la corriente secundaria nominal y con la carga nominal conectada a éste 10. Capacidad de salida nominal PT (burden): Es el valor de la potencia aparente (en voltamperios con un factor de potencia especificado) que el transformador suministra al circuito secundario con la tensión secundaria nominal cuando está conectado a su carga nominal 11. Capacidad nominal: El conjunto de características eléctricas y mecánicas asignadas a un equipo o sistema eléctrico por el diseñador, para definir su funcionamiento bajo unas condiciones específicas. En un sistema la capacidad nominal la determina la capacidad nominal del elemento limitador 12. Capacidad o potencia instalada: También conocida como carga conectada, 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 13. Capacidad o potencia instable: 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 14. Cargabilidad: Relación entre la corriente máxima y la corriente básica o la corriente nominal de un medidor de energía 15. Carga CT o PT: En los transformadores de tensión la carga se expresa generalmente como la potencia aparente absorbida, en voltamperios, a un factor de potencia especificado y a la tensión secundaria nominal 16. Clase de exactitud: Designación asignada a un transformador de corriente o de tensión cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las condiciones de uso prescritas 17. Consumo prepagado: Consumo que un suscriptor o usuario paga en forma anticipada a la empresa, ya sea porque el suscriptor o usuario desea pagar por el 10 Norma técnica NTC Norma técnica NTC Artículo 3 del RETIE 13 Artículo 3 del RETIE 14 Artículo 3 del RETIE 15 Norma técnica NTC Norma técnica NTC Resolución CREG 038 del 2014.

10 PÁGINA: 10 de 90 servicio en esa forma, o porque el suscriptor o usuario se acoge voluntariamente a la instalación de medidores de prepago 18. Corriente básica (Ib): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor de conexión directa 19. Corriente a plena carga: Valor de corriente máxima en una instalación eléctrica calculado con base en la capacidad instalada 20. Corriente nominal (In): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a través de transformadores 21. Corriente básica (Ib): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor de conexión directa 22. Corriente máxima (Imax): Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los requisitos de exactitud de la norma respectiva 23. Equipo de medida o medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía 24. Frontera comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del consumo de un usuario final, que no se utiliza para determinar las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el MEM. La información de este consumo no requiere ser reportado al ASIC 25. Laboratorio acreditado: Laboratorio de ensayo y/o calibración, reconocido por un organismo de acreditación, que cumple con los requisitos de competencia técnica establecidos en la norma NTC-ISO-IEC o la norma internacional equivalente o aquella que la modifique, adicione o sustituya 26. Mantenimiento: Conjunto de acciones o procedimientos tendientes a preservar o restablecer el sistema de medición a un estado tal que garantice su exactitud y la máxima confiabilidad Resolución CREG 108 del Resolución CREG 038 del Norma técnica NTC Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del 2014.

11 PÁGINA: 11 de 90 Medidor bidireccional: Dispositivo que tiene la capacidad de medir en un punto determinado, el flujo de energía en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada. La unidad de medida es el kilowatt hora. Medición directa: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga 28. Medición indirecta: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de tensión y de corriente utilizados para transformar las tensiones y corrientes que recibe la carga 29. Medición semidirecta: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga y las señales de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de corriente utilizados para transformar las corrientes que recibe la carga 30. Medidor de energía activa: Instrumento destinado a medir la energía activa mediante la integración de la potencia activa con respecto al tiempo 31. Medidor de energía reactiva: Instrumento destinado a medir la energía reactiva mediante la integración de la potencia reactiva con respecto al tiempo 32. 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 33. Medidor estático o electrónico: 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 34. Medidor multitarifa: medidor de energía provisto de un número de registros, cada uno de los cuales opera en intervalos de tiempo específicos correspondientes a tarifas diferentes Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Norma técnica NTC Norma técnica NTC Norma técnica NTC 5019.

12 PÁGINA: 12 de 90 Medidor monofásico bifilar: equipo que se utiliza para el registro del consumo de 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 monofásico o trifásico 36. Medidor monofásico tri-filar: Equipo que se utiliza para el registro del consumo de una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por dos conductores de fase y un conductor correspondiente al neutro. Las fases y el neutro provienen de un transformador monofásico 37. Medidor bifásico tri-filar: Equipo que se utiliza para el registro del consumo de una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por dos conductores de fase y un conductor correspondiente al neutro. Las fases y el neutro provienen de un transformador trifásico 38. Medidor trifásico tetra-filar: Equipo se utiliza para el registro del consumo de una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por tres conductores de fase y un conductor correspondiente al neutro. Las fases y el neutro provienen de un transformador trifásico 39. Medidor trifásico tri-filar: Equipo que se utiliza para el registro del consumo de una instalación eléctrica en la cual la acometida está conformada por tres conductores de fase, éstos provienen de un transformador trifásico 40. Medidor de prepago: Dispositivo que permite la entrega al suscriptor o usuario de una cantidad predeterminada de energía, por la cual paga anticipadamente 41. Medidores clase 0.2 y 0.2S: Este índice de clase significa que el límite de error porcentual admisible para todos los valores de corriente entre el 10% nominal y la corriente máxima con un factor de potencia igual a uno deberá ubicarse entre ± 0.2% 42. Medidores clase 0.5 y 0.5S: Este índice de clase significa que el límite de error porcentual admisible para todos los valores de corriente entre el 10% nominal y la corriente máxima con un factor de potencia igual a uno deberá ubicarse entre ± 0.5% Norma técnica NTC Norma técnica NTC Norma técnica NTC Norma técnica NTC Norma técnica NTC Resolución CREG 108 DE Norma técnica NTC Norma técnica NTC 5019.

13 PÁGINA: 13 de 90 Medidores clase 1.0: Este índice de clase significa que el límite de error porcentual admisible para todos los valores de corriente entre el 10% nominal y la corriente máxima con un factor de potencia igual a uno deberá ubicarse entre ± 1.0% 44. Medidores clase 2.0: Este índice de clase significa que el límite de error porcentual admisible para todos los valores de corriente entre el 10% nominal y la corriente máxima con un factor de potencia igual a uno deberá ubicarse entre ± 2.0% 45. Medidores de gama extendida. Son equipos de medida que garantizan su exactitud entre el 20 y el 120 %. Punto de conexión: Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un usuario o de un generador se conectan al STN, a un STR o a un SDL; el punto de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) Operadores de Red; el punto de conexión entre niveles de tensión de un mismo OR; o el punto de conexión entre el sistema de un OR y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica 46. Punto de medición: Es el punto eléctrico en donde se mide la transferencia de energía, el cual deberá coincidir con el punto de conexión 47. Sistema de almacenamiento de datos: Constituido por equipos registradores, que acumulan y almacenan los valores medidos de energía de la frontera. Estos equipos pueden estar integrados o no, al medidor. Sistema de medición o de medida: Conjunto de elementos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía en el punto de medición 48. Tipos de conexión para los sistemas de medición: Corresponde a los esquemas de conexión directa, semidirecta e indirecta empleados para realizar las mediciones dependiendo del nivel de tensión, magnitud de la transferencia de energía o el consumo de una carga, según sea el caso 49. Transformador de tensión, TP o t.p.: Transformador para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso es sustancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones Norma técnica NTC Norma técnica NTC Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Norma técnica CHEC Norma técnica CREG 038 del Norma técnica CREG 038 del 2014.

14 PÁGINA: 14 de 90 Transformador de corriente, TC o t.c.: Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria en las condiciones normales de uso es sustancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN 52. Los sistemas de medición se componen de todos o de algunos de los elementos que se listan a continuación, algunos de los cuales pueden o no estar integrados al medidor: a) Un medidor de energía activa. b) Un medidor de energía reactiva, este medidor puede estar integrado con el medidor de energía activa. c) Un medidor de respaldo. d) Transformadores de corriente. e) Transformadores de tensión. f) Cableado entre los transformadores y el medidor o medidores que permite conducir las señales de tensión y corriente entre estos. g) Un panel o caja de seguridad para el medidor y el registro de los datos. h) Cargas para la compensación del burden de los transformadores de corriente y tensión. i) Un sistema de almacenamiento de datos. j) Los dispositivos de interfaz de comunicación que permitan la interrogación local, remota y la gestión de la información en los términos previstos en la presente resolución. Estos equipos pueden estar integrados o no, al medidor. k) Facilidades de procesamiento de información o los algoritmos, software, necesarios para la interrogación y el envío de la información. 51 Norma técnica CREG 038 del Norma técnica CREG 038 del 2014.

15 PÁGINA: 15 de 90 l) Esquemas de seguridad y monitoreo que permitan proteger los equipos del sistema de medida y realizar seguimiento a las señales de aviso que presenten los mismos. m) Bloques de borneras de prueba o elemento similar. 7.4 CALIBRACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN Los medidores de energía activa y reactiva y los transformadores de tensión y de corriente deben ser sometidos a calibración 53. La calibración debe realizarse en laboratorios acreditados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC, con base en los requisitos de la norma NTC- ISO-IEC o la norma internacional equivalente o aquella que la modifique, adicione o sustituya, así como los requisitos legales aplicables 54. El procedimiento de calibración para los medidores de energía debe sujetarse a lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC 4856 o a una norma técnica de CEI o ANSI equivalente. Como resultado de la calibración deben aprobarse los ensayos de exactitud, de verificación de la constante, de arranque y de funcionamiento sin carga establecidos en la norma NTC 4856 o las pruebas equivalentes. Para los transformadores de tensión y de corriente, el procedimiento de calibración corresponde a los ensayos de exactitud y verificación de la polaridad establecida en las normas NTC 2205, NTC 2207 e IEC o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI o del American National Standards Institute, ANSI. 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. Elemento Medidor electromecánico de energía activa o reactiva 6 Medidor estático de energía activa o reactiva 12 Transformador de tensión 18 Transformador de corriente 18 Tabla 7.2 Plazo entre la calibración y la puesta en servicio 55. Plazo (Meses) 53 Resolución CREG 038 del Resolución CREG 038 del Tabla 6. resolución CREG 038 del 2014.

16 PÁGINA: 16 de 90 Para los transformadores de medida, si pasados seis (06) meses de la fecha de calibración, no han entrado en servicio, se deberán realizar las pruebas de rutina que contempla la resolución 56. En el caso de que los plazos de la tabla anterior sean superados, los elementos del sistema de medición deben someterse a una nueva calibración 57. Los medidores y transformadores de corriente o de tensión deben someterse a calibración después de la realización de cualquier reparación o intervención para corroborar que mantienen sus características metrológicas. Las intervenciones que ocasionen la realización de una calibración o de pruebas de rutina serán definidas por el Consejo Nacional de Operación en el procedimiento de que trata el artículo 28 de la CREG 038 del MEDIDORES DE ENERGÍA. Los medidores de energía son equipos usados para proporcionar la medida del consumo de energía, existen varios tipos, de acuerdo con: Construcción Energía que miden Exactitud Conexión de red Tipo de medición 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. Los medidores de energía se ubicarán de forma que sea fácil su acceso para la toma de lectura, por lo tanto, se recomienda que el equipo de medida este en el exterior del inmueble, libres de obstáculos tales como rejas, encerramientos, materiales, vehículos, cercas eléctricas, cultivos y animales entre otros. Todos los medidores o sistemas de medida a instalar deben contar con CERTIFICADO CONFORMIDAD DE PRODUCTO para Colombia. 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 Norma técnica CHEC Norma técnica CREG 038 del Resolución CREG 038 del 2014 artículo 19.

17 PÁGINA: 17 de 90 Nota. De acuerdo con el concepto emitido por la CREG E se pueden presentar dos situaciones en el caso de activos de nivel de tensión 1. Caso 1: El usuario se conecta en el secundario del transformador, se entenderá que hace parte de los activos de uso por lo que en dicho sitio puede ubicar su sistema de medición y en consecuencia se le cobraran los cargos de nivel de tensión 1. Caso 2: El sistema de medición es ubicado en el devanado de alta tensión del transformador y por tanto el usuario es considerado conectado en este nivel de tensión, se le cobran los cargos correspondientes y es responsable por los activos de conexión Tipos de Punto de Medición. Los puntos de medición se clasifican de acuerdo como lo indica el código de medida (Res CREG 038/2014) según el consumo o transferencia de energía por la frontera, o por la capacidad instalada en el punto de conexión, de acuerdo con la siguiente tabla:. TIPO DE PUNTOS MEDICION CONSUMO O TRANSFERENCIA DE ENERGIA, C, [MWh-mes] CAPACIDAD INSTALADA, CI, [KVA] 5 C<5 CI< C<50 10 CI< C< CI< C< CI< C CI Tabla 7.3 Tipos de puntos de medición Requisitos de exactitud de los elementos del sistema de medición. De acuerdo con la resolución CREG 038/2014 tabla 2 Artículo 9, los medidores, transformadores de medida, en caso de que estos sean utilizados, y los cables de conexión de los nuevos sistemas de medición y los que se adicionen o remplacen en los sistemas de medición existentes deben cumplir con los índices de clase, clase de exactitud y error porcentual total máximo Tabla 1 de la resolución CREG Norma técnica CHEC

18 PÁGINA: 18 de 90 Tipo de puntos de 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 0,5 5 1 ó 2 2 ó Tabla 7.4 Requisitos de exactitud de los elementos del sistema de medición 61. El error porcentual total 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%. Nota. Se podrán emplear elementos del sistema de medición que cuenten con mayor exactitud a los valores mínimos establecidos Clasificación de los Medidores Según su Construcción. 1. De inducción (electromecánicos). Es un medidor cuyo funcionamiento básico es el de un vatímetro con un sistema móvil de giro libre que actúa sobre un disco y su velocidad de giro depende de la potencia demandada, se basa en la teoría de la relación de corriente eléctrica con los campos magnéticos. Los medidores de energía activa tipo inducción de energía y clase 0.5, 1.0 y 2.0, deben cumplir con la norma NTC 2288, los medidores de energía reactiva tipo inducción y clase 3.0, deben cumplir con la norma NTC 2148 y la resolución CREG 070 articulo Tabla 2 de la resolución CREG

19 PÁGINA: 19 de Estáticos Están construidos con dispositivos electrónicos. Medidor en el cual la corriente y la tensión actúan sobre elementos de estado sólido. Los medidores de energía activa de estado sólido y clase 0.2S Y 0.5S deben cumplir con la norma NTC 2147 y los de clase 1.0 y 2.0 deben cumplir con la norma NTC 4052, los medidores de energía reactiva de estado sólido deben cumplir con la IEC que le corresponda resolución CREG 070 artículo 7.3 y la norma NTC Según la Energía que Miden. 1. Activa. Miden el consumo de energía activa en kilovatios-hora. (KWh) 2. Reactiva Miden el consumo de energía reactiva en kilovoltiamperios reactivos-hora. (KVArh) Según la Exactitud (clase). El índice de clase para los medidores de energía activa corresponde al establecido en las normas NTC 2147, NTC 2288 y NTC 4052 o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI. Para el caso de los medidores de energía reactiva los índices de clase corresponden a los establecidos en las normas NTC 2148 y NTC 4569 o sus equivalentes normativos de la CEI. De acuerdo con lo mencionado en la resolución CREG 038 de 2014 artículo 9 existen las diferentes clases: Clase 0,2 y 0,2 S (gama extendida) Clase 0,5 y 0,5 S (gama extendida) Clase 1 Clase 2 Clase 3

20 PÁGINA: 20 de 90 La clase de exactitud de los transformadores de medida se debe seleccionar de acuerdo con el nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a la cual se desea efectuar la medición de potencial y/o energía consumida 62. Para todas las clases de exactitud, 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 un valor mínimo de 1 VA. En medidas por baja se recomienda que sean de 20 VA por cada fase Según la Conexión a la red. En el anexo de este capítulo se observarán los diagramas unifilares de la conexión a la red para cada tipo de medidor. 1. Directa. En este tipo de conexión las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga 63. Medidor monofásico bifilar. Se utiliza para el registro del consumo en una acometida que tenga un solo conductor activo o fase y un conductor no activo o neutro. La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-12 o asimétrica figura Medidor monofásico tri-filar. Se utiliza para el registro del consumo de energía de una acometida monofásica de fase partida (120/240 V) donde se tienen dos conductores activos o fases y uno no activo o neutro. La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-14 o asimétrica figura Medidor bifásico tri-filar. Se utiliza para el registro de consumo de energía de una acometida de dos fases y el neutro, alimentadas desde la red de B.T. de distribución trifásica (120/208 V). La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-16 o asimétrica figura Medidor trifásico tetra-filar. Se utiliza para el registro del consumo de energía de una acometida trifásica en B.T. de tres fases y cuatro hilos. La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-18 o asimétrica figura NTC 5019 capítulo NTC 5019 capítulo

21 PÁGINA: 21 de Semidirecta. Tipo de conexión en el cual las señales de tensión que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga y las señales de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de corriente, utilizados para transformar las corrientes que recibe la carga 64. Toda conexión semidirecta, deberá realizarse a través de una bornera de conexiones o bornera cortocircuitable, salvo las que por condiciones de seguridad o determinación de la compañía podrán dejarse sin ella. Para la determinación de la capacidad de los transformadores de corriente se debe tener en cuenta la carga contratada. Monofásico trifilar. Para este tipo de medición se utiliza dos tipos de medidores de energía los cuales se describen a continuación: 1. Medidor de energía monofásico trifilar de elemento y medio, dos transformadores de corriente (t.c) y un bloque de pruebas para medición de dos elementos. La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-20 o asimétrica figura Medidor de energía trifásico trifilar de dos elementos, dos transformadores de corriente (t.c) y un bloque de pruebas para medición de dos elementos. La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-22 o asimétrica figura Trifásico tetra-filar. Para este tipo de medición se utiliza un medidor de energía trifásico tetra-filar de tres elementos, tres transformadores de corriente y un bloque de pruebas para medición de tres elementos. La disposición de terminales del medidor podrá ser simétrica figura 7-24 o asimétrica figura Indirecta. Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de tensión y de corriente utilizados para transformar las tensiones y corrientes que recibe la carga NTC 5019 capítulo Norma técnica NTC 5019 capítulo

22 PÁGINA: 22 de 90 Toda conexión indirecta, deberá realizarse a través de una bornera de conexiones o bornera cortocircuitable, salvo las que por condiciones de seguridad o determinación de la compañía podrán dejarse sin ella. Medición en dos elementos Medidor trifásico tri-filar. Para medición indirecta en dos elementos; la conexión a tierra en cada t.c puede ser realizada en cualquiera de los bornes terminales del devanado secundario del t.c, solo puede ser aterrizado uno de los bornes de cada t.c. para el esquema de conexión ver figura 7-26 (conexión simétrica) y figura 7-27 (conexión asimétrica) Medidor trifásico tetra-filar. Para medición indirecta en dos elementos; la conexión a tierra en cada t.c puede ser realizada en cualquiera de los bornes terminales del devanado secundario del t.c, solo puede ser aterrizado uno de los bornes de cada t.c. para el esquema de conexión ver figura 7-28 (conexión simétrica) y figura 7-29 (conexión asimétrica) Medición en tres elementos Medidor trifásico tetra-filar. Para medición indirecta en tres elementos; la conexión a tierra en cada t.c puede ser realizada en cualquiera de los bornes terminales del devanado secundario del t.c, solo puede ser aterrizado uno de los bornes de cada t.c. para el esquema de conexión ver figura 7-30 (conexión simétrica) y figura 7-31 (conexión asimétrica)

23 PÁGINA: 23 de SELECCIÓN DE LA. Tipo de Medicion Tipo de Servicio Nivel de Tension Capacidad Instalada (CI) en kva Capacidad de Corriente en (Amp) Descripcion del Medidor Clase Medidor Energia Estatico Transformadores de Corriente (TC) Clase de exactitud Transformadores de tension (TP) Directa Semidirecta Indirecta Monofasico bifilar Monofasico trifilar Bifasico trifilar BT-1 CI<=21 I <= 101,0 Trifasico tetrafilar Monofasico trifilar Trifasico tetrafilar Trifasico trifilar I <= 100 Activa 1 activa Monofasico BT-1 CI<=12 bifilar Activa y 1 activa reactiva 2 reactiva Monofasico Activa Activa trifilar o BT-1 CI<=24 I <= 100 Activa y 1 activa Bifasico reactiva 2 reactiva trifilar BT-1 CI<=36 I <= 100 BT-1 24<CI 100 < I BT-1 36<CI< ,0 < I < 277,8 100<=CI<=112,5 277,8 <= I <= 312,5 MT 2 Y 3 112,5<CI<30000 AT y EAT 4 312,5 < I < 83333,3 EAT 30000<=CI 83333,3 <= I Bifasico trifilar Trifasico tetrafilar Monofasico trifilar o Trifasico trifilar trifasico tetrafilar trifasico tetrafilar Trifasico trifilar o Trifasico tetrafilar Trifasico tetrafilar Trifasico tetrafilar Activa 1 activa Activa y 1 activa reactiva 2 reactiva Activa 1 activa Activa y Reactiva Activa y Reactiva Activa y Reactiva Activa y Reactiva Activa y Reactiva Activa y Reactiva Activa y Reactiva 1 activa 2 reactiva 1 activa 2 reactiva 1 activa 2 reactiva 0,5 S Activa 2 reactiva 0,5 S Activa 2 reactiva 0,2 S Activa 2 reactiva , , ,5 S --- 0,5 S 0,5 0,5 S 0,5 0,2 S 0,2 Tabla 7.5 Selección de los medidores de energía. La selección de los medidores de energía debe ser realizada de acuerdo con lo indicado en la resolución CREG 038 DEL 2014 y NTC 5019 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 66. La conexión de los medidores de respaldo se debe realizarse de tal forma que estos elementos reciban las mismas señales de tensión y de corriente del principal, además la configuración del sistema de comunicaciones debe permitir la interrogación de forma separada del medidor de respaldo y del principal ver figura Los índices de clase especificados corresponden a valores mínimos; es decir, que se pueden instalar medidores con índices de clase con mayor exigencia de exactitud, por 66 Norma técnica EPM RA8-030 capítulo Norma técnica EPM RA8-030.

24 PÁGINA: 24 de 90 ejemplo, donde se especifica un índice de clase 2 se puede instalar un medidor clase 1 o 0,5. Se deberá instalar medidor de energía reactiva cuando la capacidad instalada (CI) este entre 12 kv Y 57,5 kv según ENERTOLIMA lo especifique resolución CREG 038 articulo 12. 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. Cuando el factor de potencia inductiva (coseno phi inductivo) de las instalaciones deberá ser igual o superior a punto noventa (0.90). El operador de red podrá exigir a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo incumpla este límite, que instalen equipos apropiados para controlar y medir la energía reactiva 68. Para la selección de la clase de medida se emplearán las tablas 7-3 y 7-4 de este capítulo 69. Si la carga a instalar contiene sistema de bombeo y esta carga reactiva supera el 50% de la carga activa, se exigirá medida semidirecta con perfil de memoria y puerto de comunicación y medidor electrónico. Las instalaciones donde su capacidad instalable tenga una corriente nominal menor o igual a 100 A, solo se admite conexión de medida directa. Para cargas instaladas entre 24 KVA y KVA se exigirá medida semidirecta según tipo de servicio especificado en la tabla 7-5. Para cargas instaladas superiores a kva, la medida será indirecta. Con perfil de memoria, puerto de comunicación y medidor electrónico. En los sistemas de medida semidirecta, para los cuales la compañía determine la necesidad de la instalación de modem, este debe ser suministrado e instalado por parte del propietario del proyecto. En los sistemas de bombeo donde se instalen transformadores de capacidad mayor a 30 KVA se debe instalar equipo de medida semidirecta. Para garantizar la continuidad del servicio de energía en el sistema contra incendio, la medida de energía asociada exclusivamente al sistema contra incendio se debe 68 Resolución CREG 047 articulo Resolución CREG 038 del 2014.

25 PÁGINA: 25 de 90 hacer con equipo de medición semidirecta, es decir usando transformadores de corriente 70. Con el fin de tener certezas sobre el consumo real de energía eléctrica destinada para la prestación del servicio de alumbrado público se deberán instalar sistemas de medición 71, la medida será activa-reactiva. Para la medición de energía se puede seleccionar Sistemas de Medición Centralizada (ver anexo 2 medida centralizada) o Sistemas de Infraestructura de Medición Avanzada - AMI. Notas: anexo 4 resolución 038 del 2014 La instalación debe cumplir con lo señalado en el manual de operación y en las normas técnicas expedidas por el OR de acuerdo con lo señalado en los numerales 4.2 y del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En todo caso, las normas del OR no podrán contravenir lo establecido en la resolución 038 del 2014 o en las normas técnicas nacionales o internacionales aplicables. 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. La tensión primaria nominal de los transformadores de tensión debe corresponder a la tensión nominal presente en el punto de medición. Los equipos de medida deben tener la tensión nominal igual a la tensión secundaria de los transformadores de tensión. Los sistemas de medición que empleen medición semidirecta o indirecta deben contar con bloques de borneras de prueba. Para los puntos de medición tipo 1 o ubicados en niveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kv, el sistema de medición debe determinar la energía para cada una de las tres (3) fases, a través de un sistema de tres (3) transformadores de tensión y tres (3) transformadores de corriente. Para los demás puntos de medición, se pueden emplear sistemas de medición con dos elementos, Conexión Aron, siempre y cuando se cumplan los supuestos para este tipo de conexión y las características técnicas del punto de conexión así lo permitan. 70 Numeral d del RETIE Resolución CREG 123 de 2011 articulo 16.

26 PÁGINA: 26 de 90 El sistema de medición debe ser verificado, antes de su puesta en servicio, de acuerdo con lo señalado en el artículo 23 de la resolución 038 de la CREG. 7.7 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 72. La corriente primaria nominal del Transformador de Corriente se deberá 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 comprendido entre el 80% y su valor multiplicado por su respectivo factor de sobrecarga. Este rango se deriva de la siguiente expresión: Dónde: I pc: Corriente a plena carga del sistema eléctrico en el punto donde será conectado el transformador de corriente. I pn: Corriente primaria nominal del transformador de corriente seleccionado. FC: Factor de cargabilidad del transformador de corriente. En las siguientes tablas se observan los transformadores de corriente trifásico y monofásico 72 Norma técnica NTC 5019.

27 PÁGINA: 27 de 90 Tabla 7.6 Relación de transformación de T.C para mediciones semidirectas 73 Capacidad instalada (KVA) Circuitos a 13,2 kv Relacion de los TC Corriente en Media Tension (Amp) Porcentaje del TC / 5 4,0-6,0 80% 120% / 5 6,0-12,0 60% 120% / 5 12,0-18,0 80% 120% / 5 18,0-22,0 90% 110% / 5 22,1-27,0 88% 108% / 5 27,1-36,0 90% 120% / 5 36,1-45,1 90% 113% / 5 45,1-54,0 90% 108% / 5 54,1-68,1 90% 113% / 5 68,1-80,1 91% 107% / 5 80,1-120,1 80% 120% / 5 120,2-180,2 80% 120% / 5 180,2-225,3 90% 113% Tabla 7.7 Relación de transformación de t.c para mediciones indirectas Tabla 4 de la NTC Tabla 5 de la NTC 5019.

28 PÁGINA: 28 de 90 Capacidad instalada (KVA) Relacion de los TC Circuito a 34,5 kv Corriente en Media Tension (Amp) Porcentaje del TC / 5 4,0-6,0 80% 120% / 5 8,0-12,0 80% 120% / 5 12,0-18,0 80% 120% / 5 18,0-22,0 90% 110% / 5 22,0-27,0 88% 108% / 5 27,0-36,0 90% 120% / 5 36,1-45,1 90% 113% / 5 45,1-54,1 90% 108% / 5 54,1-68,1 90% 113% / 5 68,1-80,1 91% 107% / 5 80,1-120,1 80% 120% / 5 120,1-180,2 80% 120% / 5 180,2-225,3 90% 113% Tabla 7.8 Relación de transformación de t.c para mediciones indirectas 75. Cuando el cliente suministre un transformador de corriente cuya relación de transformación difiera de las especificadas con la utilización de la fórmula, se analizará la selección del equipo de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente. Para el caso donde se utilicen transformadores de corriente de doble devanado la corriente primaria nominal del transformador será 0,5 I pn / I pn / 5 A. Ejemplo: Si la corriente primaria nominal del transformador es de 20 amperios y el TC es de doble devanado cuál será su relación de transformación. R// 0,5*20/20/5 Amp =10/20/5 Amp. Los transformadores de corriente a instalar deben estar certificados para el ambiente donde van a ser instalados (tipo interior, intemperie, corrosivo o áreas explosivas). 75 Tabla 5 de la NTC 5019.

29 PÁGINA: 29 de 90 Los transformadores de corriente que tengan bornera de conexión deberán contar con una tapa protectora que permita la instalación de sellos. 7.8 PUNTO DE TRABAJO PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 76. El diseñador de la medida deberá seleccionar el burden según las características propias del sistema de medida a instalar y presentar las respectivas memorias de cálculo. El punto de trabajo del transformador de corriente deberá 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; si no es así se deberá usar cargas de compensación del burden. 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 laboratorio (certificado de calibración) que garantice la exactitud en dichos valores. 7.9 CORRIENTE TÉRMICA 77. La corriente térmica nominal de corta duración (I th) deberá seleccionarse de tal forma que ésta no sea inferior al producto Icc x t½ donde Icc es la corriente máxima de cortocircuito en el punto del sistema donde va a ser conectado el transformador de corriente y t es el tiempo de duración del cortocircuito en segundos SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL 78. Las características de los transformadores de potencial se regirán por las normas NTC 2207.De acuerdo con el tipo de punto de medición se exigirá la clase de exactitud de los transformadores de potencial tal como se indica en la resolución CREG 038 de El diseñador de la medida deberá seleccionar el burden según las características propias del sistema de medida a instalar y presentar las respectivas memorias de cálculo. Los transformadores de potencial deberán ser especificados para operar en los valores nominales de la tensión del sistema según el punto de conexión Norma técnica CHEC Norma técnica CHEC Norma técnica CHEC Norma técnica NTC 5019.

30 PÁGINA: 30 de 90 Los transformadores de potencial que tengan bornera de conexión deberán contar con una tapa protectora que permita la instalación de sellos. NTC 5019 Nota: Los transformadores de corriente y potencial deben tener secundarios exclusivos para la medida. No se permite que tengan en ese núcleo conectados fusibles, instrumentos de medición, aparatos de maniobra, de control o protección INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE 80. Cuando se instale más de un medidor en la misma ubicación, para la identificación de cada medidor, se debe colocar en la puerta de la caja o gabinete, encima o debajo del vidrio y exactamente frente al medidor correspondiente, una placa donde figure la nomenclatura del inmueble, al cual pertenece el servicio. Las placas deben ser metálicas grabadas o acrílicas con la identificación en bajo relieve de colores, que hagan contraste entre sí y con dos perforaciones en sus extremos para fijarlas mediante remaches o tornillos. Los equipos de medida deben instalarse en una caja de seguridad u otro dispositivo similar que asegure que queden protegidos contra condiciones climáticas, ambientales, o manipulaciones y daños físicos que afecten el correcto funcionamiento del medidor. Adicionalmente, los cables de conexión deben marcarse y protegerse contra daños físicos. (CREG ANEXO 4. d) Para sistemas de medida ubicados bajo condiciones ambientales especiales se evaluará el riesgo de descargas atmosféricas y sistema el nivel de protección que debe llevar los medidores y equipos de medida Instalación de Medida directa 81. La instalación sobrepuesta de la caja del medidor de energía deberá hacerse a una altura de 1.2 m, medida a partir de la rasante del terreno y hasta la parte inferior de la caja. Si la instalación de la caja hermética es empotrada esta altura puede estar entre 1.2 m y 1.5 m. Para instalaciones monousuario con transformador, la instalación del sistema de medida debe hacerse en el apoyo del transformador a una altura de 1.5 m. 80 Norma técnica CHEC Norma técnica CHEC

31 PÁGINA: 31 de 90 El sistema de medida en ningún caso puede quedar encima de puertas, ventanas o cualquier tipo de acceso a la edificación. Libre de obstáculos físicos, materiales, animales etc. En predios que no cuenten con fachada se podrá instalar el punto de medición directamente en los postes de la red de Enertolima; siempre y cuando el P.O.T lo permita. Figura 7.1 Instalación de medidores en fachada (empotrado y sobrepuesto) 82. La ubicación de los medidores en instalaciones que tengan de uno (1) a cuatro (4) medidores, se debe realizar en cajas independientes tipo intemperie con acometidas independientes o en un gabinete con acometida general empotrado en la fachada y apropiado para uso exterior. A partir de cinco (5) medidores la instalación se debe realizar en gabinete apropiado para uso exterior, con acometida general, empotrado en la fachada, con una protección o interruptor general. 82 Norma técnica CHEC figura 1.

32 PÁGINA: 32 de 90 En todos los casos la acometida debe ir conectada directamente a los bornes de entrada del medidor. En celdas que cuenten con barra de derivación, estas deberán tener compartimento con seguridad para sellado independiente al compartimiento donde se alojan los medidores al igual que para el sistema de desconexión. Las celdas deben quedar libres de obstáculos para clara toma de lectura; no se permite sobre visores con pintura, rejas, latas, papel etc. Figura 7.2 Instalaciones de varios medidores en fachada Instalación de Medida directa en zona rural La instalación del medidor de energía en la zona rural se hará en el apoyo del cual deriva la acometida para el cliente y su conexión a la red de distribución secundaria se hará mediante conductor concéntrico del calibre apropiado a la carga demandada y que será como mínimo calibre N 8 AWG, ingresando a la caja hermética lateralmente mediante prensaestopas. Se debe garantizar en todo momento total hermeticidad para impedir el ingreso de agua a la caja por esta conexión. Donde se instale medidor en poste se debe instalar celda exclusiva para medidor. 83 Norma técnica CHEC figura 2.

33 PÁGINA: 33 de 90 En los casos donde el medidor quede instalado a una distancia mayor a 15 metros se deberá instalar sistema de puesta a tierra en el medidor y en el tablero de distribución de la edificación. Dichos sistemas deberán ser equipotencializados para proteger la instalación. En el sistema de puesta a tierra del medidor el puente equipotencial debe hacerse en el punto de conexión destinado en la caja hermética y en el sistema de puesta a tierra de la edificación deberá realizarse en el barraje del tablero de distribución Instalación de Medida Semidirecta e Indirecta Instalación de medida semidirecta: La ubicación de los equipos de medida para la medición semidirecta se puede realizar de la siguiente manera: Instalación de transformadores de corriente (TC), equipo de medida y totalizador en armario (cajas ensambladas entre sí), con divisiones o compartimientos separados. Instalación de transformadores de corriente (TC), equipo de medida y totalizador en cajas separadas. Este caso aplica únicamente cuando los transformadores de corriente (TC) están conectados en bornes secundarios del transformador, el gabinete de medida debe quedar en el mismo apoyo. Para instalaciones monousuario con transformador la instalación del sistema de medida debe hacerse en el apoyo del transformador. Instalación de medida indirecta: la ubicación de los equipos de medida para la medición indirecta debe coincidir con el punto de conexión asignado por el operador de red. En casos especiales donde se presenten restricciones para que coincida el punto de medición con el punto de conexión, se deben poner en consideración de la compañía las diferentes alternativas de ubicación del sistema de medida, para de esta forma determinar la mejor opción que garantice una adecuada ubicación del sistema de medida. En estos casos se pueden considerar las siguientes alternativas: Equipos del sistema de medida (medidor, bloque de prueba, módem, transformadores de corriente y transformadores de tensión) dispuestos en una celda y gabinete de medida que cumpla con las especificaciones dadas en el numeral correspondiente a cajas y gabinetes. En todo caso la celda de medida debe quedar de libre acceso para el operador de red y el comercializador.

34 PÁGINA: 34 de 90 Equipos del sistema de medida (medidor, bloque de prueba, módem, transformadores de corriente y transformadores de tensión) dispuestos en apoyo lo más cercano posible al punto de conexión BLOQUE DE PRUEBA El bloque de pruebas es un dispositivo cuya función principal es facilitar la conexión, el cambio y la ejecución de pruebas en los medidores utilizados en las conexiones semidirecta e indirecta; a él llegan las señales de corriente y de tensión de los transformadores de medida. A través de su accionamiento se podrán cortocircuitar las señales de corriente de los TC y abrir las señales de tensión de los TP para manipular con seguridad el medidor. Estos elementos deben cumplir con lo establecido en la norma NTC Para la medición monofásica trifilar se requiere un bloque de prueba de siete polos. Para la medición trifásica se requiere bloque de prueba de trece polos (Bloques de prueba tipo lengüeta). El bloque de pruebas debe: Permitir desconexión o intercalación de 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 remplazo sin afectación de los restantes. Garantizar en sus conexiones y ajustes un buen contacto eléctrico, poseer una cubierta sólida y transparente de tal forma que sea posible inspeccionar sus partes móviles y contactos sin necesidad de removerla. Permitir la instalación de dos sellos de seguridad en tornillos que impidan que su tapa pueda ser retirada sin la remoción de estos ellos. El bloque de pruebas deberá ser utilizado indiferentemente para conexión en tres elementos (conexión en Δ o Y). Podrán utilizarse bloques de prueba tipo cuchilla o bloques de prueba tipo lengüeta siempre y cuando se dé cumplimiento a lo exigido en la resolución CREG 038 de 2014 (Código de medida) La base del bloque de prueba deberá ser de una sola pieza, de material duro plástico, cuyo diseño y construcción ofrezca una elevada rigidez mecánica, que no permita

35 PÁGINA: 35 de 90 deformaciones o variaciones en sus dimensiones y ser resistente a altas temperaturas TIPOS DE CONEXIÓN ACEPTADAS 84. Para nuevas instalaciones con medida indirecta con nivel de tensión de hasta 15 kv, solo serán aceptadas conexiones en tres (3) elementos. Para niveles de tensión superiores se puede utilizar conexiones en dos (2) o tres (3) elementos, siendo la más recomendada la conexión en tres (3) elementos. Para todos los casos de conexión se exigirá que sea un sistema balanceado en todas sus fases. En medida semidirecta el número de fases del transformador debe corresponder con el número de elementos de medición. Para instalaciones donde la potencia total instalada del inmueble, incluido el aumento de capacidad, sea superior a 500 KVA, la medida solo será aceptada con tres (3) elementos. 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 tensión (TPs) de las fases respectivas. La distancia mínima aceptada entre la red de media tensión y los transformadores de corriente (TCs) será de 2 metros INSTALACIÓN DE MACROMEDICIÓN 85. La macro medición consiste en la instalación de medidores de energía eléctrica en los barrajes de baja tensión de los transformadores de distribución, con el propósito de efectuar el balance energético en cada circuito. Esta actividad es exclusiva de ENERTOLIMA. En todo proyecto nuevo el diseñador debe contemplar en su proyecto de subestación el respectivo espacio para la ubicación de la macro medición. 84 Norma técnica RA8-030 EPM. 85 Norma técnica CHEC

36 PÁGINA: 36 de 90 Las cargas de alumbrado interno y zonas comunes en conjuntos cerrados, condominios, edificios y cualquier tipo de edificación cuyo uso no sea público, deben ser alimentadas desde una red independiente, medida por un equipo macro medidor DISTRIBUIDA Es un sistema que se compone de uno o varios tableros de medida instalados en la subestación o en el cuarto técnico. Se prohíbe la instalación de medida distribuida en los siguientes casos: En edificaciones con número de niveles inferiores a 5 pisos. En edificaciones con instalaciones inferiores a 40 cuentas. En unidades industriales o centros comerciales, solo está permitido el uso de medida distribuida o descentralizada para edificaciones con más de tres niveles o un número de instalaciones por nivel superior a 20. No se permite el uso de medida descentralizada con cable y ducto TMG-IMC en los casos donde los tableros de medida requieran una potencia instalable superior a KVA. En estos casos, deberá emplearse otro método tales como electro barra o medida centralizada. Consideraciones complementarias Los medidores para instalar deberán ser electrónicos y con puerto de comunicación universal. Los medidores deberán contar con totalizador general. En centros comerciales, los tableros de medida de piso y el tablero general de alimentadores, deberán ser instalados en cuartos técnicos para tableros eléctricos de medida. Los tableros de medida que posean un ancho superior a 1800 mm deberán ser instalados en cuartos técnicos, en el cual se deberá garantizarse el doble del espacio de trabajo o la doble salida de evacuación. Acorde a lo establecido en el numeral 9.1 del RETIE, y con el fin de evitar afectaciones electro-patológicas considerables a personas no calificadas, los tableros de medida de piso y el tablero general de alimentadores deberán ser instalados en cuartos

37 PÁGINA: 37 de 90 técnicos, en los casos en los que estos elementos puedan verse sometidos a la energía generada por niveles de cortocircuito superiores a 20kA. En un mismo nivel solo está permitido un centro de medida. Los tableros de medida y el tablero general de alimentadores que estén ubicados en zonas de circulación común deberán quedar localizados a una distancia superior a 900 mm medidos desde los bordes más cercanos entre el tablero y los accesos o salidas, incluyendo el acceso a ascensores, cuartos técnicos, cuartos útiles, salidas de emergencia, locales comerciales, apartamentos y otros Si las puertas del tablero o del nicho (en caso de que se instale), no permiten una apertura de 180, la distancia entre el borde de la puerta al muro o estructura ubicado al frente de ésta en el sitio de máxima apertura deberá ser superior a 900 mm. En los casos cuando el tablero de medidores quede empotrado a una profundidad entre 100mm y 300 mm (medidos entre el frente del tablero al borde externo del muro), el ancho interno del espacio de trabajo en el frente del equipo eléctrico debe ser el mayor entre el ancho del tablero o 750 mm MEDIDORES BIDIRECCIONALES Es un tipo de medidor que es capaz de medir en un punto determinado, el flujo de energía en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada. 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 86. Para el caso cuando un usuario final está conectado a la red de ENERTOLIMA y genera energía alternativa, el medidor bidireccional debe tener las siguientes características: Debe ser un medidor electrónico. La clase de exactitud mínima de 0,5S. Puede ser de 1, 2 o 3 fases y rango de 120 a 480 Voltios MEDICION DOBLE CANAL 86 Artículo 8 de la resolución CREG 038 del 2014.

38 PÁGINA: 38 de 90 La medición doble canal se aplica a plantas de emergencia u otros sistemas alternos de alimentación, tales como los instalados en clínicas, hospitales, centros de salud, grandes supermercados, lugares de espectáculos, etc. Se basa en instalar un medidor tipo doble canal el cual separa la energía del sistema de emergencia de la energía de la red, registrándolas en canales diferentes. El cambio de canal, de red a planta o viceversa, se controla mediante una señal que puede ser alámbrica o inalámbrica, la cual es enviada cuando se active la transferencia del sistema. Este tipo de medición puede usarse para transferencia total o parcial de la carga, Enertolima solo aceptara comunicación inalámbrica. El medidor doble tarifa debe facturar la energía activa y reactiva, tanto la suministrada por la red como la del sistema alterno de alimentación (planta de emergencia), estos valores deben ser almacenados en dos registros independientes en el mismo medidor o módulo de control en el caso del Sistema de medida centralizada. Para estos tipos de proyectos la tarifa 1 debe ser para el operador de red y la tarifa 2 para la planta eléctrica. La tubería debe ser IMC y el cable debe ser apantallado. Los medidores deben tener dos años de soporte. El mantenimiento debe ser mínimo una vez al año. El alambrado de los medidores debe ser por la parte posterior del mismo. El medidor de la planta debe estar siempre encendido. Se debe dejar el plano unifilar en la subestación para verificación de lo aprobado en la conexión. Se exigirá plano de control para estos sistemas el cual será analizado por el personal de Enertolima para su aprobación y se llevara un registro de su montaje según aprobación y no se aceptarán cambios sin previo análisis de Enertolima. La tapa principal del medidor deberá contar con un rotulo que identifique claramente la tarifa que está registrando y corresponda a lectura de energía activa reactiva de Enertolima. En ningún caso se aceptarán sistemas que calculen y/o registren consumos de red de Enertolima o red planta de emergencia bajo balances.

39 PÁGINA: 39 de 90 Se debe instalar un macro medidor, tanto en la salida de la planta de emergencia como en la salida del transformador de distribución de la red, como lo muestra en la figura 7-4, utilizando transformadores de corriente tipo ventana de clase 0,5S, que sean de la capacidad requerida según la potencia de la planta o del transformador de distribución. Figura 7.3 Unifilar medición doble canal Norma técnica EPSA

40 PÁGINA: 40 de MEDIDORES ESPECIALES Medidores prepago La Resolución CREG 096/2004 regula el sistema de prepago en Colombia; Los usuarios pueden elegir si tienen un sistema prepago o post pago. Sin embargo, se autoriza a los comercializadores a aplicar el sistema de prepago a los suscriptores individuales o comunitarios que presenten consumos promedio de los últimos 6 meses superiores a 500kWh mensuales y presenten mora por más de dos períodos de facturación si el cobro es bimestral, y tres períodos si es mensual. En este caso, el costo del sistema de prepago es financiado por la empresa. A los suscriptores o usuarios que acepten la instalación de medidores de prepago, la empresa podrá ofrecerles una disminución de los costos de comercialización, que tenga en cuenta el hecho de que estos usuarios no requieren de la lectura periódica del equipo de medida. (CREG 108 de 1997). La medición consiste en un sistema en el cual el cliente debe pagar con anticipación la cantidad que consumirá, comprando tarjetas de cierto valor monetario o por medio de un código (pin) que digitará en el equipo ubicado en la residencia y posee el tipo de medidor bicuerpo. De esta manera, la cantidad de energía que circulará hacia la casa estará restringida al total del valor ingresado en el medidor. Son utilizados para montajes, 1F 2H, 3F - 4H con tecnología de comunicación de conexión directa o por PLC. Figura 7.4 Arquitectura del sistema de medición bicuerpo.

41 PÁGINA: 41 de Medidores bicuerpo. El medidor bicuerpo es un dispositivo de medida de dos partes o cuerpos, uno principal (medidor electrónico) cuya función es registrar el consumo de energía eléctrica, realizar conexión y desconexión de la carga; y el otro (CIU o display), instalado (ubicado) distante al medidor y se encarga de mostrar al usuario la información del medidor tal como serial, lecturas de consumo, entre otros. Enertolima solo aceptará sistemas de medida Bi cuerpo que acrediten CERTIFICADO DE CONFORMIDAD DEL PRODUCTO para Colombia. La comunicación entre medidor de energía y display deberá ser por medio inalámbrico. No se aceptará comunicación alámbrica; de igual manera se exige Un (1) display individual por cada usuario del servicio. Figura 7.5 Medidor bicuerpo Unidad de visualización (CIU) 2. Unidad de medida No se aceptarán medidores bicuerpo que requieran uso de baterías para su correcto desempeño. El grado de protección requerido contra penetración de partículas de polvo y agua debe ser IP54 como mínimo para el medidor bicuerpo, incluida la interfaz de usuario. 88 Figura 1 norma técnica EPM RA6-016.

42 PÁGINA: 42 de 90 Además, deben ser resistentes a solventes utilizados en la limpieza del hogar (ej.: alcoholes, detergentes, etc.) Las unidades de medida serán alojadas en cajas plásticas para medidores bicuerpo con nivel de hermeticidad IP44 o superior; dichas cajas serán ubicadas sobre el poste más cercano a la vivienda del o los usuarios, a una altura mínima de instalación de 5 m medidos desde el plano del suelo. Las cajas serán fijadas al poste, sobre cruceta o sobre el conductor multiplex en el vano. Figura 7.6 Caja polimérica para alojar unidades de medida del medidor bicuerpo 89. Las cajas de medidores bicuerpo para varios medidores deberán ser tipo estándar para adecuación de cualquier medidor disponible en el mercado tipo plug and play ; no se aceptarán sistemas cerrados para uso exclusivo de un fabricante. Para la instalación de 2 o más medidores bicuerpo, las unidades medidoras deben ser alojadas en cajas herméticas para medidores bicuerpo, de acuerdo con las dimensiones o referencia de la unidad de medición en la caja se pueden alojar simultáneamente hasta 6 unidades de medición; estas cajas se deben fijar sobre poste, cruceta. La fijación de la caja hermética se hace por medio de tornillo de 5/8 x 1 1/2 o hebillas y cinta metálica o auto soporte para la fijación en vano o poste (La fijación de la caja al poste, cruceta, puede implementarse por medio de un accesorio especifico suministrado por el proveedor de la caja). 89 Norma técnica EPM RA6-016.

43 PÁGINA: 43 de 90 Figura 7.7 Unidad de medición dentro de la caja polimérica 90. La CIU o display, que sea instalada en la fachada de la vivienda del usuario se debe alojar en caja plástica para medidor monofásico convencional, dado que esta unidad no es tipo intemperie. Las unidades con tecnología de comunicación por PLC, la CIU o display deben conectarse a la alimentación 120 V en la bornera de la caja donde está alojado Dispositivo de protección contra sobre corrientes Dadas las características particulares del montaje de estos medidores bicuerpo, tales como, su instalación agrupados en cajas herméticas y su ubicación en postes; la longitud del cable de la acometida se reduce de forma importante y el espacio para la instalación de dispositivos de protección aguas abajo de la unidad de medición, es prácticamente nulo. Por lo tanto, al tratarse de la derivación de un alimentador exterior, se permite la conexión o derivación del alimentador desde la red aérea de uso general o desde el secundario de un transformador sin protección contra sobre corriente. Para esto se requiere la instalación de un interruptor automático al final del 90 Figura 3 norma técnica EMP RA6-016.

44 PÁGINA: 44 de 90 alimentador, el cual limite la carga del usuario a la capacidad de corriente del conductor (cable alimentador). El interruptor automático o dispositivo de protección contra sobrecorriente, debe ser ubicado en la caja plástica que aloja la CIU o display del medidor, la cual es instalada en la fachada del domicilio del usuario cuando el medidor bicuerpo sea instalado en modo post-pago, y al interior del domicilio cuando la configuración del medidor bicuerpo es prepago. El interruptor automático de 40 A y 10 ka de corriente de ruptura, el número de polos del interruptor debe ser de acuerdo con el número de conductores no puestos a tierra de la instalación. Figura 7.8 CIU o display en caja polimérica con protección contra sobrecorriente Figura 4 norma técnica EMP RA6-016.

45 PÁGINA: 45 de 90 Figura 7.9 Instalación de múltiples medidores bicuerpo sobre cruceta 92. Figura 7.10 Instalación de un medidor bicuerpo Figura 6 norma técnica EMP RA Figura 8 norma técnica EMP RA6-016.

46 PÁGINA: 46 de 90 1 medidor bicuerpo (1F-2H) Los puntos de conexión deben estar a 2000 mm del poste, deben ser aislados con cinta autofundente o aislante para 600V y blindados por medio de algún refuerzo estructural de aplicación en frio. Se podrá conectar hasta dos cajas de medidores en serie PROHIBICIÓN DE ACCESO A CAJAS, ARMARIOS Y CELDAS DE MEDIDORES Se instalará en la parte interna una calcomanía en parte visible de las cajas, armarios y celdas para medidores con el siguiente texto: Figura 7.11 Calcomanía.

47 PÁGINA: 47 de ANEXO 1: DIAGRAMAS DE CONEXIÓN MEDIDOR DE RESPALDO Figura 7.12 Medida Indirecta. Medidor con respaldo Diagrama de conexión de equipos de medida con 3 TCs y 3 TPs. Medidor conexión asimétrica, programado para 3F - 4H 94 No se aceptarán medidores con puentes de bobinas de corriente o tensión externos 94 Figura 9 EMP RA8-030 Medida Directa.