DOCUMENTO TÉCNICO SISTEMAS DE MEDIDAS DE ENERGÍA

Transcripción

1 DOCUMENTO TÉCNICO SISTEMAS DE MEDIDAS DE ENERGÍA

2 TITULO I. UBICACIÓN DE ESQUEMAS DE MEDIDAS... 4 Artículo 1. Definición de la ubicación del Esquema de Medida a) Instalaciones de Generación... 4 b) Instalaciones de Transmisión... 4 c) Instalaciones de Retiro... 5 d) Servicios Auxiliares... 5 TITULO II. ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA... 6 TITULO III. EQUIPO DE MEDIDA... 8 Artículo 2. Configuración del equipo de medida... 8 a) Razón de Transformación... 8 b) Sincronización horaria... 8 c) Perfil de carga... 8 d) Registros... 9 e) Eventos... 9 TITULO IV. MARCAJE DE ALAMBRADO DEL ESQUEMA DE MEDIDAS TITULO V. VERIFICACIÓN DE EXACTITUD Y AUDITORÍAS TÉCNICAS Artículo 3. Verificación equipo de medida a) Acciones previas a la verificación b) Acciones posteriores a la verificación (normalización) c) Informe de verificación equipo de medida Artículo 4. Auditoría transformadores de medida y alambrado a) Auditoría transformador de corriente b) Auditoría transformador de tensión c) Auditoría alambrado secundario Artículo 5. Auditoría administrativa... 16

3 TITULO VI. ESQUEMA DE COMUNICACIÓN Artículo 6. VPN Sito to Site a) Tráfico de datos interesante b) Tráfico desde Coordinado a CDEC-SING c) Tráfico desde CDEC-SING a Coordinado TITULO VII. ANEXOS a) Formulario de Información Técnica b) Acta de cumplimiento de características técnicas c) Acta de revisión de equipo de medida d) Acta de intervención de instalaciones e) Acta de verificación f) Acta análisis fasorial g) Acta de cumplimiento de características técnicas transformadores de potencial 26 h) Acta de cumplimiento de características técnicas transformadores de corriente 27 i) Tabla de datos técnicos VPN TITULO VIII. GLOSARIO... 30

4 TITULO I. UBICACIÓN DE ESQUEMAS DE MEDIDAS Artículo 1. Definición de la ubicación del Esquema de Medida. 1-2 La Dirección de Peajes definirá los puntos del sistema en los cuales deben existir esquemas de medida que sean necesarios para recabar toda la información para la ejecución de los procesos de transferencias económicas correspondientes. La instalación de un equipo de medida debe considerar la utilización de block de pruebas, de tal manera de permitir: - Aislar de forma segura el medidor de las señales de tensión y corriente al momento de una intervención. - La instalación de un equipo remarcador en serie/paralelo para no perder registro alguno de la instalación a intervenir. Los criterios básicos en los cuales la Dirección de Peajes se basará para definir la ubicación del esquema de medida, dependiendo del tipo de instalación, son los indicados a continuación: a) Instalaciones de Generación Para el registro de la energía proveniente de una central generadora del Sistema Interconectado, se debe considerar un esquema de medida en el lado de alta tensión del transformador elevador y en el punto frontera con instalaciones de transmisión de terceros. b) Instalaciones de Transmisión Para el caso de los transformadores de poder se debe considerar al menos un esquema de medida en el lado de alta tensión de dicho equipo primario. En el caso que el lado de baja tensión corresponda a punto frontera con instalaciones de un tercero, el transformador de poder debe contar con un esquema de medida en todos los extremos del mismo. 1 Artículo 4-33 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio 2 Artículo 15 del Anexo Técnico: Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas Página 4 de 31

5 En las líneas del sistema de transmisión, se debe considerar la instalación de esquema de medida en los extremos de dichas líneas, de tal forma de determinar las transferencias para cada tramo. c) Instalaciones de Retiro Se debe considerar un esquema de medida en el punto de retiro/compra desde el sistema de transmisión, en el punto de consumo y en los puntos frontera con instalaciones de terceros. Para el registro de los retiros de energía correspondientes a clientes regulados, se debe disponer de un esquema de medida en el lado de baja tensión del transformador de la subestación primaria de distribución correspondiente. En el caso que existan alimentadores correspondientes a más de una empresa, se deben considerar los esquemas de medida que resulten necesarios para efectuar el registro de todos los retiros de cada empresa distribuidora. d) Servicios Auxiliares Se deberá contar con los esquemas de medida necesarios para registrar los consumos correspondientes a servicios auxiliares. Sin perjuicio de lo señalado anteriormente, se deben considerar esquemas de medida en todos los puntos en los cuales exista transferencia entre: - Sistemas de Transmisión Troncal, Subtransmisión y Adicional. - Subsistemas de Subtransmisión. - Instalaciones de distintos propietarios. Página 5 de 31

6 TITULO II. ENTREGA DE INFORMACIÓN TÉCNICA 3 Cada vez que se instale, reemplace o modifique un esquema de medida, y previo a la ejecución de los trabajos que corresponda, el Coordinado deberá enviar a CDEC-SING la información técnica solicitada por este último según el detalle indicado en el presente documento. Para la entrega de la información técnica antes mencionada, se debe completar el Formulario de Información Técnica 4 (FIT) adjuntando documentación de respaldo que permite realizar la validación de la información declarada a través de dicho formulario. (Planos en formato CAD o PDF, Certificados y Configuración del equipos de medida en formato PDF, fotografía de placas en formato JPG, etc.). En caso de reemplazo o modificación de un esquema de medida se debe ingresar una Solicitud de Intervención mediante la plataforma que dispone CDEC-SING para tales efectos, y en los plazos correspondientes. Cuando el esquema de medida corresponde a una nueva instalación, la documentación solicitada debe ser entregada a CDEC-SING bajo los canales definidos para la incorporación de nuevos proyectos al SING (Coordinador de Proyectos correspondiente). La información técnica requerida es la detallada a continuación: i. Punto de medida asociado (Subestación, paño, coordenadas geográficas). ii. Diagrama Unilineal que indique la ubicación física de los componentes del esquema de medida. iii. Esquemas elementales de corriente alterna, en donde se aprecien todos los circuitos correspondientes a señales de tensión y corriente. iv. Certificado de fábrica de los equipos a instalar (Transformadores de medida, equipos de medida). v. Acta de cumplimiento de características técnicas 5. vi. Acta de revisión de equipo de medida 6. vii. Acta de intervención de equipo de medida 7. 3 Artículo 11 del Anexo Técnico: Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas 4 Se adjunta modelo en Anexos a) de este documento 5 Se adjunta modelo en Anexo b) de este documento 6 Se adjunta modelo en Anexo c) de este documento Página 6 de 31

7 viii. Certificado de exactitud del equipo de medida emitido por Empresa Auditora. 8 ix. Parámetros de comunicación (IP, usuario CDEC-SING, password) x. Fotografías de placas de características de los equipos instalados. xi. Documento con la configuración del equipo de medida (Print Out), el cual debe contener, al menos: - N de serie. - N de parte. - Razón de transformación de tensión y corriente. - Tipo de conexión. - Configuración de Perfil de Carga. - Bloque de demanda. - Configuración del reloj interno. 7 Se adjunta modelo en Anexo d) de este documento 8 Se adjunta modelo en Anexo e) de este documento. Cada empresa puede elaborar su propio formato, considerando la información solicitada en modelo propuesto. Página 7 de 31

8 TITULO III. EQUIPO DE MEDIDA Artículo 2. Configuración del equipo de medida La configuración mínima requerida para los equipos de medida es la siguiente: a) Razón de Transformación - Valor de tensión primaria correspondiente al dato de placa del transformador de potencial. - Valor de tensión secundaria correspondiente al dato de placa del transformador de potencial. - Valor de corriente primaria correspondiente al dato de placa del transformador de corriente y tap utilizado. - Valor de corriente secundaria correspondiente al dato de placa del transformador de corriente. - Nivel de seguridad y usuario asignado a CDEC-SING que a lo menos considere privilegio de lectura. b) Sincronización horaria - El equipo de medida debe contar con la debida sincronización horaria mediante GPS, ya sea de forma local o remota mediante protocolo NTP o IRIG-B, a la hora oficial establecida en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. c) Perfil de carga - Almacenamiento de al menos 40 días - Canal1: kwh Delivered, correspondiente a la energía retirada del sistema (canal directo), registrada en kwh. - Canal2: kvarh Delivered, correspondiente a la energía retirada del sistema (canal directo), registrada en kvarh. - Canal3: kwh Received, correspondiente a la energía inyectada al sistema (canal reverso), registrada en kwh. - Canal4: kvarh Received, correspondiente a la energía inyectada al sistema (canal reverso), registrada en kvarh. Página 8 de 31

9 - Canal5: Tensión por fase. Corresponde al promedio de las 3 tensiones medias por fase (no muestreo al cierre del intervalo). En caso de no existir esta medida se deben contemplar las 3 tensiones medias por fase en canales separados, registrada en Volts. Para este último caso, los canales a utilizar son: 5, 7 y 9, para las tensiones ab, bc y ca, respectivamente. - Canal6: Corriente por fase. Debe corresponder al promedio de las 3 corrientes medias por fase (no muestreo al cierre del intervalo). En caso de no existir esta medida se deberá contemplar las 3 corrientes medias por fase en canales separados, registrada en Amper. En este último caso, los canales a utilizar son: 6, 8 y 10, para las fases a, b y c, respectivamente. d) Registros Los equipos de medidas deben registrar al menos: - Energía Activa Delivered acumulada. - Energía Activa Received acumulada. e) Eventos El medidor deberá registrar en su registro de eventos al menos: - Desenergización del equipo. - Sincronización horaria. - Cambio de hora por DST. Página 9 de 31

10 TITULO IV. MARCAJE DE ALAMBRADO DEL ESQUEMA DE MEDIDAS 9 - El alambrado del esquema de medida debe poseer la correspondiente marca en ambos entremos de conexión entre elementos de los circuitos de tensión y corriente (caja de agrupamiento, borneras block de pruebas, medidor u otros elementos presentes en el circuito). - Los elementos deben tener un nombre único que los diferencie de elementos de similares características existentes en los gabinetes instalados, como por ejemplo: o M1, M2 para medidores o BP1, BP2 para block de pruebas o X1, X2 para borneras - Las marcas deberán ser impresas y no escritas a mano, para una adecuada identificación del alambrado. - Las marcas deberán ser de tipo tubo, de tal manera de impedir el desprendimiento al manipular el cable. - Las marcas deben identificar el elemento y el terminal al cual se conecta. Por ejemplo: BP1 1, indica que el extremo está conectado al terminal 1 del block de prueba 1. - Las marcas deben comenzar con la identificación del elemento al cual se encuentra conectado el extremo del cable, separado de un guión medio se identificará el elemento de destino que se encuentra en el otro extremo del cable, como se muestra en Figura 1. 9 Artículo 8 del Anexo Técnico Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas. Página 10 de 31

11 Figura 1: Marcaje de Alambrado Página 11 de 31

12 TITULO V. VERIFICACIÓN DE EXACTITUD Y AUDITORÍAS TÉCNICAS. En caso de encontrarse la instalación en servició, la Empresa Coordinada debe ingresar una Solicitud de Intervención mediante la plataforma dispuesta para tales efectos, y en los plazos definidos por CDEC-SING. Las pruebas serán realizadas por una empresa auditora, organismo acreditado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) 10, que deberá entregar los resultados de las pruebas realizadas a la empresa coordinada y al CDEC-SING en un plazo máximo de 5 días hábiles. Todos los documentos resultantes de las verificaciones y auditorías deben ser entregados en formato pdf con sus respectivas firmas y timbres, y enviados al correo electrónico medidas@cdec-sing.cl. Artículo 3. Verificación equipo de medida. La Verificación de exactitud se realizará de acuerdo a la Norma IEC , cuyo alcance son los medidores estáticos clase de precisión 0,2S y 0,5S para energía activa, y la Norma IEC , cuyo alcance son los medidores estáticos clase de precisión 2 y 3 para energía reactiva. Factor de Potencia Corriente (%) Error máximo permitido Fases según IEC Clase 0,2 Clase 0, /- 0,2 +/- 0, , /- 0,3 +/- 1, /- 0,2 +/- 0, /- 0,3 +/- 0, /- 0,3 +/- 0, /- 0,3 +/- 0,6 1 0,5 ind 100 +/- 0,4 +/- 1,0 2 0,5 ind 100 +/- 0,4 +/- 1,0 3 0,5 ind 100 +/- 0,4 +/- 1,0 Tabla 1: Errores máximos permitidos para componente activa. 10 Artículo 18 del Anexo Técnico Sistemas de Medidas para Transferencias Económicas. Página 12 de 31

13 Fases Factor de Potencia Corriente (%) , ,5 ind ,5 ind ,5 ind 100 Error máximo permitido según IEC Clase 2,0 +/- 2,0 +/- 2,0 +/- 2,0 +/- 3,0 +/- 3,0 +/- 3,0 +/- 3,0 +/- 3,0 +/- 3,0 Tabla 2: Errores máximos permitidos para componente reactiva. La verificación debe ser realizada para los cuatro cuadrantes de medición, indistintamente si el uso actual del equipo de medida es de sólo inyección o retiro. En el caso que el medidor se encuentre en servicio, debe instalarse un equipo remarcador de similares características técnicas que el equipo a verificar y con la misma configuración de perfil de carga (número de canales y orden). La verificación debe ser realizada con un equipo patrón cuya clase de precisión sea al menos 4 veces mayor que la del equipo a verificar, es decir, si el medidor a verificar es de clase 0,2 el patrón a utilizar debe ser al menos clase 0,05. El certificado del equipo patrón debe ser trazable y vigente. Adicionalmente a lo planteado anteriormente, se deben considerar las siguientes acciones: a) Acciones previas a la verificación i. Realizar inspección visual del Equipo de Medida, la cual quedará registrada en la correspondiente acta de revisión del equipo de medida 11. En caso de encontrarse el medidor desfasado en el registro horario, este debe ser sincronizado antes de realizar los pasos indicados a continuación: 11 Se adjunta modelo en Anexo c) de este documento. Página 13 de 31

14 ii. iii. iv. Realizar análisis fasorial al equipo a ser retirado para la verificación, además de registrar en acta de análisis fasorial 12. Respaldar perfil de carga y registros del medidor que será verificado, previo a su retiro o desconexión. El tiempo transcurrido entre la lectura de perfil de carga y el retiro del medidor no debe ser mayor a un intervalo de integración, es decir, no deben transcurrir más de 15 minutos entre lectura y desvinculación del equipo. Instalar el equipo remarcador, correctamente sincronizado, en serie/paralelo al equipo a verificar. v. Retirar el medidor a verificar o desvincular las señales de tensión y corriente. vi. vii. Realizar análisis fasorial al equipo remarcador instalado y registrar en acta de análisis fasorial. Verificar el correcto registro de energía del equipo remarcador, mediante lectura de su perfil de carga. Esta lectura debe ser realizada una vez que el medidor haya registrado al menos un intervalo de integración completo. b) Acciones posteriores a la verificación (normalización) i. Respaldar perfil de carga y registros del medidor remarcador, previo a su retiro. El tiempo transcurrido entre la lectura del perfil de carga y el retiro del medidor no debe ser mayor a un intervalo de integración, es decir, no deben transcurrir más de 15 minutos entre la lectura y retiro del equipo. ii. Instalar o reconectar el equipo verificado. iii. Retirar equipo remarcador. iv. Realizar análisis fasorial al equipo verificado y registrar en acta de análisis fasorial Se adjunta modelo en Anexo f) de este documento. 13 Se adjunta modelo en Anexo f) de este documento. Página 14 de 31

15 v. Verificar correcto registro de la energía del equipo verificado, mediante lectura de su perfil de carga. Esta lectura debe realizarse una vez que el medidor haya registrado al menos un intervalo de integración completo. c) Informe de verificación equipo de medida Una vez realizada la verificación del equipo de medida, la empresa auditora deberá hacer entrega en un plazo no mayor a 5 días hábiles, un Informe de verificación que contenga: i. Objetivo de la verificación. ii. Datos de la instalación en que se ubica(rá) el equipo de medida. iii. Datos de identificación del equipo de medida (marca, modelo, n serie, otros datos de placa). iv. Equipamiento utilizado. v. Certificado del equipo patrón. vi. Resultados de la verificación. vii. Conclusiones y/o recomendaciones. viii. Acta de revisión de equipo de medida 14. ix. Acta de intervención 15. x. Actas de análisis fasorial 16. xi. Certificado de verificación, en formato propio de la empresa auditora 17. Artículo 4. Auditoría transformadores de medida y alambrado Todas las auditorías deberán contemplar un informe con las acciones realizadas, los equipos utilizados y documentación correspondiente a las instalaciones auditadas (fotografía de placas de características, diagramas unilineales, diagramas elementales). 14 Se adjunta modelo en Anexo c) de este documento 15 Se adjunta modelo en Anexo d) de este documento 16 Se adjunta modelo en Anexo f) de este documento 17 Debe contener todos los datos de identificación del equipo de medida y los resultados de las pruebas realizadas. En Anexos de este documento se presenta modelo propuesto. Página 15 de 31

16 Además de lo anterior, se deben incluir las actas de cumplimiento de características técnicas de los transformadores de medida 18. a) Auditoría transformador de corriente i. Verificación de burden conectado ii. Verificación de razón de transformación iii. Verificación de curva de saturación iv. Resistencia de aislación b) Auditoría transformador de tensión i. Verificación de burden conectado ii. Verificación de razón de transformación iii. Verificación de caída de tensión en alambrado iv. Resistencia de aislación c) Auditoría alambrado secundario i. Resistencia de aislación ii. Verificación de continuidad de cada circuito de señales, por separado, para verificar además la correcta conexión de cada fase en la secuencia correcta. iii. Análisis fasorial simultáneo en caja de agrupamiento de transformadores de medida y en bornes del equipo de medida (los equipos utilizados deben contar con la correspondiente sincronización) iv. Verificación de caída de tensión en alambrado Artículo 5. Auditoría administrativa Para verificar el cumplimiento de las exigencias técnicas, configuración y funcionamiento general del esquema de medidas, CDEC-SING podrá solicitar la inspección por parte de una empresa auditora y la información técnica que se detalla a continuación: i. Diagrama unilineal donde se muestre la ubicación física de los distintos componentes del esquema de medidas. ii. Último certificado de Exactitud del medidor de energía. iii. Certificados de exactitud de los transformadores de medida. 18 Se adjuntan modelos en Anexos g) y h) de este documento Página 16 de 31

17 iv. Perfil de carga del medidor involucrado, en intervalos de 15 minutos. v. Configuración del equipo de medida (Print Out). vi. Acta de revisión de equipo de medida Se adjunta modelo en Anexo c) de este documento Página 17 de 31

18 TITULO VI. ESQUEMA DE COMUNICACIÓN Artículo 6. VPN Sito to Site Las Empresas Coordinadas deben implementar un enlace VPN Site to Site, IPSec para permitir la interrogación directa del equipo de medida desde el Sistema Centralizado de Medidas. Figura 2: Diagrama de Comunicaciones Sistema PRMTE de CDEC-SING. CDEC-SING entregará una tabla con los antecedentes técnicos a completar por el Coordinado 20. a) Tráfico de datos interesante Corresponde a aquel tráfico de datos que será encriptado entre el coordinado y el CDEC SING a través del acceso VPN. 20 Se adjunta modelo en Anexo i) de este documento Página 18 de 31

19 A través del Router, al tener que enviar tráfico de datos a través de internet, se detecta que las direcciones IP de origen y destino coinciden con la definición de tráfico de datos interesante del túnel, para lo cual automáticamente encripta los datos antes de transmitirlos. Al momento que el Router recibe datos desde internet, se verifica si es tráfico interesante del túnel, para luego proceder con la desencriptación. Si recibe datos que son de tráfico interesante del túnel pero no están encriptados entonces los datos son descartados. b) Tráfico desde Coordinado a CDEC-SING Para que el coordinado logre tener acceso a los servidores de CDEC-SING, éstos apuntaran a direcciones públicas únicas de internet, asignadas por el proveedor de comunicaciones que utiliza CDEC-SING, estas direcciones no serán visibles desde la red Internet. En el Firewall de CDEC-SING se realiza el NAT entre estas direcciones públicas y las direcciones de los servidores internos. c) Tráfico desde CDEC-SING a Coordinado CDEC-SING asigna un segmento clase C al Coordinado, quien debe realizar el NAT del segmento hacia las direcciones internas de sus equipos de medidas, las cuales deben ser detectadas desde el SCM. Página 19 de 31

20 TITULO VII. ANEXOS a) Formulario de Información Técnica Ítem Propietario Subestación / Central Paño Instalación Fabricante Medidor Modelo Medidor Nº Uso exclusivo de DP Explicación ítems: 1 Nombre identificatorio del propietario del medidor. 2 Nombre identificatorio de la subestación o central donde está instalado, de acuerdo a la nomenclatura definida por la DP. 3 Nombre identificatorio del paño donde está instalado el medidor, de acuerdo a la NEMA. Ej: J12, H3,etc. 5 Fabricante del medidor 6 Indicar modelo del equipo (Ej: ION 8650A). 7 Número de serie del medidor. 8 Clase de Precisión del medidor en tanto por ciento. Ejemplo: 0,2. 11 Método de sincronizacion horaria del equipo de medida. Ejemplo: Irig-B, ethernet. 12 Si el equipo de medida posee Password, completar el campo con información (Por ejemplo: "12345"). De lo contrario, completar con "NO". 13 Indicar nombre y adjuntar reporte completo de la última configuración del equipo de medida. 14 Indicar nombre y adjuntar certificados de fábrica del equipo de medida 15 Indicar nombre y adjuntar Esquema Unilineal de la subestación en que se encuentra el equipo de medida, indicando la ubicación de éste. 16 Indicar nombre y adjuntar Esquema Elemental de Corriente Alterna de la instalación en la que se encuentra el equipo de medida 17 Dirección IP de Medidor, necesaria para integrar equipo a Sistema Centralizado de Medida (SCM). La conexión al SCM es obligatoria. Página 20 de 31

21 b) Acta de cumplimiento de características técnicas DATOS DE PLACA DEL MEDIDOR MARCA MODELO N MODELO N SERIE FECHA SUBESTACIÓN EQUIPO/ALIMENTADOR CARACTERÍSTICAS a) Fabricación según norma IEC 60687, ANSI 12.20, NCh 2542 o posterior que las reemplace. CUMPLE (SI/NO) b) Medidor de 4 cuadrantes para energía activa y reactiva con corrientes y tensiones por fase. c) Medidor del tipo estático normalizados como clase 0,2% (IEC y o posterior que las reemplace) d) Conexión de tres elementos y cuatro hilos. e) f) g) h) p) Registro de variables eléctricas en unidades de ingeniería (o constante unitaria sin provocar saturación de registro) Puerto de comunicación para interrogación local y remota. Para interrogación remota, dispone de al menos una puerta de comuni Equipo de Medida conectado a núcleos de clase de precisión 0,2 % (IEC para transformador de corriente e IEC /5 Corriente de carga máxima secundaria de al menos 10 [A] para medidores de corriente nominal de 5 [A] y de al menos 2 [A] para i) Almacenamiento de información en períodos de integración de a lo menos 15 minutos. j) l) Memoria masa para el registro de al menos 12 canales, durante al menos 40 días para almacenamiento en períodos de integración k) Indicadores visuales de al menos energía acumulada y demanda máxima. m) Sincronización horaria directamente por medio de un GPS u otro medio que permita asegurar dicha sincronización con la Hora Of Configurado en sus constantes de razón de transformación y de multiplicación de modo tal que los datos de la medida correspon n) Capacidad de conservar los datos históricos ante ajustes de sincronización u otros. o) Dispone de programas que permitan la lectura y configuración local y remota. Autonomía en su funcionamiento con vida útil de al menos 5 años, alimentando el reloj interno, manteniendo configuración y al q) Capacidad para generar archivos de salida con formato exportable a planillas de cálculo de uso comercial. r) Protocolo de lectura local y remota abierto con el fin de que pueda ser integrado a PRMTE que defina la DP RESPONSABLES PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA FIRMA NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO OBSERVACIONES Página 21 de 31

22 PERFIL DE CARGA COMUNIC. CONFIGURACIÓN c) Acta de revisión de equipo de medida FECHA SUBESTACIÓN INSTALACIÓN DATOS DE PLACA DEL MEDIDOR MARCA MODELO N MODELO N SERIE N ELEMENTOS CLASE TENSIÓN NOMINAL CORRIENTE REGISTRO DE DISPLAY ENERGÍA ACTIVA DIRECTA ENERGÍA REACTIVA DIRECTA ENERGÍA ACTIVA REVERSA ENERGÍA REACTIVA REVERSA DEMANDA MAX. DIRECTA DEMANDA MAX. REVERSA INSPECCIÓN VISUAL ITEM SE ENCUENTRA MONTADO RÍGIDAMENTE SE ENCUENTRA CON SU CUBIERTA EN BUEN ESTADO LOS BOTONES DE NAVEGACIÓN ESTÁN EN BUEN ESTADO Y FUNCIONANDO DISPLAY FUNCIONA CORRECTAMENTE RELOJ DEL MEDIDOR SINCRONIZADO CON LA HORA OFICIAL DE CHILE (DESFASE NO MAYOR A 1 MINUTO) CUMPLE CONFIGURACIÓN ITEM IDENTIFICACIÓN (ID) CONFIGURACIÓN DE ALAMBRADO (3 elementos 4 hilos, 2 elementos, etc) TENSIÓN NOMINAL CORRIENTE MÁXIMA TENSIÓN PRIMARIA TENSIÓN SECUNDARIA CORRIENTE PRIMARIA CORRIENTE SECUNDARIA SINCRONIZACIÓN DEL RELOJ (INTERNA/EXTERNA (GPS/RED)) PUERTOS EXISTENTES (ETHERNET/ SERIE RS-232) PUERTO CDEC-SING (ETHERNET/ SERIE RS-232) DIRECCIÓN IP CLAVE CDEC-SING (SI/NO) CONSTANTE DE ENERGÍA Km (si aplica) TOTAL DE CANALES TOTAL DE CANALES CONFIGURADOS PERFIL DE CARGA - CANAL 1 (debe ser KWh del, retiro) PERFIL DE CARGA - CANAL 2 (debe ser KVarh del, retiro) PERFIL DE CARGA - CANAL 3 (debe ser KWh rec, inyección) PERFIL DE CARGA - CANAL 4 (debe ser KVarh rec, inyección) PERFIL DE CARGA - CANAL 5 (debe ser Tensión fase-fase) PERFIL DE CARGA - CANAL 6 (debe ser Corriente) DURACIÓN DEL INTERVALO DÍAS DE ALMACENAMIENTO VALOR PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA FIRMA NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO OBSERVACIONES Página 22 de 31

23 d) Acta de intervención de instalaciones MOTIVO DE INTERVENCIÓN VERIFICACIÓN FALLA RENOVACIÓN OTRO SUBESTACIÓN EQUIPO/ALIMENTADOR UBICACIÓN FECHA HORA INICIO FECHA HORA TÉRMINO MARCA MODELO N MODELO N SERIE N ELEMENTOS CLASE MEDIDOR EN SERVICIO MARCA MODELO N MODELO N SERIE N ELEMENTOS CLASE MEDIDOR A INSTALAR LECTURAS MEDIDOR EN SERVICIO REGISTRO DE DISPLAY UN ENCONT ENERGÍA ACTIVA DIRECTA ENERGÍA REACTIVA DIRECTA ENERGÍA ACTIVA REVERSA ENERGÍA REACTIVA REVERSA DEMANDA MAX. DIRECTA DEMANDA MAX. REVERSA LECTURAS MEDIDOR A INSTALAR DEJADA REGISTRO DE DISPLAY UN ENCONT DEJADA ENERGÍA ACTIVA DIRECTA ENERGÍA REACTIVA DIRECTA ENERGÍA ACTIVA REVERSA ENERGÍA REACTIVA REVERSA DEMANDA MAX. DIRECTA DEMANDA MAX. REVERSA DOCUMENTO DE TRABAJO N DE DOCUMENTO FECHA DE VIGENCIA HORA VIGENCIA FECHA DE CANCELACIÓN HORA DE CANCELACIÓN SELLOS ENCONTRADO DEJADO UBICACIÓN RESPONSABLES NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO OBSERVACIONES Página 23 de 31

24 e) Acta de verificación FECHA HORA FECHA DE VERIFICACIÓN SUBESTACIÓN INSTALACIÓN UBICACIÓN MARCA MODELO N MODELO N SERIE N ELEMENTOS TIPO DE CONEXIÓN IDENTIFICACIÓN MEDIDOR CLASE DE EXACTITUD PESO DE PULSO TENSIÓN NOMINAL CORRIENTE NOMINAL RAZON DE TTPP RAZON DE TTCC / / MARCA MODELO N SERIE CLASE IDENTIFICACIÓN PATRÓN TENSIÓN APLICADA CORRIENTE NOMINAL TEMPERATURA N ELEMENTOS/HILOS CONDICIÓN DE MEDIDA (V) (A) ( C) - CONEXIÓN DIRECTA (DEL) N FASE CTE. ACTIVA REACTIVA F.P. OK/X OK/X (%) MEDIDOR NORMA MEDIDOR NORMA / / / / / / / / / / / / / / / / / / N FASE CTE. (%) F.P. OK/X CONEXIÓN REVERSA (REC) ACTIVA REACTIVA OK/X MEDIDOR NORMA MEDIDOR NORMA / / / / / / / / / / / / / / / / / / Límites de error de exactitud según normas: IEC para energía Activa IEC para energía Reactiva Límites de error de exactitud según normas: IEC para energía Activa IEC para energía Reactiva NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO OBSERVACIONES Y CONCLUSIONES DE LA VERIFICACIÓN Página 24 de 31

25 - f) Acta análisis fasorial FECHA HORA FECHA DEL ANÁLISIS SUBESTACIÓN INSTALACIÓN UBICACIÓN IDENTIFICACIÓN MEDIDOR MARCA CLASE DE EXACTITUD MODELO PESO DE PULSO N MODELO TENSIÓN NOMINAL N SERIE CORRIENTE NOMINAL N ELEMENTOS RAZON DE TTPP TIPO DE CONEXIÓN RAZON DE TTCC / / MARCA MODELO N SERIE IDENTIFICACIÓN INSTRUMENTO ANÁLISIS FASORIAL TENSIÓN (kv) CORRIENTE (A) FASE kv ang. A ang TENSIONES CORRIENTES CENTROrelac. 45 multip ###### ###### ###### ###### N ###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ###### ACTIVA (Kw) REACTIVA (Kw) FASE MW kvar fp TOT Correc. Ángulo 0 Amplif. Corr NOMBRE EMPRESA PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO FIRMA FIRMA OBSERVACIONES Y CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS Página 25 de 31

26 g) Acta de cumplimiento de características técnicas transformadores de potencial DATOS DE PLACA DEL MEDIDOR MARCA N SERIE Tensión Primaria Tensión Secundaria FECHA SUBESTACIÓN EQUIPO/ALIMENTADOR CARACTERÍSTICAS ARTÍCULO 6 ANEXO TÉCNICO CUMPLE (SI/NO) a) Fabricación de acuerdo a la última revisión de la norma IEC o posterior que las reemplace. b) Clase de Precisión igual o mejor que 0,2% según norma IEC /5 o posterior que las reemplace. c) Conexión corresponde a un Sistema de Medida de tres elementos. e) Protocolos de Verificación en Fábrica con registros de curvas de errores de razón y ángulo de fase de corriente secundaria. g) Suma de las potencias de consumo no superar el burden nominal del transformador. h) Tensión primaria de trabajo del transformador de medida corresponde con la tensión del punto de medida. i) Datos de la placas de características está visible y es de fácil lectura. j) Marcas de cables visibles e identificables. k) Dispone de Terminal de puesta a tierra. l) Dispone de Caja de conexión de tomas en los enrollamientos secundarios RESPONSABLES PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA FIRMA NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO OBSERVACIONES Página 26 de 31

27 h) Acta de cumplimiento de características técnicas transformadores de corriente DATOS DE PLACA DEL MEDIDOR MARCA N SERIE Corriente Primaria Corriente Secundaria FECHA SUBESTACIÓN EQUIPO/ALIMENTADOR CARACTERÍSTICAS ARTÍCULO 6 ANEXO TÉCNICO CUMPLE (SI/NO) a) Fabricación de acuerdo a la última revisión de la norma IEC (Ex 185) o posterior que las reemplace. b) Clase de Precisión igual o mejor que 0,2% según norma IEC o posterior que las reemplace. c) Conexión corresponde a un Sistema de Medida de tres elementos. d) Factor de saturación FS, tiene valor igual o menor a cinco veces la corriente nominal. e) f) g) Protocolos de Verificación en Fábrica con registros de curvas de errores de razón y ángulo de fase de corriente secundaria. La corriente primaria de trabajo en condiciones normales, debe encontrarse entre 35 y 100 [%] de la corriente nominal primaria Suma de las potencias de consumo de los Equipos de Medida u otros elementos instalados en el secundario del TC son permanentemente menor o igual al 100 % de la potencia de precisión o burden del transformador. h) Tensión primaria de trabajo del transformador de medida corresponde con la tensión del punto de medida. i) Datos de la placas de características está visible y es de fácil lectura. j) Marcas de cables visibles e identificables. k) Dispone de Terminal de puesta a tierra. l) Dispone de Caja de conexión de tomas en los enrollamientos secundarios RESPONSABLES PERSONA RESPONSABLE EMPRESA AUDITORA NOMBRE EMPRESA FIRMA NOMBRE EMPRESA FIRMA PERSONA RESPONSABLE COORDINADO OBSERVACIONES Página 27 de 31

28 Phase 2 i) Tabla de datos técnicos VPN Los campos destacados en amarillo deben ser definidos para cada Coordinado. VPN Gateway Device Information Name / FQDN (Nombre VPN) VPN Device CDEC-SING Branch Office CDEC-SING VPN Device (Coordinado) IP Address (IP s Publicas ambos extremos) VPN Device Description (Breve Descripción) VPN HACIA Coordinado VPN HACIA CDEC-SING VPN Device Version (Version de los FW o Router) OS Tráfico Interesante (Origen, Destino) /24 Tunnel Properties VPN Device CDEC-SING VPN Device (Coordinado) Nombre Gateway Tunel Coordinado Tunel CDEC-SING Local Gateway ( IP PUBLICA LOCAL) Remote Gateway (IP PUBLICA FW O Router del otro extremo) Phase 1 Mode: Main or Aggressive Main Main Nat Transversal Activo Activo IKE Keep-alive Desactivado Desactivado DPD (Dead Peer Detection) Activo Activo Phase 1 Transform Setting (SHA1-3DES) Diffie-Hellman (Group2) SHA1-3DES (DH Group2) Phase 1 Pre-shared key Se debe definir Se debe definir Tráfico Interesante (Local) /24 Tráfico Interesante (Remoto) Se debe definir Se debe definir Página 28 de 31

29 Tunnel Properties VPN Device CDEC-SING VPN Device (Coordinado) Tráfico Direccional o Bidireccional Bidireccional Bidireccional 1:1 NAT (Transformar Origen tráfico interesante a otra Red u Host Ver factibilidad según lo requerido en tráfico interesante Ver factibilidad según lo requerido en tráfico interesante ACTIVO NAT 1:1 ACTIVO NAT 1:1 Perfect Forward Secrecy (PFS Activo o inactivo) INACTIVO INACTIVO IPsec Proposal (ESP-AES-SHA1 Por Defecto) ESP-3DES-SHA1 Phase 2 Force Key Expiration (Time 8 Hours por defecto). 8 Horas 8 Horas Página 29 de 31

30 TITULO VIII. GLOSARIO Equipo de Medida: Corresponde a un equipo medidor de variables eléctricas que permite asegurar el correcto registro y almacenamiento de las mismas. Equipo Remarcador: Es un equipo de medida de las mismas características del medidor de facturación para ser utilizado en casos de fallas del medidor de facturación, o como un medidor de reemplazo en forma temporal ante verificaciones del equipo titular. Esquemas de Medida de Energía: Corresponde al equipamiento asociado a la medida de energía que permite asegurar el correcto registro de la misma. El esquema de medida de energía está compuesto principalmente por los siguientes elementos: equipo de medida, transformadores de medida (potencial y corriente), alambrados secundarios, y enlace de comunicación, entre otros. Plataforma de Recepción de Medidas de Transferencias Económicas: Corresponde al sistema o plataforma informática, con privilegios de sólo lectura, por medio de la cual se realizará la interrogación remota de los EM y recibirá toda la información proveniente de dichos equipos, en cumplimiento con lo establecido en la NT. Sistema Centralizado de Medidas: Es el nombre que CDEC-SING ha asignado para su Plataforma de Recepción de Medidas. VPN: De sus siglas en ingles Virtual Private Network, es una tecnología de red que permite una extensión segura de la red local sobre una red pública. VPN Site to Site: Conexión VPN que permite interconectar dos redes LAN a través de internet de manera segura. Red LAN: De sus siglas en inglés Local Area Network, es una red de computadoras que abarca un área reducida, por ejemplo una oficina o un edificio. NAT: Del inglés Network Address Translation, consiste en convertir, en tiempo real, las direcciones utilizadas en los paquetes transportados. Así las direcciones IP de los equipos se presentan con otra dirección hacia la red. Página 30 de 31

31 Encriptar, es el proceso mediante el cual cierta información o texto sin formato es cifrado de forma que el resultado sea ilegible a menos que se conozcan los datos necesarios para su interpretación. Es una medida de seguridad utilizada para que al momento de almacenar o transmitir información sensible esta no pueda ser obtenida por terceros IPSec: Del inglés Internet Protocol Security, es un protocolo para el cifrado y autenticado de flujos de datos, el cual opera en la capa de red (capa 3 del modelo OSI). Modelo OSI: Es un modelo de referencia para los protocolos de la red de arquitectura en capas, creado por la organización internacional de normalización (ISO). Cada capa describe etapas en que se desarrolla un proceso de comunicaciones en redes de datos y divide en funciones claramente demarcadas. Página 31 de 31