norma conexion equipos de medida

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y CONEXIONADO DE EQUIPOS DE MEDIDA SEMI-DIRECTA E INDIRECTA

C DIGO: DIGO:

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y

ELABORÓ:

UNIDAD N&E

CONEXIONADO DE EQUIPOS DE MEDIDA SEMI-DIRECTA E APROBÓ: INDIRECTA GERENCIA CET

CENTROS DE EXCELENCIA TÉCNICA UNIDAD NORMALIZACIÓN Y ESPECIFICACIONES

ANSI

A

ESCALA:

N/A

UNIDAD DE MEDIDA:

mm

REV.

8-030 0

RA

NORMAS TÉCNICAS

ENERGÍA

REVISÓ:

UNIDAD N&E FECHA:

2015/01/05 PÁGINA:

1 DE 38

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TABLA DE CONTENIDO 1. OBJETIVO.............................................................................................................................. 4 2. FUNCION ................................................................................................ ............................... 4 3. DEFINICIONES DEFINICIONES ...................................................................................................................... 4 4.

TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA ..................................................................................... 8 4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA......................................................................... 8 4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA SEMI-DIRECTA ............................................................... 8 4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA ..................................................................... 8

5.

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

6.

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

7.

REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA ........................................................................ 10 7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN ......................................................................... 10 7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN ............ ...... ............ ............ ...... 10 7.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES COMERCIALES ............................................... 11 7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA...................................................................................... 11 7.5 TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE ....................................... 11 7.6 CALIBRACION CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION ............................................. 12 7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE.... CORRIENTE... . 12 7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DE MEDICION ............................................................................................................................ 12 7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA ........................................................................ 13

8.

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

9.

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

10.

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

11. SELECCIÓN SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.......................................... 18 11.1 CORRIENTE PRIMARIA PRIMARIA NOMINAL .......................................................................... 18 11.2 CORRIENTE SECUNDARIA SECUNDARIA NOMINAL .................................................................... 19 11.3 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 19 11.4 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 20 11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (ITH) ........................... 21 11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (IDYN) .............................................................. 22 11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO AISLAMIENTO .................................................................................... 22 12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL ............ ...... ............ .......... .... 22 12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL 22















12.2 12.3 12.4 12.5 12.6

TENSIÓN SECUNDARIA SECUNDARIA NOMINAL ......................................................................... 22 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TRANSFORMACIÓN ....................................................................... 23 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 23 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 23 TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES COMBINADOS COMBINADOS.................................................................... 24

13. EQUIPOS AUXILIARES AUXILIARES ................................................................ ................................ 24 13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS ..................................................................... 24 13.2 INTERRUPTORES INTERRUPTORES TEMPORIZADOS....................................................................... TEMPORIZADOS....................................................................... 25 14. CONEXIONES CONEXIONES PERMITIDAS PERMITIDAS EN EPM ......................................................................... 25 14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS.......................................................................... 25 14.1.1 Principales características ...................................................................................... 25 14.1.2 Utilización .......................................................................................................... 25 14.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs ............................................................... 26 14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS ........................................................................ 26 14.2.1 Descripción........................................................................................................ 26 14.2.2 Principales características características ................................................................................. 27 14.2.3 Utilización .......................................................................................................... 27 14.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs ............................................................... 27 15.

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

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















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

Acometida eléctrica. De acuerdo con el RETIE es Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad “

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



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



BIL (B as ic Ins ula ulation Level 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. BIL (kV) (estándar 1.5x 40 s) Voltaje de BIL para BIL para S/E y operación Redes lineas de kV distribución transmisión 1.2

30

45

2.5

45

60 75

5

60

8.7

75

95

15

95

110

23

110

150

34.5

150

200

46

200

250

69

250

350

















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



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



Carga o capacidad instalada. De acuerdo con la resolución CREG 070 de 1998:

Carga instalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación o sistema eléctrico.”



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



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

“

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

Corriente dinámica nominal (I dyn ). Es el valor máximo o pico de la corriente primaria primari a que el transformador puede soportar cuando el secundario está en cortocircuito sin sufrir daño eléctrico o mecánico. La corriente dinámica se calcula así: Idyn Idy n = 2.54 * I th



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



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



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



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



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

















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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



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



















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

 Tipo de servicio. Característica de una instalación eléctrica relacionada con el número de

fases y el número de hilos de una acometida eléctrica.  Servicio monofásico bifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida

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

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

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

conformada por tres conductores correspondientes a las fases provenientes de un transformador de potencia trifásico. tetrafilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida  Servicio trifásico tetrafilar. está conformada por tres conductores correspondientes a las fases y un conductor correspondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.  Tensión nominal o de referencia (Vn). Valor de la tensión en función de la cual se fija el

desempeño del medidor.  Sistema

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

 Sistema de medición centralizada. Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en

cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores

















 Transformador de tensión o potencial (TT ó TP). Transformador para instrumentos en el cual

la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones.  Tensión primaria nominal. Valor de la tensión primaria que aparece en la denominación del

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

del transformador y en la cual se basa su funcionamiento.

 Relación de transformación nominal. Relación dada entre las señales de entrada y salida de

los transformadores de medida. Ésta se da entre la tensión primaria nominal y la tensión secundaria nominal, y entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal.  Factor de cargabilidad. Relación entre la corriente primaria nominal extendida y la corriente

primaria nominal del TC. 4. TIPOS DE EQUIPOS DE DE MEDIDA Para medir la energía eléctrica se tienen tres tipos de medida, dependiendo si la conexión a la red es directa o indirecta mediante elementos de transformación. 4.1

EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA

En este tipo de medida, los equipos se conectan directamente a la tensión y a la corriente del servicio eléctrico, sin la necesidad de requerir Transformadores de Corriente (TCs) o Transformadores de Tensión (TPs). 4.2

EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA

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

















En este tipo de medición, la conexión de las señales de corriente provenientes de los devanados secundarios de los TCs y de las señales de tensión provenientes de los devanados secundarios de los TPs, al medidor, debe realizarse mediante un bloque de pruebas excepto para aquellos medidores que tienen incorporado un mecanismo similar a éste. 5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES MEDIDORES DE ENERGÍA Los medidores de energía que han de adquirirse para la medición de corr iente corr iente alterna deben cumplir las siguientes normas nacional o internacional: NTC 4052 / IEC 62053-21. 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de precisión 1 y 2: NTC 2147/ (IEC 62053-22) 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía activa Clases 0,2S y 0,5S. NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de energía reactiva Clases 2 y 3. NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores electromecánicos de energía activa (Clases 0,5, 1 y 2). NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva. 6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente . NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión inductivos. NTC 4540,/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados. IEC 60044-5 Instrument transformers. Part 5: Capacitor Voltage Transformers.

















7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA Los criterios establecidos en este capítulo fueron tomados de la resolución CREG 025 de 1995 y de la Resolución CREG 038 de 2014, y tienen aplicación para aquellas instalaciones eléctricas que correspondan a fronteras comerciales del Mercado Mayorista independiente del nivel de tensión al cual están conectadas. 7.1

TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 6, los puntos de medición m edición se clasifican acorde con el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, por la capacidad instalada en el punto de conexión, según la siguiente tabla: Tabla 1. 1. Clasificación de puntos de medición (CREG 038 de 2014) Tipo de puntos medición 1 2 3 4 5 7.2

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

Capacidad Instalada, CI (MVA)

C≥15000 15000>C≥500 500>C≥50 50>C≥5

CI≥30 30>CI≥1 1>CI≥0.1 0.1>CI≥0.01

C<5

CI<0.01

EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 9, los medidores, transformadores de medida, cables de conexión, deben cumplir con los índices de clase, clase de exactitud y error porcentual total máximo que se establece en este artículo. Tabla 2. Requisitos 2. Requisitos exactitud para medidores y transformadores de medida (CREG 038/2014) Tipo de puntos medición

Índice de clase para medidores de energía activa

ndice de clase para medidores de energía reactiva

Clase de exactitud para transformadores de corriente

Clase de exactitud para transformadores de tensión

















7.2.2 Para potencias instaladas mayores o iguales a 100KVA y menores 30MVA, (Punto de medición tipo 2 y 3), los transformadores de corriente deben ser 0.5 S (gama extendida). 7.2.3 El artículo 9 establece la verificación del error porcentual en la medida debido a la caída de tensión que se generan en las señales de los transformadores transformador es de tensión. El error porcentual máximo (en módulo y fase), a un factor de potencia 0.9, introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables y demás accesorios ubicados entre los circuitos secundarios de los transformadores de tensión y el equipo de medida no debe superar el 0.1%. El cálculo de este error deberá estar documentado en cada sistema de medición, reposar en la hoja de vida de que trata el artículo 30 del código de medida y estar disponible para las verificaciones correspondientes. Es decir, que en sentido práctico, es necesario verificar esto en el nivel de tensión III, donde es probable que las señales de tensión tengan recorridos largos, y se pueda sobrepasar este valor. 7.3 UBICACIÓN DE DE LAS FRONTERAS FRONTERAS COMERCIALES De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 19, el punto de medición debe coincidir con el punto de conexión. En el caso de que la conexión se realice a través de un transformador, el punto de medición debe ubicarse en el lado de alta tensión del transformador. Por lo tanto, en los casos de instalaciones con medida en el nivel de tensión I, que requieran cambiarse de comercializador, que sean propietarias del transformador y que éste solo sirva a esa instalación, es obligatorio que el equipo de medida se cambie al nivel de tensión II para autorizarse dicha frontera comercial. 7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA Todos los sistemas de medición deben contar con el tipo de conexión acorde con el nivel de tensión y el consumo o transferencia de energía que se va a medir. En las fronteras de generación, las fronteras comerciales conectadas al STN y las fronteras de los puntos de medición tipos 1 y 2, se deberán instalar dos medidores (principal y de respaldo), para las mediciones de energía activa y reactiva. En los puntos de medición en los que se presenten o se prevean flujos de energía en ambos sentidos se deben instalar medidores bidireccionales para determinar de forma independiente el flujo en cada sentido.



















7.6 CALIBRACION CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION Los elementos del sistema de medición deben ser calibrados antes de su puesta en servicio. No se podrá superar el plazo señalado en la siguiente tabla, entre la fecha de calibración y la fecha de puesta en servicio: Tabla 3. Plazos 3. Plazos entre la calibración y la puesta en servicio (CREG 038 de 2014) Elemento

Plazo (Meses) (Meses)

Medidor electromecánico electromecáni co de energía activa o reactiva

6

Medidor estático de energía activa o reactiva

12

Transformador Transforma dor de tensión

18

Transformador Transforma dor de corriente

18

En el caso que los plazos sean superados, los elementos del sistema de medición deben someterse a una nueva calibración. Para los transformadores de tensión y de corriente con tensiones nominales superiores a 35 kV en lugar de la calibración se deben realizar las pruebas de rutina señaladas en el artículo 28 la resolución CREG 038 de 2014, a fin de garantizar que estos elementos mantienen su clase de exactitud y demás características metrológicas. 7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE

















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

CLASIFICACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA

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

















Tabla 5. Selección de los medidores de energía 1) 2)

Tipo de medición

Directa

Capacidad Tipo de servicio Instalada (CI) en Kva

Descripción del medidor 3)

Medidor

Energía

Monofásico Monofásico bifilar

≤ 12

Monofás ico Bifilar

Monofásico Monofásico trifilar

≤ 24

Monofásico trifilar o Bifásico trifilar

Bifásico trifilar

≤ 24

Bifásico trifilar

Trifásico tetrafilar

≤ 36


Monofás ic ic o trifilar

> 24

Monofásico Monofásico trifilar oTrifásico trifilar

Trifás ic o tetrafilar

> 36

Trifás ico tetrafilar

Semi-directa

7)

Trifásico trifilar Indirec ta

Trifásico trifilar

> 112.5

ó 8)


9)


Clase

4)

Clasificación

Electromecánico

5) 6)

Estático 1

Activa

Bás ico

2

Activa Activa

Básico

2

Multienergía

--

Básico

2

Multienergía

--

Básico

2

Multienergía

--

Multifunc ión

--

Activa Activa y Reactiva

Multifunc ión

--

1 ó 0,5S 2


Multifunc ión

--

0,5S 2


Multifunc ión

--

0,2S 2

Activa Activa y Reactiva Activa Activa Activa Activa y Reactiva Activa Activa Activa Activa y Reactiva Activa Activa y Reactiva

1 1 2 1 1 2 1 1 2 1 2 10)

Fuente: Norma NTC 5019. 2007-03-21

















Tabla 6. Medidores de energía y sus características eléctricas Tipo de medición

Medidor de energía

No. F No. H No. E

Activa, Activa, monofásico monofásico bifilar bifilar Activa, Activa, monofásico monofásico trifilar trifilar Directa Activa, Activa, bifásico bifásico trifilar trifilar Reactiva y/o activa, trifásico tetrafilar Activa, Activa, monofásico monofásico trifilar trifilar Semi-directa Activa Activa y/o reactiva, reactiva, trifásico trifásico trifilar trifilar Activa Activa y/o reactiva, reactiva, trifásico trifásico tetrafilar tetrafilar Activa Activa y/o reactiva, reactiva, trifásico trifásico trifilar trifilar Indirecta Activa Activa y/o reactriva, reactriva, trifasico tetrafil tetrafilar ar CONVENCIONES

1 1 2 3 1 3 3 3 3

2 3 3 4 3 3 4 3 4

1 1½ 2 3 1½ 2 3 2 3

Vr (V)

1)

Fr (Hz)

120 240 2x120/208 3x120/208 60 240 3x120 3x120/208 3x120 3x69,2/120

Características del medidor Ib (A) (A) 2) Medidor Medidor In

Imax

(A) estático (A)

(A) (A)

electromecánico

3)

CM (%) Medidor Medidor electromecánico estático

≤ 15 ≤ 10

-

≥ 60

≥ 400

≥ 600

-

5

≥6

-

-

≤ 30

-

No. F

Número de fases

No. H Número de hilos hilos

No. E Número de elementos elementos

Vr

Tensión de referencia

Fr CM

Frecuencia de referencia Cargabilidad del medidor

Ib

In

Imax

Corriente máxima

Corriente básica

Corriente nominal

Fuente: Norma NTC 5019. 2007-03-21 1.

2. 3.

Las tensiones de referencia indicadas en la tabla anterior corresponden a las requeridas requeridas para medidores a conectar en en un sistema con tensiones entre líneas de 208V o 240V y tensiones línea a neutro de 120V. En general la tensión de referencia del medidor debe corresponder a la tensión nominal del sistema eléctrico en el punto de conexión del medidor. También se permite la i nstalación de medidores multi-rango de tensión, siempre y cuando la tensión nominal del sistema eléctrico, en el punto de conexión del medidor esté dentro de los rangos rangos de tensiones para los los cuales se garantiza garantiza del medidor. medidor. En casos especiales especiales la corriente corriente nominal nominal puede ser de 1 A y en dicho dicho caso la corriente máxima máxima debe ser ser mayor o igual a 2 A. Para medición medición directa, la corriente corriente máxima máxima debe ser superior a la corriente a plena carga carga en el punto de conexión. Para Para las mediciones semi-directas e indirectas la corriente máxima del medidor debe ser mayor o igual al valor resultante de multiplicar la corriente nominal del T C por su factor de sobrecarga.

















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

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



















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

















11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Para la selección de los transformadores de corriente se debe determinar las corrientes primarias y secundarias necesarias para las cargas de diseño requeridas. 11.1

CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL

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

En donde:

















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

Circuitos a 13.2 kV Capacidad Relación instalada (kVA) de los TC 91 a 137 138 a 274 275 a 411 412 a 503 504 a 617 618 a 823 824 a 1029 1030 a 1234

5/5 10/5 15/5 20/5 25/5 30/5 40/5 50/5

Circuitos a 44 kV Capacidad instalada (kVA)

Relación de los TC

305 a 457 610 a 914 915 a 1372 1373 a 1715 1716 a 2058 2059 a 2743 2744 a 3658 3659 a 4572

5/5 10/5 15/5 15/ 5 20/5 25/5 30/5 40/5 50/5

















Para los transformadores de corriente con una corriente secundaria nominal de 1 A, se puede acordar un límite de rango inferior a 1 VA. Se permitirá que la carga conectada al transformador de corriente sea inferior al 25 % de la carga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de calibración de laboratorio que garantice la exactitud en dichos valores. Tabla 9. Selección del burden para transformadores de corriente. Tipo de medidor Electrónico Inducción

Clase

Burden [VA] [VA]

0.2 y 0.5 1y2 1 2

2.5 5 10 5

















Tabla 10. Selección de transformadores de medida



















11.6

CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (Idyn)

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

















En los transformadores destinados a ser instalados entre fase y tierra en las redes trifásicas para las que la tensión primaria nominal es un número dividido por 3, la tensión secundaria nominal debe ser uno de los valores antes indicados divididos por 3. 12.3

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TRANSFORMACIÓN

La relación de transformación debe ser un número entero o en su defecto t ener máximo un

















12.6

TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES COMBINADOS COMBINADOS

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



















La distancia mínima entre aldabas o barrajes del bloque de pruebas no debe ser inferior a 5mm.  Los tornillos y las aldabas no se deben deformar con el ajuste mínimo de apriete. 13.2

INTERRUPTORES TEMPORIZADOS

















4. Los transformadores de potencia principales conectados al equipo de medida, deben tener conexión en delta en el devanado primario. 5. En el local o patio debe existir un máximo de dos transformadores de potencia principales. 6. La potencia total instalada no supere 5 MVA. MVA.























































































































































norma conexion equipos de medida

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