HERRAMIENTAS ADMINISTRATIVAS PARA AUDITAR LA MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CLIENTES INDUSTRIALES

BLADIMIR GUTIÉRREZ MURIEL

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MECÁNICA PROGRAMA INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2010

HERRAMIENTAS ADMINISTRATIVAS PARA AUDITAR LA MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CLIENTES INDUSTRIALES

BLADIMIR GUTIÉRREZ MURIEL

Trabajo de Grado para optar el título de Ingeniero Electricista

Director: LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL

Ingeniero Electricista – Magíster en Sistemas de Generación Eléctrica. Profesor Hora Cátedra Programa de Ingeniería Eléctrica

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MECÁNICA PROGRAMA INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2010

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Nota de Aceptación:

Trabajo aprobado por el comité de grado en cumplimiento de los requisitos exigidos por la Universidad Autónoma de Occidente para optar el titulo de Ingeniero Electricista.

Ing. HENRY MAYA_________________ Jurado

Ing. LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL Director

Santiago de Cali, diciembre de 2010.

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CONTENIDO

pág.

GLOSARIO 10 INTRODUCCIÓN 12 1. MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL 13 2. MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CLIENTES INDUSTRIALES 15 2.1 MEDIDORES ELÉCTRICOS 15 2.1.1 Estructura de los medidores electromecánicos 16 2.1.2 Estructura de los medidores electrónicos o estáticos 17 2.1.3 Medidores multifuncionales activa reactiva 19 3. TRANSFORMADORES DE MEDIDA 20 3.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 20 3.1.1 Marca 22 3.1.2 Serie 22 3.1.3 Relación de transformación 22 3.1.4 Potencia 22 3.1.5 Frecuencia 22 3.1.6 Modelo 22 3.1.7 Transformadores de potencial 24

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4. TIPOS DE MEDICIÓN ELÉCTRICA 26 4.1 MEDICIÓN DIRECTA 26 4.2 MEDICIÓN SEMI INDIRECTA 26 4.2.1 Conexiones para sistemas de medición semi indirecta27 4.3 MEDICIÓN INDIRECTA 30 4.4 TELEMEDIDA 35 4.5 MEDIDA CENTRALIZADA 36 5. AUDITORÍA A MEDICIONES DE ENERGÍA 37 5.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS 37 5.2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 38 5.2.1 Casos 38 5.2.2 Transformador de corriente cortocircuitado 38 5.2.3 Desconexión total del medidor de energía 39 5.2.4 Derivación de acometida 39 5.2.5 Conexiones invertidas 40 5.2.6 Cambio de registros 40 5.2.7 Calibración del medidor por fuera de límites establecidos41 5.2.8 Instalación de transformadores de potencia por fuera del sistema de medición 41 5.2.9 Error de factor multiplicativo 43 5.2.10 Error en la toma de lecturas 43 5.2.11 Medidores no registrados en la base de datos 44 5.2.12 Error en facturación 44

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6. SELLOS PLÁSTICOS DE SEGURIDAD 45 7. HERRAMIENTAS ADMINISTRATIVAS PARA AUDITAR LA MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CLIENTES INDUSTRIALES 47 7.1 IDENTIFICACIÓN DE CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN CON NIVELES DE PÉRDIDAS ELEVADOS 49 7.2 ESTRUCTURA PARA IDENTIFICAR PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO 53 8. CONCLUSIONES 59 9. RECOMENDACIONES 60 BIBLIOGRAFÍA 61

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LISTA DE CUADROS

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Cuadro 1. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (100/5A) 29 Cuadro 2. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (150/5A) 29 Cuadro 3. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (200/5A) 29 Cuadro 4. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (300/5A) 30 Cuadro 5. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (400/5A) 30 Cuadro 6. Tipos de medida por nivel de tensión 33 Cuadro 7. Relaciones de transformación y múltiplos correspondientes para media tensión 35

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LISTA DE FIGURAS

pág. Figura 1. Representación gráfica de medidor monofásico de energía eléctrica 16 Figura 2. Fotografías de medidores electromecánicos 17 Figura 3. Representación esquemática de medidor de energía eléctrica estático multifuncional 19 Figura 4. Transformador de corriente con flujo de corriente entrando por K 21 Figura 5. Transformador de corriente con flujo de corriente entrando por S 21 Figura 6. Fotografía de placa de características de transformador de corriente 22 Figura 7. Fotografías de transformadores de corriente para baja tensión 23 Figura 8. Fotografía de transformadores de corriente uso exterior para media tensión 24 Figura 9. Fotografía de transformadores de potencial, uso exterior para media tensión 25 Figura 10. Fotografía de transformadores de potencial para media tensión 25 Figura 11. Fotografía de medición semi indirecta 26 Figura 12. Conexión para sistema de medición semi indirecta utilizando 3 TC’s por baja tensión. 27 Figura 13. Conexión para sistema de medición semi indirecta utilizando 2 TC's por baja tensión 28 Figura 14. Conexión para sistema de medición semi indirecta utilizando 1 TC’s por baja tensión. 28 Figura 15. Fotografía de sistema de medición indirecta 31 Figura 16. Conexión de medición indirecta a dos elementos 32 Figura 17. Conexión de medición indirecta a tres elementos 33

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Figura 18. Elementos que emplea la tecnología de medida centralizada 36 Figura 19. Fotografías de sistemas eléctricos deteriorados 38 Figura 20. Transformador de corriente cortocircuitado en bornera 39 Figura 21. Representación unifilar de medición sin derivación de acometida 39 Figura 22. Representación unifilar de medición con derivación de acometida 40 Figura 23. Diagrama unifilar de medición indirecta con un transformador de 225 kVA directo 42 Figura 24. Diagrama unifilar de medición indirecta para dos transformadores de potencia 43 Figura 25. Fotografía de medidor electrónico multifuncional sellado respectivamente 45 Figura 26. Fotografía de transformador de corriente con sello en bornera 46 Figura 27. Clases de sellos utilizados para el control en sistemas de medición 46 Figura 28. Gráfica Consumo kWh/mes versus meses 48 Figura 29. Procedimiento para realizar revisiones en terreno 51 Figura 30. Flujograma 54 Figura 31. Modelos de Terminales Portatiles de Lectura 57

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GLOSARIO

ACOMETIDA: alambre conductor derivado de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. BLOQUE DE PRUEBA: dispositivo de maniobra que permite conectar y desconectar las señales de tensión y/o corriente provenientes de los circuitos secundarios de los transformadores de medida que alimentan el medidor, sin necesidad de interrumpir el servicio al usuario. CLASE DE PRECISIÓN: características metrológicas del grupo de instrumentos y transformadores de medida que satisfacen requisitos metrológicos destinados a mantener los errores y variaciones permitidas, dentro de los límites especificados. COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: actividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los Usuarios finales. CLIENTE REGULADO: es aquel cuya tarifa de kW/h es la que aprueba la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG para el operador de red en cada actualización de cargos. CLIENTE NO REGULADO: consumidor que gracias a superar un nivel límite de consumo, puede negociar libremente la tarifa de suministro de electricidad con el comercializador que desee. Para considerarlo cliente no regulado se requiere tener una demanda promedio mensual de potencia mayor a 100 kW y de energía de 55 MWh - mes durante los últimos seis meses. EQUIPO DE MEDIDA: en relación con un punto de conexión lo conforman todos los transformadores de medida, medidores y el cableado necesario para ese punto de conexión. FACTOR DE POTENCIA: relación entre potencia activa (kW) y la potencia aparente (kVA) del mismo sistema eléctrico ó parte de él.

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KILOVAR-HORA (kVAr/h): unidad de energía desarrollada por un kilovar (kVAr) durante una hora de operación. KILOVATIO HORA (kW/h): unidad de energía desarrollada por un kilovatio (kW) durante una hora de operación. MEDICIÓN DIRECTA DE ENERGÍA: es aquella en la cual los conductores de la acometida se conectan directamente a los bornes del medidor. MEDICIÓN INDIRECTA DE ENERGÍA: es aquella en la cual, dada la magnitud de las tensiones y/o corrientes a las cuales está sometida la carga, no es posible conectar los conductores de la acometida directamente a los bornes del medidor; la conexión es a través de equipos auxiliares de medida (transformadores de potencial y/o transformadores de corriente). MEDIDOR DE ENERGÍA ACTIVA: es el instrumento que mide el consumo de energía activa en kilovatios - hora (kW/h) por la integración de la potencia activa en función del tiempo. MEDIDOR DE ENERGÍA REACTIVA: es el instrumento que mide el consumo de energía reactiva en kilovares - hora (kVAr/h) por la integración de la potencia reactiva en función del tiempo. SISTEMA DE MEDICIÓN CENTRALIZADA: sistema de medición de energía eléctrica agrupado en cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores individuales (Cuando aplique) y equipo de comunicación, que cuenta con operación remota para realizar lectura, suspensión y reconexión. TELEMEDICIÓN: es el conjunto de hardware y software asociado a un medidor de energía eléctrica que permite obtener datos del medidor remotamente, con el fin de que el comercializador u operador de red registre y obtenga en línea los consumos de energía, también permite la parametrización y control de otros variables como tensión, corriente y factor de potencia.

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INTRODUCCIÓN Este documento presenta los resultados de la investigación de conexiones no técnicas para la defraudación de energía eléctrica y cómo controlar las pérdidas eléctricas presentadas en el sistema de distribución. Para ello presenta una revisión bibliográfica sobre medidores y transformadores de medida con el fin de aclarar los tipos de medida eléctrica. Este documento solo está asociado a clientes industriales con sistemas de medición semi indirecta e indirecta. Aplicando conocimientos básicos sobre el funcionamiento, características e instalaciones de medidores y transformadores de medida eléctrica se establecen procedimientos para realizar balances de flujo de potencia para ejecutar revisiones y seguimientos a dichos clientes con el objetivo de tomar acciones preventivas y correctivas. Las empresas de servicios públicos de suministro de energía eléctrica y operadores de red tienen la necesidad de reducir el nivel de pérdidas para generar un cambio positivo en el ingreso, ya que el valor de la tarifa en $/kWh en el mercado regulado está asociado a las pérdidas reconocidas al operador de red, conforme a la aprobación de cargos según metodología expresada en la resolución CREG 097 DE 2008. Actualmente la Ley 143 de 1994 de la constitución Colombiana1 presenta como contravención la defraudación, cuyo control sugiere se realice a partir de revisiones con analizadores de red, balances de flujo de potencia generales, puntuales, seguimientos de consumos, empleando estrategias técnicas para corregir conexiones en mal estado y problemas administrativos. El desarrollo de este proyecto aplicativo partió de la experiencia obtenida en una empresa interventora llamada Nuevos Servicios Cali - SERCALI, contratista de EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI - EMCALI, encargada de controlar el nivel de pérdidas eléctricas presentadas en el sistema de distribución de la ciudad de Cali y recopilación de memorias de cálculo de ejercicios de clase, validando los procedimientos al tenor de las recomendaciones y exigencias de la Norma Técnica Colombiana NTC 20502 y del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE3. 1 COLOMBIA. LEYES, DECRETOS, ETC. Ley 143 de julio 11 de 1994. Por la cual se establece el

régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética. Bogotá D.C.: Diario Oficial No. 41.434, de 12 de julio de 1994. 2 INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN. Código Eléctrico

Colombiano. NTC 2050. Segunda actualización. Bogotá D.C.: ICONTEC, 2003. 3 COLOMBIA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Reglamento Técnico de Instalaciones

Eléctricas. RETIE. Resolución 181294. Bogotá D.C.: MINENERGIA, Agosto 6 de 2008.

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1. MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL

Las empresas comercializadoras y distribuidoras del servicio eléctrico han venido desarrollando proyectos de recuperación de pérdidas eléctricas con el objetivo de hacer uso eficiente de la energía eléctrica ya que garantiza la competitividad del negocio a mediano plazo obteniendo una mejor rentabilidad. Deben contar con un planeamiento adecuado de sus instalaciones a efectos de disminuir los costos de inversión, operación y mantenimiento; para ello deben desarrollar planes de expansión de redes que permitan, además de atender la demanda, operar y mantener sus instalaciones en forma eficiente. Por tal motivo resulta indispensable conocer las magnitudes de pérdidas técnicas y no técnicas de energía para tomar acciones preventivas y correctivas obteniendo así una mayor disponibilidad de la capacidad y menor degradación de las instalaciones, menores costos de explotación así como menor degradación del medio ambiente. Si bien esta reducción de pérdidas está asociada con la detección de problemas en la medida en sitio, no hay mucha información de la implementación de los procedimientos a seguir en el proceso de revisión y detección de problemas en la medida, solo se ejecutan revisiones a clientes que presenten quejas y reclamos, clientes con variación de consumo y clientes reincidentes con problemas en la medida eléctrica, lo cual significa que se ejecutan revisiones sin tener certeza de recuperación de energía en muchas ocasiones. En la ciudad de Santiago de Cali se han instalado sistemas de macro medición con lectura remota con el objetivo de identificar la energía suministrada desde cada uno de los transformadores a sus usuarios. De esta manera se puede cuantificar y controlar las pérdidas de energía caracterizando a las mismas de conexiones no técnicas de los usuarios de la red eléctrica o redes en mal estado. Con estos resultados se focaliza y prioriza la ejecución de actividades en terreno por mayor energía estimada a recuperar, de tal forma que se destinan los recursos a los nodos donde se tiene mayor posibilidad de recuperación. En la actualidad se ejecutan revisiones en sitio en el sector industrial únicamente teniendo en cuenta la variación de consumo. En la actualidad se han implementado sistemas tele medidos de macro mediciones de energía con lectura remota (Automatic Meter Reading AMR) y

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sistemas de gestión de corte y re conexión del servicio de energía a usuarios con medición centralizada (Advanced Metering Infraestructure - AMI). Un sistema de macro medición con lectura remota facilita el balance energético confiable a las empresas comercializadoras del servicio eléctrico relacionando cada uno de los transformadores a sus usuarios.

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2. MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CLIENTES INDUSTRIALES Este capítulo presenta, de manera ágil, los aspectos relevantes de los sistemas de medición de energía eléctrica con aplicación particular en clientes industriales, haciendo énfasis en los principios de generación eléctrica por estructura característica del campo magnético. Este fenómeno es fundamental para convertir energía eléctrica en energía mecánica o viceversa. Existe cuatro principios los cuales son aplicados:

Un conductor que porta corriente eléctrica genera un campo magnético a su alrededor.

Un campo magnético variable con el tiempo induce un voltaje en una bobina de alambre si pasa a través de esta. (Funcionamiento del transformador)

Un conductor que porta corriente en presencia de un campo magnético por un conductor experimenta una fuerza inducida sobre él. (Funcionamiento del motor)

Un conductor eléctrico que se mueva en presencia de un campo magnético tendrá un voltaje inducido en él. (Funcionamiento del generador) Los principios mencionados son empleados en la estructura de los medidores electromecánicos. 2.1 MEDIDORES ELÉCTRICOS Son instrumentos utilizados para cuantificar en valores representativos magnitudes eléctricas, como intensidad de corriente (I), carga (W), tensión (V), energía (kW/h), resistencia eléctrica (Ω), capacitancia e inductancia (L). El resultado de estas medidas se expresa normalmente en una unidad eléctrica estándar: Amperios, Culombios, Voltios, Julios, Ohmios, Faradios o Henrios4. Existen varios tipos de medidores dependiendo de su construcción, tipo de parámetro que mide, clase de precisión y conexión a la red eléctrica, los cuales 4 STHEPEN J. Chapman. Máquinas eléctricas. 3 ed. México: McGraw Hill, 2002.

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pueden ser representados como lo muestra en la figura 1 representa un medidor eléctrico monofásico. Las líneas punteadas representan la bobina de corriente y la bobina de voltaje las cuales están encerradas en un círculo que representa la interacción del campo magnético para convertir la energía eléctrica en energía mecánica y las flechas indican el flujo que recorre la corriente eléctrica a través del medidor. Figura 1. Representación gráfica de medidor monofásico de energía eléctrica 2.1.1 Estructura de los medidores electromecánicos. Existe en el área industrial sistemas de medición directa, semi indirecta o indirecta en donde se emplea como instrumento medidor de energía, el medidor a inducción de disco desarrollado por Schlumberger en 1888, el cual consiste en un contador que funciona al igual que un motor bifásico de inducción. Posee dos bobinas al igual que un Vatímetro, una bobina de tensión y otra de corriente, sólo que la bobina de corriente se descompone en dos bobinas en serie devanadas en diferente sentido. La bobina de tensión produce un campo magnético 90º en atraso a la tensión y las bobinas de corriente producen un campo magnético en fase y a 180º de la corriente, la que a su vez está en fase con la corriente de la carga si ésta es resistiva pura. Ya que estas bobinas están espacialmente separadas entre sí y los campos magnéticos están desfasados 90º, se producirá un campo magnético giratorio. Además se tiene un disco de aluminio entre las bobinas de tensión y corriente ocasionando corrientes parásitas en éste que interactúan con el campo magnético giratorio produciendo un torque en el mismo sentido de éste. Además se dispone de un imán para el frenado del disco para que éste gire a rapidez constante y en estado estacionario la rapidez de giro del disco será proporcional a la potencia activa de la carga. Esto permite mediante un mecanismo usar un contador para así medir la energía consumida por la carga.

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Estos medidores son diseñados para trabajar con corrientes y tensiones sinusoidales a frecuencia industrial por lo cual cualquier alteración a estos parámetros producirá una indicación errónea a favor o en contra del cliente consumidor5. Estos medidores electromecánicos son empleados en las pequeñas industrias donde existen sistemas de medición trifásica directa y anteriormente se utilizaban en los sistemas de medición semi indirecta e indirecta. En la figura 2 se presenta dos fotografías. La fotografía del lado izquierdo muestra dos medidores trifásicos de directa con su respectivo totalizador trifásico cada uno. Y al fotografía del lado derecho muestra dos medidores uno de energía activa y el otro de energía reactiva los cuales eran empleados para sistemas de medición semi indirecta e indirecta. Figura 2. Fotografías de medidores electromecánicos

2.1.2 Estructura de los medidores electrónicos o estáticos. La potencia real se calcula a partir de la señal de potencia instantánea, la cual se genera al multiplicar las señales de corriente y tensión. Estos datos por fase son sumados 721 veces en datos de 60 ciclos antes de ser enviado al microprocesador de registro. Un filtro de paso bajo extrae el componente de la potencia real. Este enfoque calcula la potencia real correctamente hasta en casos de ondas de corriente y tensión no sinusoidales con todos los factores de potencia. Todo el procesamiento de señales, como filtrado y multiplicación, se hace digitalmente 5 H.G Zublin. El contador eléctrico, 1997. Citado por Ospina Canencio, Jorge Iván. Influencia de la

distorsión armónica en los medidores monofásicos de energía. Trabajo de grado Ingeniero Electricista. Cali: Universidad Autónoma de Occidente. Facultad de Ingeniería, 2009. 73p.

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para asegurar alta estabilidad con respecto a la temperatura y al tiempo. También dentro del chip se encuentran dos convertidores digital-a-frecuencia, uno que produce una salida de baja frecuencia; el otro con una salida de alta frecuencia. En ambos casos, la frecuencia del pulso de salida de los convertidores digital-a-frecuencia varía con el valor de la potencia real disipada en el tiempo. Aún más, el chip ofrece un rango de frecuencias de salida, seleccionables por el diseñador, para ajustarse a la mayoría de los medidores. La salida de baja frecuencia, debido a su largo tiempo de acumulación entre pulsos, tiene una frecuencia que es proporcional al promedio de la potencia real6. La salida de alta frecuencia, con su tiempo de acumulación más corto, es proporcional a la potencia instantánea. Como resultado, la salida de alta frecuencia es útil para calibrar el medidor bajo condiciones de carga constante. Desplazamiento inherente en los diversos circuitos análogos del medidor y usa el valor en el cálculo de la energía eléctrica medida que compense los errores de desplazamiento. El medidor emplea funciones de prueba iniciadas manual Automáticamente para comprobar el funcionamiento del procesador y otros circuitos críticos del medidor. La figura 3 ilustra conexiones para un medidor estático para sistemas de medición semi indirecta o indirecta. Donde las líneas punteadas horizontales representa las bobinas de corriente y las líneas punteadas verticales representa las bobinas voltaje encerradas por un circulo cada conjunto de corriente y voltaje representando de esta manera la interacción que presenta el campo magnético para realizar la conversión de energía eléctrica en energía mecánica, su conexión interna entre las bobinas de voltaje es una conexión en estrella ya que el neutro es común para las tres fases, las flecha indican el flujo de las señales de corriente y señales de voltaje. (Ver Figura 3, página siguiente). 6 Manual medidor electrónico Quantum Schlumbreger, funcionamiento y parametrización. Citado

por Ospina Canencio, Jorge Iván. Influencia de la distorsión armónica en los medidores monofásicos de energía. Trabajo de grado Ingeniero Electricista. Cali: Universidad Autónoma de Occidente. Facultad de Ingeniería, 2009. 73p.

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Figura 3. Representación esquemática de medidor de energía eléctrica estático multifuncional

2.1.3 Medidores multifuncionales activa reactiva. Registran el consumo de energía activa y reactiva de clientes que presentan consumos considerables. Estos medidores trabajan con señales de tensión, corriente y son utilizados en el 95 % de la industria. Su precisión varía entre clase 1, clase 0.5 y clase 0.5s. La clase del medidor define la exactitud con que el medidor registra el consumo de la energía eléctrica teniendo en cuenta que entre menor sea la clase menor es el error de medición. Debido a lo mencionado los equipos de medición también son más costosos entre menor sea la clase de precisión. Son utilizados en grandes clientes donde el consumo de energía es muy grande. Estos medidores pueden conectarse con sistemas de comunicación para obtener información del registro de energía sin dirigirse al sitio donde se encuentra instalado para la toma de lecturas. A este sistema se le denomina tele medida.

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3. TRANSFORMADORES DE MEDIDA Son elementos encargados de tomar señales de la red ya bien sean tensiones o corrientes muy grandes que no son posibles medirlas directamente, facilitando la medida indirectamente haciendo cálculos matemáticos muy simples. 3.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Los transformadores de corriente son bobinas de cobre con especificaciones y capacidades, de alta precisión en los cuales la relación de las corrientes primarias a secundarias es una constante conocida que cambia muy poco con la carga. El ángulo de fase entre ellas es pequeño, en general mucho menor que un grado. El funcionamiento básico toma un flujo de corriente en un determinado conductor y enviar una señal al respectivo equipo de medición. Los transformadores de corriente tienen capacidad para grandes niveles de tensión y también son usados en la coordinación de protecciones eléctricas. La diferencia que existe en un transformador de corriente de medición con un transformador de corriente para coordinación de protecciones es que el transformador de corriente para medición presenta saturación cuando llega a los límites establecidos de placa de característica, los transformadores que son utilizados en equipos de protección no se saturan ya que ellos deben medir y presenciar los momentos de falla del sistema eléctrico debido a que los relés de coordinación de protección deben tomar decisiones al respecto. Los transformadores de corriente tienen una polaridad con sus respectivas marcas y deben ser usadas adecuadamente ya que se refieren a los caminos que recorren las corrientes. En la figura 4 presenta un transformador de corriente donde el flujo corriente está entrando por el lado marcado con una K la salida del transformador de corriente por el bobinado secundario será X1.

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Figura 4. Transformador de corriente con flujo de corriente entrando por K.

En la Figura 5 el flujo de corriente está entrando al transformador de corriente por el lado marcado con una S la salida del transformador de corriente por el bobinado secundario será X2. Figura 5. Transformador de corriente con flujo de corriente entrando por S

La información que presenta la placa de características es de gran importancia como lo es para cualquier aparato eléctrico. A continuación se presenta en la figura 6 una placa de características y se explica cada una de sus especificaciones.

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Figura 6. Fotografía de placa de características de transformador de corriente.

3.1.1 Marca. Es la identificación que le da el fabricante del transformador de corriente. 3.1.2 Serie. Es la segunda identificación que le da el fabricante y es única para cada uno de los transformadores de corriente ya que serán registrados en los archivos de las empresas prestadores del servicio eléctrico. 3.1.3 Relación de transformación. Es la relación de la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal. 3.1.4 Potencia. La potencia de los Transformadores de corriente viene dada en VA y denota cuantos aparatos pueden ser conectados a él. 3.1.5 Frecuencia. Es el número de oscilaciones que realiza la onda senoidal en un segundo y es el rango donde se puede conectar el transformador de corriente. 3.1.6 Modelo. Clasifica el estilo del transformador, color, material, etc y es estipulada por el fabricante.

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La figura 7 muestra en la fotografía del lado izquierdo dos transformadores de corriente para baja tensión sin instalar. En la fotografía del lado derecho muestra un conjunto de tres transformadores de corriente instalados y sellados para un sistema de medición semi indirecta por baja tensión. Figura 7. Fotografías de transformadores de corriente para baja tensión

Este tipo de transformadores para baja tensión tienen las siguientes relaciones de transformación según la Norma Técnica Colombiana NTC 5019 (Segunda actualización): 100/5 A, 150/5 A, 200/5 A, 300/5 A, y 400/5 A. Para medición por baja tensión únicamente se pueden medir hasta transformadores de potencia 150 kVA, Por lo que se utilizarían transformadores de corriente con relación 400/5A. Para sistemas de medición de transformadores de potencias superiores a los 150 kVA se requieren transformadores de corriente para media tensión los cuales tienen relaciones de transformación de 5/5A; 10/5A; 15/5A; 20/5A; 25/5A; 30/5A; 35/5A; 40/5A; 50/5A; 60/5A; y el de 100/5 A. Según la Norma Técnica Colombiana NTC 5019 (segunda actualización) En la figura 8 muestra una subestación aérea en configuración H la cual tiene instalados dos transformadores de corriente para media tensión ubicados en los extremos y dos transformadores de tensión en el medio, tipo intemperie. (Ver Figura 8, página siguiente).

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Figura 8. Fotografía de transformadores de corriente uso exterior para media tensión 3.1.7 Transformadores de potencial. Se denomina transformador de potencial a una máquina eléctrica estática que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal, esto es, sin pérdidas. Los transformadores usados para sistemas de medición pueden ser para el registro de energía eléctrica o para la coordinación de protecciones. Al igual que los transformadores de corriente el transformador para medición de energía presenta saturación cuando llega a los límites establecidos de placa de característica, los transformadores que son utilizados en equipos de protección no se saturan ya que ellos deben medir y presenciar los momentos de falla del sistema eléctrico debido a que los relés de protección deben tomar decisiones al respecto. En la figura 9 se presenta una subestación aérea tipo intemperie en configuración H la cual tiene instalado en los externos dos transformadores de corriente y en la mitad dos transformadores de tensión para un sistema de medición indirecta por media tensión. (Ver Figura 9, página siguiente).

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Figura 9. Fotografía de transformadores de potencial, uso exterior para media tensión

La figura 10 presenta una fotografía de dos transformadores de tensión para media tensión tipo intemperie. Figura 10. Fotografía de transformadores de potencial para media tensión

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4. TIPOS DE MEDICIÓN ELÉCTRICA 4.1 MEDICIÓN DIRECTA Es un sistema donde el registro de energía eléctrica se realiza directamente de la red conectando la acometida directamente a la bornera del medidor y es utilizado a nivel residencial e industrial en ocasiones donde no existan cargas superiores a 100 Amperios. Existen muchas clases de medidores que realizan medición directa los cuales pueden ser electromecánicos o electrónicos. 4.2 MEDICIÓN SEMI INDIRECTA Sistema de medida con señales de tensión directamente de la red y señales de corriente indirectamente medidas por transformadores de corriente instalados en la acometida. Se utiliza únicamente para medir transformadores de potencia hasta 150 kVA y con tensiones línea a línea no superiores a los 440V. Es decir un sistema para baja tensión. La figura 11 muestra un sistema de medición semi indirecta para baja tensión instalado. Cumpliendo con la Norma Técnica Colombiana 5019 donde se ve claramente cada uno de sus componentes. Figura 11. Fotografía de medición semi indirecta

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4.2.1 Conexiones para sistemas de medición semi indirecta. Los sistemas de medición semi indirecta deben cumplir con polaridades de elementos (TC`S) y con las siguientes conexiones presentadas por la Norma Técnica Colombiana NTC 5019 (Segunda Actualización) según sea la necesidad del cliente industrial. Para el caso de la figura 12 se presenta una conexión de un sistema de medición semi indirecta el cual es empleado en sistemas trifásicos para potencias superiores a 50 kVA ya que posee tres transformadores de corriente los cuales envían señales al respectivo medidor con señales de voltaje donde ambas señales deben coincidir para la misma fase según Norma Técnica Colombiana NTC 5019. Figura 12. Conexión para sistema de medición semi indirecta utilizando 3 TC’s por baja tensión.

Para el caso de la figura 13 (Ver página siguiente), se emplea en clientes que tengan un sistema monofásico trifilar con un consumo superior a 37.5 kVA donde se emplean únicamente dos transformadores de corriente. De la misma manera que el anterior las señales de corriente y voltaje deben coincidir para cada fase según Norma Tecnica Colombiana NTC 50197. 7 INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN. Establecer las

características adecuadas de los equipos utilizados para medición de energía eléctrica (medidores, transformadores para instrumentos de medida, equipos auxiliares de medida, etc.). NTC 5019. Segunda actualización. Bogotá D.C.: ICONTEC, 2007.

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Figura 13. Conexión para sistema de medición semi indirecta utilizando 2 TC's por baja tensión

Figura 14. Conexión para sistema de medición semi indirecta utilizando 1 TC’s por baja tensión.

Los sistemas de medición semi indirecta son usados para el registro de grandes proporciones de energía eléctrica. Por lo tanto la diferencia de lectura actual con lectura anterior debe ser ajustada por un valor multiplicativo el cual sale de la relación de transformación de los transformadores de corriente utilizados. En los Cuadros del 1 al 5, se presentan las relaciones de transformación de varios transformadores de corriente y sus respectivos valores multiplicativos. Contempladas en la Norma Técnica Colombiana NTC 5019 (segunda actualización)8. Ejemplo: si se tiene un transformador de corriente de 200 Amperios a 5 Amperios (200/5 A) se dice que el valor multiplicativo es 40. Solamente se divide el valor de la corriente primaria entre el valor de la corriente secundaria. 8 Ibíd.,

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Cuadro 1. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (100/5A)

Cuadro 2. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (150/5A)

Cuadro 3. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (200/5A)

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Cuadro 4. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (300/5A)

Cuadro 5. Relación de transformación y múltiplos correspondientes para baja tensión (400/5A)

4.3 MEDICIÓN INDIRECTA Sistema de medición que emplea señales de corriente y tensiones indirectamente tomadas por transformadores de corriente y transformadores de potencial de media y alta tensión como lo son para este caso 13.200 V o 34.500 V. Se utiliza para medir clientes industriales los cuales posean potencias mayores a 150kVA. En la figura 15 la fotografía es de un gabinete para media tensión en el cual se encuentra instalado un sistema de medición indirecta. Dos transformadores de corriente y dos transformadores de voltaje.

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Figura 15. Fotografía de sistema de medición indirecta

La figura 16 muestra los elementos y la conexión que se debe realizar en un sistema de medición indirecta por media tensión a dos elementos. En la parte superior se presenta la conexión que se realiza en los transformadores de corriente y los transformadores de potencial hasta llegar al transformador de potencia. En la parte inferior se representan las borneras de cada uno de los transformadores de medida y sus conexiones pasando por el bloque de prueba tipo cuchilla hasta llegar a la bornera del equipo de medidor. Regida la conexión por la Norma Técnica Colombiana NTC 50199. (Ver Figura 16, página siguiente). 9 Ibíd.,

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Figura 16. Conexión de medición indirecta a dos elementos

En la figura 17 se presenta la conexión de un sistema de medición para media o alta tensión a tres elementos el cual emplea tres transformadores de corriente y tres transformadores de tensión los cuales aparecen en la parte superior. Conectados entre ellos la parte de potencia hasta llegar al transformador de potencia. En la parte inferior se presenta cada una de las borneras de los transformadores de medida y su respectiva conexión de señales pasando por el bloque de prueba tipo cuchilla hasta llegar a la bornera del medidor. Regida la conexión por la Norma técnica Colombiana NTC 5019.

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Figura 17. Conexión de medición indirecta a tres elementos En el Cuadro 6, tomado de la Norma Técnica Colombiana NTC 5019, presenta cuáles son los sistemas de medición apropiados para cada caso, teniendo en cuenta el nivel de tensión. (Ver Cuadro 6, página siguiente).

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Cuadro 6. Tipos de medida por nivel de tensión

Para hallar el valor multiplicativo del sistema de medición indirecta se requiere realizar cálculos matemáticos sencillos. Factor multiplicativo = (Relación de transformación TC)* (Relación de transformación de TP) Ejemplo:

En el Cuadro 7, basado de la Norma Técnica Colombiana NTC 5019 se especifican relaciones de transformación de transformadores de corriente, transformadores de potencial y valores multiplicativos correspondientes a cada uno. (Ver Cuadro 7, página siguiente).

NIVEL DE TENSIÓN TENSIÓN

SISTEMA DE

ALIMENTACIÓN TIPO DE MEDICIÓN.

Directa,

semi indirecta

Monofásico trifilar. Directa,

Trifásico tetrafilar. semi indirecta

Media Tensión. 13.200 V. Trifásico Indirecta

Media Tensión. 34.500 V. Trifásico Indirecta

Alta Tensión 115.000 V. Trifásico Indirecta

Baja Tensión 208 / 120 V. Monofásico bifilar

Baja Tensión 240 / 208 V.

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Cuadro 7. Relaciones de transformación y múltiplos correspondientes para media tensión

4.4 TELEMEDIDA El sistema de telemedida de energía eléctrica consumida por los diferente usuarios transforma las unidades de consumo eléctrico kW/h de cada usuario en señales transmisibles y legibles por los microprocesadores correspondientes. Estas señales son enviadas por medio de una línea telefónica a una central denominada Telecontrol donde realizan programación para la toma de datos las veces que sea necesario para obtener una facturación segura y oportuna. Es ideal para grandes clientes donde el consumo es considerable y en clientes que han tenido problemas con la defraudación. Debido a que la información es

RELACIÓN

TC

RELACIÓN

TP

MULTIPLO

NIVEL 2

RELACIÓN

TP

MULTIPLO

NIVEL 3

5/5A 13200/120V 110 34500/120V 288

5/5A 13200/110V 120 34500/110V 314

10/5A 13200/120V 220 34500/120V 575

10/5A 13200/110V 240 34500/110V 627

15/5A 13200/120V 330 34500/120V 862

15/5A 13200/110V 380 34500/110V 941

20/5A 13200/120V 440 34500/120V 1150

20/5A 13200/110V 480 34500/110V 1254

25/5A 13200/120V 550 34500/120V 1438

25/5A 13200/110V 600 34500/110V 1568

30/5A 13200/120V 660 34500/120V 1725

30/5A 13200/110V 720 34500/110V 1882

35/5A 13200/120V 770 34500/120V 2013

35/5A 13200/110V 840 34500/110V 2196

40/5A 13200/120V 880 34500/120V 2300

40/5A 13200/110V 960 34500/110V 2509

45/5A 13200/120V 990 34500/120V 2588

45/5A 13200/110V 1080 34500/110V 2823

50/5A 13200/120V 1100 34500/120V 2875

50/5A 13200/110V 1200 34500/110V 3136

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detallada de la variación de consumo, si el medidor ha sido desenrgizado, si no se ha presentado registro, potencia activa o reactiva. La telemedida se realiza diariamente y en el caso de que no se pueda realizar mediante el sistema se manda a terreno técnicos para que la realicen directamente desde el medidor instalando un computador portátil configurado con programación para la toma de datos de los medidores mediante una sonda de fibra óptica. 4.5 MEDIDA CENTRALIZADA Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores individuales cuando aplique) y equipo de comunicación, que cuenta con operación remota para realizar lectura, suspensión y reconexión. Este sistema permite obtener balances energéticos de determinados sectores donde se encuentre instalado el sistema con el fin de agilizar la suspensión o reconexión a clientes asociados al sistema. El sistema de comunicación puede emplear un modem celular instalado en las cajas maestras para evitar lecturas, balances energéticos facilitando el corte y reconexión. También se emplea Internet típicamente como protocolo de telecomunicación desde el centro de gestión empleando comunicación de datos GPRS (General Packet Radio Service) a 52000 BPS (Bits por Segundo). Modo de conexión (Always conected). Figura 18. Elementos que emplea la tecnología de medida centralizada

Fuente: CARDOZO, Myrna. Tecnología de la medida centralizada. Colombia: Electricaribe, 2010. 1 archivo de computador.

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5. AUDITORÍA A MEDICIONES DE ENERGÍA Es una inspección y análisis de los flujos de energía en un circuito determinado, con el objetivo determinar la eficiencia del mismo con respecto a indicadores de perdidas. Generalmente se lleva a cabo la auditoria para reducir la energía despachada que no es facturada o registrada en algún tipo de frontera (Distribución o Transmisión). Para las empresas de distribución en Colombia, la resolución CREG 097 DE 2008 establece la metodología para calcular las perdidas reconocidas, las cuales son el punto de referencia de estas empresas para planear estratégicamente un plan de reducción de las mismas, con el objetivo de aumentar su ingreso. Es importante entonces conocer las pérdidas de energía presentes en los circuitos de distribución, tanto en su componente técnica como la no técnica, así como la metodología bajo la cual se determinan dichas pérdidas. 5.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS Las pérdidas técnicas se presentan en todos los niveles de tensión causadas por:

Conexiones en mal estado.

Sistemas eléctricos deteriorados.

Sobre dimensionamiento de sistemas de medición.

Aisladores en las redes de media tensión en mal estado.

Transformadores sobredimensionados y en mal funcionamiento.

Medidores en mal estado. (Incluye TC`s y TP`s)

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Figura 19. Fotografías de sistemas eléctricos deteriorados

5.2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Las perdidas no técnicas son las que no están asociadas a la instalación eléctrica, pueden ser administrativas del comercializador, por defraudación de fluidos o problemas en el balance del operador de red. 5.2.1 Casos. En la actualidad existen gran cantidad de casos que se presentan en terreno con los sistemas de medición. La única forma de detectarlos es contar con personal administrativo y operativo debidamente calificado. 5.2.2 Transformador de corriente cortocircuitado. Cuando se habla de un transformador de corriente cortocircuitado es porque se ha realizado una conexión con un conductor entre la bornera del transformador de corriente. Causando este la cancelación de la señal de corriente que es enviada al medidor. Este es uno de las conexiones no técnicas que realizan clientes para evadir el cobro real del consumo eléctrico. A continuación se presenta un ejemplo en la figura 20.

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Figura 20. Transformador de corriente cortocircuitado en bornera 5.2.3 Desconexión total del medidor de energía. En sectores industriales existen usuarios que desconectan totalmente el sistema de medición con el fin de que el cobro sea realizado por promedio y no por consumo real. 5.2.4 Derivación de acometida. En ocasiones existen clientes que realizan derivaciones en la acometida que resultan difícil de detectar visualmente ya que las realizan subterráneas realizando obras civiles que dificultan las respectivas revisiones. A continuación se explica cómo detectar una acometida derivada. Las corrientes medidas en la parte aérea deben ser iguales a las corrientes medidas en donde se encuentra alojado el medidor, midiéndolas al mismo tiempo. Este caso se puede realizar para cualquier equipo de medición. Figura 21. Representación unifilar de medición sin derivación de acometida

Si I1 = I2 no existe derivación en la acometida.

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Las corrientes medidas en la parte aérea no son iguales a las corrientes medidas en donde se encuentra alojado el medidor, midiéndolas al mismo tiempo. Este caso. Figura 22. Representación unifilar de medición con derivación de acometida

Este procedimiento se puede realizar para cualquier equipo de medición. De acuerdo a la figura 22 se determina que si I1 ≠ I2 existe derivación en la acometida. Por lo tanto debe ser inspeccionada físicamente si se encuentra subterránea o canalizada. 5.2.5 Conexiones invertidas. Este tipo de intervención es realizada por los usuarios ya que está al alcance de cualquier persona que tenga algo de conocimiento en la parte eléctrica. El objetivo es reducir el registro de la energía eléctrica. Solo consta de realizar cambio en polaridad de la entrada y salida de los medidores, o transformadores de medida ya bien sea en medición directa, semi indirecta o indirecta. Para el control de este tipo de conexiones se requiere realizar una revisión por año en terreno al equipo de medida e instalar sellos de seguridad que no sean fácil de manipular ya que existen diferentes tipos de sellos. 5.2.6 Cambio de registros. Este es un tipo de anomalía se presenta frecuentemente en los medidores electromecánicos teniendo en cuenta la placa de características. Todos los medidores electromecánicos presentan una relación de giros con respecto al kW/h y en muchas ocasiones usuarios realizan cambios

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en la piñonearía con el fin de cambiar la relación de registro ocasionando un registro inferior al real consumido. A continuación se presentan dos ejemplos básicos para realzar auditoría a estos equipos: Ejemplo 1 Se toma de la placa de características Rev/ kW/h 75 revoluciones/kW/h. Esto significa que cada 75 giros que de el disco el medidor debe registrar 1 kW/h, para agilizar el proceso se toma el 10 %, Para este caso y solo se toma la muestra de 7 giros y medio y el medidor debe registrar una décima de kW/h. o simplemente contar las 75 vueltas del disco y el registrador debe contabilizar 1 kW/h Ejemplo 2 Conectar un medidor certificado en serie a la misma carga y realizar las comparaciones en ambos medidores. 5.2.7 Calibración del medidor por fuera de límites establecidos. Este acontecimiento se presenta por tres factores:

En la actualidad existen equipos de medición instalados los cuales tiene muchos años de uso y por desgaste en piñonearías o rozamientos del disco giratorio en medidores electromecánicos presenta un error negativo de calibración por fuera de los límites establecidos según Norma Técnica Colombiana NTC 2423.

El equipo de medida electromecánico es manipulado internamente ajustando el imán de frenado o realizando agujeros a la tapa de cristal del medidor para el frenado del disco giratorio con objetos extraños al medidor. Para el caso de los medidores digitales solo cambian el valor de las resistencias ubicadas en las entradas de señal de tensión en el circuito interno del medidor. 5.2.8 Instalación de transformadores de potencia por fuera del sistema de medición. Frecuentemente en muchas fábricas existe la necesidad de realizar ajustes de capacidad en el sistema eléctrico debido al crecimiento de la industria. Pero existen ingenieros y técnicos electricistas que realizan ajustes y cambios de

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acometidas sin tener en cuenta el sistema de medición causándole saturación a los transformadores de medida o en muchas ocasiones dejando líneas y hasta transformadores de potencia directos. Un sistema de medición saturado se presenta cuando el usuario está usando más potencia eléctrica de la contratada lo cual ocasiona daño en transformadores de medida o en los respectivos medidores. En la figura 23 se presenta un diagrama unifilar de un sistema eléctrico medido indirectamente pero con un transformador de potencia de 225 kVA directo. Figura 23. Diagrama unifilar de medición indirecta con un transformador de 225 kVA directo

En la figura 24 se presenta un diagrama unifilar de un sistema eléctrico medido por media tensión de la forma correcta. (Ver Figura 24, página siguiente).

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Figura 24. Diagrama unifilar de medición indirecta para dos transformadores de potencia

5.2.9 Error de factor multiplicativo. El múltiplo del sistema de medición instalado en terreno no coincide con la base de datos del sistema, ocasionando pérdidas eléctricas ya bien sea para los usuarios o la empresa comercializadora del servicio eléctrico. Este problema se debe a que se realizan aumentos o disminución de capacidad eléctrica sin autorizaciones por no realizar procesos requeridos por las empresas prestadoras del servicio eléctrico. Una de las formas de detectar un cliente con estas especificaciones es que su consumo de energía se eleva considerablemente por lo cual se debe enviar técnicos al predio para ejecutar inspección, revisión al equipo de medida y comparando capacidad del equipo de medición con la carga instalada. 5.2.10 Error en la toma de lecturas. En la actualidad se presenta este inconveniente frecuentemente debido a que anteriormente se instalaban los equipos de medición sin tener en cuenta la normatividad técnica por lo tanto existen medidores a gran altura, o gabinetes con visores en mal estado causando este inconveniente al momento de la toma de lecturas. También existen medidores electrónicos multifuncionales que presentan el registro de la energía por franjas por lo que en ocasiones hay que realizar las lecturas de energía activa o reactiva y sumarlas manualmente, por falta de capacitación a técnicos que realizan la toma de lecturas se presenta este tipo de errores.

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5.2.11 Medidores no registrados en la base de datos. Las empresas prestadoras del servicio eléctrico deben realizar revisiones generales frecuentemente ya que existen usuarios que instalan sistemas de medición sin autorización con el fin de crear visualmente de que el predio posee sistema de medición pero no es registrado en la base de datos de la empresa comercializadora del servicio eléctrico. Este error en muchas ocasiones se da por que el cliente está en la libertad de adquirir su equipo de medida, pero lo realiza sin tener la orientación al respecto. En otras ocasiones lo realizan por parte de usuario para evadir el cobro de la energía eléctrica y otra de las causas es que los lectores no pasan información al respecto de que el medidor no aparece registrado en la Terminal portátil de lectura TPL. 5.2.12 Error en facturación. Este inconveniente administrativo es causado por la confluencia de lecturas, error del factor multiplicativo, medidores no registrados en la base de datos, predios desocupados, clientes suspendidos del servicio eléctrico o clientes promediados teniendo su respectivo sistema de medición. La facturación debe ser correcta y oportuna.

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6. SELLOS PLÁSTICOS DE SEGURIDAD Los sellos de seguridad son de diferentes tipos, variedad de materiales y seriados los cuales son usados en laboratorios de calibración y las empresas comercializadoras del servicio eléctrico. Son de gran ayuda para el control de las perdidas eléctricas debido a deben estar cerrados y mantener toda su composición física de construcción. Los seriados y el tipo de sello deben coincidir con la base de datos en el momento de la revisión técnica. La figura 25 presenta una fotografía con la ubicación de algunos de los sellos utilizados. Figura 25. Fotografía de medidor electrónico multifuncional sellado respectivamente

La figura 26 muestra un transformador de corriente sellado en la tapa bornera con un sello plástico tipo ancla el cual debe ser seriado y registrado en la base de datos de la empresa comercializadora. (Ver Figura 26, página siguiente).

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Figura 26. Fotografía de transformador de corriente con sello en bornera

En la figura 27 Se presentan varios tipos de sellos empleados en la actualidad por empresas comercializadoras del servicio eléctrico para tener control en los equipos de medición. Las dos fotos superiores son sellos acrílicos de rotcil seriados respectivamente y las fotos inferiores son sellos tipo ancla seriados respectivamente. Figura 27. Clases de sellos utilizados para el control en sistemas de medición Fuente: Sellos para el control de sistemas de medición [en línea]. Estados Unidos: Google site, s.f. [consultado octubre de 2010]. Disponible en internet: http://www.google.com/images?hl=es&xhr=t&q=sellos+plasticos+de+seguridad&cp=17&pq=http://www.agromotores.com&um=1&ie=UTF-8&source=og&sa=N&tab=wi&biw=986&bih=556.

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7. HERRAMIENTAS ADMINISTRATIVAS PARA AUDITAR LA MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CLIENTES INDUSTRIALES

Teniendo en cuenta que las pérdidas de energía se presentan en toda la cadena del sistema eléctrico, desde la generación hasta el usuario final, se presentan a continuación las herramientas administrativas para realizar la planeación y control de reducción de dichas pérdidas las cuales deben ser controladas por cada uno de los integrantes del negocio de la energía. Operador de red, comercializador, distribuidor y hasta el mismo usuario final. - Monitorear el indicador de pérdidas del operador de red, este es el punto de referencia, teniendo en cuenta las pérdidas reconocidas por la CREG al distribuidor. - Identificar los circuitos con alto nivel de pérdidas eléctricas, esta actividad dentro de la auditoria de pérdidas es esencial, para no incurrir en gastos innecesarios y poder focalizar el plan de reducción o control de perdidas. - Realizar revisión técnica de la medida de cada circuito, tanto en distribución, transmisión y generación. - Realizar la asociación de los clientes de cada circuito para obtener un balance del mismo. - Identificar los grandes consumidores con su respectiva revisión técnica en terreno teniendo en cuenta la variación de consumo, según su proceso y dinámica de producción - Realizar balances de energía a los transformadores de distribución de las subestaciones asociado a los circuitos industriales. - Realizar revisión del proceso de facturación (ciclos y periodicidad), múltiplos en terreno y en factura, asociación de clientes a circuitos (Amarre) y verificar que todos los clientes estén en el sistema de facturación del comercializador u operador de red.

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- Realizar seguimiento a clientes que presenten variación de consumo, clientes cortados y suspendidos. La figura 28 representa una gráfica Consumo kWh versus meses obtenida de un cliente con una variación de consumo a la baja. Se puede observar claramente durante el periodo de enero a marzo un consumo de 10.000 kWh/mes y apartir del mes de abril hasta julio hay una disminución de consumo significante que es de 5000 kWh/mes, por lo tanto este cliente requiere ser visitado para ejecutar una respectiva revisión y verificar las causas de la referida disminución de consumo. Figura 28. Gráfica Consumo kWh/mes versus meses

La variación de consumo se puede presentar por factores como: - Predio desocupado. - Cambios de maquinarias eléctricas obsoletas por maquinarias modernas. - Control de factor de potencia. - Clientes realizan campañas de optimización de la energía eléctrica.

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- Nivel de producción bajo. - Nivel de producción Alto. - Manipulación del sistema de medición.

7.1 IDENTIFICACIÓN DE CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN CON NIVELES DE PÉRDIDAS ELEVADOS Para identificar los circuitos se requiere información detallada de: - Verificar las medidas para cada uno de los circuitos. - Caracterizar cada uno de los circuitos eléctricos con el fin de tipificarlos como industriales, comerciales o residenciales.

- Análisis e instalación de macro mediciones por baja tensión y media tensión para circuitos netamente industriales. - Análisis e Instalación de sistemas de medición testigo para grandes clientes y otras comercializadores. - Programar inspección una o dos veces al año con el objetivo verificar conexiones, cable control, placa de características y remarcado de transformadores de corriente y transformadores de potencial. - Análisis detallado de circuitos que alimentan zonas sub normales y plantear estrategias para la instalación de macro mediciones con el objetivo de registrar el consumo total. Debido a que en este tipo de zonas existen industrias que son ubicadas en estas zonas para evadir el cobro de la energía eléctrica. - Verificar el consumo de grandes clientes teniendo en cuenta lo siguiente:

Comportamiento estadístico de consumo del último año.

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Clientes suspendidos.

Clientes cortados

Clientes con registro de energía reactiva alta.

Clientes tele medidos regulados y no regulados que lleven mucho tiempo sin tele medir.

Realizar revisión de medidores a clientes de otras comercializadoras.

Verificar registros de medidores electrónicos.

Verificar facturación.

Uno de los puntos importantes es el consumo cero.

Cuando se presenta este consumo se debe ejecutar revisión en terreno con el objetivo de verificar y constatar si el servicio no ha sido cortado, predio desocupado o cualquier alteración en sistema de medición. No debe existir cliente con este consumo debe al menos encender sistemas de iluminación. (Ver Figura 29, página siguiente).

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Figura 29. Procedimiento para realizar revisiones en terreno

Generar orden de trabajo de acuerdo a balance energeticos.

Identificación personal y explicación por parte de

técnicos a cliente del trabajo a ejecutar.

Verificación fisica de equipo de medida , sellos de seguridad y

comparación con base de datos.

Hacer levantamiento de diagrama unifilar y realizar el repectivo analisis ejecutando

revision de acometida.

Ajustar analizador de red , realizar las respectivas pruebas pertinentes a medidor y

transformadores de medida.

Diligenciar acta de verificación sin tachones ni enmendaduras de lo realizado dejando constancia

con fotografías.

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Después de obtener una orden de trabajo generada por un ingeniero electricista encargado del proceso de perdidas eléctricas se procede a ejecutar dicha revisión. Presentación e identificación personal de los técnicos a los clientes, explicando el trabajo a realizar en su respectivo equipo de medida. Se procede abrir el gabinete donde se encuentra alojado el medidor para verificación de sellos, datos de medidor y TC´s los cuales deben coincidir con la base de datos de la empresa prestadora del servicio eléctrico. En la verificación del estado de los sellos del equipo de medida (Si los tiene) se puede evidenciar alguno de los siguientes estados de los sellos de seguridad. Según Norma Técnica Colombiana NTC 4856. - Sello roto: (abierto) En el estado de algunos componentes se puede evidenciar que puede permitir el acceso al interior del equipo de medida o a sus borneras donde se realizan las respectivas conexiones. (Ejemplo Guaya rota) - Sello deformado: el sello no tiene su forma regular, presenta hendiduras, grietas, fisuras, ranuras o rajaduras, le falta alguno de sus componentes o está quemado. - Sello deteriorado: el material del sello ha perdido sus características físicas de construcción. - Sello con elemento extraño: es todo elemento, material o sustancia aquel que no hace parte de la construcción del sello. - Sello no existe: ausencia del sello. - Otro: estado del sello no definido en las anteriores.

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Luego de la verificación visual se procede a realizar el diagrama unifilar de la instalación y analizar el respectivo comportamiento del circuito eléctrico desde la acometida hasta la carga con el fin de detectar líneas directas. Verificar junto al cliente conexiones de la acometida, medidor y TC´s basado en la placa de características con el fin de detectar conexiones invertidas o derivaciones antes de retirar sellos de seguridad. Retirar sellos, instalar y configurar equipo patrón para realizar prueba de calibración al respectivo medidor. Tomar datos obtenidos del equipo patrón de tensiones, corrientes, factor de potencia, error de calibración y registro del medidor el cual debe estar dentro de los límites establecidos por la empresa electrificadora teniendo en cuenta la Norma Técnica Colombiana NTC 2423. Realizar pruebas de relación a los transformadores de medida y comparar con información de la base de datos de la empresa prestadora del servicio eléctrico. Realizar ajustes necesarios, sellar borneras de TC´s y borneras de medidor. Diligenciar acta de verificación justificando todo lo realizado en terreno sellos retirados, sellos instalados, datos generales del medidor, lecturas y observaciones técnicas de cómo se encuentra el equipo de medida. En caso de encontrar anomalías en el equipo de medida se deben tomar fotos clarificando información del medidor con el fin de tener pruebas contundentes para liquidar la energía dejada de facturar. 7.2 ESTRUCTURA PARA IDENTIFICAR PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO En la figura 30 se presenta el flujograma que pretende estructurar las recomendaciones para realizar control y seguimiento de las variables que determinan el indicador de pérdidas eléctricas de una empresa de distribución.

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Figura 30. Flujograma Proceso de Identificación.

Recolección de datos de entrada

1. ANÁLISIS DEL BALANCE DE PERDIDAS (ENTRADA – SALIDA)

INSTALACIÓN DE TECNOLOGÍAS

(MACROMEDICIONES EN REDES Y

SUBESTACIONES) Y VERIFICACIÓN EN DE

ESTAS MEDIDAS

4. RECOLECCIÓN DE DATOS DE ENERGÍA , SOFTWARE CON INTERFAZ DE

FACTURACIÓN

3. MACROMEDICIONES

EN NIVEL 1 DE DISTRIBUCIÒN.

MEDIDAS EN LAS FRONTERAS

CON OTROS OPERADORES DE

RED.

PROCESO DE IDENTIFICACIÓN

RECOLECIÓN DE DATOS DE ENTRADA

CIRCUITOS

INDUSTRIALES Y SUBESTACIONES 2 . CIRCUITOS

RESIDENCIALES,

COMERCIALES

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Figura 30. (Continuación). Análisis de datos y (7) acciones a tomar.

Resultado Final.

Los numerales mencionados a continuación son la explicación del flujo grama teniendo en cuenta cada uno de sus respectivos pasos. 1. Se debe tener el indicador de perdidas real de toda la empresa, para poder determinar el presupuesto asignado a esta actividad según el estado del mismo.

5. BALANCE SECTORIZADO DEL REGISTRO DE ENERGÍA ELECTRICA, POR

CIRCUITO O SUBESTACIÓN.

A. REVISIÓN DE

SECTORES IDENTIFICADOS

CON MACROMECIONES

NIVEL 1.

B. REVISIÓN DE

SECTORES IDENTIFICADOS CON MACROMEDICIONES

NIVEL 2.

c. REVISION DE

MEDIDA FRONTERAS

COMERCIALES Y CON OTROS

OPERADORES DE RED

D. CONTROL DE

CONSUMOS EN CLIENTES

SUSPENDIDOS O CORTADOS CON SEGUIMIENTO EN

SITIO.

8. BALANCE GENERAL DE TODO EL SISTEMA DEL MES SIGUIENTE Y

COMPARAR CON EL LAS PÉRDIDAS RECONOCIDAS

6. RESULTADO DEL BALANCE Y DETERMINACIÓN DE SECTORES O

CIRCUITOS A TOMAR ACCIONES.

RECOLECIÓN DE DATOS DE ENTRADA

ÁNALÍSIS DE DATOS, ACCIONES A TOMAR

E. CONTROL DE

CONSUMOS EN GRANDES CLIENTES

RESULTADO FINAL

F. ACTUALIZACIÓN

DE AMARRE.

56

2. Se realiza la clasificación de los sectores o circuitos según el tipo de consumo industrial, comercial o residencial, con el fin de separar las actividades con las cuales se recolectaran datos, esta clasificación será guiada principalmente por el tipo de tarifa de los clientes asociados a un circuito determinado. También la identificación de las medidas de los circuitos y subestaciones. 3. Con esta identificación se realiza la normalización de las medidas asociadas a estos sectores, con la revisión de macromediciones por nivel 1, nivel 2 y la revisión de la medida de las subestaciones. Este tipo de revisiones se realizan con analizadores de red programando el analizador en paralelo con el equipo de medida para que el analizador nos de cómo resultado un margen de error el cual debe ser admitido para las empresas comercializadoras o distribuidoras según Norma Técnica Colombiana NTC 2423. 4. La Recolección de datos de la energía registrada es realizada mediante una Terminal Portátil de Lectura. (TPL) el cual es cargado con información de clientes a leer por rutas y tiene la capacidad de tener comunicación con el software utilizado como por ejemplo Excel. Agilizando la digitación en el centro de facturación. Estas máquinas presentan la información básica de cada cliente: - Dirección del predio. - Nombre de razón social o propietario del predio. - Número de serie del medidor de energía. - Ciclo de lectura. En la figura 31 (ver página siguiente), se presenta una fotografía donde muestra tres modelos de Terminal Portátil de Lectureas. TPL.

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Figura 31. Modelos de Terminales Portatiles de Lectura Fuente: Terminales portátiles de mano [en línea]. México: Tec-mex, s.f. [consultado octubre de 2010]. Disponible en internet: http://www.tec-mex.com.mx/terminales/manuales.htm.

5. Con la información obtenida en el numeral (4) e Identificación de circuitos y sectores más vulnerables con nivel de pérdidas se prioriza actividades con el fin de obtener resultados favorables en la ejecución. 6. Teniendo en cuenta los sectores más vulnerables se crean ordenes de trabajo a determinados clientes para efectuar revisiones en sitio eficaces y de esta manera crear a los respectivos clientes que los sistemas de medición no deben ser manipulados ni realizar instalaciones que no cumplan la normatividad. 7. Actividades a realizar: a) Son las actividades asociadas como revisiones en sitio a macromediciones o a clientes si es necesario para poder reducir inicialmente los indicadores de perdidas no técnicas con la identificación planteada. b) Este punto está asociado a las revisiones en sitio a macromediones por nivel de tensión 2 o clientes que tengan potencias superiores 150 kVA. Ya que si alguno presenta problemas teniendo en cuenta el consumo es considerable en el indicador para el balance final. c. En los sistemas de distribución existen asociadas otras empresas comercializadoras que realizan la compra y venta del servicio eléctrico por lo tanto

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se deben realizar revisiones en sitio a las fronteras comerciales con el operador de red para determinar si existe problemas con la medición. De lo contrario si no se realizara seria un punto difícil de detectar y no se obtendrían resultados satisfactorios en el balance final. d. En este punto se debe ejecutar como mínimo inspecciones en sitio a clientes que hayan tenido consumos elevados y se encuentren suspendidos o cortados por que la necesidad de muchos clientes hace que sean reconectados sin autorizaciones o sin acuerdos de pago con la empresa comercializadora causando este un punto negativo en el balance final. e. En la actualidad es notable que existen grandes clientes los cuales son caracterizados por la gran cantidad de energía que facturan mes a mes por ende se debe tener un control de los mencionados ya que si alguno presenta problemas en el sistema de medición pues sería considerable en el balance final. Se recomienda como mínimo realizar revisión en sitio al menos una vez por año. f. En la actualidad la expansión territorial es cada vez mayor haciendo esto que mucho clientes ingresen al sistema diariamente y en este paso se quedan clientes sin asociar a los circuitos o en muchas ocasiones sin registro alguno en la base de datos de las empresas comercializadoras. Por lo tanto se recomienda realizar actualizaciones constantemente para evitar que se presente este inconveniente administrativo que se verá reflejado en balance final. 8. Cuando se han ejecutado paso a paso cada una de las operaciones recomendadas se obtiene un balance general de todo el sistema eléctrico teniendo en cuenta la ecuación de Pérdidas. La siguiente ecuación es aplicada con una interfaz computacional cargada con información recolectada de los sistemas de medición obteniendo como resultado el nivel de pérdidas para la respectiva empresa comercializadora. PÉRDIDAS = Salida – Entradas en las fronteras de distribución - Entradas o salidas en las fronteras comerciales – Pérdidas aprobadas para el operador de red.

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8. CONCLUSIONES

Para tener mejores resultados en los balances de pérdidas de energía de un operador de red es necesario la identificación de sus clientes y redes como la implementación de tecnologías necesarias para el control como las macromediciones por medio y baja tensión, software de seguimiento y control, sistemas de medición centralizado en zonas de difícil gestión. Esta implementación permite priorizar las actividades e impactar en mayor porcentaje el indicador.

Cabe precisar que la herramienta computacional a utilizar es fundamental para las óptima planeación de las labores a realizar, inherente a ellos deben tener las calidad de los datos de entrada, eso permite al operador de red no realizar labores que no impacten a al indicador de perdidas.

Los sistemas de medición deben ser apropiados técnicamente para todos los clientes, la facturación debe ser acorde con el consumo registrado y oportuno.

Como parte de esta investigación se ha detectado que el personal que realiza las actividades de terreno asociadas no están siendo realizadas por técnicos e ingenieros éticos profesionalmente y calificados para realizar dicha labor. Porque existen muchas conexiones no técnicas mencionadas anteriormente realizadas con el objetivo de evadir el cobro real de la energía eléctrica por algunos usuarios.

60

9. RECOMENDACIONES

Se recomienda que a todos los sistemas de medición indirecta y semi indirecta se le instale bloque de prueba tipo cuchillas para realizar las pruebas con el analizador de red desde el. Debido a que las borneras de estos equipos son muy pequeñas.

Los técnicos e ingenieros deben ser calificados y deben ser capacitados frecuentemente con tecnologías que se estén empleando en el momento de ejecutar el proyecto.

Se debe realizar revisiones en terreno frecuentemente a clientes que hayan tenido problemas con el sistema de medición.

Se deben emplear tecnologías necesarias para el respectivo control siempre y cuando sean rentables con el negocio de la energía.

Los técnicos e ingenieros se les debe bonificar algún porcentaje en la nomina sobre la recuperación de energía detectada en terreno.

Todos los clientes que posean sistema de medición semi inirecta e indirecta deben ser telemedidos.

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