Conexiones Edicion Maestro 2007 - Copia

1Conexiones Eléctricas

CONEXIONES

2 Conexiones Eléctricas

CONEXIONES ELÉCTRICAS

EDELNOR

Primera Edición 2006

Calle Teniente César López 201 - Maranga - SAN MIGUEL

Central Telefónica : 561-2001

W eb: www.edelnor.com.pe

Lima - Perú

La presente publicación es producto de una investigación basada en fuentes propias, bibliografía referencial yextractos del sistema de internet.

C


CONEXIONES ELÉCTRICAS

CAPÍTULO I : MARCO LEGAL1.1. Ley de Concesiones Eléctricas1.2. Reglamento de la Ley de Concesiones EléctricasPanelCuestionario

CAPÍTULO II: REDES DE DISTRIBUCIÓN PARA LAS CONEXIONES ELÉCTRICAS2.1. Sistema de suministro eléctrico

2.1.1. Sistema de generación2.1.2. Sistema de transmisión2.1.3. Sistema de distribución

2.2. Subestaciones de distribución2.1.1. Concepto2.2.2. Tipos de Subestaciones

2.2.2.a. Subestación convencional2.2.2. a.1. Subestación convencional superficie2.2.2. a.2. Subestación convencional subterránea

2.2.2. b. Subestación compacta2.2.2.b.1. Subestación compacta subterránea2.2.2.b.2. Subestación compacta pedestal

2.2.2.c Subestación aérea2.2.2.c.1. Subestación aérea biposte2.2.2.c.2. Subestación aérea monoposte

2.2.3. Simbología utilizada2.3. Tipos de redes de distribución

2.3.1. Redes de media tensión (distribución primaria)2.3.1.a. Red aérea de media tensión2.3.1.b. Red subterránea de media tensión

2.3.2 Redes de baja tensión (distribución secundaria)2.3.2.a. Red aérea de baja tensión2.3.2.b. Red subterránea de baja tensión

2.4. Restricciones técnicas en redes de distribución2.4.1. Distancias mínimas de seguridad en media y baja tensión

2.4.1.a. Definición de Distancia Mínima de Seguridad2.4.1.b. Aplicaciones en las redes aéreas

2.4.2. Análisis de casos de distancias mínimas de seguridad2.4.3. Gráficos sobre distancias mínimas de seguridad2.4.4. Fajas de servidumbre

Panel.Cuestionario

CAPÍTULO III: ELEMENTOS DE LA CONEXIÓN DE SUMINISTRO EN BAJATENSIÓN (BT)

3.1. Conexión de suministro3.2. Empalme3.3. Cable de acometida

3.3.1. Tipos de cables de acometidas3.3.1.a. Cable de acometida aérea

910111213

15151516161717181818192020202121232425252627282929303030303340444651

53

5354545555


3.3.1.b Cable de acometida subterránea3.3.2. Canalización de acometida3.3.3. Mástil

3.4. Caja portamedidor3.4.1. Componentes en el interior de la caja portamedidor3.4.2. Otros elementos de la caja portamedidor

3.5. Sistema de Protección3.6. Contador de Energía

3.6.1 Medidor electromecánico3.6.2 Medidor electrónico

Panel.Cuestionario.

CAPÍTULO IV: CONEXIONES ELÉCTRICAS EN BAJA TENSIÓN (BT)4.1. Conexiones para Clientes en Tarifa BT5B4.2. Clasificación según tipo de red

4.2.1. Conexión aérea4.2.2. Conexión subterránea4.2.3. Conexión aéreo – subterránea

4.3. Clasificación según tipo de acometida4.3.1. Acometida simple4.3.2. Acometida doble4.3.3. Acometida derivada

4.4. Banco de medidores4.4.1. Conexionado interior en un banco de medidores4.4.2. Cajas Toma F1, F2 y F3

4.4.2.a. Caja Toma F14.4.2.b. Cajas Toma F2 y F34.4.2.c. Dispositivos de protección al interior de la Caja Toma F2 y F3

4.4.3. Caja de Conexiones4.4.4. Elección de la Caja Toma

4.4.4.a. Factor de Simultaneidad4.4.4.b. Determinación de la Caja Toma4.4.4.c. Cantidad de Cajas de Conexiones4.4.4.d. Ubicación y niveles en Bancos de Medidores

4.5. Suministros Provisionales4.5.1. Instalaciones eléctricas internas

PanelCuestionario

CAPÍTULO V : CONEXIONES ELÉCTRICAS EN MEDIA TENSIÓN (MT) 10kV5.1. Conexión de suministro en Media Tensión5.2. Descripción de los Componentes de la Conexión de Suministro MT5.3. Clasificación según su ubicación

5.3.1 Puesto de medición a la intemperie5.3.2 Puesto de medición interior

5.4 Sistemas de protección5.4.1. Sistema de protección para puesto de medición a la intemperie5.4.2. Sistema de protección para puesto de medición interior

5.5. Transformador de Medida5.5.1. Transformador de medida combinado corriente y tensión 10 kV5.5.2. Transformador de medida separado

PanelCuestionario

575859606162636464656669

7373737374757676767676777979798080818181828282838486

8787888989909191919292939495


CAPÍTULO VI: EQUIPOS DE MEDIDA ELÉCTRICA6.1 Definiciones6.2 Equipo de medida eléctrica

6.2.1. Definición de equipo de medida6.2.2. Características del equipo de medida6.3.3. Esquema básico de funcionamiento del equipo de medida6.2.4. Clase de exactitud6.2.5. Normas de fabricación6.2.6. Tipos de equipos de medida

6.2.6.a. Equipos de medición directa6.2.6.b. Equipos de medición semi-directa6.2.6.c. Equipos de medición indirecta

6.3. Medidor electromecánico6.3.1. Definición6.3.2. Funcionamiento del medidor electromecánico6.3.3. Esquema básico del funcionamiento del equipo de medida6.3.4. Características principales del medidor electromecánico6.3.5. Clase de exactitud6.3.6. Normas

6.4. Medidor electrónico híbrido6.4.1. Definición6.4.2. Funcionamiento del medidor electrónico híbrido6.4.3. Esquema básico de funcionamiento del medidor híbrido6.4.4. Características principales del medidor híbrido.6.4.5. Clase de exactitud6.4.6. Normas

6.5. Medidor electrónico multifunción6.5.1. Definición6.5.2. Funcionamiento del medidor electrónico multifunción6.5.3. Secuencia del Display6.5.4. Esquema básico de funcionamiento del medidor electrónico multifunción.6.5.5. Características principales6.5.6. Medidores electrónicos para tarifas BT5-A y BT5-B

6.5.6.a. Medición directa6.5.6.b. Medición indirecta

6.5.7. Medidor electrónico para clientes maxímetros6.5.7.a. Para Grandes Clientes en BT y MT6.5.7.b. Para Clientes Libres y Puntos de Frontera

6.5.8. Medidor electrónico con control de carga6.5.8.a. Control de carga en maxímetro – BT5- A6.5.8.b. Control de carga en maxímetro – BT5- B

6.6. Sistema de medida, transformadores de tensión, corriente, en BT y MT6.6.1. Definición6.6.2. Transformador de corriente

6.6.2.a. En BT6.6.2.b. En MT6.6.2.c. Tipos de Transformador de corriente

6.6.3. Transformador de Tensión6.6.3.a. Tipos de transformador de tensión

6.6.4. Diagramas de Conexión en Media Tensión6.7. Medidores prepago

6.7.1. Definición6.7.2. Funcionamiento del medidor prepago6.7.3. Características principales del medidor prepago

6.8. Panel6.9. Cuestionario

979797979798989898989999

100100100100101101101101101102102102103103103103103104104104105105105105106106106106107107107107108108109109110110112112112112113116


CAPÍTULO VII: CONTRASTE DE MEDIDORES7.1. Definición7.2. Cálculo del error en la prueba de contraste7.3. Prueba de contraste

7.3.1. Prueba de marcha en vacío7.3.2. Prueba de contraste del contador de energía7.3.3. Pruebas y verificación adicionales

7.3.3.a. Aislamiento del Sistema de Medición7.3.3.a.1. Medición de la resistencia de aislamiento del sistema de medición7.3.3.a.2. Equipo de medición utilizado7.3.3.a.3. Resistencia mínima de aislamiento7.3.3.a.4. Pruebas ejecutadas

7.3.3.b. Prueba del contómetro y verificación de la constante7.3.3.b.1. Contraste en el campo7.3.3.b.2. Contraste en laboratorio

7.3.4. Pruebas a los transformadores de corriente7.3.4.a. Conexión de un suministro con transformadores de corriente (medición

indirecta)7.3.4.b. Error de corriente (error de relación)

7.4. Pasos de la prueba de contraste del medidor7.5. Evaluación de resultadosPanelCuestionario

CAPÍTULO VIII: INSTALACIÓN DE CONDENSADORES EN SUMINISTROSDE ENERGÍA

8.1. Compensación Reactiva8.2. Inconvenientes de tener un bajo factor de potencia8.3. Corrección del factor de potencia8.4. Objetivo del plan de instalación de condensadores en los suministros de BT8.5. Beneficios de la Instalación

8.5.1. Reducción del pago por energía reactiva a los generadores8.5.2. Reducción de pérdidas técnicas en las redes de BT y MT8.5.3. Reducción de pérdidas de potencia8.5.4. Mejoramiento

PanelCuestionario

CAPÍTULO IX: RECOMENDACIONES PARA LA SEGURIDAD DE LASCONEXIONES ELÉCTRICAS

9.1. Contactos Eléctricos9.1.1. Contacto directo9.1.2. Conctacto indirecto

9.2. Protección contra contactos eléctricos9.2.1. Interruptor diferencial

9.2.1.a. Sensibilidad del Interruptor diferencial9.1.2.b. Funcionamiento del Interruptor diferencial

9.2.2. Sistema de puesta a tierra9.2.2.a. Funcionamiento del sistema de puesta a tierra

9.3 Tips de seguridad para el usuarioPanelCuestionario

117117117117117119120120120120120120122122122124124

125127130132134

135

135135137138139139140140140141143

145

145145145146146146147148148149151153


PRÓLOGO

Al iniciar el Segundo Ciclo del «Programa de Especialización en Servicio al Cliente y Conocimiento delNegocio», quienes trabajamos en la Gerencia Comercial de EDELNOR, tenemos como una de nuestrasprincipales metas, brindar a todos y cada uno de los Clientes, un servicio excelente, que supere amplia-mente sus expectativas.

Para el logro de este objetivo, se ha considerado el dictado de cursos técnicos con clases muy prácticas,dinámicas y visitas al campo, así como de competencias personales.

Sabemos que las consultas que con mayor frecuencia formulan nuestros Clientes y las personas interesa-das en obtener un suministro eléctrico, están relacionadas con el equipo de medición y los tipos demedidores. Por ello, uno de los primeros cursos a dictarse, es el de «Conexiones Eléctricas», que explicade manera práctica, los aspectos relacionados con los elementos de las conexiones eléctricas, tipos deequopos de medida, sistema de medida, redes de distribución, el procedimiento para efectuar un con-traste de medidor, recomendaciones para la seguridad de las conexiones eléctricas, etc.

A fin de lograr una fácil comprensión de los conceptos vertidos en el presente manual de instrucción, seha utilizado un lenguaje sencillo y claro. Para ello, se tuvo en cuenta las sugerencias y observaciones delpersonal de Centros de Servicio y Mercado Regulado, quienes participaron en la elaboración del mate-rial. A ellos, nuestro reconocimiento por su tiempo y dedicación.

También deseamos manifestar nuestro agradecimiento especial a los Ingenieros Miguel Alba, Israel Oshiro,René Barrientos y Alberto Meléndez, por su valiosa colaboración.

San Miguel, diciembre de 2006



CAPÍTULO I

MARCO LEGAL

A continuación analizaremos las disposiciones que rigen los aspectos relacionados con la atención einstalación de conexiones nuevas, así como el sustento de los procedimientos para su atención, tantoadministrativa como operativamente.

Ley de Concesiones Eléctricas

Decreto Ley Nº 25844

6-11-1992

y modificatorias

Código Nacional de Electricidad -Suministro

Aprobado porR.M. Nº 366-2001-EM/VME

La aplicación de las disposiciones de esta normaen conexiones, se circunscribe a evitar generarcondiciones de riesgo eléctrico durante la insta-lación de un suministro eléctrico. En tal sentido,si se incumplen los numerales: 219.B.3 y234.C.1.a referidos a la Faja de servidumbrey Distancias de Seguridad respectivamente, almomento de instalar una conexión, se generaríauna condición de riesgo eléctrico.

Norma que regula costos de conexión y elcargo por reposición y mantenimiento

Resolución OSINERG

Nº 142-2003-OS/CD

01-09-2003

Fija los montos que deberán pagar los usuarios delservicio público por el costo de acometida, equipode medición y protección y su respectiva caja asícomo el monto mensual que cubre su manteni-miento y permite su reposición en un plazo de 30años.

Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas

aprobado porDecreto Supremo Nº 009-93-EM

19-2-1993 y modificatorias

Norma de Conexiones para Suministrode Energía Eléctrica hasta 10 kW

Norma DGE 011- CE-1

16-03-78

Fija las características de los requerimientos in-herentes a las conexiones para el suministro deenergía eléctrica, alimentadas desde redes dedistribución secundaria, en sistemas de presta-ción de Servicio Público de Electricidad, de modoque éstos garanticen la continuidad del servicio yla seguridad de personas y propiedades.

Contraste del Sistema de Medición deEnergía Eléctrica

R. M. Nº 496-2005-MEM/DM

14 - 12 - 2005

Establece el procedimiento de contraste demedidores, ya sea por iniciativa del cliente odel concesionario.


1.1. Ley de Concesiones Eléctricas

Artículos relativos al tema

Artículo 82º.- Todo solicitante, ubicado dentro de una zona de concesión de distribución, tendrá derechoa que el respectivo concesionario le suministre energía eléctrica, previo cumplimiento de los requisitos ypagos que al efecto fije la presente Ley y el Reglamento, conforme a las condiciones técnicas que rijan enel área. Los pagos efectuados constituyen derecho intransferible a favor del predio para el cual se solicitó.

Artículo 83º.- Para la dotación de nuevos suministros o ampliación de una potencia contratada, elconcesionario podrá exigir una contribución, con carácter reembolsable, para el financiamiento de laextensión de las instalaciones hasta el punto de entrega y/o para la ampliación de la capacidad dedistribución necesaria.

Estas contribuciones tendrán la siguiente modalidad, a elección del usuario:a) Aportes por kW, previamente fijado por el concesionario para los diferentes casos;b) Construcción de las obras de extensión por el solicitante, previa aprobación del proyecto por el

concesionario, fijándose el valor de estas instalaciones en la oportunidad de aprobar el proyecto; y,c) Financiamiento por el solicitante para ejecutar las obras requeridas, al valor determinado por el

concesionario, obligándose éste a ejecutarlas en un plazo determinado.

Artículo 84º.- El usuario tendrá derecho a que se le reconozca las contribuciones que realice mediante laentrega de acciones de la Empresa, bonos u otras modalidades que garanticen su recuperación real bajocondiciones que fije el Reglamento. La elección de la forma de devolución corresponderá al usuario. La empre-sa concesionaria, por ningún motivo, podrá cobrar gastos y/o comisiones por concepto de esta devolución.

Artículo 85º.- En el caso de solicitantes pertenecientes a zonas habitadas que cuentan con habilitaciónurbana y que tengan un índice de ocupación predial - habitabilidad - mayor a cuarenta por ciento (40%),corresponde al concesionario efectuar, a su costo, todas las obras de electrificación definitiva de dichazona, incluyendo las redes secundarias de servicio particular y alumbrado público.

En el caso de zonas habitadas que no cuenten con la habilitación urbana correspondiente así como, en elcaso de aquellas que tengan habilitación urbana aprobada pero que no cuenten con un índice de ocupa-ción predial mayor a cuarenta por ciento (40%), los solicitantes, previa opinión favorable de la autoridadmunicipal provincial respectiva, podrán requerir al concesionario la instalación de suministros provisio-nales de venta en bloque en baja tensión.

En estos casos, los solicitantes podrán aportar con contribuciones reembolsables de acuerdo al artículo83º de la presente Ley, para la electrificación definitiva de la zona, correspondiendo efectuar la devo-lución de las contribuciones reembolsables a partir de la fecha en que el índice de ocupación predial seamayor a cuarenta por ciento (40%).

Texto de la Única Disposición Complementaria Modificatoria de la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficien-

te de la Generación Eléctrica, publicada el 2006-07-23

Artículo 88º.- Las instalaciones internas particulares de cada suministro deberán iniciarse a partir delpunto de entrega, corriendo por cuenta del usuario el proyecto, ejecución, operación y mantenimiento,así como eventuales ampliaciones, renovaciones, reparaciones y/o reposiciones.


Artículo 89º.- El usuario no podrá utilizar una demanda mayor a la contratada. Si superara su límiteestará sujeto a la suspensión del servicio y al pago de las multas que fije el Reglamento. En caso dereincidencia, deberá abonar las contribuciones reembolsables por el respectivo incremento de potencia.

1.2. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

Artículos relativos al tema

Artículo 163º Para la obtención de un suministro de energía eléctrica, el usuario solicitará al concesiona-rio el servicio respectivo y abonará el presupuesto de instalación que incluya el costo de la acometida, delequipo de medición y protección y su respectiva caja. Esta inversión quedará registrada a favor del usuario,el que deberá abonar al concesionario, mensualmente, un monto que cubra su mantenimiento y quepermita su reposición en un plazo de treinta (30) años. Cuando la instalación comprenda un equipo demedición estático monofásico de medición simple, se considerará, únicamente para este equipo, una vidaútil no menor de quince (1 5) años. Tratándose de suministro con sistema prepago de electricidad, el montomensual por mantenimiento y reposición a que se hace referencia en el párrafo anterior, será deducido dela primera compra de energía de cada mes. Cuando el usuario deje de comprar energía durante períodosmayores a un mes, ese monto mensual se acumulará y será deducido de la siguiente compra de energía.

Artículo 164º El concesionario podrá abstenerse de atender solicitudes de nuevos suministros, a aque-llos solicitantes que tengan deudas pendientes de pago, derivadas de la prestación del servicio en elmismo predio o en otro ubicado en la concesión.

Artículo 165º Cuando un usuario obtiene un suministro de Servicio Público de Electricidad, deberásuscribir el correspondiente contrato con el concesionario. El contrato constará en formulario y conten-drá las siguientes especificaciones:

a) Nombre o razón social del concesionario;b) Nombre o razón social del usuario;c) Ubicación del lugar del suministro y determinación del predio a que está destinado el servicio;d) Clasificación del usuario de acuerdo al tipo de suministro;e) Características del suministro;f) Potencia contratada y plazo de vigencia;g) Tarifa aplicable; y,h) Otras condiciones relevantes, previstas en la Ley y el Reglamento.El concesionario deberá entregar al usuario copia del respectivo contrato.

Artículo 171º El equipo de medición deberá ser precintado por el concesionario en el momento de suinstalación y en cada oportunidad en que efectúe intervenciones en el mismo. Dichas intervencionesdeberán ser puestas, previamente, en conocimiento del usuario mediante constancia escrita.

Artículo 173º Cuando el equipo de medición sufriera deterioros debido a defectos en las instalaciones internasdel usuario, éste deberá abonar el reemplazo o reparación del equipo de medición dañado y reparar susinstalaciones internas. En este caso, el concesionario queda facultado a suspender el servicio y a restituirlo sólouna vez superadas satisfactoriamente las anomalías y/o efectuados los pagos correspondientes.


PANEL DE CAPÍTULO 1

Marco Legal

Código Nacional de Electricidad.

La aplicación de las disposiciones de esta norma en conexiones se circunscribe a evitar generarcondiciones de riesgo eléctrico durante la instalación de un suministro eléctrico.

Norma de Conexiones para suministros de energía eléctrica.

Fija las características de los requerimientos inherentes a las conexiones para el suministro deenergía eléctrica, alimentados desde redes de distribución secundaria, en sistemas de prestaciónde Servicio Público de electricidad, de modo que éstos garanticen la continuidad del servicio y laseguridad de personas y propiedades.

Norma que regula los costos y el cargo por reposición y mantenimiento

Fija los montos que deberán pagar los usuarios del servicio público por el costo de acometida,equipo de medición y protección y su respectiva caja y el monto mensual que cubre su manteni-miento y permite su reposición en un plazo de 30 años.

Contraste del sistema de medición de energía eléctrica.

Establece el procedimiento de contraste de medidores, ya sea por iniciativa del cliente o delconcesionario.

La Ley de Concesiones Eléctricas contempla este tema principalmente en los artículos 82º, 83º,84º, 85º, 88º y 89º

El Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas contempla este tema principalmente es losartículos 163º, 164º, 165º, 171º y 173º


CUESTIONARIO DEL CAPÍTULO 1

1.- Los montos que deberán pagar los usuarios del servicio público por el costo de acometida,equipo de medición, protección y su respectiva caja está fijado por ………………..

2.- El monto mensual que cubre su mantenimiento del suministro de energía y permite sureposición en un plazo de ……. años, es pagado por el ………….. en cada recibo de factura-ción. Cuando la instalación comprenda un equipo de medición estático ………….. de medi-ción simple, se considerará, …………………….. para este equipo, una vida útil no menor de…………… años.

Tratándose de suministro con sistema ………………….. de electricidad, el monto mensualpor mantenimiento y reposición a que se hace referencia en el párrafo anterior, será deduci-do de la primera ………………. de energía de cada mes. Cuando el usuario deje de comprarenergía durante períodos mayores a un mes, ese monto mensual se ……………. y serádeducido de la siguiente compra de energía

3.- ¿ La solicitud de contraste de medidores, es por iniciativa del cliente o del concesionario?

.................................................................................................................................

....................................................................................................................................

4.- Todo solicitante, ubicado dentro de una zona de concesión de …………….., tendrá derecho aque el respectivo concesionario le ………………….. energía eléctrica, previo cumplimientode los requisitos y pagos que al efecto fije la presente Ley.

5.- En el caso de solicitantes pertenecientes a zonas habitadas que cuentan con habilitaciónurbana y que tengan un índice de ocupación predial -habitabilidad- mayor a ………………….por ciento, corresponde al concesionario efectuar todas las …………… de electrificacióndefinitiva de dicha zona.

En el caso de zonas habitadas que no cuenten con la ……………….urbana correspondienteasí como, en el caso de aquellas que tengan habilitación urbana aprobada pero que nocuenten con un índice de ocupación predial mayor a cuarenta por ciento (40%), los solicitan-tes, previa opinión favorable de la autoridad …………… provincial respectiva, podrán re-querir al concesionario la instalación de suministros provisionales de venta en bloque en………… tensión.

6.- El usuario podrá optar por el sistema ………………, sólo en aquella zona de concesión, oparte de ella, dentro de las cuales el concesionario haya determinado la ………………….económica de su aplicación.

7.- El usuario no podrá utilizar una …………….. mayor a la contratada. Si superara su límiteestará sujeto a la …………………. del servicio y al pago de las multas que fije el Reglamento.

8.- ¿ El concesionario atenderá solicitudes de nuevos suministros a solicitantes que tengan deudaspendientes de pago ? Explique. ...................................................................................................................................................................................................................

9.- El equipo de medición deberá ser ……………... por el concesionario en el momento de suinstalación y en cada oportunidad en que efectúe intervenciones en el mismo.



CAPÍTULO II

REDES DE DISTRIBUCIÓN PARALAS CONEXIONES ELÉCTRICAS

2.1 Sistema de suministro eléctrico

El sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la genera-ción, el transporte y la distribución de la energía eléctrica. Este conjunto está dotado de mecanismos decontrol, seguridad y protección.

En la figura siguiente, se pueden observar en un diagrama esquematizado, los distintos componentes delsistema de suministro eléctrico:

2.1.1 Sistema de generaciónEstá constituido por el conjunto de instalaciones destinadas a producir la energía eléctrica, cualquieraque sea la fuente y el procedimiento empleados para ello, y abarca tanto las centrales eléctricas comolas subestaciones elevadoras, cuando existan en la misma central.

Una central eléctrica es una instalación, que utiliza una fuente de energía primaria para hacer girar unaturbina que, a su vez, hace girar un alternador, generando así electricidad.


2.1.2 Sistemas de transmisiónEs el conjunto de instalaciones para el transporte de energía eléctrica, producida por el sistema degeneración. La red de transmisión es la encargada de enlazar las centrales con los puntos de utilizaciónde energía eléctrica.

2.1.3 Sistemas de distribuciónEl servicio eléctrico que se le brinda a los clientes finales es responsabilidad de la empresa distribuidoraque ha de construir y mantener las líneas necesarias para llegar a los clientes. Estas líneas, realizadas adistintas tensiones, y las instalaciones en que se reduce la tensión hasta los valores utilizables por losusuarios, constituyen la red de distribución. Las líneas de la red de distribución pueden ser aéreas osubterráneas, de media tensión o baja tensión y monofásica o trifásica.


2.2 Subestaciones de distribución

Las subestaciones son la fuente de suministro de energía para la distribución a nivel local. La funciónprincipal de la subestación es reducir la tensión del nivel de transmisión o de subtransmisión al nivel dedistribución.

Las subestaciones para la distribución de la energía emplean varios dispositivos de seguridad, de conmu-tación y de regulación de tensión, y de medida. Las subestaciones se ubican generalmente en el centrodel área de distribución, ya sea al interior o al exterior (expuesto) y operados manual o automáticamente.

2.2.1 ConceptoSe denomina subestación de distribución, a una subestación que se ubica en el centro del área de carga.Las subestaciones de distribución pueden estar a sólo dos kilómetros de cada una, en áreas densamentepobladas. Estas subestaciones también pueden ubicarse cerca de una fábrica grande o dentro de unedificio de gran altura para satisfacer las demandas de sus clientes de elevada carga.

Las estaciones de distribución contienen muchos componentes, dentro de los que se incluyen transforma-dores de potencia, interruptores y reguladores de tensión. Los transformadores de potencia son elcorazón de la subestación de distribución, los cuales ejecutan la tarea principal de reducir las tensionesde transmisión o sub-transmisión a los niveles de distribución.

En resumen, desde las Subestaciones de Transformación (SET) y normalmente en niveles de tensión 10kV, parten líneas de media tensión, que pueden ser aéreas, subterráneas o una combinación de ambas,para alimentar a las Subestaciones de Distribución (SED) desde las cuales se suministra energía a losclientes finales.


Posteriormente, viene la última fase de transformación en las Subestaciones de Distribución donde lamedia tensión se reduce a 220 voltios. Este proceso se efectúa por medio de transformadores de distri-bución que se instalan sobre postes (aéreos), en cámaras subterráneas o en recintos cerrados.

2.2.2 Tipos de subestacionesExisten varios tipos de Subestaciones de Distribución (SED) las cuales son seleccionadas de acuerdo altipo de redes y a la disponibilidad del área del terreno donde se va a instalar. Entre las cuales podemosdestacar, las de tipo Convencional de Superficie o Subterránea, las de Compacta de Superficie o Pedes-tal para redes subterráneas, y las del tipo Biposte (SAB), Monoposte (SAM) para redes aéreas.

a.- Subestación convencionalEs el tipo de subestación más conocida. Básicamente se trata de una caseta construida de material nobledonde se han previsto, pasadizos y espacios de trabajo y operación adecuados. Su equipo es del tipointerior donde se puede instalar más de un transformador con sus respectivos sistemas de protección.Pueden ser de dos tipos: de Superficie o Subterráneas.

a.1.- Subestación convencional de superficie

Aquella que está construida a nivel del terreno.

Fachada Subestación

Convencional Superficie


a.2.- Subestación convencional subterránea

Subestación construida para operar bajo tierra.

Interior de Subestación Convencional Superficie


b.- Subestación compactaLa característica principal de este tipo de caseta, es que ocupan áreas reducidas para su instalación,constan de un solo transformador con su respectivo sistema de protección y maniobra. Estos equipos vaninstalados como una unidad, pueden ser de dos tipos: Pedestal, si se instalan a nivel de suelo sobre unabase de concreto; o de tipo Bóveda, si se instalan debajo del nivel del suelo (Subterránea).

b.1.- Subestación compacta subterránea

También llamado tipo bóveda. Consiste en un transformador compacto con los dispositivos de maniobray protección incorporados, instalados en una bóveda subterránea. Los tableros de distribución y decontrol se encuentran en un murete a nivel del piso.

Subestación Compacta Subterránea o tipo Bóveda (SCS).

b.2.- Subestación compacta pedestal

Transformador compacto con los dispositivos de maniobra y protección incorporados, instalados sobre unabase de concreto a nivel del piso, en la que se ha previsto un área circundante para maniobras y trabajo.

TABLERO BAJATENSIÓN

TRANSFORMADOR

VEREDA

Todas las subestacionesestán provistas de unsistema de puesta atierra, el cual estáencargado de derivar lasposibles fallas hacia unpozo a tierra de bajaresistencia, protegiendoasí a las personascontra contactoseléctricos indirectos.


Subestación Compacta Pedestal (SCP)

c.- Subestación aéreac.1.- Subestación aérea biposte

En este tipo de subestaciones, el transformador va a la intemperie soportado por una estructura confor-mada por dos postes de concreto y una plataforma del mismo material. Las SAB, están previstas parainstalarse en alimentadores laterales tanto aéreos como subterráneos, pudiendo estar ubicadas en urba-nizaciones de cualquier categoría, zonas industriales, pueblos jóvenes y zonas rurales.



c.2.- Subestación aérea monoposte

Utilizada sólo en redes aéreas, el transformador está soportado por un poste de concreto. Se instala enzonas rurales y periféricas donde las densidades de carga son bajas.


2.2.3 Simbología utilizada.Según la norma DGE- Símbolos Gráficos en Electricidad, Parte I símbolos gráficos para diagramas yplanos, Sección 9 estaciones de Generación, Subestaciones, Líneas de Transmisión, Redes de Distribucióne Instalaciones en Edificaciones, se consideran los símbolos del cuadro. Así mismo, EDELNOR cuenta conuna numeración que permite identificar cada tipo de subestación entre Aérea, Compacta y Convencional.

SÍMBOLO TIPO DE SUBESTACIÓN NUMERACIÓN


1 - 1999

Convencional Subterránea

Aérea Biposte 2000 - 4999y del 10000en adelante

Aérea Monoposte

Compacta Pedestal

5000 - 9999

Compacta Bóveda(Subterránea)

Tabla de Potencias empleadas por tipo de SED

Tipo de subestación Potencia (KVA) Observación

Subestación Aérea Monoposte (SAM) 75 Con tres transformadores

43 Con dos transformadores

Subestación Compacta Pedestal 100 hasta 630 De acuerdo a la carga y alimentaciónsubterránea

Subestación Compacta Subterránea 50, 100, 160 y 250 De acuerdo a la carga y alimentaciónsubterránea

Subestación Aérea biposte 50, 100, 160 y 250 Alimentación Subterránea o aérea y deacuerdo a carga

Subestación Aérea biposte(11 m) 250, 400, 630 Alimentación Subterránea o aérea y deacuerdo a carga

Subestación Compacta subterránea 50, 100, 160 y 250 De acuerdo a la cargaTrifásica

Subestación Compacta Bóveda 50 y 100 De acuerdo a la cargaTrifásica


Representación gráfica de subestaciones - GEONET

2.3 Tipos de redes de distribución

En el sistema de distribución existen dos tipos de redes, las de media tensión ( Distribución primaria) y lasde baja tensión ( Distribución secundaria).

2.3.1 Redes de media tensión ( Distribución primaria)Son las redes de distribución comprendidas entre las tensiones: 1 kV. y 30 kV., pudiendo ser aéreas osubterráneas.

Para redes de media tensión EDELNOR emplea con mayor proporción la tensión de 10 kV. y para loscentros aislados se emplea 22.9 kV. Estas redes conforman los llamados Subsistemas de DistribuciónPrimaria.


a.- Red aérea de media tensión

Los conductores eléctricos están soportados por aisladores de porcelana o poliméricos, los cuales estánanclados a las crucetas de los postes. Estas redes guardan una distancia de seguridad entre conductoresasí como una distancia entre el conductor hasta el nivel de terreno de acuerdo al nivel de tensión deoperación.

Los cables empleados pueden ir con cubierta aislante o desnudos, y en cada caso, las redes aéreasdeben respetar las distancias mínimas de seguridad, ya sea con las viviendas, con los cables de señal oteléfono, así como las distancias con otros cables de energía para diferentes tensiones.

En las redes aéreas de media tensión de EDELNOR se emplean los conductores:

Conductor cableado desnudo de aleación de aluminio (AAAC) en las secciones de 70, 120 y 240 mm²


Cable de aluminio aislado autosoportado NA2XSA2Y - S en la sección de 70 mm²; con las característi-cas siguientes:

- Conductores de aluminio, compactado.

- Aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE).

- Semiconductor de cinta o extruido y cinta de aluminio sobre el conductor aislado.

- Barrera térmica de poliéster.

- Chaqueta exterior de polietileno termoplástico negro.

b.- Red subterránea de media tensión

Los conductores son del tipo forrado y van enterrados a un metro de profundidad del terreno debajo delas veredas de las calles. En el caso de cruce de vía se le coloca dentro de un ducto de concreto paraprotegerlo del peso de los vehículos.


Actualmente, EDELNOR emplea el cable N2XSY de secciones de 35, 70, 120 y 240 mm², los mismosque pueden ir directamente enterrados a profundidades entre 0.8 y 1.5 m. Los cables empleados paraeste sistema cuentan con una cubierta que soporta los agentes corrosivos del suelo así como los esfuerzosmecánicos.

2.3.2 Redes de baja tensión (Distribución secundaria).Este tipo de redes tiene como nivel de tensión característico, 220 voltios y es el que más abunda en lasciudades y poblados.

Las redes de distribución de baja tensión son aquellas que parten de los tableros de distribución de lassubestaciones del mismo tipo, y conforman las llamadas llaves o circuitos de distribución secundaria o deservicio particular que incluye además, al circuito de alumbrado público.

Tablero de Baja tensión en una Subestación Convencional

Las redes de baja tensión pueden ser aéreas o subterráneas, según la geografía de la zona, las restric-ciones de espacio, la capacidad de potencia a transportar así como costos de costos de instalación.


a.- Red aérea de baja tensión

La característica principal de este tipo de red, es que el conductor es visible y que va soportado y sujetoen postes, guardando una distancia mínima de seguridad de 6 metros desde la altura de su instalaciónhasta el nivel del terreno.

Los conductores pueden ser de dos tipos, forrados o desnudos, de cobre o de aluminio y van sujetos a lospostes mediante aisladores de porcelana.

b.- Red subterránea de baja tensión

El conductor de la red va enterrado a una profundidad de 0.60 metros del nivel del terreno y es de cobreforrado. Usualmente están colocados debajo de las veredas y en los cruces de calles y avenidas secolocan dentro de ductos de concreto para protegerlos del peso de los vehículos que circulan.


2.4 Restricciones técnicas en la redes de distribución

De acuerdo a las normas, EDELNOR ha establecido las características y los requerimientos inherentes alas conexiones para el suministro de energía eléctrica,alimentados desde redes de distribución secunda-ria, en sistema de prestación de Servicio Público de Electricidad, de modo que éstos garanticen lacontinuidad del servicio, seguridad de las personas y propiedades.

2.4.1 Distancias mínimas de seguridad en media y baja tensión

a.- Definición de distancia mínima de seguridad

El conjunto de cargas de un conductor con tensión, tiene asociado un campo eléctrico, el cual ocupa unaregión del espacio donde deja sentir sus efectos. Es así que si un cuerpo está próximo al conductorinmediatamente se observará la aparición de unas fuerzas eléctricas, las cuales serán menos intensasconforme el cuerpo se aleje del conductor con tensión.

En la figura se observa que alrededor del conductor se definen dos regiones, una de riesgo de descargaeléctrica, que es el área más próxima al conductor con tensión y, luego a una determinada distancia seencuentra una región donde ya no existe la posibilidad de descarga eléctrica, denominándose la zonasegura y definida a una DISTANCIA MINIMA DE SEGURIDAD desde el conductor, alejándose de él.

b.- Aplicaciones en las redes aéreas

Los cables aéreos, los postes y las subestaciones forman parte de un sistema que distribuye la electrici-dad de manera segura y eficiente a los hogares y negocios. Sin embargo, es necesario tener en cuentaque este sistema por tener conductores expuestos, presentan peligro de accidentes por descarga eléc-trica por contacto o acercamiento de las personas, ya sea directo o por medio de algún objeto.

Por ello, para evitar las lamentables consecuencias, las empresas eléctricas, los usuarios del servicio,los trabajadores y las autoridades deben cumplir con las disposiciones del Código Nacional deElectricidad sobre distancias de seguridad entre las instalaciones eléctricas y los edificios o estructuras.


TABLAS DE DISTANCIAS A REDES

Tabla N° 234 - 1 del CNE Suministro

DMS A EDIFICACIONES BT M T MT

Aislados Autosoportados Desnudo

Distancia horizontal (*) ( A ) 1 m 1,5 m 2,5 m

Distancia Vertical:

Techos No fácilmente accesibles ( C ) 1,8 m 3 m 4m

Techos o balcones fácilmente accesibles ( B ) 3 m 3 m 4 m

(*) En cualquier dirección desde una estructura fácilmente accesible.

En la foto se aprecia una situación de incumplimien-to de las distancias mínimas de seguridad por par-te del responsable de la edificación, respecto a lasredes de media tensión.

Nota: Las ventanas y balcones son medios de acce-so a los exteriores de los límites de construcción. Eneste caso se expone a las personas a posibles con-tactos eléctricos, al no cumplir con las DMS.


En la foto se aprecia que la edificación sobreel alero se acerca a los conductores de bajatensión afectando las DMS.

Nota: Las afectaciones de las DMS son res-tricciones determinantes en el otorgamientode los nuevos suministros.


2.4.2. Análisis de casos de distancias mínimas de seguridadA fin de realizar el análisis de las Distancias Mínimas de Seguridad de los conductores aéreos, conrespecto a las estructuras de las viviendas, se emplea el Criterio de la Envolvente, consiste en graficaruna línea alrededor de la estructura de la vivienda conservando las distancias horizontales y verticalesque correspondan según el nivel de tensión y tipo de cable aéreo. Luego se debe verificar, si el conductoraéreo se encuentra dentro o fuera de la región definida por la línea envolvente.

CASO 1Descripción de la situación

- Número de pisos : Uno - techado- Zona Accesible : Nivel de segundo piso- Alero / Voladizo : SI- Nivel Tensión Red : 220 Volt (Baja Tensión)

Análisis

1. Se grafica la línea envolvente manteniendo las distancias:

Horizontal : 1.0 metroVertical : 3.0 metros (zona accesible)

2. Se verifica si la red de baja tensión se encuentra dentro de la región delimitada por la líneaenvolvente.

Conclusión

Del análisis se concluye que no existe afectación a las Distancias Mínimas de seguridad dado que la Redde baja tensión se encuentra fuera de la región formada por la línea envolvente.



- Número de pisos : tres - techado

- Alero / Voladizo : SI

- Zona Accesible : Balcón a nivel de segundo piso

- Zona No Accesible : Nivel de tercer piso

- Nivel Tensión Red : 220 Volt (Baja Tensión)

Análisis


Horizontal : 1.0 metro

Vertical : 3.0 metros (Balcón segundo piso)

1.8 metros (tercer piso)

2. Se verifica si la red de Baja Tensión se encuentra dentro de la región delimitada por la líneaenvolvente.

Conclusión

Del análisis, se concluye que SI existe afectación a las Distancias Mínimas de seguridad dado que la Redde Baja Tensión se encuentra dentro de la región formada por la línea envolvente.



- Número de Pisos : tres - techado


- Zona Accesible : No se consideran zonas accesibles

- Zona No Accesible : Balcón no accesible

- Nivel Tensión Red : 220 Volt (Baja Tensión)

Análisis


Horizontal : 1.0 metro

Vertical : 1.8 metros (tercer piso)

4. Se verifica si la red de Baja Tensión se encuentra dentro de la región delimitada por la líneaenvolvente.

Conclusión

Del análisis, se concluye que no existe afectación a las Distancias Mínimas de seguridad dado que la Redde baja tensión se encuentra fuera de la región formada por la línea envolvente.


Caso 4: Edificación con voladizoDescripción de la situación

- Número de Pisos : dos - techado


- Zona Accesible : techo del segundo piso

- Zona No Accesible : No se consideran zonas no accesibles

- Nivel Tensión Red : BT / MT 0.22 / 10 kV (Media Tensión)


Caso 5: Edificación con retiroDescripción de la situación

- Número de Pisos : dos - techado


- Zona Accesible : techo del segundo piso

- Zona No Accesible : parte superior de la reja



Caso 7: Edificación con voladizoDescripción de la situación



- Zona Accesible : techo del tercer piso

- Zona No Accesible : No se consideran zonas no accesibles



Caso 7: Edificación con retiroDescripción de la situación



- Zona Accesible : techo del tercer piso

- Zona No Accesible : parte superior de la reja



Distancia de seguridad en carreteras y avenidas (al cruce)

Distancia de seguridad en carreteras y avenidas (a lo largo)

2.4.3. Gráficos sobre distancias mínimas de seguriad


Distacia de seguridad en calles y caminos (al cruce)

Distancia de seguridad en calles y caminos (a lo largo)


Distancia de seguridad en caminos rurales (al cruce y a lo largo)

Distamcia de seguridad en áreas no transitables por vehículos (al cruce y a lo largo)


- Distancia Horizontal = 20 m de la red aérea al surtidor o tanque más cercano a la red aérea.(Regla 219.A.3 del CNE Suministro)

- Distancia Horizontal = 25 m del lindero de la subestación de suministro eléctrico al surtidor,tanque, ventilación más cercano y punto de producción de gases. ( Regla 127 del CNE Sumi-nistro)

Distancia de seguridad de redes de energía a redes de comunicaciones

Distancias de seguridad a estaciones de servicio de combustible


2.4.4 Fajas de servidumbreEs la proyección sobre el suelo de la faja ocupada por los conductores más la distancia de seguridad(indicadas en el Código)

TABLA SEGÚN TENSIONES

Anchos mínimos de fajas de servidumbres

Tensión nominal de la línea (kV) Ancho (m)

De 10 a 15 kV 6

20 - 36 11

60 - 70 16

115 - 145 20

Hasta 220 25


En la fotografía se aprecia una línea de 220 kV (Alta Tensión), en la cual le corresponde, según lanorma, una faja de servidumbre de 24 metros, es decir 12 metros por lado desde el eje de la torre.

Sobre la faja de servidumbre no debiera existir ninguna edificación, pese a ello la foto muestra edifica-ciones que invaden la faja de servidumbre.


PANEL DEL CAPÍTULO 2

SISTEMA DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

Comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, el transporte y la distri-bución de la energía eléctrica

Sistema de generación. La energía eléctrica se genera en las Centrales Eléctricas.

Sistema de transmisión. La red de Transmisión es la encargada de enlazar las centrales con lospuntos de utilización de energía electrica.

Sistema de distribución. El servicio eléctrico que se le brinda a los clientes finales es responsa-bilidad de la empresa distribuidora que ha de construir y mantener las líneas necesarias parallegar a los clientes. Estas líneas, realizadas a distintas tensiones, y las instalaciones en que sereduce la tensión hasta los valores utilizables por los usuarios, constituyen la red de distribución.Las líneas de la Red de Distribución pueden ser aéreas o subterráneas, de media tensión o bajatensión y monofásica o trifásica.

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN.

Las subestaciones son la fuente de suministro de energía para la distribución a nivel local. Lafunción principal de la subestación es reducir la tensión del nivel de transmisión o de subtransmisiónal nivel de distribución.

Tipos de subestaciones

SUBESTACION CONVENCIONAL .-Es el tipo de subestación más conocida, donde básica-mente se trata de una caseta construida de material noble donde se ha previsto pasadizos yespacios de trabajo y operación adecuados. Su equipo es del tipo interior y donde se puedeinstalar más de un transformador con sus respectivos sistemas de protección. Pueden ser de dostipos de Superficie o Subterráneas

Subestación convencional superficie.- Aquella que está construida a nivel del terreno.

Subestación convencional subterránea.- Subestación construida para operar bajo tierra.

SUBESTACION COMPACTA.- La característica principal de este tipo de caseta es que ocupanáreas reducidas para su instalación, constan de un solo transformador con su respectivo sistemade protección y maniobra. Estos equipos van instalados como una unidad, y pueden ser de dostipos, Pedestal, si se instalan a nivel de suelo sobre una base de concreto o de tipo bóveda, si seinstalan debajo del nivel del suelo ( Subterránea).

Subestación compacta subterránea.- También llamado tipo bóveda que consiste en un Trans-formador compacto con los dispositivos de maniobra y protección incorporados, instalados en unabóveda subterránea. Los tableros de distribución y de control se encuentran en un murete a niveldel piso.

Subestación compacta pedestal.- Transformador compacto con los dispositivos de maniobra yprotección incorporados, instalados sobre una base de concreto a nivel del piso, en la que se haprevisto un área circundante para maniobras y trabajo.


AREA BIPOSTE ( SAB ) En este tipo de Subestaciones el transformador va a la intemperiesoportado por una estructura conformada por dos postes de concreto y una plataforma del mismomaterial. Las SAB, están previstas para instalarse en alimentadores laterales tanto aéreos comosubterráneos, pudiendo estar ubicadas en urbanizaciones de cualquier categoría, zonas industria-les, pueblos jóvenes y zonas rurales.

AÉREA MONOPOSTE ( SAM ) Utilizada sólo en redes aéreas, el transformador está soportadopor un poste de concreto. Se instala en zonas rurales y periféricas donde las densidades de cargason bajas.

SIMBOLOGÍA

SIMBOLO TIPO DE SUBESTACION NUMERACION


1 - 1999

Convencional Subterránea

Aérea Biposte 2000 - 4999y del 10000en adelante

Aérea Monoposte

Compacta Pedestal

5000 - 9999

Compacta Bóveda(Subterránea)

TIPOS DE REDES

Tipos de red de conexiones eléctricas

En el sistema de Distribución existen dos tipos de redes, las Media Tensión ( Distribución Prima-ria) y las de Baja Tensión ( Distribución Secundaria)

Redes de media tensión (Distribución primaria)

La característica principal de estas redes es su nivel de tensión, que es menor de los 60 Kv. Enel caso de EDELNOR es de 20 y 10 kV. Pueden ser aéreas y subterráneas

Aérea

Los conductores eléctricos están soportados por aisladores de porcelana o poliméricos, los cua-les están anclados a las crucetas de los postes. En las redes aéreas de media tensión de EDELNORse emplean los conductores:

Conductor cableado desnudo de aleación de aluminio (AAAC) en las secciones de 70,120 y 240 mm²


Cable de aluminio aislado autosoportado NA2XSA2Y-S en la sección de 70 mm². Con lascaracterísticas siguientes:

- Conductores de aluminio, compactado.

- Aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE).

- Semiconductor de cinta o extruído y cinta de aluminio sobre el conductor aislado Barreratérmica de poliéster y Chaqueta exterior de polietileno termoplástico negro.

Subterránea

Los conductores son del tipo forrado y van enterrados a un metro de profundidad del terrenodebajo de las veredas de las calles, en el caso de cruce de vía se le coloca dentro de un ducto deconcreto para protegerlo del peso de los vehículos.

EDELNOR actualmente emplea el cable N2XSY de secciones de 35, 70, 120 y 240 mm², losmismos que pueden ir directamente enterrados a profundidades entre 0.8 y 1.5 m. Los cablesempleados para este sistema cuentan con una cubierta que soporta los agentes corrosivos delsuelo así como los esfuerzos mecánicos.

Redes de baja tensión ( Distribución secundaria).

Este tipo de redes tienen como nivel de tensión característico 220 voltios y son los que másabundan en las ciudades y poblados.

Las redes de distribución de baja tensión son aquellas que parten de los tableros de distribución delas subestaciones del mismo tipo. Y conforman las llamadas llaves o circuitos de distribución secun-daria o de servicio particular que incluye además al circuito de alumbrado público.

Las redes de baja tensión pueden ser aéreas o subterráneas:


Aérea

La característica principal de este tipo de red es que el conductor es visible y que va soportado ysujetado en postes, guardando una distancia mínima de seguridad de 6 metros desde la altura desu instalación hasta el nivel del terreno.

Los conductores pueden ser de dos tipos, forrados o desnudos, y de material de cobre o dealuminio y van sujetados a los postes mediante aisladores de porcelana.

Subterránea

El conductor de la red va enterrado a una profundidad de 0.60 metros del nivel del terreno y esde cobre forrado. Usualmente estas redes están colocadas debajo de las veredas y en los cruces decalles y avenidas, se colocan dentro de ductos de concreto para protegerlas del peso de losvehículos que circulan.

Distancias mínimas de seguridad en media tensión y baja tension

Subterránea

Para el caso de redes de Media Tensión del tipo subterránea, la distancia mínima a la cual debe irenterrado el cable es de un metro de profundidad desde el nivel del terreno. Y para baja tensión,a una profundidad de 0.60 m.

Redes aéreas

Los cables aéreos, los postes y las subestaciones forman parte de un sistema que distribuye laelectricidad de manera segura y eficiente a los hogares y negocios. Sin embargo, es necesariotener en cuenta que este sistema por tener conductores expuestos presentan peligro de acciden-tes por descarga eléctrica por contacto o acercamiento de las personas, ya sea directo o pormedio de algún objeto.



DMS A EDIFICACIONES BT MT MT


Distancia horizontal (*) ( A ) 1 m 1,5 m 2,5 m

Distancia Vertical:

Techos No fácilmente accesibles ( C ) 1,8 m 3 m 4m

Techos o balcones fácilmente accesibles ( B ) 3 m 3 m 4 m

(*) En cualquier dirección desde una estructura fácilmente accesible.


TABLA SEGÚN TENSIONES

Anchos mínimos de fajas de servidumbres

Tensión nominal de la línea (kV) Ancho (m)

De 10 a 15 kV 6

20 - 36 11

60 - 70 16

115 - 145 20

Hasta 220 25

Fajas de servidumbre en media tensión

Redes aéreas

Es la proyección sobre el suelo de la faja ocupada por los conductores más la distancia de seguridad(indicadas en el Código)



1.- El sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles parala……..……………., el ……......……y la ……....………. de la energía eléctrica.

2.- ¿Dónde se genera la energía eléctrica?..............………………………………………………….

3.- Defina usted, ¿qué es el sistema de transmisión ? ...............…………………………………….........................................................................................................................................

4.- El servicio eléctrico que se le brinda a los …………………………..........................………………es responsabilidad de la ........…………………………….. que ha de construir y mantener laslíneas necesarias para llegar a los clientes.

5.- ¿Qué es una subestación convencional? ¿Qué tipos hay?

...................................................................................................................................

6.- ¿Qué es una subestación Compacta? ¿Qué tipos hay?

...................................................................................................................................

7.- ¿Qué es una subestación Aérea? ¿Qué tipos hay?

...................................................................................................................................

...................................................................................................................................

8.- En el sistema de Distribución existen dos tipos de redes, las de ................................... (M.T)

(Distribución ...……………..) y las de ………………….(B.T) ( Distribución …………….)

9.- La característica principal de las redes Media Tensión es su nivel de tensión, que es menor delos ……... kV. En el caso de EDELNOR es de ......... y ........ kV. Pueden ser aéreas ysubterráneas.

10.- ¿Cuales son las características principales de las redes aéreas y subterráneas de MediaTensión?

...................................................................................................................................

...................................................................................................................................

...................................................................................................................................

11.- Las redes de Baja Tensión tienen como nivel de tensión característico de operación ………voltios y son las que más abundan en las ciudades y poblados. Pueden ser …………………….o …………………………….

12.- ¿Cuales son las características principales de las redes aéreas y subterráneas de Baja Ten-sión?

...................................................................................................................................

...................................................................................................................................

...................................................................................................................................

...................................................................................................................................


13.- Complete el cuadro siguiente de Distancias Mínimas de Seguridad.

14.- La faja de servidumbre en media tensión de una red …………… es la proyección sobre el………….. de la faja ocupada por los ………………… más la distancia de seguridad.



DMS A EDIFICACIONES BT M T MT


Distancia horizontal (*) ( A )

Distancia Vertical:

Techos No fácilmente accesibles ( C )

Techos o balcones fácilmente accesibles ( B )


CAPÍTULO III

ELEMENTOS DE LA CONEXIÓN DESUMINISTRO EN BAJA TENSIÓN

3.1. Conexión de suministro

Es la conexión realizada desde la red de servicio particular de la empresa concesionaria de distribución,mediante una derivación, hasta las instalaciones del usuario. Para ello se emplea un conjunto de elemen-tos como son: el empalme, la acometida, la caja de medición y protección, el sistema de protección yseccionamiento (interruptor termomagnético) y el medidor .

N° COMPONENTE DESCRIPCION

1 RED MATRIZ Es la red de distribución para servicio particularperteneciente a la empresa concesionaria.

2 E M PALME Es la conexión eléctrica entre la red matriz y el cable de acometida.Según el Art. 170º del RLCE es llamado también "Punto de entrega".

3 CABLE DE ACOMETIDA Es la derivación de la red matriz mediante el cual se conduce laenergía hasta el equipo de medida al interior de la caja portamedidor.

4 CANALIZACION Es la protección mecánica con tubo de pvc que protege al cable deacometida.

5 CAJA PORTAMEDIDOR Es aquella que contiene al equipo de medición así como lasconexiones del sistema de protección eléctrica(interruptor termomagnético o fusibles).

Partes de la Conexión de Suministro


3.2 Empalme

El Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado por D.S. Nº 009-93-EM, en su Art. 163ºdefine al empalme como la conexión eléctrica entre la acometida y las instalaciones del concesionario.

La Norma DGE-011-CE-1, en el numeral 6.2.2.1 señala que en los empalmes del cable de acometida,se podrán utilizar accesorios resistentes a la acción de la intemperie, y que debe cumplir con asegurar uncontacto eficaz y evitar la infiltración de la humedad en los conductores.

Para que un empalme tenga un buen desempeño, debe cumplir con tres condiciones básicas:

• Mantener una conductividad apropiada entre las partes a unirse.

• Contar con un buen aislamiento, tan igual, como el de los conductores que se unen.

• Tener una protección mecánica al igual que los conductores que se unen.

Empalme de acometida subterránea

3.3Cable de acometida

La Norma DGE-011-CE-1 en el numeral 4, define la acometida como parte de la conexión comprendi-da por los conductores instalados desde el empalme con la red de distribución secundaria hasta losbornes de entrada del medidor.

Se definen también los siguientes tipos de acometidas:

• Acometida aérea.- Es aquella cuya derivación se efectúa desde una red de distribución secundariaaérea y que cumple con los requisitos de acometida aérea establecidos en la norma que incluyen lasdistancias mínimas de seguridad.

• Acometida subterránea.- Es aquella cuya derivación se efectúa desde una red de distribuciónsecundaria subterránea y que cumple con los requisitos de acometida subterránea establecidos en lanorma.


• Acometida aéreo subterránea.- Es aquella cuya derivación se efectúa desde una red dedistribución secundaria aérea y que mediante una protección adecuada desciende al subsuelo paracumplir, desde éste punto, los requisitos de una acometida subterránea.

3.3.1. Tipos de cables de acometidas

a.- Cable de acometida aéreaPara las acometidas aéreas, EDELNOR usa el cable de tipo concéntrico, el cual según el número defases, puede ser:

a.1.- Para servicio monofásicos: Cable concéntrico bipolarEn este tipo de cables una de las fases consiste en un conductor sólido central (1) con una cubiertaaislante (2); mientras que el segundo conductor está compuesto por un conjunto de hilos conductores (3)el cual va enrrollado alrededor de la cubierta aislante del cable central y sobre el cual se tiene unacubierta aislante y contra intemperie (4), tal como se muestra en la figura:


a.2.- Para servicio trifásicos: Cable concéntrico tripolarEn este tipo de cables, dos de las fases consisten en conductores centrales sólidos (1), ambos con supropia cubierta aislante (2) y sobre dichas cubiertas se encuentra un aislamiento de PVC adicional (3);mientras que el tercer conductor está compuesto por un conjunto de hilos conductores (4) el cual vaarrollado alrededor de la cubierta aislante de PVC y finalmente se tiene una cubierta aislante y contraintemperie (5), tal como se muestra en la figura:


b.- Cable de cometida subterráneaPara las acometidas subterráneas EDELNOR utiliza cables tipo N2XY, el cual, según las fases puede ser:

- Para servicios monofasicos: Cable tipo N2xy Dúplex

- Para servicios trifásicos: Cable tipo N2xy Triplex

Los cables N2XY están conformados por conductores de sección circular sólidos con su respectiva cu-bierta aislante.

Según el tipo de cable se distinguen los siguientes colores:

- Dúplex: Blanco y negro

- Triplex: Blanco, negro y rojo

DUPLEX TRIPLEX

1


Nota:Existen cables de acometidas de tipo NKY que corresponde a una tecnología anterior, la misma que fuereemplazada por el cable tipo NYY y ésta a su vez por el cable tipo N2XY ya que posee mejorespropiedades técnicas entre las que destacan la capacidad de corriente.

3.3.2 Canalización de acometida

Consiste en la protección mecánica (tuberías metálicas o no metálicas pesadas empotradas) que se otorga alcable de acometida, al ingreso a la edificación, hasta el punto de entrada a la caja portamedidor.

EDELNOR emplea la canalización mediante el tubo de protección PVC tipo SAP o pesado. Para la instala-ción de acometidas aéreas se utiliza además, una curva de 180º que impide el ingreso del agua, mientrasque en la instalación de acometidas subterráneas se emplea una curva de 90º a fin de proteger al cable deacometida cuando realiza un doblez desde la red matriz horizontal hacia la pared vertical.

CONEXIÓN SUBTERRÁNEA


3.3.3 Mástil

El mástil cumple la función de soporte a la canalización del cable de acometida aéreo y por lo general seinstala detrás o al costado del murete. El siguiente gráfico muestra la instalación típica del mástil elmismo que va empotrado al suelo a una profundidad de 10% de su longitud total. Este soporte debegarantizar el cumplimiento de la norma respecto a la distancia mínima de seguridad entre la parte másbaja del cable de acometida y el suelo terminado que es de 3 metros.

Conexión subterránea en pared


3.4 Caja portamedidor

La caja portamedidor está destinada a contener al equipo de medición (medidor) y los dispositivos deprotección y maniobra (fusibles e interruptor termomagnético).

Por lo tanto, las cajas deben ser capaces de soportar la influencia de agentes externos como el polvo,humedad, lluvia, entre otros.

Los tipos de cajas que utiliza EDELNOR para los usuarios de tarifa BT5B son:

• LR : Para suministros monofásicos (hasta 10 kW)

• LTR : Para suministros trifásicos (hasta 20 kW)

Las cajas deben estar empotradas en la pared o murete, en un lugar accesible del local del usuario.Deberá mantener una distancia desde la parte inferior de la caja, hasta el piso terminado de entre 0.6metros y 1.0 metro.

Las cajas portamedidor están provistas de un orificio para la entrada y salida de cables de acometida yde línea interna respectivamente.


3.4.1 Componentes en el interior de la caja portamedidorEn el interior de la caja se puede observar un conjunto de elementos instalados a fin de otorgar unsuministro de energía con seguridad:

Nº Secuencia Elemento Descripción

1 Cable de Acometida Que viene de la red matriz o caja toma.

2 Medidor Equipo de medición que registra la energíaconsumida por el usuario.

3 Cables Pasantes Para realizar la conexión entre el medidor yel interruptor termomagnético.

4 Interruptor Es el dispositivo de protección contratermomagnético sobrecorriente y cortocircuito.

5 Cales de línea interna Son los cables del cliente.

Nota:

La secuencia señalada en las figuras, muestra el flujo de la energía de la red de la empresaconcesionaria hasta las instalaciones del cliente, pasando por el cable de acometida (1), Medidor(2), cables pasantes del medidor al interruptor (3), interruptor termomagnético (4) y cables de líneainterna.

En la figura de la derecha se puede observar el resto de elementos accesorios y de seguridad comoanillos de protección (6), tablero de madera (7), mica o visor (8), cerradura de seguridad (9), accesoa interruptor termomagnético (10) y soporte de interruptor termomagnético.


3.4.2 Otros elementos de la caja portamedidor

Nº Elemento Descripción

6 Anillo de Protección Anillo de caucho instalado en el ingreso/salida de cables paraprevenir los electrizamientos en las cajas.

7 Tablero de Madera Elemento aislante instalado en el fondo de la caja metálica ysobre el cual se sujeta al medidor

8 Mica o Visor Plancha de policarbonato de buena transparencia y dureza pordonde se realiza la lectura de la energía registrada por el medidor.

9 Cerradura de seguridad Cerradura de 5 pines para asegurar el cierre de la caja

10 Acceso a Interruptor Ventana para acceder a maniobrar el interruptor.

11 Soporte de Interruptor Riel metálico donde se apoya el interruptor.

CAJA LR

CAJA LTR


3.5 Sistema de protección

En los sistemas eléctricos se pueden producir fallas que provocan la suspensión del servicio. Entre estasfallas se encuentran la Sobrecorriente y el Cortocircuito.

La anomalía de sobrecorriente se presenta cuando existe una cantidad de corriente mayor a la que elequipo, conductor u otro elemento conductor puede soportar normalmente. Por ejemplo, el cable deacometida tipo concéntrico de 2x4 mm2, de acuerdo a la información del fabricante, está diseñado parasoportar corrientes de hasta 36 Amperes, por lo tanto, si por dicho conductor circula una corrientemayor a 36 Amperes se dice que dicho cable está sometido a un estado de sobrecorriente.

Por otro lado, la Norma DGE - Terminología en Electricidad Parte II Equipamiento Eléctrico Sección 20Subsección 02 Número de la terminología 39, señala que el cortocircuito es una conexión accidentalo intencional, por una resistencia relativamente baja, de dos o más puntos de un circuito que normal-mente tienen tensiones diferentes.

El hecho que dos puntos de tensiones diferentes hagan contacto produce una alta corriente que puedeocasionar un incendio; por lo tanto en el suministro eléctrico se prevé un sistema de protección quepermite despejar estas fallas y dar protección a las instalaciones eléctricas.

Respecto a los elementos que deben usarse como dispositivos de protección, la Norma DGE-011-CE-1Norma de Conexiones para Suministro de Energía Eléctrica hasta 10 kW. en la regla 4.12 indica que eldispositivo de protección es el mecanismo de corte de energía constituido por un fusible o cualquier tipode interruptor.

Así mismo, en la regla 10 de la referida norma se señala que en cuanto a los dispositivos de protecciónse deberá utilizar, de preferencia, fusibles debidamente calibrados que garanticen la entrega de la de-manda máxima o la que tiene derecho el abonado.

Respecto al desempeño de estos dispositivos debemos precisar que el elemento fusible actúa frente a lasfallas de cortocircuito, mientras que el interruptor termomagnético actúa tanto a las fallas de cortocircui-to como a los de sobrecorriente.

Actualmente, EDELNOR instala interruptores termomagnéticos, los cuales, según el número de fases,pueden ser Interruptores Termomagnéticos Bipolares y Tripolares.

INTERRUPTOR BIPOLAR INTERRUPTOR TRIPOLAR (25 - 40 Amp.) (40 - 63 Amp)


El interruptor termomagnético se instala sobre un soporte (1) (también llamado riel ubicado en el interiorde la caja portamedidor), a una altura tal, que permite el acceso (2) cuando la tapa de protección de lacaja portamedidor se encuentra cerrada.

3.6 Contador de energía

Los contadores de energía son equipos de medición que permiten el registro de la energía consumidapor los usuarios. Para los usuarios de la tarifa BT5B en la zona de concesión de EDELNOR TENEMOSdos tecnologías para los medidores:

- Medidores electromecánicos, y

- Medidores electrónicos.

3.6.1 Medidores electromecánicos

Los medidores electromecánicos (1) tienen dos tipos de accionamientos: eléctrico y mecánico. El sistemaeléctrico está compuesto principalmente por unas bobinas de corriente (2) y de tensión (3), mientras queen el sistema mecánico encontramos al disco de aluminio (4).

Tienen clase de precisión 2, lo que significa que pueden tener un error de más menos 2% a la corrientenominal.


MEDIDOR CON CÁPSULA (1) MEDIDOR SIN CÁPSULA

BOBINA CORRIENTE BOBINA CORRIENTE DISCO

(2) (3) (4)

3.6.2 Medidores electrónicos

Actualmente, EDELNOR emplea en su zona de concesión, el medidor marca Complant, el cual hadesplazado la tecnología del medidor electromecánico, por su mejor precisión del registro de la energía,ya que tiene una clase de precisión de 1%.

El medidor complant (1) consiste en núcleo totalmente electrónico (2) que colecta y procesa la informa-ción necesaria, la misma que le permite mostrar el registro de la energía en su numerador.

MEDIDOR COMPLANT (1) NÚCLEO ELECTRÓNICO (2)



Conexión de Suministro

Aquella conexión realizada desde a red de servicio particular de la empresa concesionaria dedistribución mediante una derivación hasta las instalaciones del usuario.


1 RED MATRIZ Consiste en la red de distribución para servicio particularperteneciente a la empresa concesionaria.

2 E M PALME Es la conexión eléctrica entre la red matriz y el cable de acometida.Según el Art. 170 del RLC es llamado también "Punto de entrega".




Partes de la Conexión de Suministro

Tres condiciones básicas para tener un buen empalme:- Mantener una conductividad apropiada entre las partes a unirse.- Contar con un buen aislamiento tan igual como el de los conductores que se unen.- Tener una protección mecánica al igual como los conductores que se unen.

Tipos de acometida

- Acometida Aérea.- Aquella cuya derivación se efectúa desde una red de distribución secunda-ria aérea y que cumple con los requisitos de acometida aérea establecidos en la norma queincluyen las distancias mínimas de seguridad.


- Acometida Subterránea.- Aquella cuya derivación se efectúa desde una red de distribuciónsecundaria subterránea y que cumple con los requisitos de acometida subterránea establecidos enla norma.

- Acometida Aéreo Subterránea.- Es aquella cuya derivación se efectúa desde una red dedistribución secundaria aérea y que mediante una protección adecuada desciende al subsuelopara cumplir, desde éste punto, los requisitos de una acometida subterránea.

Tipos de cables para acometidas

- Cable de acometida aérea.- Para las acometidas aéreas EDELNOR tiene normalizado el usodel cable de tipo concéntrico, el cual según el numero de fases puede ser:

. Para Servicio Monofásicos: Cable Concéntrico Bipolar.- En este tipo de cables una de lasfases consiste en un conductor sólido central con una cubierta aislante; mientras que el segundoconductor está compuesto por un conjunto de hilos conductores el cual va enrollado alrededor dela cubierta aislante del cable central y sobre el cual se tiene una cubierta aislante y contra intem-perie.

. Para Servicio Trifásicos: Cable Concéntrico Tripolar.- En este tipo de cables dos de lasfases consisten en conductores centrales sólidos, ambos con su propia cubierta aislante y sobredichas cubiertas se encuentra un aislamiento de PVC adicional; mientras que el tercer conductorestá compuesto por un conjunto de hilos conductores el cual va arrollado alrededor de la cubiertaaislante de PVC y finalmente se tiene una cubierta aislante y contra intemperie.

Cable de acometida subterránea.

Para las acometidas subterráneas Edelnor tiene normalizado el uso de cables tipo N2XY, el cualsegún las fases puede ser:- Para Servicios Monofásicos: Cable Tipo N2XY Dúplex.- Para Servicios Trifásicos: Cable Tipo N2XY Triplex.

Los cables N2XY están conformados por conductores de sección circular sólidos con su respectivacubierta aislante.

Canalización de acometida.- Consisten en la protección mecánica (tuberías metálicas o nometálicas pesadas empotradas) que se otorga al cable de acometida al momento de ingresar a laedificación hasta el punto de entrada a la caja portamedidor.

Caja portamedidor.- Está destinada a contener al equipo de medición (medidor) dispositivos deprotección y maniobra (fusibles, interruptor termomagnético).


Sistema de protección

Actualmente para los suministros que Edelnor otorga se instalan interruptores termomagnéticos,los cuales según el número de fases pueden ser Interruptores Termomagnéticos Bipolares yTripolares.

Nº Secuencia Elemento Descripción

1 Cable de Acometida Que viene de la red matriz o caja toma.

2 Medidor Equipo de medición que registra la energíaconsumida por el usuario

3 Cables Pasantes Para realizar la conexión entre el medidor yel interruptor termomagnético.

4 Interruptor Es el dispositivo de protección contratermomagnético sobrecorriente y cortocircuito.

5 Cales de línea interna Son los cables del cliente.

6 Anillo de Protección Anillo de caucho instalado en el ingreso/salida de cablespara prevenir los electrizamientos en las cajas.

7 Tablero de Madera Elemento aislante instalado en el fondo de la caja metálica ysobre el cual se sujeta al medidor.

8 Mica o Visor Plancha de policarbonato de buena transparencia y dureza pordonde se realiza la lectura de la energía registrada por el medidor.

9 Cerradura de seguridad Cerradura de 5 pines para asegurar el cierre de la caja.

10 Acceso a Interruptor Ventana para acceder a maniobrar el interruptor.

11 Soporte de Interruptor Riel metálico donde se apoya el interruptor.

INTERRUPTOR BIPOLAR INTERRUPTOR TRIPOLAR (25 - 40 Amp.) (40 - 63 Amp)

CONTADOR DE ENERGIA

Los contadores de energía son equipos de medición que permiten el registro de la energíaconsumida por los usuarios. En la zona de concesión de EDELNOR para los usuarios de latarifa BT5B se encuentran dos tecnologías para los medidores:

- Medidores Electromecánicos, y

- Medidores Electrónicos.



1.- Mencione las partes de la conexión de un suministro:


1 RED MATRIZ Consiste en la red de distribución para servicio particularperteneciente a la empresa concesionaria.

2 E M PALME Es la conexión eléctrica entre la red matriz y el cable de acometida.Según el Art. 170 del RLC es llamado también "Punto de entrega".




2.- Mencione las partes del cable concéntrico bipolar


3.- Para las acometidas subterráneas Edelnor tiene normalizado el uso de cables tipo N2XY, elcual según las fases puede ser…………para servicios…………….. y …………… para servicios………………….

4.- Identifique el tipo de conexiones de las siguientes figuras:

a…………………………… b……………………………. c……………………………….

5.- El mástil cumple la función de ……………….. a la canalización del cable de Acometida…………. y por lo general se instala detrás o al costado del ………… el mismo que va empotradoal suelo a una profundidad de 10% de su longitud total.

6.- Edelnor se tiene normalizada dos tipos de cajas portamedidores para los usuarios de tarifaBT5B:

- LR : Para suministros ………………………hasta………………KW

- LTR : Para suministros ………………………hasta……………… kW

7.- Mencionar los componentes de la caja portamedidor

Nº Secuencia Elemento

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11


8.- En nuestros sistemas eléctricos se pueden producir fallas que provocan la suspensión delservicio. Entre estas fallas se encuentran la ……………….. y el ………………….

9.- La anomalía de sobrecorriente se presenta cuando existe una cantidad de corriente mayora la que el equipo, conductor u otro elemento conductor puede soportar normalmente.

10.- Actualmente para protección de los suministros que Edelnor otorga se instalan Interrupto-res ……………………, los cuales según el numero de fases pueden ser …………………. y………………

11.- Los contadores de energía son equipos de medición que permiten el registro de la ...................................................... por los usuarios.

12.- En los medidores electromecánicos se tiene dos tipos de accionamientos: ……………. y…………….

El sistema eléctrico está compuesto principalmente por unas bobinas de …………. yde…………….., mientras que en el sistema mecánico podemos destacar al disco de alumi-nio.

BOBINA DE................. BOBINA DE.................. DISCO DE...........................

13.- Los medidores electromecánicos tienen clase de precisión 2, lo que significa que puedentener un error de más menos ……% a la corriente nominal.

14.- Actualmente en la zona de concesión de EDELNOR se viene empleando el medidor………………….. marca Complant, el cual ha desplazado la tecnología del medidor elec-tromecánico, por su mejor precisión del registro de la energía, ya que tiene una clase deprecisión de ……%.



CAPÍTULO IV

CONEXIONES ELÉCTRICASEN BAJA TENSIÓN

4.1 Conexiones para clientes con tarifa BT5B

Las conexiones pueden de diferentes tipos como se muestra en la Tabla 1.

4.2 Clasificación según tipo de red

4.2.1 Conexión aérea

Es la conexión cuya derivación del cable de acometida, se produce desde la red de distribución aérea. Lacaja puede estar empotrada en la pared o en un murete.

Tabla1. Tipo de Conexiones

Según el Tipo de Red: Según el tipo de acometida:

1. Conexión Aérea 1. Conexión Simple

2. Conexión Subterránea 2. Conexión Doble

2. Conexión Aéreo - Subterránea 3. Conexión Derivada

A. Caja empotrada en la pared

N° COMPONENTE

1 Red Matriz Aérea

2 Caja de Derivación Aérea

3 Portalínea

4 Cable de Acometida

5 Mástil

6 Canalización

7 Caja Portamedidor


4.2.2 Conexión subterránea

B. Caja instalada en Murete

N° COMPONENTE

1 Red Matriz Aérea

2 Caja de Derivación Aérea

3 Portalínea


5 Mástil

6 Canalización

7 Caja Portamedidor

8 Murete

N° COMPONENTE

1 Red Matriz Subterránea

2 Empalme


4 Canalización

5 Caja Portamedidor


4.2.3 Conexión aéreo-subterránea

En este caso la derivación, se efectúa desde una red aérea de B.T. y mediante una protección adecuada,desciende al subsuelo para cumplir, desde este punto, los requisitos de una acometida subterránea.

N° ELEMENTO

1 Empalme


3 Abrazadera

4 Tubo PVC

5 Cruzada

6 Caja de Medición


4.3 Clasificación según tipo de acometida

4.3.1 Acometida simpleEn este caso, la acometida es individual y exclusiva para un determinado suministro.

4.3.2 Acometida dobleUn solo cable de acometida alimenta a dos clientes, primero alimenta a uno de los suministros y desdeeste punto, se produce la derivación hacia el segundo suministro.

ACOMETIDA SIMPLE ACOMETIDA DOBLE

4.3.3 Acometida derivadaEne ste supuesto, los cables de acometida se derivan de la caja de conexiones, dentro de un bancode medidores.

4.4 Banco de medidores

Es el conjunto de cajas portamedidor que tienen LA CAJA TOMA EN COMÚN y están instaladas FÍSICA-MENTE JUNTOS.


4.4.1 Conexionado interior en un banco de medidores

Derivación de la caja toma FX a la caja de conexiones

Como se sabe, de la red matriz se realiza laderivación a la caja toma FX y luego de lacaja toma FX se producen las derivacioneshacia las cajas de conexiones. En la figurase observan dos ternas, desde la caja tomaF1, hasta cada una de las cajas de conexio-nes.

Para estas derivaciones se emplea cableN2XY el que se conecta en la primera ter-na de bornes en el interior de la caja deconexiones.

Derivación de la caja de conexiones a las cajas portamedidor


En la figura se observa que en la caja de conexiones, se realiza el empalme del cable de acometidaindividual hacia la caja portamedidor, cables de tipo concéntrico, canalizados a través de un tubo PVCcomún hasta la caja portamedidor. Luego los cables de línea interna son conducidos hacia la caja de pasomediante un tubo PVC individual, es decir, existe una canalización separada para los cables de líneainterna.

Caso de conexión interna en un banco de medidores de 1 nivel

En la figura se muestra un banco de medidores el cual consta de una caja toma F1, una caja de conexio-nes y 11 cajas portamedidor. La conexión se inicia en la caja toma F1, desde donde se deriva una ternade conductores para alimentar a la bornera de la caja de conexiones. Es en esta caja donde se realiza elempalme de los cables de acometida para los suministros individuales; dichos cables de acometida son


canalizados en un tuvo PVC de 2 plg de diámetro hasta el interior de la caja portamedidor y luego derealizarse la conexión del medidor y el sistema de protección o interruptor termomagnético, los cablesde línea interna son derivados hacia la caja de paso particular que en este caso se ubica en la partesuperior de las cajas portamedidor.

4.4.2 Cajas Toma F1, F2, F3Las Cajas Toma son empleadas para abastecer requerimientos de potencia mayor a 20 kW. Esta situa-ción se presenta en clientes maxímetros, o en bancos de medidores, donde la potencia requerida esmayor a los 20 kW.

Dentro de la Caja Toma se encuentran los dispositivos de protección necesarios para despejar que lasposibles fallas (cortocircuito o sobrecarga).

a.- Caja Toma F1

La caja toma F1 permita una utilización de potencia de hasta 75 kW. Se caracteriza por tener un fusibleen cada fase.

b.- Caja Toma F2 Y F3

TIPO a (cm)

F2 59,9

F3 88


c.- Dispositivos de protección al interior de la Caja Toma F2 - F3

Las caja toma tipo F1, F2, F3, se pueden identificar con la cantidad de fusibles que presentan en cadafase:

F1 : 01 FUSIBLE POR FASE



4.4.3 Caja de conexiones

Las cajas de conexiones son aquellas que tienen en su interior, una bornera desde la cual se realizan lasderivaciones de cables sub-acometidas hacia los suministros pertenecientes a un banco de medidores.


4.4.4 Elección de la Caja Toma

a.- Factor de Simultaneidad

Es el grado de coincidencia de las máximas demandas de los suministros. A mayor coincidencia dedemandas máximas, mayor es el Factor de Simultaneidad.

F. S. [0,5 - 0,6] F. S. [0,7 - 0,8]

Viviendas, zona de residencia Centros comerciales, instituciones, hospitales, etc.

b.- Determinación de la Caja Toma FX

a. Se calcula la suma de las potencias solicitadas por los suministros S1.

b. Luego se multiplica la suma anterior por el respectivo Factor de Simultaneidad.

c. Según el valor obtenido, se elige la respectiva Caja FX

Ejemplo:

10 Suministros Monofásicos de 10 kW c/u

05 Suministros Trifásicos de 19,90 kW c/u

Suma Total kW = 10 x 10 + 5 x 19,9 (S1) = 199,5 kW

Factor de Simultaneidad (F.S.) = 0.5

Demanda Máxima (D.M.) = 99.75 kW

RESULTADO: CAJA TO M A F2 (HASTA 150 KW)


c.- Cantidad de cajas de conexiones

1. Se calcula cantidad de bornes a utilizarse.

2. Se divide entre la cantidad de bornes disponibles por caja.

Ejemplo:

Cantidad de Bornes

10 Sum. Monof + 5 Sum. Trif = 10 x 2 + 5 x 3 = 35 bornes

Cantidad de Bornes Disponibles

9 bornes por Barra x 3 barras = 27 Bornes

Cantidad de Cajas

# Bornes a usarse / Bornes dispon. = 35 / 27 = 1.2

RESULTADO = 02 CAJAS DE CONEXIONES

Nota: Debe haber como máximo 50 kW. por caja de conexiones.

d.- Ubicación y niveles en bancos de medidores

- En lo posible, los bancos de medidores deben ser ubicados con vista a la vereda y/o pasadizos de fácily permanente acceso con el fin de facilitar cualquier tipo de operación e inspección por parte deEDELNOR.

- La caja toma debe estar ubicada lo más cerca posible a la rede de servicio particular (red matriz).

- Se debe contar con espacio para posibles ampliaciones de carga sin mayores modificaciones.

- El borde inferior de las cajas de conexión yo cajas toma estará a una distancia no menor de 0.6 m (entodos los casos) ni mayor a 1 m (cuando se trate de una sola fila o nivel) sobre el piso terminado.

- Se sugiere que el banco de medidores tenga como máximo 02 filas o niveles de cajas portamedidorcon una separación de 0.2 m entre filas.

4.5 Suministros Provisionales

La Norma DGE - 001-P-4/1990 Suministros Provisionales de Energía Eléctrica en Sistemas de Distribu-ción, señala las pautas para el otorgamiento de suministros provisionales por parte de las Empresas deServicio Público de Electricidad.

En dicha norma se definen los tipos de suministro en calidad de provisional:

- Suministros TemporalesSon aquellos que se otorgan para atender una necesidad de carácter temporal y cuya duraciónpuede ser hasta de 6 meses, tales como obras de construcción, juegos mecánicos, circos, ferias,kioscos, etc.


- Suministros ColectivosSon aquellos que se otorgan para dos o más usuarios en habilitaciones Pre - Urbanas, PueblosJóvenes o Asentamientos Humanos, Cooperativas de Vivienda, Asociaciones Pro - Vivienda y Cen-tros Poblados o áreas similares por períodos de 1 a 5 años, pudiendo prorrogarse en caso decumplir con los requisitos respectivos indicados en el numeral (11).

Estos suministros estarán destinados básicamente para vivienda.

Formas de Suministros Colectivos:

a) Suministros, cuyos proyectos y obras a partir del punto de entrega, son de responsabilidad de losinteresados. La empresa solo supervisará y dará conformidad a las obras para su puesta en servicio.Están destinadas a las agrupaciones urbano - marginales que lo requieran.

b) Suministros, cuyos proyectos y dirección técnica de las obras a partir del punto de entrega, serealizan por la empresa o por tercero con el apoyo y supervisión de la empresa.

El costo de las obras es de responsabilidad de los interesados. A estos suministros se les denominaSERVICIOS ELÉCTRICOS COMUNITARIOS (SECOM) y están destinados a las agrupaciones urbano -marginales que las empresas consideren procedentes.

- Suministros Individuales

Son otorgados por el período de un año, para usos especiales (industrial, comercial, educacional,hospitalario, etc.), pudiendo prorrogarse en caso de cumplir con los requisitos respectivos indicadosen el numeral (11). Excepcionalmente se podrá otorgar para uso de vivienda en habilitaciones pre -urbanas o similares.

- Usuario

Persona natural o jurídica que ocupa un predio y está en la posibilidad de hacer uso legal delsuministro eléctrico. Es responsable de cumplir con las obligaciones técnicas y/o económicas que sederivan de la utilización de la electricidad.

De los tipos de suministros provisionales mencionados, en la zona de concesión de EDELNOR existe unamayor presencia del tipo COLECTIVOS, cuyos proyectos y obras a partir del punto de entrega son deresponsabilidad de los interesados.

En esta situación, la empresa concesionaria tiene una participación de revisión de las instalacionesinteriores para la puesta en servicio, según lo indica el numeral 9.6 de la referida norma.

4.5.1. Instalaciones eléctricas internas en un suministro provisional

El numeral 9.3 de la Norma DGE -001-P-4/1990 señala que las instalaciones particulares a partir delpunto de entrega deben ser preferentemente áreas y cumplir con las disposiciones del Código Nacionalde Electricidad y de la Norma DGE-019-T-3/1989 "Conductores Eléctricos para Redes de DistribuciónAérea".


PANEL DEL CAPÍTULO 4CONEXIONES ELÉCTRICAS EN BAJA TENSIÓN

Para clientes masivos ( tarifa BT5B )

Las conexiones pueden de deferentes tipos como se muestra en la Tabla 1.Tabla1. Tipo de Conexiones

Según el Tipo de Red: Según el tipo de acometida:1. Conexión Aérea 1. Conexión Simple2. Conexión Subterránea 2. Conexión Doble2. Conexión Aéreo - Subterránea 3. Conexión Derivada

Tipos de acometidas :

ACOMETIDA SIMPLE ACOMETIDA DOBLE

CAJAS TOMA F1, F2, F3

Las cajas toma son empleadas para abastecer requerimientos de potencia mayor a 20 kW. Estecaso se presenta en clientes maxímetros o en bancos de medidores, donde la potencia requerida esmayor a los 20 kW.

Dentro de la caja toma se encuentran los dispositivos de protección necesarios para despejar quelas posibles fallas (cortocircuito o sobrecarga).

CAJA TOMA F1

La caja F1 permita una utilización de potencia de hasta 75 kW. Se caracteriza por tener 01 fusibleen cada fase.

ACOMETIDA DERIVADA.- Consisten en los cables de acometida que se derivan de la caja deconexiones dentro de un banco de medidores.

BANCOS DE MEDIDORES.- Se llama así al conjunto de cajas portamedidor que tienen LACAJA TOMA EN COMUN y están instaladas FISICAMENTE JUNTOS.


CAJA TOMA F2 Y F3

DISPOSITIVOS DE PROTECCION AL INTERIOR DE LA CAJA TOMA F2 - F3

Las caja toma tipo F1, F2, F3, se pueden identificar con la cantidad de fusibles que presentan encada fase:

F1:01 FUSIBLE POR FASE F2:02 FUSIBLE POR FASE F3:03 FUSIBLE POR FASE

TIPO a (cm)

F2 59,9

F3 88

CAJA DE CONEXIONES.- Son aquellas que tienen en su interior una bornera desde donde seproducen las derivaciones de cables sub-acometidas hacia los suministros pertenecientes a unbanco de medidores.

Para Clientes Provisionales

- Suministros Temporales

Son aquellos que se otorgan para atender una necesidad de carácter temporal y cuya duraciónpuede ser hasta de 6 meses, tales como obras de construcción, juegos mecánicos, circos, ferias,kioscos, etc.

- Suministros Colectivos

Son aquellos que se otorgan para dos o más usuarios en habilitaciones Pre - Urbanas, PueblosJóvenes o Asentamientos Humanos, Cooperativas de Vivienda, Asociaciones Pro - Vivienda yCentros Poblados o áreas similares por períodos de 1 a 5 años, pudiendo prorrogarse en caso decumplir con los requisitos respectivos indicados en el numeral .



1.- La conexión aéreo subterránea es aquella cuya derivación se efectúa desde una red........................... de B.T. y que mediante una protección adecuada desciende al subsuelopara cumplir, desde este punto, los requisitos de una acometida .....................

2.- La acometida simple es cuando la acometida es …………. y ……………….para un determi-nado suministro. La acometida doble es cuando un mismo cable de acometida alimenta a dos…………., donde primero alimenta a uno de los suministros y desde este punto se produce laderivación hacia el segundo suministro. La acometida derivada consiste en los cables deacometida que se derivan de la caja de conexiones dentro de un banco de ……………...

3.- Banco de medidores se llama así al conjunto de cajas portamedidor que tienen la……………….. …………………………… y están instaladas …………………………..

4.- En la figura siguiente se muestra un banco de medidores el cual consta de una caja toma F1,una caja de conexiones y 11 cajas portamedidor.

La conexión se inicia en la caja toma……., desde donde se deriva una terna de conductorespara alimentar a la bornera de la caja de …………….. Es en esta caja donde se realiza elempalme de los cables de ………….. para los suministros individuales; dichos cables de aco-metida son canalizados en un tuvo PVC de 2 plg de diámetro hasta el interior de la cajaportamedidor y luego de realizarse la conexión del ……………….. y el sistema de proteccióno interruptor ………………., los cables de línea interna son derivados hacia la caja de pasoparticular que en este caso se ubica en la parte superior de las cajas portamedidor.

5.- La caja F1 permite una utilización de potencia de hasta …… kW. Se caracteriza por tener 01fusible en cada ……...la caja F2 se caracteriza por tener ……. fusibles por………. y la cajaF3 por tener ……. fusibles por ……….

6.- Las cajas de conexiones son aquellas que tienen en su interior una ………. desde donde seproducen las derivaciones de cables sub-acometidas hacia los suministros pertenecientes a un………………………………..

7.- Los suministros para clientes temporales pueden ser …………….. o ………………... Losprimeros pueden tener una duración hasta de …. meses y los segundos desde ……. hasta……. años.


CAPÍTULO V

CONEXIONES ELÉCTRICASEN MEDIA TENSIÓN 10 kV

5.1 Conexión de suministro en media tensiónEs aquella conexión realizada desde a red de media tensión 10 kV de la empresa concesionaria, median-te una derivación hasta las instalaciones del usuario. Para ello se emplea un conjunto de componentesbásicos y otros complementarios.

Los componentes básicos (conexión básica) son comunes a todas las conexiones en media tensión ycomprende los siguientes materiales:

- Caja de medición.- Medidor.- Transformadores de medida.

Los otros elementos electromecánicos en media tensión se adicionan a la conexión básica, de acuerdo alas características de las instalaciones desde donde se efectúa la conexión:

- Caja de Protección.- Empalme de acometida.- Cable de acometida.- Sistema de Protección y Seccionamiento.- Protección sobretensión.- Excavación y Rotura.

Partes de la Conexión de Suministro en Media Tensión

N° COMPONENTE

1 RED MATRIZ

2 E M PALME

3 CABLE DE ACOMETIDA

4 SISTEMA DE PROTECCION

5 TRANSFORMADOR DE MEDIDADE TENSION

6 TRANSFORMADOR DE MEDIDADE CORRIENTE.

7 CABLES SECUNDARIOS DETRAFOS DE MEDIDA

8 MURETE

9 CAJA PORTAMEDIDOR

10 TERMINAL EXTERIOR

11 CABLE PARTICULAR DELCLIENTE

12 PUESTA A TIERRA MT

13 PUESTA A TIERRA BT

Nota: Esta estructura corresponde a instalaciones existen-tes. Actualmente no se realizan este tipo de instalacio-nes para los nuevos suministros.


N° COMPONENTE DESCRIPCIÓN

1 RED MATRIZ Es la red de distribución en Media Tensión (10 kV).

2 E M PALME Es la conexión entre la red matriz y el cable de acometida.

3 CABLE DE ACOMETIDA Es la derivación de la red matriz mediante la cual se conduce laenergía hasta las instalaciones del usuario final (incluye el poste).

4 SISTEMA DE PROTECCION Son los Seccionadores fusibles CUT - OUT de media tensión.

5 TRANSFORMADOR DE Es el equipo capaz de reducir la tensión de 10 kV a 100 volt para laMEDIDA DE TENSION medición de la energía.

6 TRANSFORMADOR DE Es el equipo capaz de reducir los valores de corriente de la líneaMEDIDA DE CORRIENTE de MT a valores de hasta 5 amperes para la medición de la energía.

7 CABLES SECUNDARIOS Son los cables de salida de los transformadores de medida de DE TRAFOS DE MEDIDA tensión y corriente que van conectados al medidor de energía.

8 MURETE Es la estructura que contiene a la caja portamedidor.

9 CAJA PORTAMEDIDOR Es la caja que contiene al equipo de medida.

10 TERMINAL EXTERIOR Es el elemento que permite conectar la red desnuda a cada fasedel cable MT.

11 CABLE PARTICULAR Son los cables que forman parte de las instalaciones particularesDEL CLIENTE del cliente.

12 PUESTA A TIERRA MT Es el sistema de Puesta a Tierra que conecta todos los elementosmetálicos de las ferreterías de sujeción en Media Tensión.

13 PUESTA A TIERRA BT Es el sistema de Puesta a Tierra que conecta las partes metálicasen BT como la caja portamedidor.

5.2 Componentes de la conexión de suministro en media tensión


5.3 Clasificación según su ubicación

5.3.1 Puesto de medición a la interperie

Es aquella conexión donde la derivación del cable de acometida se produce desde la red de distribuciónaérea.

N° COMPONENTE

1 RED MATRIZ

2 E M PALME

3 CABLE DE ACOMETIDA

4 SISTEMA DE PROTECCION CUT -OUT

5 TRANSFORMADOR DE MEDIDACOMBINADO CORRIENTE - TENSION10 KV

6 CABLES SECUNDARIOS DE TRAFOSDE MEDIDA

7 MURETE

8 CAJA PORTAMEDIDOR

9 CABLE PARTICULAR DEL CLIENTE

10 PUESTA A TIERRA MEDIA TENSION

11 PUESTA A TIERRA BAJA TENSION

12 BLOQUE DE CONCRETO

Nota:

Para Suministros con potencias mayores a 1 MVA se debe considerar recoenctadores en lugar de seccionadoresfusibles Cut-Out (4)


5.3.2 Puesto de medición interior

Es la conexión que se realiza en una celda de media tensión, en el interior de una subestación convencio-nal. La derivación del cable de acometida se produce desde las barras de 10 kV hacia los equipos demedición y protección como se muestra en la figura.

N° COMPONENTE

1 BARRA 10 KV

2 SECCIONADOR DE BARRA

3 BARRAS DE COBRE

4 INTERRUPTOR DE POTENCIA

5 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

6 TRANSFORMADOR DE TENSION

7 CABLES DE SALIDA DETRANSFORMADORES A MEDIDOR

8 CAJA PORTAMEDIDOR

9 SECCIONADOR DE CABLE

10 CABLE PARTICULAR DEL CLIENTE

Nota:

Para Suministros con potencias menores a 1,5 MVA se debe considerar seccionadores de potencia en lugar deinterruptor (4)


5.4 Sistemas de protección

5.4.1 Sistema de protección para puesto de medición a la interperie

Para los Puestos de Medición a la Intemperie, se emplea el fusible unipolar aéreo de 10 kV (tambiénllamado CUT - OUT) como sistema de protección contra cortocircuito. Este se encarga de proteger elcable de alimentación, ante una falla en las instalaciones del cliente.

5.4.2 Sistema de protección para puesto de medición interior


Relaciones de Transformaciónde Corriente:

2, 4, 6 / 5 Amperios

15, 20, 30, 40 / 5 Amperios

80 / 5 Amperios

5.5 Transformadores de medida

5.5.1 Transformador de medida combinado corriente y tensión 10 kV.

Es el equipo encargado de transformar los niveles de tensión y corriente, con el fin de registrar la energíaque consume el cliente. La tensión es reducida a 100 voltios mientras que la corriente es reducida avalores de hasta 5 Amperios, de esta forma los cables de salida del transformador pueden ser conecta-dos al medidor de energía.

En la figura se muestra un Puesto de Medición a la Intemperie con transformador de medida combinado:


Para los Puestos de Medición a la Intemperie anteriormente se empleaban transformadores de medidaseparados para tensión y corriente, cada uno apoyado en su respectiva plataforma.

En la siguiente figura se muestra un PMI con transformadores separados.

5.5.2 Transormadores de medida separados



Partes de la Conexión de Suministro en Media Tensión

POR TIPO DE INSTALACION

PUESTO DE MEDICION A LA INTEMPERIE.- Aquella conexión donde la derivación delcable de acometida se produce desde la red de distribución aérea. La caja encuentra o enmurete.

PUESTO DE MEDICION INTERIOR.- Aquella conexión que se realiza en una celda demedia tensión en el interior de una subestación convencional. La derivación del cable de aco-metida se produce desde las barras de 10 kV hacia los equipos de medición y protección comose muestra en la figura.

TRANSFORMADOR DE MEDIDA COMBINADO CORRIENTE Y TENSION 10 KV.-Es el equipo encargado de transformar los niveles de tensión y corriente con el fin de registrarla energía que consume el cliente. La tensión es reducida a 100 voltios mientras que la corrien-te es reducida a valores de hasta 5 Amperios, de esta forma los cables de salida del transforma-dor pueden ser conectados al medidor de energía.

N° COMPONENTE DESCRIPCIÓN

1 RED MATRIZ Es la red de distribución en Media Tensión (10 kV).

2 EMPALME Es la conexión entre la red matriz y el cable de acometida.

3 CABLE DE ACOMETIDA Es la derivación de la red matriz mediante la cual se conduce laenergía hasta las instalaciones del usuario final (incluye el poste)

4 SISTEMA DE PROTECCION Son los Seccionadores fusibles CUT - OUT de media tensión.

5 TRANSFORMADOR DE Es el equipo capaz de reducir la tensión de 10 kV a 100 volt para laMEDIDA DE TENSION medición de la energía.

6 TRANSFORMADOR DE Es el equipo capaz de reducir los valores de corriente de la líneaMEDIDA DE CORRIENTE de MT a valores de hasta 5 amperes para la medición de la energía.

7 CABLES SECUNDARIOS Son los cables de salida de los transformadores de medida deDE TRAFOS DE MEDIDA tensión y corriente que van conectados al medidor de energía.

8 MURETE Es la estructura que contiene a la caja portamedidor.

9 CAJA PORTAMEDIDOR Es la caja que contiene al equipo de medida.

10 TERMINAL EXTERIOR Es el elemento que permite conectar la red desnuda a cada fasedel cable MT.

11 CABLE PARTICULAR Son los cables que forman parte de las instalaciones particularesDEL CLIENTE del cliente.

12 PUESTA A TIERRA MT Es el sistema de Puesta a Tierra que conecta todos los elementosmetálicos de las ferreterías de sujeción en Media Tensión.

13 PUESTA A TIERRA BT Es el sistema de Puesta a Tierra que conecta las partes metálicasen BT como la caja portamedidor.

En la figura semuestra un Puestode Medición a laIntemperie contransformador demedida combinado.



1.- Los componentes básicos (conexión básica) son comunes a todas las conexiones MT ycomprende los siguientes materiales:

- Caja de …............…………

- ..............…………………...

- …………………. de medida

2.- Defina el tipo de medición en Media tensión.

………………………… …………………………….

3.- Para los Puestos de Medición a la Intemperie se emplea el fusible unipolar aéreo de 10kV (también llamado ……. - ……….. como sistema de protección contra cortocircuitoel cual está encargado de proteger el cable de …………….. al cliente ante una falla enlas instalaciones del cliente.

4.- El transformador de medida combinado es el equipo encargado de …………….. losniveles de ………….. y ……………. con el fin de registrar la energía que consume elcliente. La tensión es reducida a …… voltios mientras que la corriente es reducida avalores de hasta de ……Amperios, de esta forma los cables de salida del transformadorpueden ser conectados al medidor de ……………..

5.- Para los Puestos de Medición a la Intemperie, anteriormente se empleaban transforma-dores de medida separados para ………… y …………, cada uno apoyado en su respec-tiva plataforma. En la actualidad se instala el transformador de medida.



CAPÍTULO VI

EQUIPOS DE MEDIDA ELÉCTRICA

6.1 Definiciones

Alimentación Monofásica.- Cuando se alimenta un circuito con una sola fase de Voltaje.

Alimentación Bifásica.- Cuando intervienen dos fases de Voltaje para alimentar a un circuito.

Alimentación Trifásica.- Cuando intervienen tres fases de Voltaje para alimentar a un circuito.

Corriente.- Intensidad de energía eléctrica que circula por un circuito. La unidad es el Amperio.

Tensión.- Diferencia de potencial de una fase respecto a otra. La unidad es el Voltio.

Factor de potencia.- En un sistema eléctrico, uno de los factores a controlar es el factor de potencia.El f.p. es el resultado de dividir energía activa (KWh) y la energía aparente (la resultante de la potenciaactiva y la reactiva) acumulada durante todo el periodo de consumo (típicamente un mes).

Demanda (KW).- Es el pico de demanda máxima de la potencia activa. Esta medición se hacecontinuamente por parte de la compañía suministradora y se registra el valor más alto de la demanda detodo el mes.

Energía (KWh).- Es la potencia que el cliente ha consumo a través del tiempo, se mide en un periodode una hora.

Clase de exactitud.- Es el grado de error que el equipo de medida posee para indicar el valor deenergía que toma el cliente bajo unos límites especificados en las normas nacionales o internacionales demedida.

Normas de fabricación.- Son las normas internacionales que establecen que los equipos de medidasean fabricados bajo estándares específicos de calidad.

6.2 Equipo de medida eléctrica

6.2.1 Definición de equipo de medidaEs el conjunto de componentes que permite medir y registrar las variables eléctricas que pasan por undeterminado punto. Es un dispositivo que mide el consumo de energía de un circuito eléctrico o unservicio eléctrico.

6.2.2 Características del equipo de medida• Por el Voltaje de medición.- Son de rango definido (100 v, 220 v, etc.) o multirango de 63 a 380

voltios fase-fase y 440 ó 520 voltios fase-neutro.

• Por la corriente.- Son de gran capacidad (medidores directos) que pueden funcionar con 200 Amperios

f.p. =KWh2

KWh2 + KVARh2


y de baja capacidad (medidores indirectos) para rangos de 1 a 20 Amperios.

• Por el número de sistemas que lo conforman.- Pueden ser de 1,2 y 3 sistemas.

• Por el tipo de equipo.- Son electromecánicos (de inducción), híbridos y electrónicos.

• Por su clase de exactitud.- Pueden ser de clase 2, 1, 0.5, 0.2 según norma IEC (InternacionalElectrotechnical Comisión)

6.2.3 Esquema Básico de funcionamiento del equipo de medida

6.2.4 Clase de exactitudEs el grado de error que el equipo de medida posee para indicar el valor de energía que toma elcliente bajo unos límites especificados en las normas nacionales ó internacionales de medida. Ejem-plo Medidor Electromecánico Monofásico NTP006, Medidor Electrónico trifásico IEC-62053.

La clase de exactitud en los equipos de medida puede ser diferenciada por el tipo de Equipo demedida, como por ejemplo:

- Electromecánico.- Puede ser de clase 2, 1.

- Híbrido.- Puede ser de clase 2, 1.

- Electrónico.- Puede ser de clase 0.5 y 0.2.

6.2.5 Normas de fabricaciónSon las normas internacionales que establecen que los equipos de medida sean fabricados bajoestándares específicos de calidad.

Ejemplo: Medidor Electromecánico Monofásico NTP006, Medidor Electrónico trifásico IEC-62053.Existen normas de recepción como IEC 61358.

6.2.6 Tipos de equipos de medidaa.- Equipos de medición directa

Son aquellos equipos que trabajan con el voltaje y corriente de la red eléctrica sin transformadoresen el intermedio, en nuestro caso es 220 voltios, 60 Hz.

Ejemplo: Los medidores de energía eléctrica activa monofásicos ó trifásicos instalados en nuestrascasas (residenciales).


b.- Equipos de medición Semi - directa

Son aquellos equipos que trabajan con el voltaje nominal de la red eléctrica (220 voltios) y contransformadores de corriente antes de ingresar al equipo de medida. Ejemplo: Los medidores deenergía eléctrica activa y reactiva con máxima demanda trifásicos instalados en clientes industriales(micro y medianas empresas).

c.- Equipos de medición Indirecta

Son aquellos equipos que trabajan con transformadores de tensión y transformadores de corriente,los cuales reducen la tensión y la corriente primaria a unos valores ya definidos los cuales el equipode medida pueda aceptar. Ejemplo: Los medidores de energía eléctrica activa y reactiva con máxi-ma demanda denominados multifunción para clientes industriales alimentados en M.T.

Nota: Para todos los casos la frecuencia es 60 Hz,por estar reglamentada para todo nuestro país.


6.3 Medidor electromecánico

6.3.1 DefiniciónEs un equipo de medida que esta constituido por piezas mecánicas; en su mayoría metales como elaluminio, fierro fundido, latón, cobre, etc, que permiten el funcionamiento del medidor mediante lainducción de la corriente eléctrica (electromagnetismo).

6.3.2 Funcionamiento del medidor electromecánicoEl funcionamiento del medidor electromecánico tiene como fundamento el Principio de Ferrari, el mismoque consiste en el sometimiento de un elemento móvil a fuerzas electromagnéticas (par motor).

En el caso del medidor, el par motor es generado por la bobina de tensión y de corriente que interactúanen el disco, dándole el giro, cuya velocidad dependerá de la intensidad de la corriente que circule por labobina de corriente, finalmente transmitiendo este giro a un numerador que reflejara el consumo deenergía del suministro.

6.3.3 Esquema básico de funcionamiento del equipo de medida


6.3.4 Características principales del medidor electromecánico

• Esta compuesto de una bobina de tensión y una bobina de corriente en el caso de los monofásicos yde más bobinas, para los trifásicos de dos y tres sistemas.

• Gran capacidad para soportar oscilaciones de la red, como variaciones de tensión y la presencia dearmónicos.

• Corrientes muy pequeñas no son captadas por éste tipo de medidor.

• Alto consumo y mayor potencia de trabajo para el funcionamiento del medidor.

6.3.5 Clase de exactitudPor tener componentes mecánicos su clase de exactitud oscila entre 2% y 3 %.

6.3.6 NormasPara todos los equipos de medida tenemos Normas de Fabricación asi como Normas de Recepción deLote a continuación mencionamos las mas importantes:

• Norma de Fabricación NTP 006

• Norma de Recepción de lote NTP 007

6.4 Medidor electrónico híbrido

6.4.1 DefiniciónEs un equipo de medida que está constituido en un 90 % de componentes electrónicos, pero que cuentacon un contador ciclo métrico, el cual funciona bajo el Principio de Inducción Magnética.


6.4.2 Funcionamiento del medidor electrónico híbrido• Este medidor tiene componentes electrónicos y mecánicos. Es decir que el proceso de la energía

eléctrica se realiza en la etapa electrónica, quedando como componente mecánico sólo el numera-dor o contómetro de energía.

• El proceso de los parámetros de tensión y corriente previamente transformados en señales digitales,son ejecutados por un microprocesador (cálculos matemáticos), resultados que serán enviados a unainterfase la que emitirá pulsos que serán recibidos por el contador numérico de energía.

6.4.3 Esquema básico de funcionamiento del medidor híbrido

6.4.4 Características principales del medidor híbrido• El contar con un numerador mecánico facilita la lecturas por no requerir que el suministro se encuen-

tre en servicio.

• La exactitud mejora hasta obtener un 1 % y se mantiene casi a lo largo de toda su vida útil.

• Las pérdidas de potencia en el trabajo, son inferiores a las originadas por el medidor electromecáni-co.

• El block de conexiones está hecho de plástico industrial de alta capacidad dieléctrica.

• Posee tolerancia a los impactos, dado que no tiene componentes mecánicos que se descalibren conel movimiento.

• Posee una salida de pulsos que permite conectarse con otro equipo, el cual recibe la información deenergía tomada por el cliente en forma de pulsos.


6.4.5 Clase de exactitud .-Por tener componentes electrónicos su clase de exactitudoscila entre 1% y 0.5 %.

6.4.6 NormasA continuación mencionamos las más importantes:

• Norma de Fabricación NTP 61036.

• Norma de recepción de lote NTP 61358.

6.5 Medidor electrónico multifunción

6.5.1 DefiniciónUn medidor electrónico es un equipo de medición eléctrica de estado sólido poli fase, el cual registra,analiza, procesa y almacena valores de energía, potencia, voltaje y corriente y variables eléctricas comofrecuencia, armónicas, factor de potencia, etc. Este equipo está compuesto de dispositivos puramenteelectrónicos y digitales.

6.5.1 Funcionamiento del medidor electrónico multifunciónEste tipo de medidor consta netamente de componentes electrónicos. La etapa de funcionamiento tienecomo Principio, que las señales de tensión y corriente (señales analógicas) que ingresan al microprocesadorson transformados en señales digitales, dichas señales se reflejan en el display, la cual manifiestan en elconsumo y LED de pulsos para el contraste correspondiente.


6.5.3 Secuencia del Display

6.5.4 Esquema básico de funcionamiento del medidor electrónico multifunción

6.5.5 Características principales• Registran varios parámetros de medición.

• Algunos tipos de medidores electrónicos, pueden registrar calidad de energía y valores instantáneosde tensión, corriente, factor de potencia, factores de corrección de pérdidas en los transformadoresy frecuencia.

• Son muy sensibles con la presencia de armónicos, por estar integrados por componentes electrónicos.

• Deben ser diseñados para muy baja disipación de energía, protegidos contra efectos electromagnéticosexternos, y con capacidad de expandir las bondades del equipo, añadiendo solamente tarjetas electrónicas.

• Tiene un alto grado de exactitud en la medición.

• Resisten altas temperaturas de hasta 70ºC y bajas de hasta -20ºC.


6.5.6 Medidores Electrónicos para la tarifa BT5-A y BT5-BSon medidores electrónicos que se utilizan para clientes que tienen un potencia contratada menor a 20kW en horas Punta y menor que 50 kW en horas Fuera de Punta.

Para estas tarifas existen 2 tipos de medidores. Los de Conexión directa y los de Conexión indirecta

a.- Medición Directa.- Aquellos medidores con gran capacidad de soporte de amperaje, de hasta 100amperios. Son utilizados en los clientes BT5-B.

b.- Medición Indirecta.- Aquellos medidores con bajo soporte de amperaje, pueden soportar entre 1a 5 amperios. Son utilizados en los clientes BT5-A.

6.5.7 Medidor electrónico para clientes maxímetrosSon medidores electrónicos en su mayoría de medición indirecta, multifunción, que son instalados en losgrandes clientes que tienen una potencia contratada mayor a 20 kW, con tarifas BT2, BT3, BT4 y MT3,MT3 y MT4, así como los clientes libres con potencia mayor a 1000 kW ó 1 MW.

A continuación mencionamos los tipos de medidores utilizados por EDELNOR:


a.- Para Grandes Clientes en Baja y Media tensión

b.- Para Clientes Libres y Puntos de Frontera

6.5.8 Medidor electrónico con control de carga

a.- Control de carga en maxímetro - BT5 - A


6.6 Sistema de medida, transformadores de tensión, corriente, en BT y MT.

TC uso Interior TC Intemperie TT uso Interior TT Intemperie

6.6.1 DefiniciónEl sistema de medida está compuesto principalmente por el equipo de medida, el conexionado, lostransformadores de corriente y tensión así como los dispositivos auxiliares que se consideren al instalarestos principales.

6.6.2 Transformador de corrienteEs un arrollamiento de cobre, que rodea una pletina o un conductor por el cual pasa la corrienteeléctrica al cliente.

b.- Control de carga en maxímetro - BT5 - B


Esta bobina captura la corriente electromagnética que se genera alrededor de la pletina ó conductoreléctrico. Al ingresar la corriente electromagnética al arrollamiento de cobre, ésta se va reduciendo deacuerdo a la cantidad de vueltas que tenga la bobina.

En nuestro medio, es común que el lado secundario de los transformadores de corriente entregue 5amperios.

Para estimar la relación de transformación adecuada a una Potencia contratada se requiere efectuar elsiguiente cálculo:

Potencia = Tensión x Intensidad x Raiz (3) x Cos

a.- En Baja Tensión:

Ejemplo:

P = 30 KW ---> I = 30

= 78.82 amperios.0.22*1*1.73

Observaciones:

Para los suministros en B.T se asume un Cos = 1, pues se considera que la energía reactiva que estosclientes puedan tomar es baja.

En el ámbito eléctrico se trabaja en múltiplos de miles es por eso que 220 Voltios = 0.22 kV.

Para este ejemplo se deberá utilizar transformadores de corriente de 100/5 amperios.

b.- En Media Tensión

Ejemplo:

P= 800 KW ---> I =800

= 54.4 amperios.10 * 0.85 * 1.73

Observaciones:

Para los suministros en baja tensión se asume un Cos = 0.85, pues se considera que la energía reactivaque estos clientes puedan toman es considerablemente alta.

En el ámbito eléctrico se trabaja en múltiplos de miles es por eso que 10000 Voltios = 10 kV.

Para este potencia se deberá instalar 2 trafos de corriente para Media Tensión de 100/5 Amperios.

POTENCIA = (X) KW, entonces I =Potencia (X)

0.22 KVoltios * Cos * 3ϕ

ϕ

POTENCIA = (X) KW, entonces I =Potencia (X)

10 KVoltios * Cos * 3ϕ


c.- Tipos de Transformador de corriente

c.1.- Por su ubicación:

- Para interior: El cual es instalado dentro de las Subestaciones de Transformación. Su potencia decorto circuito es de 500 MVA.

- Para exterior: Es instalado en intemperie, su potencia de c.c. es de 250 MVA.

c.2.- Por su relación:

- Puede ser de una sola relación, ejemplo 100/5 ó 200/5 ó 300/5.

- Puede tener tres relaciones en un solo equipos (trafomix).

6.6.3 Transformador de TensiónEste transformador es utilizado para reducir el voltaje que ingresará al equipo de medida. Normalmentees utilizado para clientes que se alimentan en Media Tensión.

Para los Grandes clientes se utilizan transformadores que tienen la relación de 10000 Voltios en elprimario y que se reduce a 100 voltios en el secundario. Los clientes Libres manejan en muchos casosotras relaciones como 60000 a 120 Voltios.


a.- Tipos de Transformador de Tensión.-a.1.- Por su ubicación:

- Para interior.- El cual es instalado dentro de las Subestaciones de transformación. Su potencia decorto circuito es de 500 MVA.

- Para exterior.- Es instalado en intemperie, su potencia de c.c. es de 250 MVA.

a.2.- Por su relación:

Todos los trafos de tensión tienen solamente una relación, ejemplo 10000/100 ó 10000/110 ó 120Voltios, inclusive los trafomix.

6.6.4 Diagramación de Conexión en Media Tensión


EDELNOR


6.7 Medidores Pre-Pago

6.7.1 DefiniciónSon medidores electrónicos que permiten el paso de cierta cantidad de energía eléctrica, por un deter-minado periodo de tiempo, el cual es proporcional al valor monetario de la energía consumida. Para elfuncionamiento de este equipo es necesario que se active una serie de códigos en el medidor medianteuna tarjeta prepago.

6.7.2 Funcionamiento del Medidor PrepagoEste medidor tiene componentes electrónicos en su totalidad el principio de funcionamiento es igual acualquier medidor electrónico.

La única diferencia es que este medidor cuenta con un procesador que guarda en su memoria no volátil,una cantidad aproximada al millón de códigos que serán digitados y permitirá el funcionamiento delmismo.

La transferencia de datos desde el punto de venta se realiza por medio de una tarjeta numérica. Losdatos residen en un número de dígitos generados por un protocolo de técnicas de encriptación. El códigoes insertado dentro del medidor a través del teclado del mismo.

6.7.3 Características principales del Medidor Prepago• Fijación del Límite de Potencia Ajustable.• Vida útil por 15 años en promedio.• Advertencia de bajo crédito audible.• Swith antifraude.• Corriente máxima de 80 amperios.• Clase de exactitud 1 %.• Norma de Fabricación SABS IEC 1036.



Equipo de medida

Es el conjunto de componentes que permite medir y registrar las variables eléctricas que pasanpor un determinado punto. Es un dispositivo que mide el consumo de energía de un circuitoeléctrico o un servicio eléctrico.

Tipos de equipos de medida

- Equipos de medición Directa.

- Equipos de medición Semi-directa.

- Equipos de medición Indirecta.

Características del equipo de medida

- Por el Voltaje de medición

Son de rango definido (100 v, 220 v, etc.) o multirango de 63 a 380 voltios fase-fase y 440

ó 520 voltios fase-neutro.

- Por la corriente

Son de gran capacidad (medidores directos) que pueden funcionar con 200 Amperios y debaja capacidad (medidores indirectos) para rangos de 1 a 20 Amperios.

- Por el número de sistemas que lo conforman

Pueden ser de 1,2 y 3 sistemas.

- Por el tipo de equipo

Son electromecánicos (de inducción), híbridos y electrónicos.

- Por su clase de exactitud

Pueden ser de clase 2, 1, 0.5, 0.2 según norma IEC (Internacional Electrotechnical Comisión)

Clases

- Equipos de medición directa

Son aquellos equipos que trabajan con el voltaje y corriente de la red eléctrica sin transforma-dores en el intermedio, en nuestro caso es 220 voltios, 60 Hz.

Ejemplo. Los medidores de energía eléctrica activa monofásicos ó trifásicos instalados ennuestras casas (residenciales).

- Equipos de medición Semi - directa

Son aquellos equipos que trabajan con el voltaje nominal de la red eléctrica (220 voltios) y contransformadores de corriente antes de ingresar al equipo de medida.

Ejemplo. Los medidores de energía eléctrica activa y reactiva con máxima demanda trifásicosinstalados en clientes industriales (micro y medianas empresas).


- Equipos de medición Indirecta

Son aquellos equipos que trabajan con transformadores de tensión y transformadores decorriente, los cuales reducen la tensión y la corriente primaria a unos valores ya definidos loscuales el equipo de medida pueda aceptar. Ejemplo. Los medidores de energía eléctricaactiva y reactiva con máxima demanda denominados multifunción para clientes industrialesalimentados en M.T.

Clase de exactitud

Es el grado de error que el equipo de medida posee para indicar el valor de energía que toma elcliente bajo unos límites especificados en las normas nacionales ó internacionales de medida.Ejemplo Medidor Electromecánico Monofásico NTP006, Medidor Electrónico trifásico IEC-62053.

La clase de exactitud en los equipos de medida puede ser diferenciada por el tipo de Equipo demedida, como por ejemplo:

- Electromecánico.- Puede ser de clase 2, 1.- Híbrido.- Puede ser de clase 2, 1.- Electrónico.- Puede ser de clase 0.5 y 0.2.

Medidor electromecánico

Es un equipo de medida que esta constituido por piezas mecánicas; en su mayoría metales comoel aluminio, fierro fundido, latón, cobre, etc, que permiten el funcionamiento del medidor median-te la inducción de la corriente eléctrica (electromagnetismo). Lo utilizan clientes con tarifa BT5,monofásicos y trifásicos Ej. ABB (circuitos trifásicos ), SKT (para monofásicos), SCH (monofásicosy trifásicos), etc.

Medidor electrónico híbrido

Es un equipo de medida que está constituido por piezas mecánicas; en su mayoría metales comoel aluminio, fierro fundido, latón, cobre, etc, que permiten el funcionamiento del medidor median-te la inducción de la corriente eléctrica (electromagnetismo). Lo utilizan clientes con tarifa BT5,monofásicos y trifásicos. Ejemplo: COMPLANT, ABB (circuitos trifásicos y monofásicos),

Medidor electrónico multifunción

Es un equipo de medición eléctrica de estado sólido poli fase, el cual registra, analiza, procesa yalmacena valores de energía, potencia, voltaje y corriente y variables eléctricas como Frecuencia,armónicas, factor de potencia, etc; este equipo está compuesto de dispositivos puramente elec-trónicos y digitales.

Medidores electrónicos multifunción para la tarifa BT5-A y BT5-B

Son medidores electrónicos multifunción que se utilizan para clientes que tienen una potenciacontratada menor a 20 kW en horas Punta y menor que 50 kW en horas Fuera de Punta. Adiferencia de los híbridos, todos sus componentes son electrónicos. Para estas tarifas existen dostipos de medidores. Los de Conexión directa y los de Conexión indirecta

Medición directa

Aquellos medidores con gran capacidad de soporte de amperaje, pueden soportar hasta 100amperios. Son utilizados en los clientes BT5-B.


Medición directa

Aquellos medidores con baja soporte de amperaje, pueden soportar entre 1 a 5 amperios. Sonutilizados en los clientes BT5-A.

Sistema de medida, transformadores de tensión, corriente, en BT y MT.

El sistema de medida está compuesto principalmente por el equipo de medida, el conexionado,los transformadores de corriente y Tensión, así como los dispositivos auxiliares que se considerenal instalar estos principales.

- Transformador de corriente

Es un arrollamiento de cobre que rodea una pletina ó un conductor por el cual pasa la corrienteeléctrica al cliente. Esta bobina captura la corriente electromagnética que se genera alrededor dela pletina o conductor eléctrico. Al ingresar la corriente electromagnética al arrollamiento decobre, ésta se va reduciendo de acuerdo a la cantidad de vueltas que tenga la bobina. En nuestromedio es común que el lado secundario de los transformadores de corriente entregue 5 amperios.

- Tipos de Transformador de corriente

- Por su ubicación:o Para interior.- El cual es instalado dentro de las Subestaciones de Transformación.

Su potencia de corto circuito es de 500 MVA.o Para exterior.- Es instalado en intemperie, su potencia de c.c. es de 250 MVA.- Por su relación:o Puede ser de una sola relación, ejemplo 100/5 ó 200/5 ó 300/5.o Puede tener tres relaciones en un solo equipos (trafomix)

- Transformador de Tensión

Este transformador es utilizado para reducir el voltaje que ingresará al equipo de medida. Nor-malmente es utilizado para clientes que se alimentan en Media Tensión. Para los grandes clientesse utilizan transformadores que tienen la relación de 10000 Voltios en el primario y que se reducea 100 voltios en el secundario. Los clientes libres manejan en muchos casos otras relaciones como60000 a 120 Voltios.

- Tipos de Transformador de tensión.

- Por su ubicacióno Para interior.- El cual es instalado dentro de las Subestaciones de transformación. Su

potencia de corto circuito es de 500 MVA.o Para exterior.- Es instalado en intemperie, su potencia de corto circuito es de 250

MVA.- Por su relacióno Todos los transformadores de tensión tienen solamente una relación, ejemplo 10000/

100 ó 10000/110 ó 120 Voltios, inclusive los Trafomix.

Medidores Pre pago

Son medidores electrónicos que permiten el paso de cierta cantidad de energía eléctrica por undeterminado periodo de tiempo, el cual es proporcional al valor monetario de la energía consumi-da. Para el funcionamiento de este equipo es necesario que se active una serie de códigos en elmedidor mediante una tarjeta prepago.



1.- El equipo de medición es el conjunto de componentes que permite medir y registrar lasvariables eléctricas que pasan por un determinado punto. Es un dispositivo que mide el ……………deenergía de un circuito eléctrico o un servicio eléctrico.

2.- Nombre el tipo de los equipos de medida. ............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................

3.- ¿ Qué es la clase de exactitud de los equipos de medida? ......................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................

4.- Los equipos de medición directa. Son aquellos equipos que trabajan con el voltaje y corrientede la red eléctrica sin ..............................en el intermedio.

5.- Los equipos de medición semi directa son aquellos equipos que trabajan con el voltaje nominalde la red eléctrica (220 voltios) y con transformadores de ………………….. antes de ingresar alequipo de medida.

6.- Los equipos de medición indirecta. Son aquellos equipos que trabajan con transformadores de………… y transformadores de …………, los cuales reducen la tensión y la corriente primaria aunos valores ya definidos los cuales el equipo de medida pueda aceptar.

7.- ¿Cuales son las características principales del medidor electromecánico ?.................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................

8.- ¿Cuales son las características principales del medidor Híbrido ? ......................................

..........................................................................................................................................

..........................................................................................................................................9.- El medidor multifunción son utilizados para los grandes clientes que consumen una potenciamayor a ……. kW

10.- ¿Cuales son las características principales del medidor Multifunción ?

..........................................................................................................................................

..........................................................................................................................................11.- El medidor instalado para grandes clientes o Maxímetro son medidores ...........................en su mayoría de medición ……………, multifunción, que son instalados en los clientes que tienenuna potencia contratada mayor a …… kW.

12.- El transformador de corriente es un arrollamiento de cobre que rodea una pletina ó unconductor por el cual pasa la corriente eléctrica al ………………. Esta bobina captura la corrienteelectromagnética que se genera alrededor de la pletina ó conductor eléctrico. Al ingresar lacorriente electromagnética al arrollamiento de cobre, ésta se va………………….. de acuerdo a lacantidad de vueltas que tenga la bobina.

13.- El transformador de tensión es utilizado para reducir el voltaje que ingresará al equipo demedida. Normalmente es utilizado para clientes que se alimentan en Media Tensión.

14.- Los medidores Pre pago son medidores ………………. que permiten el paso de cierta canti-dad de energía eléctrica por un determinado …………. de ………. el cual es proporcional al valormonetario de la energía ……………...

15.- ¿Cuales son las características principales del medidor Pre pago ?

..........................................................................................................................................

..........................................................................................................................................


CAPÍTULO VII

CONTRASTE DE MEDIDORES

7.1 DefiniciónEs la verificación de los parámetros de exactitud de un medidor respecto a otro equipo de mejor exac-titud (patrón).

Este proceso se realiza en el campo respetando las normas de calibración vigentes en el país, actualmen-te es la Norma Técnica de Contraste de sistema de medición de Energía Electrica RM 12-2003-EM/DM(RM 496-2005-MEM/DM 1 enero 2006).

7.2 Cálculo del error en la prueba de contrasteEl error del medidor contrastado se mide como la relación porcentual entre la diferencia entre el valormedido (medidor) y el valor verdadero (patrón) respecto del verdadero valor.

7.3 Pruebas e contrasteLa actual norma de contraste contempla de las siguientes pruebas:

• Prueba de marcha en vacío.

• Prueba de Contraste para cada componente del sistema de medición : Contador y transformadoresde medida.

También se consideran las siguientes pruebas:

• Funcionamiento del contómetro y verificación de la constante.

- Prueba del Contómetro para medidores electromecánicos.

- Verificación de la Constante para medidores electrónicos.

• Aislamiento del sistema de medición.

• Prueba de Aislamiento de las instalaciones Internas del usuario.

7.3.1 Prueba de marcha en vacíoSe deben seguir los siguientes pasos:

e = x 100Energía medida (medidor) - Energía verdadera (patrón)

Energía Verdadera (patrón)


1. Se desconectan los cables de salida del cliente.

2. Se conecta el cable de acometida a la borneradel medidor (línea de entrada), pues la pruebadebe realizarse a la tensión de la red.

3. Luego se conecta una carga de 0.001 veces lacorriente nominal. Para el caso de los medidoreselectrónicos no se inyecta corriente tan sólo seconecta la tensión de la red.

4. En el caso de EDELNOR, la mayoría de los medidores monofásicos tienen corrien-te nominal de 10 Amperios, por lo que la carga a conectar sería de 0.001 x 10Amperios = 0.01 Amp (10 miliamperios). Para los medidores electrónicos no seinyecta corriente tan solo se conecta la tensión de la red.


5. Para dar inicio a la prueba de marcha en va-cío, se coloca la mancha negra del disco en lalínea media señalada en la placa del medidor,como se muestra en la figura.

6. Se verifica que la mancha del disco se hayadetenido antes de completar una vuelta. Paralos medidores electrónicos no debe dar más deun pulso. La duración mínima de este ensayodebe durar 15 minutos.

7.3.2 Pruebas de contraste del contador de energíaEste ensayo se realiza a tres condiciones de carga:

• Prueba en baja:

Donde inyecta una corriente de:

0.05 In Para clientes con consumos hasta 100 kWh.

0.10 In Para clientes con consumos mayores a 100 kWh.

• Prueba a corriente nominal:

Donde se inyecta una corriente igual al 100 % de la corriente nominal In.

• Prueba a corriente máxima:

Donde se inyecta una corriente igual al 400 % de la corriente nominal In.


7.3.3 Pruebas y verificaciones adicionales

a.- Aislamiento del sistema de medición

Mediante la medición de la Resistencia de Aislamiento de los conductores, se verifica el estado deconservación del aislamiento que recubre a los conductores para evitar la fuga de corriente al tener unvalor inferior de Resistencia de Aislamiento, de acuerdo a lo indicado en el Código Nacional de Electri-cidad - tomo V.

a.1.- Medición de la resistencia de Aislamiento del sistema de Medición

Para el contraste en campo se verificará la resistencia de aislamiento del Sistema de Medición entre laspartes vivas con relación al sistema de tierra, tomando como referencia la Tabla Nº 1 de la NormaTécnica Peruana NTP 370.304.2002 Si algún componente o el Sistema de Medición no pasa estaprueba, deberá ser declarado como no conforme y se procederá a reemplazarlo.

a.2.- Equipo de medición utilizado

El equipo de medición a ser utilizado es el megohmetro:

a.3.-Resistencia mínima de aislamiento

La resistencia de aislamiento de los tramos de la instalación eléctrica, ubicados entre dos dispositivos deprotección contra sobre corriente o a partir del último dispositivo de protección, desconectando todos losartefactos que consumen corriente, deberá ser menor de 100/V (p.e. 220k a 220V); es decir, lacorriente de fuga no deberá ser menor de 1mA a la tensión de 220V. Si estos tramos tienen una longitudmayor a 100m, la corriente de fuga se podrá incrementar en 1mA por a cada 100 m de longitud ofracción adicionales.

a.4.- Pruebas ejecutadas

Entre cada uno de los conductores activos y tierra. Durante las pruebas, la instalación de todos losconductores ha sido puesta fuera de servicio. Las pruebas se han efectuado con tensión directa igual a latensión nominal. Para tensiones nominales menores de 500V (300V fase neutro).


Los cables del predio se desconectarán de labornera del medidor y se probarán con elmegómetro, una fase a la caja porta medidor y laotra, a la línea de salidas del predio.

El megómetro marca 9 Megaohmios, con lo cualcomprobamos que las instalaciones del usuario seencuentran en buen estado.

La prueba de aislamiento del Sistema de Medi-ción se verificará, colocando una fase delmegómetro en la bornera del medidor y otra enla caja porta medidor.

El megómetro nos marca valor de 1 M , indicán-donos que el medidor se encuentra bien aisladoporque su nivel de aislamiento del Sistema de Me-dición supera los 0.20 M.


b. Preuba del contómetro y verificación de la constante

b.1.- Contraste en el campo

El contómetro será objeto de inspección visual, que consiste en verificar o identificar las posibles condi-ciones que afecte el adecuado funcionamiento o lectura de este accesorio, tales como, que se encuen-tren trabado, que los números de los rodillos no estén alineados, de forma tal que induzcan a error en lalectura, entre otras.

En casos que los errores de precisión resulten atípicos, el Contrastador podrá efectuar la prueba deverificación de la constante del contador de acuerdo a lo siguiente:

b.1.1- Contadores de inducción.

El rotor debe dar un número entero de vueltas, de tal forma que el rodillo que gira más rápido o laaguja del integrador, pueda ser leido con una exactitud suficiente que permita verificar la constantedel contador.

b.1.2.- Contadores estáticos.

Se comprobará que la relación entre la información suministrada por la salida de control y la indica-da en el visualizador, corresponde a los datos que figuran en la placa de las características delmedidor.

b.2.- Contraste en el laboratorio

El contómetro será objeto de una inspección mecánica, que consiste en verificar los engranajes delintegrador o identificar las condiciones que afecten el adecuado funcionamiento de este accesorio.

La verificación de la constante del contador se efectuará de acuerdo a los literales a2) ó a3), segúncorresponda.

El contómetro será objeto de una inspección vi-sual, verificando condiciones que afecten el ade-cuado funcionamiento.


Identificar que los números de los rodillos debenestar alineados de forma tal que no induzcan aerror en la lectura o se encuentren trabados oenlazados.

Se conectarán a la bornera del medidor, los ca-bles de la carga resistiva y del patrón.

El patrón nos indicará, cuando el registrador delmedidor complete 1 kW. (en este caso es un pa-trón radian).

El contador se encuentra en 03582,7, utilizare-mos la unidad y los decimales( 2,7) al finalizar laprueba debe registrar el contador 03583,7 lo cualnos habrá registrado 1 kW.


El rotor debe dar un número entero de vueltas esdecir, en placa del medidor( lado derecho) indica1kWh=450 REV. El disco del medidor dará 450vueltas y el contador registrará 1 entero.

El contómetro del medidor muestra que se hacumplido un 1kW. La lectura avanzó en una uni-dad

En este caso el patrón registra los valores en ra-dian, por lo tanto marca 1000 cuando el conta-dor del medidor haya cumplido 1 kW.

7.3.4 PRUEBAS A LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTEEsta prueba consiste en un proceso técnico, que permite determinar los errores de relación de lostransformadores de corriente. Esta relación se obtiene de dividir la corriente en el lado primario y la dellado secundario del transformador de corriente.

a.- Conexión de un suministro con transformadores de corriente (Medición indirecta)

Transformador deCorriente Medidor


RELACION DE TRANSFORMACION = CORRIENTE LADO PRIMARIO / CORRIENTE LADO SECUNDARIO

LADO PRIMARIO

LADO SECUNDARIO

b.- Error de Corriente (Error de relación)

De acuerdo a la definición de la norma DGE de Contraste, es el error que el transformador de corrienteinduce en la medida de una corriente, originado por la diferencia entre la relación de transformaciónreal y la relación de transformación asignada en la placa de características del transformador.

Así mismo, el error de corriente admisible resulta de la siguiente formula:

Donde:

Kn = Relación de transformación indicado en los datos de placa del transformador.

K = es la relación obtenida de dividir la corriente en el lado primario y el lado secundario.

Nota:

Para la prueba de relación, el transformador debe ser sometido a 4 condiciones de carga: 0.05 In, 0.2In, In, 1.2 In. (In = Intensidad o corriente Nominal)

Así mismo los resultados de la prueba deben comparase con los valores de error admisible, según latabla siguiente:


Clase de Precisión

0.1 0.2 0.5 1

Error Admisible (%)

1 0,05 ln ± 0,4 ± 0,75 ± 1,5 ± 3

2 0.2 In ± 0,2 ± 0,35 ± 0,75 ± 1,5

3 In ± 0,1 ± 0,2 ± 0,5 ± 1

4 1,2 In ± 0,1 ± 0,2 ± 0,5 ± 1

Valor

de la

CorrienteCondición

Condición Valor de la Corriente Corriente lado primario Corriente lado secundario

1 0,05 ln 5 0.245

2 0.2 In 20 0.995

3 In 100 4.985

4 1,2 In 120 5.955

Ejemplo:

De las mediciones efectuadas en un transformador de relación 100 / 5 según datos de placa, seobtienen los siguientes valores de corriente:

Datos de placa:

Relación = 100/5

Clase = 1

Solución:

Se aplica la fórmula:

Donde : Kn = 100 / 5

Kn = 20


Luego

Obtenemos la siguiente tabla:

Finalmente se comparan los resultados con los errores admisibles, según la clase de precisión del trans-formador de corriente, el cual corresponde a clase 1 (datos de placa).

7.4 PASOS DE LA PRUEBA DE CONSTRASTE DEL MEDIDOR

1 0,05 ln 5 0.245 20 20.408 -2.00%

2 0.2 In 20 0.995 20 20.101 -0.50%

3 In 100 4.985 20 20.060 -0.30%

4 1,2 In 120 5.955 20 20.151 -0.75%

Valor Corriente CorrienteCondición de la lado lado Kn K = Ip / Is Error

Corriente primario secundario (Placa 100/5) %

1 0,05 ln 5 0.245 20 20.408 -2.00% ± 3 SI

2 0.2 In 20 0.995 20 20.101 -0.50% ± 1,5 SI

3 In 100 4.985 20 20.060 -0.30% ± 1 SI

4 1,2 In 120 5.955 20 20.151 -0.75% ± 1 SI

Condición Valor Corriente Corriente Errorde la lado lado Kn K Error Admisible Cumple

Corriente primario secundario % % CLASE 1

CHARLA DE 5 MINUTOS

Antes de iniciar los trabajos, se realiza una charlade 5 minutos para indicar las situaciones de riesgomás relevantes que pudieran ocurrir.

AVISO AL CLIENTE

Se da aviso al cliente antes del inicio de los traba-jos, informándole acerca de las pruebas a las queserá sometido su equipo de medida.


1. SEÑALIZACIÓN

Se procede a señalizar la zona de trabajo, a finde demarcar la zona donde se ubicarán los equi-pos de contrastación y el área de operación deltécnico que ejecutará la prueba.

2. PRUEBA DE ELECTRIZAMIENTO

Antes de iniciar las pruebas, se realiza la medi-ción de la tensión de la caja portamedidor, res-pecto a un punto de tierra, a fin de descartarposibles tensiones de electrizamientos.

3. CONEXIÓN DE LOS EQUIPOS DECONSTRATACIÓN AL MEDIDOR

Una vez verificada el estado de los elementosde la conexión, se procede a realizar la conexióndel equipo de contraste (patrón y carga) al me-didor.


4. PRUEBA DE VACIO Y ENSAYOS ADIFERENTES CONDICIONES (CAR-GA BAJA, CARGA NOMINAL, CAR-GA MÁXIMA)

Se inician las pruebas: PRUEBA DE VACIO yensayos a las tres condiciones de carga.

5. REPORTE DE RESULTADOS

Los resultados de la prueba de contraste, soncolocados cuidadosamente en el formato corres-pondiente.

6. RECOJO DE EQUIPOS DECONTRASTE

Luego se recogen los equipos despejando la zonade trabajo.

7. COMUNICACIÓN FINAL ALCLIENTE

Al final de los trabajos se procede a informar alcliente de los resultados.


CONDICION % Error

0.05 In - 2.0

100% In + 1.0

400% In + 1.5

CONDICION % Error

0.05 In - 4.5

100% In - 0.5

400% In + 0.6

7.5 Evaluación de resultados

CASO: Curva normal de un medidor

CASO: Curva de un medidor que subregistra


CONDICION % Error

0.05 In +4.0

100% In + 2.8

400% In + 2.6

CASO : Curva de un medidor que sobreregistra



Contraste de Medidores

Es la verificación de los parámetros de exactitud de un medidor respecto a otro equipo de mejorexactitud (patrón). Este proceso se realiza en el campo respetando las normas de calibraciónvigentes en el país, actualmente es la Norma Técnica de Contraste de sistema de medición deEnergía Eléctrica RM 12-2003-EM/DM (RM 496-2005-MEM/DM 1 enero 2006).

La actual norma de contraste señala la realización de las siguientes pruebas:

- Prueba de marcha en vacío.- Prueba de Contraste para cada componente del sistema de medición : Contador y transformadores de medida.Así mismo se consideran las siguientes pruebas adicionales:- Funcionamiento del contómetro y verificación de la constante.- Prueba del Contómetro para medidores electromecánicos.- Verificación de la Constante para medidores electrónicos.- Aislamiento del sistema de medición.- Prueba de Aislamiento de las instalaciones Internas del usuario.

PRUEBAS DE CONSTRATE DEL CONTADOR DE ENERGIA

Este ensayo se realiza a 3 condiciones de carga:

- PRUEBA EN BAJA:Donde inyecta una corriente de:0.05 In Para clientes con consumos hasta 100 kWh0.10 In Para clientes con consumos mayores a 100 kWh

- PRUEBA A CORRIENTE NOMINAL:Donde se inyecta una corriente igual al 100 % de la corriente nominal In.

- PRUEBA A CORRIENTE MAXIMA:Donde se inyecta una corriente igual al 400 % de la corriente nominal In.

PRUEBAS DE CONSTRATE AL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE

AISLAMIENTO DEL SISTEMA DE MEDICION

Mediante la medición de la Resistencia de Aislamiento de los conductores, se verifica el estado deconservación del aislamiento que recubre a los conductores para evitar la fuga de corriente altener un valor inferior de Resistencia de Aislamiento, de acuerdo a lo indicado en el CódigoNacional de Electricidad - tomo V.

Medición de la resistencia de Aislamiento del sistema de Medición

Para el contraste en campo, se verificará la resistencia de aislamiento del Sistema de Mediciónentre las partes vivas con relación al sistema de tierra, tomando como referencia la Tabla Nº 1 dela Norma Técnica Peruana NTP 370.304.2002. Si algún componente o el Sistema de Mediciónno pasa esta prueba, deberá ser declarado como no conforme y se procederá a reemplazarlo.

Resistencia mínima de aislamiento

La resistencia de aislamiento de los tramos de la instalación eléctrica ubicados entre dos dispositi-vos de protección contra sobre corriente o a partir del último dispositivo de protección, desconec-


tando todos los artefactos que consumen corriente, deberá ser menor de 100/V (p.e. 220k a220V); es decir, la corriente de fuga no deberá ser menor de 1mA a la tensión de 220V. Si estostramos tienen una longitud mayor a 100m, la corriente de fuga se podrá incrementar en 1mA pora cada 100 m de longitud o fracción adicionales.

Las pruebas ejecutadas son las siguientes:

Entre cada uno de los conductores activos y tierra. Durante las pruebas, la instalación de todos losconductores ha sido puesta fuera de servicio. Las pruebas se han efectuado con tensión directaigual a la tensión nominal. Para tensiones nominales menores de 500V (300V fase neutro).

PRUEBA DEL CONTOMETRO Y VERIFICACION DE LA CONSTANTE

a) Contraste en el campo

El contómetro será objeto de inspección visual, que consiste en verificar o identificar condicionesque afecten el adecuado funcionamiento o lectura de este accesorio, tales como que se encuen-tren trabado, que los números de los rodillos no estén alineados de forma tal que induzcan a erroren la lectura, entre otras.

En casos que los errores de precisión resulten atípicos, el Contrastador podrá efectuar la pruebade verificación de la constante del contador de acuerdo a lo siguiente:

a1) Contadores de inducción.

El rotor debe dar un número entero de vueltas de tal forma que el rodillo que gira más rápido ola aguja del integrador pueda ser leido con una exactitud suficiente que permita verificar laconstante del contador.

a2) Contadores estáticos.

Se comprobará que la relación entre la información suministrada por la salida de control y laindicada en el visualizador corresponde a los datos que figuran en la placa de las característicasdel medidor.

b) Contraste en el laboratorio

b1) El contómetro será objeto de una inspección mecánica, que consiste en verificar los engrana-jes del integrador o identificar condiciones que afecten el adecuado funcionamiento de esteaccesorio.

b2 ) La verificación de la constante del contador se efectuará de acuerdo a los literales a2) o a3),según corresponda.

Sistema de telemedida

Es la Implementación de un Sistema de medición a distancia utilizando comunicación telefónicafija o celular con los medidores electrónicos de puntos de compra y principales grandes clientes deEDELNOR.



1.- El contraste de medidores es la …………….de los parámetros de exactitud de un medidorrespecto a otro equipo de mejor exactitud (patrón). Este proceso se realiza las normas decalibración vigentes en el país, actualmente es la Norma ………….. de Contraste de sistemade ……………. de Energía Eléctrica.

2.- La actual norma de contraste señala la realización de las siguientes pruebas: Prueba demarcha en ………y Prueba de …………. para cada componente del sistema de medición :……………….. y transformadores de ………………….

3.- La prueba del Contómetro se realiza para medidores ……………….. y la Verificación de laConstante para medidores ………………….

4.- Las pruebas de contraste del contador de energía se realiza bajo tres condiciones de carga :

- PRUEBA EN BAJA:

Donde inyecta una corriente de:

……….. In Para clientes con consumos hasta 100 kWh

…………In Para clientes con consumos mayores a 100 kWh

- PRUEBA A CORRIENTE NOMINAL:

Donde se inyecta una corriente igual al …… % de la corriente nominal In.

- PRUEBA A CORRIENTE MAXIMA:

Donde se inyecta una corriente igual al ……. % de la corriente nominal In.

5.- Mediante la medición de la …………… de Aislamiento de los conductores, se verifica elestado de conservación del ……………… que recubre a los conductores para evitar la………… de corriente al tener un valor inferior de Resistencia de Aislamiento.

6.- Para realizar la medición de la resistencia de ……………. de los tramos de la instalacióneléctrica ubicados entre dos …………………. de protección contra sobre corriente o a partirdel último dispositivo de protección, se debe………..todos los artefactos que consumen co-rriente, y el resultado de la………………. deberá ser menor de 100 /V (p.e. 220k a 220V);es decir, la………… de fuga no deberá ser menor de 1mA a la tensión de 220V.

7.- Si los tramos de la instalación eléctrica tienen una longitud mayor a 100m, la corriente defuga se podrá incrementar en ……… por cada 100 m de longitud.

8.- Mencione características del sistema de Telemedición.

.................................................................................................................................

..........................................................................................................................................

..........................................................................................................................................


CAPÍTULO VIII

INSTALACIÓN DE CONDENSADORESEN SUMINISTROS DE ENERGÍA

8.1 Compensación reactiva

Las cargas industriales en su naturaleza eléctrica son de carácter reactivo, a causa de la presenciaprincipalmente de equipos de refrigeración, motores, etc. Este carácter reactivo obliga a que, junto a lapotencia activa (kW) exista una potencia llamada Reactiva (kVAR), las cuales en su conjunto, determinanel comportamiento operacional de dichos equipos.

La potencia reactiva no produce un trabajo físico directo en los equipos, pero es necesaria para elfuncionamiento de elementos tales como motores, transformadores, lámparas fluorescentes, equipos derefrigeración y otros.

Esta potencia reactiva es suministrada por las empresas de distribución, y en algunos casos también essuministrada por las propias industrias. Al ser suministrada por las empresas distribuidoras, es transpor-tada por las redes, ocasionando necesidades de inversión en capacidades mayores de los equipos y redesde distribución.

A fin de mantener una buena calidad de suministro eléctrico en concordancia con los Arts. 31º y 34º dela Ley de Concesiones Eléctricas y demás normas vigentes, EDELNOR ha implementado medidas técni-cas como la compensación reactiva en las redes de distribución de baja tensión, mediante la instalaciónde condensadores en las cajas portamedidor de los clientes residenciales con suministro monofásico.

8.2. Inconvenientes de tener un bajo factor de potencia

Como sabemos, el factor de potencia es la relación que existe entre la potencia activa y la potenciaaparente, la cual será menor cuando exista mayor consumo de potencia reactiva.

Factor de Potencia = f.d.p = ------PS


Como se observa en la figura, a medida que aumenta el consumo de la potencia reactiva "Q", en lasredes de distribución, disminuye la capacidad de transporte de potencia activa "P". Ello debido a lacapacidad limitada del transformador en la subestación, llamada potencia aparente "S".

Dicha situación trae como consecuencias, los siguientes inconvenientes tanto para el cliente como parala empresa de distribución:

Cuando las redes están alimentando a las cargas de los clientes, con una potencia determinada P y luegose conectan cargas que exigen el consumo de potencia reactiva Q, se incrementa la potencia totalaparente S como se muestra en la figura. Ello trae como consecuencia un aumento de las corrientes quecirculan por las redes de distribución:

Las corrientes aumentan, dado que aumenta el valor de la potencia aparente S (que a su vez se incrementapor el mayor consumo de la potencia reactiva Q), ver la fórmula siguiente:

Al aumentar la corriente I por las redes de distribución aumentan también el consumo de potencia en lasredes mismas, como se muestra en la figura:

En el gráfico las redes tienen una impedancia Z que es una resistencia propia de los cables, y las cargasde los clientes están representadas por la impedancia Zo.

Potencia Pérdidas Redes = Pérdidas Técnicas = I2xZ


Así mismo este aumento de corriente I por las redes genera una caída de tensión en los conductores:

En la figura se observa que la tensión de la «subestación V» es igual a la suma de las tensiones en la redcaída de tensión "Vx" y la tensión en el lado del cliente "Vo". Así mismo se observa que a medida queaumenta la caída de tensión "Vx", disminuyen la tensión en el lado del cliente "Vo", lo que se refleja enuna deficiente calidad de suministro de energía.

8.3 Corrección del factor de potencia

Una forma de que las empresas de electricidad a nivel nacional e internacional, hagan reflexionar a lasindustrias sobre la conveniencia de generar o controlar su consumo de energía reactiva ha sido a travésde un cargo por este concepto.

Las industrias pueden evitar estos cargos tarifarios, si ellas mismas suministran en sus propios sitios deconsumo la energía reactiva que ellas requieren, la cual puede ser producida localmente a través decondensadores eléctricos estáticos o motores sincrónicos, dicha inversión de relativa, desde todo puntode vista, favorable económica y técnicamente.

Caída de Tensión = Vx = I . Z


La corriente del condensador es usada para suplir en su totalidad o en parte, las corrientes magnetizantesrequeridas por las cargas. Los condensadores mejoran el factor de potencia debido a que sus efectos sonexactamente opuestos a los de las cargas reactivas ya definidas, eliminando así el efecto de ellas.

Como se observa en la figura la corriente "Io" es sumada con la corriente del condensador " Ic " dandocomo resultado una corriente " I " de menor valor, esto origina que la caída de tensión sea tambiénmenor Vx = I . Z. Tal como se muestra en la figura, el valor de la tensión, en el lado del cliente "Vo"aumenta de Vo1 a Vo2, lo cual se refleja en una mejor calidad de servicio de electricidad.

Nota : No se debe efectuar una compensación excesiva ya que, en tal caso, resulta una potenciareactiva capacitiva con problemas similares a la inductiva. Además, en caso de sobre-compensa-ción se puede establecer un aumento de la tensión de los equipos con respecto a la de la red.

8.4 Objetivo del plan de instalación de condensadores en los suministros de baja tensión

Esta instalación de condensadores tiene como objetivo principal lo siguiente:

• Disminuir las pérdidas técnicas en las redes de distribución.

• Reducir el pago por consumo de energía reactiva inductiva a nuestros suministradores de energía.

• Mejorar el perfil de tensiones en las redes MT y BT

Características del condensador

A continuación se detallan las características del condensador con el valor óptimo de potencia reactiva:

• Capacidad: 10 uF y 20 uF. (uF = microfaradios)

• Tensión Nominal: 350 Voltios

• Tensión de Operación: 0.22 kV.

• Potencia a 0.22 kV: 0.182 kVA R

PROYECTO E INSTALACIÓN

El elemento condensador se conecta en los mis-mos puntos de conexión del cable de acometidacomo se muestra en el gráfico.


De las especificaciones se puede destacar:

• Los elementos capacitivos del condensador, estarán fabricados bajo el sistema de dieléctrico depelícula de Polipropileno Metalizado, con pérdidas dieléctricas reducidas.

• Los condensadores deberán soportar los niveles de sobretensión especificados en normas.

• Los condensadores deberán estar equipados con un sistema de protección ante averías internas otérmino de vida del condensador que evite riesgos de incendio o explosión de condensador, además,evitar la interrupción de la continuidad servicio eléctrico

• Las pérdidas de los condensadores no deberán exceder los 0.5 Watts/Kvar.

• Cada condensador deberá ser diseñado y construido para soportar los esfuerzos producidos por lasvariaciones de presión interna debida a los cambios de temperatura.

• Los condensadores deberán tener una esperanza de vida de más de 87600 horas

• El diseño de los condensadores debe ser tal que no sea necesario conectarlo a tierra.

Los condensadores se marcarán de forma legible, debiendo indicar datos tales como: nombre del fabri-cante, número de catálogo, capacitancia (uF) y su tolerancia, tensión nominal, potencia del condensador(kVAR), frecuencia nominal, tipo de protección, etc.

8.5 Beneficios de la instalación

8.5.1 Reducción del pago por energía reactiva a los generadores.

Este beneficio se refiere a la reducción en la facturación por consumo de energía reactiva inductiva queEDELNOR viene pagando a los generadores que le suministran energía. Con el ingreso de loscondensadores el pago se reduce.

La reducción de la facturación de pago por energía reactiva es un beneficio directo de la compensaciónreactiva, ya que es una resta en la facturación.

ANEXO 2

Estimación de la Facturación por Energía Reactiva Edelnor - Lima

Anualizado (Febrero 2002 - Enero 2003)


8.5.2 Reducción de pérdidas técnicas en las redes de BT y MT

Mediante la compensación reactiva se mejoró el factor de potencia en promedio de 84% al 93%.

Además se ha mejorado el perfil de tensiones en las redes de baja y media tensión, la cual no haoriginado sobretensiones.

8.5.3 Reducción de pérdidas de potencia.

El bajo factor de potencia también puede causar pérdidas de potencia en el sistema de distribucióninterno de la planta. La corriente en los alimentadores es alta, debido a la presencia de la corrientereactiva. Cualquier reducción en esta corriente resulta en menores kW perdidos en la línea.

Los condensadores de potencia, reduciendo o eliminando la corriente reactiva en los alimentadores,pueden ahorrar una cantidad significante de dinero al reducir la facturación de los kWH

8.5.4 Mejoramiento de las condiciones de voltaje.

Un bajo factor de potencia puede reducir voltajes en la planta cuando los KVAR son exigidos del sistemade distribución. Cuando el factor de potencia decrece, la corriente total del línea se incrementa (mayor-mente corriente reactiva) causando grandes caídas de voltaje a través de la impedancia de línea. Esto sedebe a que la caída de voltaje en una línea es igual a la corriente que fluya multiplicada por la impedan-cia de la línea. Para mayores corrientes mayor será la caída de voltaje.



Potencia reactiva

Las cargas industriales en su naturaleza eléctrica son de carácter reactivo, a causa de la presenciaprincipalmente de equipos de refrigeración, motores, etc. Este carácter reactivo obliga que juntoa la potencia activa (KW) exista una potencia llamada Reactiva (KVAR), las cuales en su conjuntodeterminan el comportamiento operacional de dichos equipos.

La potencia reactiva no produce un trabajo físico directo en los equipos pero es necesaria para elfuncionamiento de elementos tales como motores, transformadores, lámparas fluorescentes, equiposde refrigeración y otros.

Esta potencia reactiva es suministrada por las empresas de distribución, y en algunos casos tam-bién es suministrada por las propias industrias. Al ser suministrada por la empresa de distribuciónes transportada por las redes, ocasionando necesidades de inversión en capacidades mayores delos equipos y redes de distribución.

Factor de potencia

Como sabemos, el factor de potencia es la relación que existe entre la potencia activa y lapotencia aparente, la cual será menor cuando exista mayor consumo de potencia reactiva.

Como se observa en la figura, a medida que aumenta el consumo de la potencia reactiva "Q", enlas redes de distribución, disminuye la capacidad disminuye la capacidad de transporte de poten-cia activa "P". Ello debido a que la capacidad limitada del transformador en la subestación, llama-da potencia aparente "S".

Dicha situación trae como consecuencias los siguientes inconvenientes tanto para el cliente comopara la empresa de distribución.

Factor de Potencia = f.d.p = ------PS

Cuando las redes están alimentando a las cargasde los clientes con una potencia determinada P yluego se conectan cargas que exigen el consumode potencia reactiva Q, se incrementa la potenciatotal aparente S como se muestra en la figura. Ellotrae como consecuencia un aumento de las corrien-tes que circulan por las redes de distribución:


CORRECCION DEL FACTOR DE POTENCIA

Una forma de que las empresas de electricidad a nivel nacional e internacional hagan reflexionara las industrias sobre la conveniencia de generar o controlar su consumo de energía reactiva hasido a través de un cargo por este concepto.

Las industrias pueden evitar estos cargos tarifarios si ellas mismas suministran en sus propios sitosde consumo la energía reactiva que ellas requieren, la cual puede ser producida localmente através de condensadores eléctricos estáticos o motores sincrónicos realizando una inversión derelativa poca monta y desde todo punto de vista favorable económica y técnicamente.

OBJETIVO DEL PLAN DE INSTALACION DE CONDENSADORES EN LOS SUMI-NISTROS DE BAJA TENSION

Esta instalación de condensadores tiene como objetivo principal lo siguiente:

- Disminuir las pérdidas técnicas en las redes de distribución.- Reducir el pago por consumo de energía reactiva inductiva a nuestros suministradores de

energía.- Mejorar el perfil de tensiones en las redes MT y BT

De las especificaciones se puede destacar:

Los elementos capacitivos del condensador, estarán fabricados bajo el sistema de dieléctrico depelícula de Polipropileno Metalizado, con pérdidas dieléctricas reducidas.

Los condensadores deberán soportar los niveles de sobretensión especificados en normas.

Los condensadores deberán estar equipados con un sistema de protección ante averías internas otérmino de vida del condensador que evite riesgos de incendio o explosión de condensador, ade-más, evitar la interrupción de la continuidad servicio eléctrico. Las pérdidas de los condensadoresno deberán exceder los 0.5 Watts/Kvar.

BENEFICIOS DE LA INSTALACION

- Reducción del pago por energía reactiva a los generadores. Este beneficio se refiere ala reducción en la facturación por consumo de energía reactiva inductiva que EDELNORviene pagando a los generadores que le suministran energía, con el ingreso de los condensadoresel pago se reduce. La reducción de la facturación de pago por energía reactiva es un benefi-cio directo de la compensación reactiva.

- Reducción de pérdidas técnicas en las redes de BT y MT. Mediante la compensaciónreactiva se mejoró el factor de potencia en promedio de 84% al 93%.Además se ha mejoradoel perfil de tensiones en las redes de baja y media tensión, la cual no ha originadosobretensiones.

- Reducción de las pérdidas de potencia. El bajo factor de potencia también puede causarpérdidas de potencia en el sistema de distribución interno de la planta. La corriente en losalimentadores es alta debido a la presencia de la corriente reactiva. Cualquier reducción enesta corriente resulta en menores kW perdidos en la línea.


- Mejoramiento de las condiciones de voltaje. Un bajo factor de potencia puede reducirvoltajes en la planta cuando los kVAR son exigidos del sistema de distribución. Cuando elfactor de potencia decrece, la corriente total del línea se incrementa (mayormente corrientereactiva) causando grandes caídas de voltaje a través de la impedancia de línea. Esto sedebe a que la caída de voltaje en una línea es igual a la corriente que fluya multiplicada porla impedancia de la línea. Para mayores corrientes mayor será la caída de voltaje.


1.- Con el fin de mantener una buena calidad de suministro eléctrico en concordancia con laLey de ……………………………………….. y demás normas vigentes, EDELNOR haimplementado nuevas medidas técnicas como la compensación …………………. en lasredes de distribución de baja tensión, mediante la instalación de condensadores en lascajas …………………….. de los clientes residenciales con suministro monofásico.

2.- Si tenemos un factor de potencia bajo significa que tenemos un consumo mayor de Poten-cia ……………

3.- Una forma de que las empresas de electricidad a nivel nacional e internacional haganreflexionar a las industrias sobre la conveniencia de generar o controlar su consumo deenergía ……………… ha sido a través de un cargo por este concepto en su recibo defacturación.

4.- Los condensadores mejoran el factor de …………………. debido a que sus efectos sonexactamente opuestos a los de las cargas …………… ya definidas, eliminando así elefecto de ellas.

5.- ¿ Cuál es el objetivo de las instalaciones de condensadores en los suministros de BajaTensión?

..............................................................................................................................

..............................................................................................................................

6.- Las pérdidas de los condensadores no deberán exceder los …………. Watts/Kvar.

7.- ¿Cuáles son los beneficios de la instalación de los condensadores?

..............................................................................................................................

..............................................................................................................................

..............................................................................................................................

..............................................................................................................................



CAPÍTULO IX

RECOMENDACIONES PARA LA SEGURIDADDE LAS CONEXIONES ELÉCTRICAS

9.1 Contactos eléctricos

Los contactos eléctricos se producen por diversas razones, entre ellas, debido a un insuficiente manteni-miento de las instalaciones eléctricas (malos empalmes, enchufes y tomacorrientes rotos), imprudencia,equivocación, descuido (tocar cables con las manos mojadas), daño del aislamiento (flexión anormal delos cables) entre otros factores.

Se distinguen dos tipos de contacto eléctricos: directo e indirecto.

9.1.1 Contacto directoSe produce cuando se toca directamente un conductor desnudo con tensión (cables pelados).

9.1.2 Contacto indirectoSe produce cuando se toca la carcasa de un artefacto eléctrico y pasa corriente, debido a que la carcasa,accidentalmente, tiene tensión por algún desperfecto interno del artefacto (aislamiento).


9.2 Protección contra contactos eléctricos

Para cada tipo de contacto eléctrico existe un sistema de protección adecuado, el cual obedece adeterminados requerimientos definidos en el Código Nacional de Electricidad y normatividad del sectoreléctrico.

Contra Contactos Directos : Interruptor Diferencial

Contra Contactos Indirectos : Sistemas de Puesta a Tierra

9.2.1 Interruptor DiferencialEs un interruptor fisicamente similar al interruptor termomagnético, cuya función es detectar permanen-temente las corrientes de fuga de las instalaciones a las que se encuentra conectado, y cuando la magni-tud de dichas corrientes de fuga superan los 30 mA, el interruptor diferencial inmediantamente APER-TURA el circuito impidiendo el paso de la corriente.

a.- Sensibilidad del Interruptor diferencialEste valor de sensibilidad del interruptor diferencial es el recomendado por las normas internacionalesen razón de que el cuerpo humano sufre riesgos potenciales de electrocución por valores mayores a los30 mA.


b.- Funcionamiento del Interruptor DiferencialCuando una persona toca directamente un conductor con tensión, entonces se genera una corriente dedescarga hacia el suelo, y cuando el valor de dicha corriente supera los 30 mA, inmediatamente elinterruptor diferencial actúa desconectando el circuito y la persona queda protegida de una posibledescarga de corriente.

Bipolar Tripolar

El Interruptor Diferencial dispara 55 ms después de censar una corriente de 55 mA


9.2.2 Sistema de Puesta a TierraEl sistema de Puesta a Tierra esta conformado por un circuito que conecta las partes metálicas de losequipos que normalmente no tienen tensión (como carcasas de artefactos) hacia un pozo de puesta atierra. Este pozo a su vez consiste en un conductor desnudo enterrado en el suelo con la finalidad dedispersar las corrientes de fuga que se presenten en las partes metálicas de los artefactos.

a.- Funcionamiento del Sistema de Puesta a tierraCuando la carcasa de un equipo presenta una tensión debido a algún desperfecto al interior del equipo,el cable del sistema de puesta a tierra deriva las corrientes de fuga hacia el pozo de puesta a tierra. Deesta manera las personas que entran en contacto con la masa del equipo no sufren descarga por latensión accidental en la carcasa. Ello ocurre en virtud a que la corriente de fuga busca el camino demenor resistencia hacia el suelo, lo cual es provisto por el sistema de puesta a tierra.


9.3 Tips de seguridad para el usuario

• La modificación de una instalación eléctrica interior debe efectuarla un profesional.

• Nunca debe sobrecargarse un tomacorriente.

• No comprar extensiones de dudosa calidad.

• Nunca reemplazar fusible (plomo) por un alambre conductor.

• Consultar con un especialista, sobre la capacidad de la llave cuchilla o el interruptor termo magné-tico a utilizar.

• Instalar en la vivienda, edificio, oficina, mercado, etc. un sistema de conexión a tierra.

• No colocar artefactos eléctricos que transmiten calor cerca de materiales inflamables.

• Comprar elementos eléctricos de marcas reconocidas y de acuerdo al tipo de utilización recomenda-da.

• En una instalación interior, no debe existir cables sueltos a la vista de las personas.

• Los conductores eléctricos no deben estar en contacto o cerca de cables telefónicos.

• No instalar llaves de cuchillas cerca de materiales inflamables y a la vista, sin protección en una cajao gabinete.

• No tocar artefactos o elementos eléctricos con el cuerpo húmedo.

• Si el artefacto eléctrico o instalación eléctrica tiene un desperfecto, llame a un especialista.

• No permita que los niños vuelen cometas cerca de cables o postes de luz.

• No debe acercarse demasiado a una instalación eléctrica, ya que puede producirse una descargaeléctrica.

• Coloque protectores para tomacorrientes, para proteger a los niños pequeños.


• Desenchufar los cables tomándolos desde la parte plástica y no del cable.

• Evite conexiones clandestinas.



Elementos de protección eléctrica en las instalaciones

Los contactos eléctricos se producen por diversas razones, entre ellas, por un insuficiente mante-nimiento de las instalaciones eléctricas (malos empalmes, enchufes y tomacorrientes rotos), impru-dencia, equivocación, descuido (tocar cables con las manos mojadas), daño del aislamiento (flexiónanormal de los cables) entre otros.

- Contacto directo

Se produce cuando se toca directamente un conductor desnudo con tensión (cables pelados).

- Contacto indirecto

Se produce cuando una persona toca la carcasa de un artefacto eléctrico y le pasa corriente, ellodebido a que la carcasa accidentalmente tiene tensión por algún desperfecto interno del artefacto(aislamiento).

PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS ELÉCTRICOS

Para cada tipo de contacto eléctrico existe un sistema de protección adecuado, el cual obedece adeterminados requerimientos definidos en el Código Nacional de Electricidad y normatividad delsector eléctrico.

Contra Contactos Directos : Interruptor Diferencial

Contra Contactos Indirectos : Sistemas de Puesta a Tierra


El interruptor Diferencial

Consiste en un interruptor físicamente similar al Interruptor termomagnético y cuya función esdetectar permanentemente las corrientes de fuga de las instalaciones a las que se encuentraconectado, y cuando la magnitud de dichas corrientes de fuga superan los 30 mA, el interruptordiferencial inmediatamente APERTURA el circuito impidiendo el paso de la corriente.

¿POR QUÉ APERTURA AL MAXIMO DE 30 mA?

Este valor de sensibilidad del interruptor diferencial es el recomendado por las normas internacio-nales en razón de que cuerpo humano sufre riesgos potenciales de electrocución para valoresmayores a los 30 mA.

El Interruptor Diferencial dispara 55 ms después de censar una corriente de 55 mA.

El sistema de puesta a tierra.

El sistema de Puesta a Tierra está conformado por un circuito que conecta las partes metálicas delos equipos que normalmente no tienen tensión (como carcasas de artefactos) hacia un pozo depuesta a tierra. Este pozo a su vez consiste en un conductor desnudo enterrado en el suelo con lafinalidad de dispersar las corrientes de fuga que se presenten en las partes metálicas de losartefactos.



1.- Se distinguen dos tipos de contacto eléctricos: Directo e Indirecto. El contacto…………………….Se produce cuando se toca directamente un conductor desnudo con ……………………..(cables pelados). El contacto……………….. Se produce cuando una persona o animal toca la……………… de un artefacto eléctrico y le pasa ……………….., ello debido a que la carcasaaccidentalmente tiene tensión por algún desperfecto interno del ……………… (aislamiento).

2.- El sistema de protección contra Contactos Directos es el Interruptor………………...Y ContraContactos Indirectos el Sistemas de ……………………………

3.- Cuando una persona toca …………………… un conductor con tensión, entonces se generauna corriente de ………………… hacia el suelo, y cuando el valor de dicha corriente superalos …….. mA, inmediatamente el interruptor diferencial actúa desconectando el circuito yla…………….. queda protegida de una posible descarga de corriente.

4.- ¿ Por qué el interruptor diferencial desconecta el circuito cuando el valor de la corriente dedescarga supera los 30mA?

...................................................................................................................................

....................................................................................................................................

....................................................................................................................................

5.- ¿ Qué es el sistema de puesta a tierra?

...................................................................................................................................

....................................................................................................................................

....................................................................................................................................

6.- ¿ Cómo funciona el sistema de puesta a tierra?

...................................................................................................................................

....................................................................................................................................

....................................................................................................................................

7.- Nombre algunas recomendaciones generales para evitar accidentes por riesgo eléctrico.

...................................................................................................................................

....................................................................................................................................

....................................................................................................................................

Documents

Conexiones Edicion Maestro 2007 - Copia