INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDADoptimización del proceso, a fin de racionalizar recursos tanto materiales, tecnológicos y humanos. Además de establecer un alto índice de

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD NEGOCIO DE TRANSMISIÓN

Código: TE-2820-MA-173-001

MANUAL DE PUESTA EN SERVICIO Y RECEPCION DE SISTEMAS DE MEDICIÓN COMERCIAL DENTRO DE OBRAS

DE TRANSMISION

Versión: 1

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Solicitud de Cambio No:

Elaborado por: Comité Técnico de Normalización Sistemas de Medición Comercial

Aprobado por: Director General Negocio de Transmisión

Rige a partir de: 01-04-2015

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© Documento normativo propiedad de ICELEC, prohibida su reproducción

CONTENIDO 0. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 2

1. PROPÓSITO ............................................................................................................................... 2

3. DOCUMENTOS APLICABLES ...................................................................................................... 3

4. RESPONSABLES ......................................................................................................................... 4

5. DEFINICIONES, TERMINOS, SIMBOLOS y ABREVIATURAS ........................................................ 7

5.1. Definiciones .............................................................................................................................. 8

5.2. Abreviaturas ........................................................................................................................... 10

6. PUESTA EN MARCHA Y RECEPCION de sistemas de medición comerciaL .............................. 11

6.1 Documentación complementaria: .......................................................................................... 11

6.2 Aspectos generales de la puesta en servicio y recepción del sm ........................................... 11

7. CONTROL DE REGISTROS ........................................................................................................ 13

8. CONTROL DE CAMBIOS .......................................................................................................... 13

9. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN ....................................................... 13

MANUAL DE PUESTA EN SERVICIO Y RECEPCION DE SISTEMAS DE MEDICIÓN

COMERCIAL DENTRO DE OBRAS DE TRANSMISION

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0. INTRODUCCIÓN

El Manual para la instalación para los Sistemas de Medición comercial para Subestaciones resume la aplicación de los conceptos básicos en la metodología de diseño, construcción, disposición de equipos con base en las mejores prácticas desarrolladas por los equipos de trabajo en las diferentes dependencias relacionadas con el diseño, montaje y mantenimiento del mismo.

Para la elaboración de este manual se tomaron como base las normativas aplicables IEEE y sus equivalentes IEC así como las prácticas usuales dentro de las obras de transmisión.

La utilización de este manual permitirá impulsar la normalización y la optimización del proceso, a fin de racionalizar recursos tanto materiales, tecnológicos y humanos. Además de establecer un alto índice de rendimiento y fiabilidad en los sistemas de Medición de subestaciones de transmisión.

La importancia de este manual estará en función de la utilización y el apoyo que se le brinde y al mismo tiempo del respaldo y compromiso de las jefaturas superiores al solicitar su acatamiento y uso obligatorio, así como también de las mejoras adicionales que con el uso se le introduzcan.

1. PROPÓSITO

Este manual, tiene como propósito establecer las reglas generales que determinan el proceso de instalación y supervisión constructiva de los Sistemas de Medición de las Subestaciones

2. ALCANCE

Este manual es de acatamiento obligatorio para todas las obras que se conecten al Sistema Eléctrico Nacional y que requieran la instalación de un sistema de medición comercial.



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3. DOCUMENTOS APLICABLES

Se aplicarán como referencia y pero además para establecer las mejores prácticas constructivas, por lo cual, los asuntos no definidos en este manual serán resueltos en primera instancia conforme lo establezcan las normativas de referencia y aplicables.

Tabla 1: Normas de diseño de sistemas de corriente directa

NORMA DESCRIPCIÓN

TE-2010-MA-135-001 Manual de construcción de subestaciones

TE-2820-NO-56-001 Normalización de sistemas de protección de subestaciones

TE-2820-MA-56-001 Normalización de sistemas de control de subestaciones

ANSI C12.20 American National Standard for Electricity Meters - accuracy and performance

IEC-62053-22 Electricity metering equipment (a.c.) – Particular requirements –

Part 22: Static meters for active energy (classes 0,2 S and 0,5 S)

IEC 60617 Graphical Symbols for Diagrams

IEEE-100 IEEE Standard Dictionary of Electrical and Electronics Terms (ANSI)



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4. RESPONSABLES

RESPONSABLE RESPONSABILIDADES AUTORIDADES

CENCE Informar y coordinar con NT de toda solicitud o cambio requerido por los agentes del MER.

Colocar una etiqueta de identificación con el nombre del medidor, así como la identificación para el EOR en los equipos SIMECR. Además, etiquetas con la fecha actualizada de última calibración.

Colocar marchamos como medidas de seguridad en los sistemas de medición, según se indique en este documento. Aplicable al SIMECR

Supervisar e informar al EOR del cumplimiento de los requisitos de medición establecidos en este documento para los equipos SIMECR.

Verificar que el tiempo de sincronización de los medidores del SIMECR sea congruente con la base de tiempo oficial del EOR.

Solicitar al dueño de la medición SIMECR un plan de acción para solventar los requisitos faltantes.

Elevar conflictos a la ARESEP y al EOR, en caso necesario.

Aprobar en conjunto con NT los sistemas de medición y las condiciones del SM suministrado. Aplicable a SIMECR

Negocio de Transmisión

Cumplir con lo solicitado en este documento a los sistemas de medición dentro de las subestaciones de transmisión.

Garantizar el acceso a los propietarios de los sistemas de medición y sus contrataciones siempre que se cumpla con los requisitos de ingreso vigentes al momento de ingreso y

Administrar los espacios físicos dentro de las obras de transmisión, para asignar la ubicación de los sistemas de medición.

Aceptar técnicamente las



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establecidos por NT.

Establecer los requisitos técnicos específicos de diseño, instalación, y mantenimiento de los sistemas de medición de las subestaciones de transmisión del SEN

Participar en el proceso de certificación de verificación de normativa técnica como parte de las auditorías de sistemas de medición, acorde a regulación ARESEP y RMER para los sistemas conectados en subestaciones de NT.

Informar dentro de las 24 horas siguientes y por canales oficiales al CENCE y los propietarios de los sistemas de medición de aquellas intervenciones que por fuerza mayor, urgencia o emergencia se debieron de realizar a los sistemas de medición comercial dentro de las subestaciones y de ser necesario tomar las acciones que indique el CENCE posterior al evento.

Coordinar con el propietario del SM y el CENCE las intervenciones programadas que se requieran efectuar.

instalaciones de sistemas de medición comercial

Coordinar con el CENCE y a NDC el acceso respectivo a los datos que le permita realizar las comprobaciones para los cierres de facturación de los peajes de transmisión cada mes.

Establecer y autorizar el ingreso a instalaciones de NT.

Intervenir los sistemas de medición comercial, por necesidad urgente o emergencia sin previa autorización del propietario del SM pero con aviso inmediato de la intervención y sus resultados. Para lo cual se hace responsable de los perjuicios, inconvenientes, y dificultades que se cometan por una mala aplicación derivada de esta acción.

Propietarios de los sistemas de

Corroborar que el modelo de medidor que instale en su

Realizar cualquier tipo de intervención



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medición

(Se incluye a todo participante interno o externo al ICE que no pertenezca a NT o UEN CENCE)

sistema de medición se encuentre debidamente registrado ante la ARESEP.

Asegurar que el sistema de medición cuente con los elementos necesarios de protección que permitan separar y/o intercalar dispositivos de medida en forma individual con la instalación en servicio, para verificación en el lugar y/o reemplazo sin afectar los elementos restantes.

Presentar para cada instalación el cálculo de la carga, en voltamperios (VA), que será conectada a los transformadores de corriente y potencial, asociados a los equipos de medición principal y de respaldo.

Coordinar con NT las intervenciones programadas que se requieran efectuar, acorde con los procedimientos del Centro de Control. Para los sistemas pertenecientes la SIMECR se debe realizar una solicitud de intervención ante el CENCE.

Entregar toda la documentación solicitada por NT y el CENCE para la instalación de los elementos del sistema de medición comercial.

Para sistemas asociados al SIMECR, cada vez que haya un cambio en la información de los requisitos iniciales debe enviarlo al CENCE para actualización de su expediente.

Presentar un plan acción en el

al gabinete donde se ubica el medidor, a las cajas intermedias o a la caja de conexiones de los transformadores de instrumentación, con una autorización previa por parte del CENCE y de los demás participantes afectados. Para lo cual se hace responsable de los perjuicios, inconvenientes, y dificultades derivadas de esta acción.



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cual se detalle la forma y el tiempo dentro del cual el equipo de medición cumplirá con los requisitos.

Obtener la aprobación del CENCE y NT en caso de sistemas dentro del SIMECR, generadores y transformadores reductores y la aprobación de NT en todos los demás casos, para la puesta en operación de un sistema de medición nuevo de su propiedad.

Asumir todos los costos y gastos asociados con la adquisición, instalación y puesta en marcha, de los sistemas de medición de su propiedad.

Agente facturador

Gestionar el proceso de facturación, conciliación y facilitar el acceso a la información a los clientes.

Es el único con las potestades de administración y configuración sobre los medidores comerciales, bajo su responsabilidad.

Solicitar al cliente la información técnica del sistema de medición.

5. DEFINICIONES, TERMINOS, SIMBOLOS Y ABREVIATURAS

En general la interpretación y definición de términos serán los que en la normativa citada de IEEE se considere como la adecuada, sin embargo se adjuntan algunos conceptos que por la frecuencia de su uso o la particularidad de su interpretación es necesario citar en este documento.



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5.1. Definiciones

Certificado de conformidad. Documento emitido conforme a las reglas de un sistema de certificación, en el cual se puede confiar razonablemente que un producto, proceso o servicio es conforme con una norma, especificación técnica u otro documento normativo específico.

Circuito trifásico: Combinación de circuitos energizados por fuerzas electromotrices alternas, las cuales difieren por 120° del ángulo especificado.

Conductor a tierra: También llamado “conexión a tierra” o “conductor del electrodo de puesta a tierra”, es aquel que conecta un sistema o circuito eléctrico intencionalmente a una puesta a tierra.

Contador de energía: Medidor que tiene como función principal el registro de la variable eléctrica de energía.

Diferencia de potencial: diferencia de potenciales eléctricos entre dos puntos diferentes de un sistema eléctrico. Conocido como voltaje o fuerza electromotriz.

Ducto: Conocido también como trincheras, son canalizaciones en concreto, abiertas con tapa, fabricadas en concreto para el paso de conductores eléctricos por medio de canalizaciones tipo bandeja.

Intervención: Mantenimientos preventivos, correctivos, modificaciones a la configuración o instalación del sistema, remplazo, desactivación, pruebas, inspección, ajustes, mantenimiento de las bases de datos o sistemas de comunicación.

Malla de tierra: conjunto de elementos conductores enterrados, conformado por conductores de cobre en configuración reticulada y sus respectivas varillas de cobre, que realizan la función de equipotenciar todas las estructuras del sistema de potencia y sus estructuras.

Medidor: Elemento electrónico destinado a medir y procesar variables eléctricas de voltaje, corriente, potencia y energía para presentarlas al usuario por medio de interface visual o red de datos. En este texto se aplica en el sentido de contador de energía.

Medidor de energía: véase contador de energía

Metal clad: estructura que alberga equipo eléctrico de control y maniobra totalmente cerrado con compartimientos y barreras internas metálicas y puestas a tierra que separan perfectamente un elemento de otro, además de tener las barras aisladas.

Metal enclosed: estructura que alberga equipo eléctrico de control y maniobra dentro de una caja de lámina de acero, sin separación específica entre ellos, y las barras no tienen algún aislamiento.



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Participante: Es el propietario del sistema de medición en un determinado punto de la red donde se le ha otorgado un punto de conexión.

Propietario: Es el representante de la empresa o institución que genere, consuma o transporte electricidad como función principal, por ejemplo todo generador o empresa de distribución. Personas naturales o jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad y que posean equipos que conformen un sistema de medición. Se entiende el propietario del SM.

Persona calificada: Persona física que es capaz de demostrar mediante atestados académicos su formación profesional en el conocimiento del cual se dice estar calificado. En el caso de profesionales deberán estar adscritos al colegio profesional respectivo que lo acredite para el ejercicio de la profesión.

Potencial: véase diferencia de potencial

Puesta a tierra: Grupo de elementos conductores equipotenciales, en contacto eléctrico con el suelo o una masa metálica de referencia común, que distribuye las corrientes eléctricas de falla en el suelo o en la masa. Comprende electrodos, conexiones y cables enterrados.

Sala de Control: aposento cerrado, construido en concreto sin ventanas, donde se albergan los equipos y tableros de control, protección de una subestación. El acceso es limitado a personal previamente autorizado y debidamente calificado.

Sistema de Medición: es el conjunto de equipos destinados a medir los parámetros eléctricos, la cantidad de energía trasegada y las condiciones de calidad de un punto de la red de donde se extrae o inyecta energía. Está conformado por los transformadores de corriente, transformadores de potencial, estructuras, gabinetes, cableado, equipos de medición de energía y los sistemas de comunicación asociados.

Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR): Está conformado por todos los sistemas y equipos de medición comercial que son utilizados por el CENCE y el EOR para registrar las inyecciones y retiros de energía en los nodos de la RTR que permiten realizar la conciliación y el post-despacho de transacciones comerciales en el MER.

Sistema de puesta a tierra (SPT): Conjunto de elementos conductores continuos de un sistema eléctrico específico, sin interrupciones, que conectan los equipos eléctricos y sus estructuras con el terreno por medio de una malla de conductores de cobre enterrada.

Subestación: Conjunto único de instalaciones, equipos eléctricos y obras complementarias, destinado a la transferencia de energía eléctrica, mediante la transformación y/o conmutación energía eléctrica de potencia.

Transformador de medida: Transformador diseñado para reproducir, en su circuito secundario, la corriente o tensión de su circuito primario en una



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proporción definida y conocida, conservando sustancialmente las relaciones de fase y forma de onda.

Transformador de corriente: transformador de medida destinado a reproducir proporcionalmente y en forma lineal la medición primaria de corriente eléctrica.

Transformador de potencial: transformador de medida destinado a reproducir proporcionalmente y en forma lineal la medición de diferencia de potencial eléctrico del primario.

Transformadores de Voltaje: véase transformadores de potencial

Voltaje: véase diferencia de potencial

5.2. Abreviaturas

BIL.: Nivel básico de aislamiento ante impulsos tipo rayo.

CCE: véase CENCE

CENCE: Centro Nacional de Control de Energía, encargado de las funciones de Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) de Costa Rica.

EOR: Ente Operador Regional

MER: Mercado Eléctrico Regional

NDC: Negocio de Distribución y Comercialización.

NT: Negocio de Transmisión. Transmisor único de alta tensión del mercado.

OS/OM: Operador de Sistema y Operador de Mercado, en Costa Rica estas funciones la realiza el CENCE.

RMER: Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

RTN: Red de Transmisión Nacional

RTR: Red de Transmisión Regional

SEN: Sistema Eléctrico Nacional.

SER: Sistema Eléctrico Regional

SM: Sistema de medición en general puede referirse a los componentes de cualquier sistema de medición comercial.

TC: Transformador de Corriente

TP: Transformador de Potencial



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6. PUESTA EN MARCHA Y RECEPCION DE SISTEMAS DE MEDICIÓN COMERCIAL

Los sistemas de medición de energía son un conjunto de elementos que permite determinar la cantidad de energía que ha sido trasegada a través de un determinado punto de la red, principalmente para efectos de facturación o conteo de la energía vendida, comprada, o simplemente trasegada por un punto de la red. Estos sistemas de medición comercial tienen como principal objetivo llevar el control de las transacciones energéticas que se establecen entre diferentes puntos de la red y entre diferentes empresas que participan en el SEN.

6.1 Documentación complementaria:

La documentación técnica, así como las memorias de cálculo o cualquier otro documento solicitado se deberá presentar en formato pdf, tamaño carta, debidamente ordenado y catalogado, y en versiones finales para su revisión, acorde a los requerimientos establecidos por el CENCE o dependencia solicitante.

6.2 Aspectos generales de la puesta en servicio y recepción del sm

6.1.1 Se verificará que los parámetros establecidos en la normativa de diseño estén presentes y debidamente aplicados en la construcción y entrega del SM

6.1.2 Se verificará que los requisitos, procesos y métodos requeridos en el manual de instalación de sistemas de medición se cumpla.

6.1.3 Se debe realizar la verificación del cumplimiento sobre el burden de los circuitos de corriente, medido debidamente por inyección de corriente y para los circuitos de voltaje, la medición de voltaje en todo punto del SM no deberá tener diferencias (caída de tensión) que excedan el 0.05% fase a tierra en bornes de los contadores de energía.

6.1.4 Se realizará la verificación de las condiciones mecánicas y eléctricas de estructuras, soportes, gabinetes y demás obras electromecánicas asociadas a los SM.



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6.1.5 Se revisará los aspectos constructivos y de diseño de la obra civil requerida, tal como anclajes, soportes, bases, drenajes, accesos y demás aspectos requeridos por norma o por contrato.

6.1.6 Se debe verificar las condiciones de aislamiento, factor de potencia y contaminación de los equipos de media y alta tensión. En enlaces de la RTR será efectuado por el CENCE.

6.1.7 Se debe verificar las relaciones de transformación de los transformadores de instrumento de corriente y potencial. En enlaces de la RTR será efectuado por el CENCE.

6.1.8 Se debe verificar por parte del CENCE la calibración de los equipos de medición comercial pertenecientes a la RTR, los equipos destinados a facturar y que no formen parte de la RTR serán calibrados por el facturador y los equipos en líneas de transmisión que no revisten carácter oficial de facturación a cliente externo serán calibrados por NT.

6.1.9 El tablero donde se ubicarán los contadores de energía, deberá cumplir con las especificaciones para gabinetes que se designe en el manual de construcción de subestaciones si este se ubica en sala de control o bunker, si es para intemperie deberá cumplir con lo establecido para ese fin y con desiganción de diseño tipo NEMA 4X o IP 63, este tablero o gabinete deberá ser exclusivo para equipos del SM y no albergar otro equipo que no pertenezca al SM respectivo. Para elementos del SIMECR todo este arreglo los bornes de conexión expuestos, así como las borneras de cable en general dentro de dicho tablero, así como los bornes seccionables de prueba deberán ser protegidos mecánicamente por una lámina transparente de plástico o vidrio temperado debidamente asegurada por marchamo o sello suministrado por el CENCE.

6.1.10 Verificar que todos los tableros y gabinetes deben estar debidamente anclados.

6.1.11 Se debe verificar el estado, ruta y condiciones de los alambrados. Conforme a lo estipulado en el manual de instalación de SM.

6.1.12 Todo punto de conexión de canales de datos del SIMECR debe ser protegido de accesos por medios mecánicos, utilizando para ellos secciones de lámina transparente u otro sistema que permita proteger la integridad del dato sin impedir la inspección visual de los elementos.

6.1.13 En enlaces pertenecientes a la RTR se aplicará el formulario oficial de revisión establecido por el RMER, como parte del proceso de recepción. El



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cumplimiento de lo estipulado en este formulario es obligatorio para estos puntos de conexión.

6.1.14 Una vez verificado y calibrado todos los equipos y elementos, se debe colocar los marchamos o sellos aprobados para este fin.

7. CONTROL DE REGISTROS

No aplica

8. CONTROL DE CAMBIOS

No aplica

9. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN

ELABORÓ DEPENDENCIA

Jeffry Cordero Leiton Protección y medición Región Central NT

Alejandro Mata Castro Comunicaciones NT

Amado Rodríguez Castrillo CENCE

Pedro Solórzano Espinoza Protección y medición Región Chorotega NT

Rolando Alvarez Mejías Protección y medición Región Central NT

José G Arias Eduarte NDC

David Barrantes Miranda Protección y medición Región Huetar Brunca NT

William Bonilla Martín CENCE

José Francisco Carballo Alvarez NDC

Mainor Carranza Cordoba CENCE

Vladimir Chaves Garro SCADA NT

Eric Fonseca Chaves Protección y medición Región Huetar Brunca NT

Cristian Gómez Pereira NDC



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Leslie E. González Castillo Protección y medición Región Chorotega NT

Johnny Mendoza Martinez NDC

Jorge Rodríguez Vargas Protección y medición Región Chorotega NT

Manfred Ruiz Gutiérrez CENCE

Manuel Salas Martínez NDC

Jorge Trigueros Vásquez NT

Pablo Quirós Rojas Protección y medición Región Chorotega NT

Rodrigo Guerrero Jiménez SCADA NT

REVISÓ DEPENDENCIA

Vinicio Vargas Bonilla Área Mejoramiento de la Gestión y Calidad

APROBÓ FIRMA FECHA

Ing. Manuel Balmaceda García Director General del Negocio de Transmisión

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