INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD · conductores de cobre en configuración reticulada y sus...

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD NEGOCIO DE TRANSMISIÓN

Código: TE-2820-MA-171-001

MANUAL DE DISEÑO 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 ........................................................................................................................ 3

1. PROPÓSITO ............................................................................................................................... 3

2. ALCANCE ................................................................................................................................... 3

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

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

5. DEFINICIONES, TERMINOLOGIA, SIMBOLO, ABREVIATURA ..................................................... 4

5.1 Definiciones .......................................................................................................................... 4

5.2 Abreviaturas.......................................................................................................................... 7

6. DISEÑO DE SISTEMAS DE MEDICIÓN COMERCIAL ................................................................... 7

6.1 Descripción: ........................................................................................................................ 7

6.2 Simbología a emplear: ...................................................................................................... 8

6.3 Documentación complementaria: .................................................................................... 8

6.4 Cada Sistema de Medición Comercial estará conformado al menos por los

siguientes componentes: ............................................................................................................. 8

6.5 Información técnica: ........................................................................................................... 8

6.6 Para obras construidas y donde se trate de ampliaciones a lo existente y donde

solo se instala el SM: ................................................................................................................... 9

6.7 Aspectos generales de diseño ......................................................................................... 9

6.8 Ubicación de equipos ...................................................................................................... 11

6.9 Fuentes de alimentación: ................................................................................................ 12

6.10 Para todas las obras: ....................................................................................................... 13

6.11 Seguridad del Sistema de medición: ............................................................................ 13

6.12 Seguridad física de los sistemas de medición de SIMECR: ..................................... 13

6.13 Designación de bornes ................................................................................................... 14


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6.14 Requisito de obligatoriedad del medidor de respaldo ............................................... 16

7. DOCUMENTOS DE REFERENCIA.............................................................................................. 17

8. CONTROL DE REGISTROS ........................................................................................................ 17

9. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN ....................................................... 17

ANEXO 1: Planos y diagramas ....................................................................................................... 20

Diagrama eléctricos esquemáticos del SM ......................................................................... 21

Ejemplo conjunto de planos de un sistema de medición .................................................. 23


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0. INTRODUCCIÓN

El manual para el Diseño de Sistemas de Medición comercial para Subestaciones resume la aplicación de los conceptos básicos en la metodología de diseño en esta área, 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 Diseño 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. Se excluye la medición del servicio propio de la subestación.

3. DOCUMENTOS APLICABLES

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


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Tabla 1: Normas de diseño de sistemas de corriente directa

NORMA DESCRIPCIÓN

TE-2010-MA-135-001 Manual de diseño para obras electromecánicas comunes

en subestaciones.

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

TE-2820-NO-56-002 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

4. RESPONSABLES No Aplica

5. DEFINICIONES, TERMINOLOGIA, SIMBOLO, ABREVIATURA

5.1 DEFINICIONES

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.

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.


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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.

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.


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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.

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 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


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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

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

NDC: Negocio de Distribución y Comercialización.

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

6. DISEÑO DE SISTEMAS DE MEDICIÓN COMERCIAL

6.1 Descripción:

Los sistemas de medición de energía son un conjunto de elementos que permiten 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.


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6.2 Simbología a emplear:

En general todos los diagramas y planos eléctricos asociados al sistema de medición deberán ser presentados en simbología eléctrica UNE/ IEC 60617, no se aceptará ningún otro sistema de diagramación o simbología.

Los planos se presentarán según el formato designado por las normativas de diseño de subestaciones vigentes, en archivos .dwg de autocad, con el cajetín designado por el comité de protecciones de NT y según secuencia y consecutivo de planos asignado por el encargado de planos de cada subestación.

6.3 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, para su revisión, acorde a los requerimientos establecidos por el CENCE o dependencia solicitante.

6.4 Cada Sistema de Medición Comercial estará conformado al menos por los siguientes componentes:

a) Un medidor de energía principal y un medidor de energía de respaldo

b) Transformadores de corriente y potencial, cajas intermedias, conexiones y puesta a tierra y enlace de datos.

c) Sistema de comunicación

d) Todo lo solicitado por la norma ARESEP vigente de medición.

e) Todos aquellos elementos que para puntos del SIMECR solicite la normativa del RMER.

Los equipos deben ser adquiridos e instalados por el propietario del sistema de medición.

6.5 Información técnica:

La diagramación, planos y documentación gráfica a suministrar posterior a la publicación de este manual y para nuevos elementos de la red, debe incluir como mínimo:

Planos de diseño civil según sea el caso

Detalle de cimentaciones y anclajes


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Planos de fabricante

Memorias de cálculo mecánicas, civiles y eléctricas.

Coordinación de aislamientos y diseño de malla a tierra

Diagrama de los sistemas de puesta a tierra SPT

Drenajes

Canalizaciones y cárcamos.

Diagramas de conexión de transformadores de instrumentos tanto a nivel de primarios como de secundarios.

Tableros de medición

Diagramas esquemáticos detallados de la conexión de los SM.

6.6 Para obras construidas y donde se trate de ampliaciones a lo existente

y donde solo se instala el SM:

Memorias de cálculo eléctricas, cargabilidad de instrumentos.

Diagramas de conexión de transformadores de instrumentos tanto a nivel de primarios como de secundarios.

Disposición de tableros de medición

Diagramas esquemáticos detallados de la conexión de los SM.

Los aspectos técnicos serán revisados por NT para verificar el cumplimiento de requisitos que se deben cumplir por parte de los agentes de mercado.

Toda la documentación presentada en cada caso, debe venir firmada por profesional debidamente acreditado en el país, e incorporado al respectivo colegio profesional.

Los planos eléctricos de los SM se regirán por lo estipulado en 5.4 y el anexo 1.

6.7 Aspectos generales de diseño

6.7.1 El sistema de medición comercial deberá garantizar en todo punto, la integridad del sistema ante intervenciones que pudiesen alterar o interrumpir los parámetros de medición en forma inadvertida.


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6.7.2 El dimensionamiento de conductores, equipo de medición debe ser tal que se garantice en todo momento que la capacidad de carga (burden) de los transformadores de instrumento no se ve comprometida por los equipos y cables conectados.

6.7.3 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. Para circuitos de medición de potencial la cargabilidad de los conductores deberá ser despreciable respecto a cualquier otro elemento del SM. Sin por ello sobredimensionar en forma excesiva tales conductores.

6.7.4 El sistema de medición (SM), toma sus señales desde los transformadores de instrumentos TC y TP, y debe ser canalizado en forma contínua e ininterrumpida a un gabinete o caja intermedia, sobre las estructuras de equipo de patio a la menor distancia posible de los transformadores de potencial y de corriente. Se deberá para ello colocar por parte del Participante esta caja intermedia, donde se deberá colocar borneras de conexión seccionables en calidad y disposición definidas en el manual de construcción de subestaciones vigente, así mismo se colocará un interruptor termomagnético tripolar en cada ramal de la medición de voltaje, según lo dispone el manual supra citado. Para elementos del SIMECR todo este arreglo deberá ser protegido por medios mecánicos que no impidan a su vez la inspección visual de sus elementos, para ello se colocará una sección de lámina plástica transparente o vidrio temperado, que proteja de intervenciones estos elementos y asegurando su integridad por medio de un sello o marchamo colocado por el CENCE.

6.7.5 Se deberá respetar las normas y lineamientos de diseño y construcción aplicables en la obra por parte del agente transmisor.

6.7.6 La canalización posterior de las señales de corriente y voltaje hacia los contadores de energía se realizará con cables exclusivos y sin interrupciones desde el gabinete de paso o caja intermedia hasta el tablero donde se ubican los contadores de energía.

6.7.7 Cuando por ausencia de suficientes devanados de medición, estas señales deban ser compartidas con otros equipos, los contadores de energía serán los elementos más próximos eléctricamente a los transformadores de instrumento, debiendo continuar la señal hasta los


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demás equipos del circuito y cerrar el neutro en el último equipo de la serie.

6.7.8 Todos los cables de señales de potencial y corrientes deberán ser colocados en los ductos y canastas de las señales desde el patio hacia las edificaciones.

6.7.9 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.

6.7.10 Cada medidor formará parte de dos redes de datos independientes de modo que en una de las redes el medidor principal estará configurado como acceso (master) y el de respaldo como un equipo asociado el principal. En la otra red será a la inversa, el medidor de respaldo funcionará como punto de acceso (master) y el medidor principal, funcionará como medidor asociado. Cada una de estas redes se gestionará en forma independiente dentro de los equipos de medición.

6.7.11 El acceso de datos a través del puerto Ethernet del medidor principal será destinado al acceso de ambos medidores por parte del ente que tenga dentro de sus competencias la liquidación, conciliación y/o facturación, parametrización de dicho sistema de medición, el OS/OM del CENCE o el facturador oficial NDC y el puerto Ethernet del medidor de respaldo será para el dueño del sistema de medición.

6.8 Ubicación de equipos

6.8.1 La ubicación de los equipos y otras particularidades dependerán de la tecnología de barras y equipos a emplear en cada subestación, para este propósito el diseñador debe aplicar los aspectos consignados en el manual de instalación de sistemas de medición comercial, donde se estipula los aspectos referentes a la instalación física y que repercuten en el diseño.

6.8.2 La instalación de SM en transformadores se hará prioritariamente en el lado de alta de los mismos, sin embargo se podrá instalar en el lado de baja o media tensión, cuando ocurra alguna de las siguientes condiciones:


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1. Cuando la obra es existente y los TC y TP en el lado de alta no cumplan con lo solicitado por el RMER pero los equipos del lado de baja si cumplen.

2. Cuando las salidas de la barra de media sean de un solo usuario diferente al ICE y sus empresas y el transformador sea propiedad del ICE.

3. Cuando teniendo en regla la medición del lado de alta, cumpliendo con lo estipulado se requiera instalar como respaldo la medición del lado de media tensión

6.8.3 Cada línea de transmisión contará como mínimo con un SM sin medidor de respaldo en alguno de sus extremos, salvo que ARESEP o el RMER soliciten condiciones adicionales

6.9 Fuentes de alimentación:

6.9.1 Las subestaciones del ICE cuentan con sistemas de alimentación de corriente directa de 125 VDC con un +/- 15%, respaldados por bancos de baterías que permiten un respaldo real de hasta 5 horas mínimo. Los equipos a instalar, ya sea medidores, equipos de comunicación, convertidores, calefacciones, iluminaciones, control y monitoreo deben de conectarse a este sistema. Se cuenta además con alimentaciones de corriente alterna, del servicio propio de 120/208 Voltios trifásicas, que permiten el uso de UPS.

6.9.2 Se permite el uso de convertidores de corriente directa de 125 VCD/-48VCD o al voltaje de los equipos de comunicación aprobado.

6.9.3 La subestación cuenta con un tablero de distribución para corriente directa y tablero de distribución de corriente alterna, en cada caso la conexión a los mismos deberá ser aprobada por el personal de NT, que analizarán las condiciones y la disponibilidad en los mismos, el Propietario suministrará los dispositivos de maniobra, cables, borneras, interruptores termomagnéticos u otros equipos según la normativa de construcción de subestaciones de NT y requeridos para tal conexión. La colocación e instalación de los mismos en los tableros de corriente directa y corriente alterna será un servicio que se deberá contratar a NT en caso de que la subestación ya estuviera en servicio al momento de colocar el sistema de medición.


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6.9.4 No se permitirá el uso de fuentes autónomas como generadores portátiles u otro dispositivo similar que pudiera atentar contra la seguridad y confiabilidad de los equipos y maniobras dentro de una subestación.

6.10 Para todas las obras:

6.10.1 En circuitos de distribución de media tensión inferior o igual a 69 Kv, se deberá instalar al menos un SM por cada salida. Se incluyen enlaces de barra, servicios propios, interruptores de reserva y módulos de salida.

6.10.2 Las condiciones técnicas de instalación las define NT y las condiciones que afecten los aspectos comerciales de la medición serán definidos y aprobados por el ente que tenga dentro de sus competencias la liquidación, conciliación y/o facturación de dicho sistema de medición.

6.10.3 El diseño preliminar del SM deberá someterse al Área de Medición del CENCE y NT para su aprobación preliminar antes de su implementación, conforme este manual establece y los demás documentos de referencia citados.

6.10.4 Tal y como se establece en este documento todos los diagramas y planos eléctricos asociados al sistema de medición deberán ser presentados en simbología eléctrica UNE/ IEC 60617, se deberá emplear el cajetín oficial de planos para subestaciones.

6.11 Seguridad del Sistema de medición:

Se tomará el concepto de seguridad física de los elementos que componen el SM, la seguridad informática de los datos será tratada conforme a los lineamientos que para este fin establezca la ARESEP y el RMER.

6.12 Seguridad física de los sistemas de medición de SIMECR:

6.12.1 Los equipos de medición de SIMECR deben estar protegidos contra el acceso de personas no autorizadas. Para esto la instalación deberá contar con las siguientes características:


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6.12.2 Los gabinetes donde se instalen medidores del SIMECR deben contar con control de acceso. Para esto se utilizarán dos recursos:

1) Laminado acrílico transparente.

2) Marchamos o sellos colocados por el CENCE.

6.12.3 Se debe colocar un dispositivo apropiado para evitar el acceso a las conexiones del medidor y a los bornes de conexión y datos, tales como acrílicos sobre las borneras, para no impedir las inspecciones periódicas que se realizan por seguridad.

6.12.4 Las cajas intermedias deben ser exclusivas para el sistema de medición y tener marchamo, el cual será colocado por el CENCE.

6.12.5 La caja de conexiones de los transformadores de instrumentación que sean exclusivamente para medición comercial debe tener marchamo, el cual será colocado por el CENCE. Se preferirá los sistemas donde el marchamado no impida la función de inspección visual. En transformadores de corriente cuyos devanados son compartidos por otros usuarios como protecciones o control se instalará la caja intermedia de medición comercial lo más cerca posible de la conexión al TC, cumpliendo con el punto 6.12.3 de este apartado.

6.12.6 El Propietario de SM dentro del SIMECR, para realizar cualquier tipo de intervención al gabinete donde se ubica el medidor, a las cajas intermedias o a la caja de conexiones de los transformadores de instrumentación, debe solicitar al CENCE la autorización. Para que este proceda a realizar la solicitud de ingreso a NT, según el procedimiento de ingreso a subestaciones vigente al momento de la solicitud.

6.13 Designación de bornes

La designación de bornes o regletas se hará en grupos individuales para cada contador de energía en cada gabinete o tablero. A cada grupo de bornes se le designará con un número consecutivo y una letra de prefijo que indique la disposición vertical u horizontal del riel donde se montan las regletas. Los rieles dispuestos en forma vertical se designarán con la letra “Y” y los rieles horizontales con la letra “X”. Posterior a esta letra se designará el consecutivo del grupo de bornes, uno para cada equipo, por ejemplo Y1 para el medidor 1, Y2 para el medidor 2 y así consecutivamente.


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a) Cada grupo de bornes asociada a cada medidor deberá cumplir al menos con la siguiente designación de bornes normalizados:

BORNE TIPO DESCRIPCIÓN

ALIMENTACIÓN DE FUENTES

015 (+125 VCD) Alimentación auxiliar.

016 (-125 VCD) Alimentación auxiliar.

ENTRADAS ANALÓGICAS

101 EA Corriente de línea, fase R (entrada)

102 EA Corriente de línea, fase S (entrada)

103 EA Corriente de línea, fase T (entrada)

104 EA Corriente del neutro (entrada)

105 SA Corriente fase R (salida o estrella)

106 SA Corriente fase S (salida o estrella)

107 SA Corriente fase T (salida o estrella)

108 SA Corriente neutro (salida o estrella)

109 EA Voltaje de línea, fase R

110 EA Voltaje de línea, fase S

111 EA Voltaje de línea, fase T

112 EA Voltaje neutro de la línea

113 EA Voltaje de referencia

114 EA Voltaje de referencia

115 EA Voltaje de barra, fase R

116 EA Voltaje de barra, fase S

117 EA Voltaje de barra, fase T

118 EA Voltaje neutro de la barra

b) Si se requiere de otro tipo de bornes para otras funciones de entrada (entradas binarias) al contador de energía no contempladas, se usará la serie de los 600, iniciando en 601 y en forma consecutiva. En estas series se puede incluir funciones de sincronización de tiempo, bloqueos o señales que el contador requiera para su funcionamiento.

c) Si se requiere de señales de salida del contador de energía (salida binaria por contacto) que deben ser enviadas a otros equipos se usará la serie 700,


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iniciando por 701 y en forma consecutiva. En esta serie se puede incluir funciones de alarma, indicaciones, salidas KYZ u otra salida que el medidor deba enviar a otros equipos.

BORNE TIPO DESCRIPCIÓN

SALIDAS DIGITALES

701 COMUN KYZ

702 N/O KYZ

703

N/C KYZ

704

ALARMA MAL FUNCIONAMIENTO

705

ALARMA MAL FUNCIONAMIENTO

ENTRADAS DIGITALES

601

BLOQUEO PANTALLA

602

BLOQUEO PANTALLA

d) Las señales eléctricas de cobre que procedan o provengan de equipos de comunicación no pasarán por estos bornes y se conectarán directamente entre los diferentes equipos que conforman la red de datos debidamente canalizados y protegidos.

6.14 Requisito de obligatoriedad del medidor de respaldo

El medidor de respaldo será instalado en forma redundante junto con el medidor principal en todo punto de inyección o retiro de energía en el SIMEC y el SIMECR, así como en todo elemento que conforme interconexión con otros países, denominados nodos de frontera.

a) Queda excluido de esta obligatoriedad las líneas de transmisión que no forman parte de la gestión comercial de la RTR o los que solamente integran la RTN y por tanto no son requeridos para acciones de pago o verificación de transacciones comerciales o realizar la conciliación y el post-despacho de transacciones comerciales en el MER.

b) En estas líneas de transmisión se ubicará un solo contador de energía en cada extremo, debidamente comunicados de modo que se considerarán redundantes entre sí y por tanto respaldos uno del otro.

c) Se instalará medidor de respaldo donde la normativa ARESEP así lo disponga.


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7. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

No aplica

8. CONTROL DE REGISTROS

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

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


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Manuel Salas Martínez NDC

Jorge Trigueros Vásquez NT

Pablo Quirós Rojas Protección y medición Región Chorotega NT

Rodrigo Guerrero Jiménez SCADA NT

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

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


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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

Manuel Balmaceda García

Director General del Negocio de

Transmisión


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ANEXO 1: PLANOS Y DIAGRAMAS


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Planos y diagramas

Diagrama eléctricos esquemáticos del SM

a) Estos diagramas describen claramente mediante la simbología UNE 60617 la configuración topológica de los elementos que conforman el SM, los mismos se entregan en dos grupos planos designados TI (transformadores de instrumento) donde se detalla la conexión de los Transformadores de instrumento de cada SM y planos M (Medición) donde se detalla la conexión de los contadores de energía y sus elementos misceláneos.

b) Los planos serán presentados en formato común del ICE, en el cajetín respectivo, en formato DWG de Autocad, y con los consecutivos que se otorgarán posterior a la revisión preliminar por parte de los encargados de mantenimiento de cada obra.

c) La designación y numeración de los conductores y cables será asignada en ese mismo momento por los mismos encargados de revisar los diseños preliminares.


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Ejemplo conjunto de planos de un sistema de medición


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