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ENERGÍA NORMAS TÉCNICASC DIGO:

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0SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y

CONEXIONADO DE EQUIPOS DE MEDIDA SEMI-DIRECTA E

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SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA YCONEXIONADO DE EQUIPOS DE MEDIDA SEMI-DIRECTA E

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TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO .............................................................................................................................. 4

2. FUNCION ............................................................................................................................... 4

3. DEFINICIONES ...................................................................................................................... 44. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA ..................................................................................... 8

4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA......................................................................... 8

4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA ............................................................... 8

4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA ..................................................................... 8

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

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

7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA ........................................................................ 10

7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN ......................................................................... 10

7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN ........................ 107.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES ............................................... 11

7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA ...................................................................................... 11

7.5 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE ....................................... 11

7.6 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION ............................................. 12

7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE.... 12

7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DEMEDICION ............................................................................................................................ 12

7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA ........................................................................ 13

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

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

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

11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE .......................................... 18

11.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL .......................................................................... 18

11.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL .................................................................... 19

11.3 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 19

11.4 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 20

11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (ITH) ........................... 21

11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (IDYN) .............................................................. 22

11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO .................................................................................... 22

12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL ...................... 22

12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL ............................................................................... 22

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12.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL ......................................................................... 22

12.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ....................................................................... 23

12.4 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 23

12.5 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 23

12.6 TRANSFORMADORES COMBINADOS .................................................................... 24

13. EQUIPOS AUXILIARES ................................................................................................ 24

13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS ..................................................................... 2413.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS....................................................................... 25

14. CONEXIONES PERMITIDAS EN EPM ......................................................................... 25

14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS .......................................................................... 25

14.1.1 Principales características ...................................................................................... 2514.1.2 Utilización .......................................................................................................... 2514.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs ............................................................... 26

14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS ........................................................................ 26

14.2.1 Descripción ........................................................................................................ 2614.2.2 Principales características ................................................................................. 27

14.2.3 Utilización .......................................................................................................... 2714.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs ............................................................... 27

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

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

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1. OBJETIVO

El propósito de esta norma es establecer las características técnicas adecuadas de los equiposutilizados para medición de energía eléctrica (medidores, transformadores para instrumentos demedida, equipos auxiliares de medida, entre otros.). Las características de estos equipos estándefinidas en función de las características propias de la instalación eléctrica en el punto deconexión y de las características propias de la carga a medir.

2. FUNCION

Esta norma aplica para todas las instalaciones eléctricas que están conectadas a las redeseléctricas de EPM y que requieran conectarse de una manera indirecta o semidirecta para elregistro de la energía eléctrica consumida, para efectos de control o de comercialización.

3. DEFINICIONES

Para los propósitos de esta norma aplican las siguientes definiciones, la gran mayoría de éstas sontomadas de la norma NTC 5019 versión 2007-03-21:

Acometida eléctrica. De acuerdo con el RETIE es “Derivación de la red local del servicio

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

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

BIL (Basic Insulat ion Level ) es el Nivel Básico de Aislamiento por su traducción del inglés y

corresponde al límite hasta el cual un equipo puede soportar el impulso debido a las descargasatmosféricas. El impulso se genera en el aislamiento debido a la alta tensión, sobretensiones ypicos debido a las descargas atmosféricas.

Voltaje de

operación

kV

BIL para

Redes

distribución

BIL para S/E y

lineas de

transmisión

1.2 30 45

2.5 45 60

5 60 75

8.7 75 95

15 95 110

23 110 150

34.5 150 200

46 200 250

69 250 350

Fuente: National Electric Safety Code NESC

BIL (kV)

(estándar 1.5x 40 s)

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

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

Carga o capacidad instalada. De acuerdo con la resolución CREG 070 de 1998: “ Cargainstalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación osistema eléctrico.”

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

Corriente térmica nominal de corta duración (It h ). Es el valor RMS (eficaz) de la corrienteprimaria que el transformador puede soportar en 1 segundo, con el secundario en corto sinsufrir daños y sin sobrepasar la temperatura de los devanados. La corriente térmica se expresa

de la siguiente manera:

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

Corriente dinámica nominal (Idyn ). Es el valor máximo o pico de la corriente primaria que eltransformador puede soportar cuando el secundario está en cortocircuito sin sufrir dañoeléctrico o mecánico. La corriente dinámica se calcula así:

Idyn = 2.54 * I th

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

uso prescritas. Corriente a plena carga. Valor de corriente máxima en una instalación eléctrica calculado con

base en la capacidad instalada.

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

Corriente máxima (Imáx). Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo losrequisitos de exactitud de la norma respectiva. Para medidores conectados a través detransformadores de corriente, la corriente máxima del medidor corresponde al valor de lacorriente máxima admisible en el secundario del transformador de corriente. Los valores

normalizados de la corriente máxima son 120 %, 150 % y 200 % de la corriente nominal.

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

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

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

Corriente primaria nominal extendida. El valor de la corriente primaria, por encima del valor

de la corriente primaria nominal, hasta el cual se garantizan los requerimientos de exactitud deltransformador de corriente definidos en la NTC 2205 para la corriente primaria nominal.

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

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

Índice de clase. Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos losvalores del rango de corriente entre 0,1 Ib, e Imáx, o entre 0,05 In e Imáx con factor depotencia unitario (y en caso de medidores polifásicos con cargas balanceadas) cuando el

medidor se ensaya bajo condiciones de referencia (incluyendo las tolerancias permitidas sobrelos valores de referencia) tal como se define en la parte relativa a requerimientos particulares.

Instalación eléctrica. Conjunto de aparatos eléctricos y de circuitos asociados, previstos paraun fin particular: generación, transmisión, transformación, rectificación, conversión, distribucióno utilización de la energía eléctrica.

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

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

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

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

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

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

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Punto de conexión. Punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario estáconectado a un sistema eléctrico, con el propósito de transferir energía eléctrica entre laspartes.

Tipo de servicio. Característica de una instalación eléctrica relacionada con el número defases y el número de hilos de una acometida eléctrica.

Servicio monofásico bifilar.Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometidaestá conformada por un conductor correspondiente a la fase y un conductor correspondiente al

neutro. La fase y el neutro pueden provenir de un transformador de potencia monofásico.

Servicio monofásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometidaestá conformada por dos conductores correspondientes a las fases y un conductorcorrespondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia monofásico.

Servicio bifásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida estáconformada por dos conductores correspondientes a las fases y un conductor correspondienteal neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.

Servicio trifásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida estáconformada por tres conductores correspondientes a las fases provenientes de un

transformador de potencia trifásico.

Servicio trifásico tetrafilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometidaestá conformada por tres conductores correspondientes a las fases y un conductorcorrespondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.

Tensión nominal o de referencia (Vn). Valor de la tensión en función de la cual se fija eldesempeño del medidor.

Sistema de comercialización prepago. Modalidad de prestación del servicio de

comercialización de energía eléctrica o de gas combustible al usuario final, que no requiere lasactividades de lectura del medidor, reparto de facturación al domicilio y gestión de cartera enrelación con el consumo, por cuanto el consumo se ha prepagado.

Sistema de medición centralizada. Sistema de medición de energía eléctrica agrupado encajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidoresindividuales), transformadores de medida (cuando aplique) y equipo de comunicación, quecuentan con operación remota para realizar lectura, suspensión, reconexión, etc.

Transformador para instrumentos. Transformador previsto para alimentar instrumentos demedida, medidores, relés y otros aparatos similares.

Transformador de corriente (TC). Transformador para instrumentos en el cual la corrientesecundaria, en condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional a la corriente

primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero para una dirección apropiada delas conexiones.

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Transformador de tensión o potencial (TT ó TP). Transformador para instrumentos en el cualla tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional ala tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentidoapropiado de las conexiones.

Tensión primaria nominal. Valor de la tensión primaria que aparece en la denominación deltransformador y en la cual se basa su funcionamiento.

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

Relación de transformación nominal. Relación dada entre las señales de entrada y salida delos transformadores de medida. Ésta se da entre la tensión primaria nominal y la tensiónsecundaria nominal, y entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal.

Factor de cargabilidad. Relación entre la corriente primaria nominal extendida y la corrienteprimaria nominal del TC.

4. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA

Para medir la energía eléctrica se tienen tres tipos de medida, dependiendo si la conexión a la redes directa o indirecta mediante elementos de transformación.

4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA

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

4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTAPara la medición semi-directa de energía se utiliza el (los) medidor(es) de energía (activa y/oreactiva) y un TC por cada fase que alimenta la carga. En este tipo de medición, la conexión de lasseñales de corriente provenientes de los devanados secundarios de los TCs y de las señales detensión provenientes de la acometida, al medidor, debe realizarse mediante una bornera o bloquede pruebas.

4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA

Para la medición indirecta de energía se utiliza generalmente un medidor estático multifuncional deenergía y un juego de transformadores de medida compuesto por TCs y TPs.

El número de TCs y de TPs se selecciona con base en el número de fases, el número de hilos y elnivel de tensión de la red en el punto en el cual se realiza la medida.

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En este tipo de medición, la conexión de las señales de corriente provenientes de los devanadossecundarios de los TCs y de las señales de tensión provenientes de los devanados secundarios delos TPs, al medidor, debe realizarse mediante un bloque de pruebas excepto para aquellosmedidores que tienen incorporado un mecanismo similar a éste.

5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA

Los medidores de energía que han de adquirirse para la medición de corr iente alterna debencumplir las siguientes normas nacional o internacional:

NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de precisión 1 y 2:

NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos deenergía activa Clases 0,2S y 0,5S.

NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos deenergía reactiva Clases 2 y 3.

NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores electromecánicos deenergía activa (Clases 0,5, 1 y 2).

NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.

6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA

NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.

NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión inductivos. NTC 4540,/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados.

IEC 60044-5 Instrument transformers. Part 5: Capacitor Voltage Transformers.

ANSI/IEEE 57.13 / IEEE Standard for instrument Transformers.

Serie IEC 62055: Electricity Metering. Payment Systems. El sistema de comunicación debe cumplircon los requisitos establecidos en las normas que conforman la serie IEC 62056 o ANSI/IEEE (queaplique) y otras complementarias.

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7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA

Los criterios establecidos en este capítulo fueron tomados de la resolución CREG 025 de 1995 y dela Resolución CREG 038 de 2014, y tienen aplicación para aquellas instalaciones eléctricas quecorrespondan a fronteras comerciales del Mercado Mayorista independiente del nivel de tensión alcual están conectadas.

7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 6, los puntos de medición se clasificanacorde con el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, por la capacidad instalada enel punto de conexión, según la siguiente tabla:

Tabla 1. Clasificación de puntos de medición (CREG 038 de 2014)

Tipo depuntos medición

Consumo o transferencia deenergía, C, (MWh-mes)

Capacidad Instalada, CI(MVA)

1 C≥15000 CI≥30 2 15000>C≥500 30>CI≥1 3 500>C≥50 1>CI≥0.1 4 50>C≥5 0.1>CI≥0.01 5 C<5 CI<0.01

7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 9, los medidores, transformadores demedida, cables de conexión, deben cumplir con los índices de clase, clase de exactitud y errorporcentual total máximo que se establece en este artículo.

Tabla 2. Requisitos exactitud para medidores y transformadores de medida (CREG 038/2014)

Tipo depuntos

medición

Índice de clasepara medidores

de energía activa

ndice de clasepara medidores

de energíareactiva

Clase de exactitudpara

transformadoresde corriente

Clase de exactitudpara

transformadoresde tensión

1 0.2 S 2 0.2 S 0.22 y 3 0.5 S 2 0.5 S 0.5

4 1 2 0.5 0.55 1 ó 2 2 ó 3 -- --

7.2.1 Para potencias instaladas mayores o iguales a 10 KVA y menores a 100 KVA (Punto demedición tipo 4), el índice de clase de medidor de energía activa debe ser 1, lo cualcorresponde a medidores electrónicos. Los medidores electromecánicos son clase 2, porlo tanto, para este rango de capacidad instalada no son permitidos.

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7.2.2 Para potencias instaladas mayores o iguales a 100KVA y menores 30MVA, (Punto demedición tipo 2 y 3), los transformadores de corriente deben ser 0.5 S (gama extendida).

7.2.3 El artículo 9 establece la verificación del error porcentual en la medida debido a la caídade tensión que se generan en las señales de los transformadores de tensión. El errorporcentual máximo (en módulo y fase), a un factor de potencia 0.9, introducido en lamedición de energía por la caída de tensión en los cables y demás accesorios ubicadosentre los circuitos secundarios de los transformadores de tensión y el equipo de medidano debe superar el 0.1%. El cálculo de este error deberá estar documentado en cadasistema de medición, reposar en la hoja de vida de que trata el artículo 30 del código demedida y estar disponible para las verificaciones correspondientes. Es decir, que ensentido práctico, es necesario verificar esto en el nivel de tensión III, donde es probableque las señales de tensión tengan recorridos largos, y se pueda sobrepasar este valor.

7.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES

De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 19, el punto de medición debe coincidircon el punto de conexión. En el caso de que la conexión se realice a través de un transformador, elpunto de medición debe ubicarse en el lado de alta tensión del transformador. Por lo tanto, en loscasos de instalaciones con medida en el nivel de tensión I, que requieran cambiarse decomercializador, que sean propietarias del transformador y que éste solo sirva a esa instalación, esobligatorio que el equipo de medida se cambie al nivel de tensión II para autorizarse dicha fronteracomercial.

7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA

Todos los sistemas de medición deben contar con el tipo de conexión acorde con el nivel de tensióny el consumo o transferencia de energía que se va a medir.

En las fronteras de generación, las fronteras comerciales conectadas al STN y las fronteras de lospuntos de medición tipos 1 y 2, se deberán instalar dos medidores (principal y de respaldo), para

las mediciones de energía activa y reactiva.

En los puntos de medición en los que se presenten o se prevean flujos de energía en ambossentidos se deben instalar medidores bidireccionales para determinar de forma independiente elflujo en cada sentido.

7.5 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE

Los medidores y los transformadores de corriente y tensión deben cumplir con los índices declase y clase de exactitud establecidos en el artículo 9 la resolución CREG 038 de 2014. Vertabla 2.La clase de exactitud para los transformadores de medida corresponde a definida en las normas

IEC 61869-5, NTC 2205, NTC 2207 y NTC 4540 o sus equivalentes normativos de la CEI.

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7.6 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION

Los elementos del sistema de medición deben ser calibrados antes de su puesta en servicio. No sepodrá superar el plazo señalado en la siguiente tabla, entre la fecha de calibración y la fecha depuesta en servicio:

Tabla 3. Plazos entre la calibración y la puesta en servicio (CREG 038 de 2014)

ElementoPlazo

(Meses)

Medidor electromecánico de energía activa o reactiva 6

Medidor estático de energía activa o reactiva 12

Transformador de tensión 18

Transformador de corriente 18

En el caso que los plazos sean superados, los elementos del sistema de medición debensometerse a una nueva calibración. Para los transformadores de tensión y de corriente contensiones nominales superiores a 35 kV en lugar de la calibración se deben realizar las pruebas derutina señaladas en el artículo 28 la resolución CREG 038 de 2014, a fin de garantizar que estoselementos mantienen su clase de exactitud y demás características metrológicas.

7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE

Según literal e. del Anexo 4, para los puntos de medición tipos 1 y 2, los transformadores de tensióny de corriente del sistema de medición deben disponer de devanados secundarios para usoexclusivo de los equipos de medida. En dichos devanados podrán instalarse equipos adicionalesúnicamente con propósitos de medición y sin que afecten la lectura del consumo o transferencia deenergía activa y reactiva.

7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DEMEDICION

7.8.1 La tensión primaria nominal de los transformadores de tensión debe corresponder a latensión nominal presente en el punto de medición.

7.8.2 Los equipos de medida deben tener la tensión nominal igual a la tensión secundaria delos transformadores de tensión.

7.8.3 Los transformadores de corriente y de tensión deben operar dentro de los rangos de

carga nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que segarantice la clase de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión ydemás elementos conectados.

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7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA

En los puntos de medición asociados a las fronteras de generación, las fronteras decomercialización conectadas al STN y en los puntos de medición que se encuentren ubicados enniveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kV se deben instalar medidores de energía reactivabidireccionales.

Para niveles de tensión inferiores a 57,5 kV, el OR puede exigir al representante de la frontera lainstalación de medidores de energía reactiva cuando al realizar mediciones previas se verifique elconsumo en exceso de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 097de 2008 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

De acuerdo a la norma NTC 5019, se debe instalar medidor de energía reactiva cuando laCapacidad Instalada (CI) sea mayor de 15 kVA, excepto para los casos que el ente reguladorespecifique.

8. CLASIFICACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA

Los medidores de energía se pueden clasificar de acuerdo a la siguiente tabla:

Tabla 4. Clasificación del medidor de energía

Fuente: Norma NTC 5019. 2007-03-21

9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA

Los medidores de energía se seleccionarán de acuerdo con lo indicado en la Tabla 4; salvoaquellas instalaciones que correspondan a fronteras comerciales del mercado mayorista las cualesdeberán ceñirse a lo establecido en el capítulo de requisitos del código de medida.

Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de medida del TC.Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de protección.

Las corrientes térmicas nominales y dinámicas nominales del TC deben ser superiores a los valoresobtenidos por Estudios de cortocircuito, en el punto de medida.

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Tabla 5. Selección de los medidores de energía

Electromecánico Estático6)

Monofásico bifilar ≤ 12 Monofásico Bifilar Activa Básico 2 1

Activa Básico 2 1

Activa y

ReactivaMultienergía --

1

2

Activa Básico 2 1

Activa y


1

2

Activa Básico 2 1

Activa y


1

2

Monofásico trifilar > 24Monofásico trifilar

oTrifásico trifilar

Activa y

ReactivaMultifunción --

1

2

Trifásico tetrafilar > 36 Trifásico tetrafilar Activa y

ReactivaMultifunción -- 1 ó 0,5S

10)

2

Trifásico trifilar 7)

ó

Trifásico tetrafilar 8) Activa yReactiva Multifunción -- 0,5S2

Trifásico tetrafilar 9) Activa y

ReactivaMultifunción --

0,2S

2

Tipo de

mediciónTipo de servicio

Capacidad

Instalada

(CI) en KvaClase

5)

Medidor Energía3)

Clasificación4)

Descripción del medidor 1) 2)

Monofásico trifilar o

Bifásico trifilar

Bifásico trifilar

Monofásico trifilar

Bifásico trifilar

Trifásico tetrafilar Trifásico tetrafilar

Trifásico trifilar

Semi-directa

Indirecta > 112.5

Directa

≤ 24

≤ 24

≤ 36


Notas:1) En la medición de energía eléctrica en plantas de generación y en puntos de conexión con tensiones superiores a 230 kV, se

requiere la instalación de un medidor principal y uno de respaldo; ambos medidores (principal y de respaldo) deberán cumplir los

criterios de selección indicados en la Tabla 1.

2) Para los casos definidos por la CREG, el medidor seleccionado podrá ser un Medidor Prepago.

3) Se debe instalar medidor de energía reactiva cuando la Capacidad Instalada (CI) sea mayor de 15 kVA, excepto para los casos

que el ente regulador especifique.

4) Para toda instalación eléctrica con capacidad instalada (CI) mayor que 300 kVA el medidor debe ser multifunción con funciones

adicionales. En el numeral 10 se definen los aspectos relacionados con la funcionalidad para la parametrización, en el numeral 11

los aspectos relacionados con los dispositivos de salida y en el numeral 12 los aspectos relacionados con el intercambio de datos.

5) Los índices de clase especificados corresponden a valores máximos; es decir, que se pueden instalar medidores con índices de

clase de menor valor a lo exigido, por ejemplo, donde se especifica un índice de clase 2 se puede instalar un medidor Clase 1.

6) Para medición indirecta se debe seleccionar el menor índice de clase de exactitud normalizado para energía reactiva. En el

momento de la publicación de esta norma el menor índice de clase normalizado para energía reactiva es 2.

7) Para puntos de conexión en el nivel de media tensión (MT) en las cuales el primario del transformador de potencia es una delta.

8) Para puntos de conexión con tensiones menores a 110 kV o transferencias promedio horarias durante los últimos seis meses

menores a 20 MWh, para cualquier conexión del primario del transformador de potencia.

9) Para puntos de conexión con tensiones mayores o iguales a 110 kV o transferencias promedio horarias durante los últimos seis

meses mayores a 20 MWh, para cualquier conexión del primario del transformador de potencia.

10) En medición semi-directa, Cuando la capacidad Instalada (CI) sea mayor de 112,5 kVA el medidor de energía activa debe ser

Clase 0,5S.11) Para la medición de energía se puede seleccionar Sistemas de Medición Centralizada.12) Se tendrá como prioridad lo establecido en el código de medida Resolución CREG 025 de 1995.

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Tabla 6. Medidores de energía y sus características eléctricas

Medidor

electromecánico

Medidor

estático

Medidor

electromecánico

Medido

estátic

Activa, monofásico bifilar 1 2 1 120 Activa, monofásico trifilar 1 3 1½ 240 Activa, bifásico trifilar 2 3 2 2x120/208

Reactiva y/o activa, trifásico tetrafilar 3 4 3 3x120/208 Activa, monofásico trifilar 1 3 1½ 240 Activa y/o reactiva, trifásico trifilar 3 3 2 3x120 Activa y/o reactiva, trifásico tetrafilar 3 4 3 3x120/208 Activa y/o reactiva, trifásico trifilar 3 3 2 3x120

Activa y/o reactriva, trifasico tetrafilar 3 4 3 3x69,2/120

Tipo de

mediciónMedidor de energía

CONVENCIONES

No. F Número de fases No. H Número de hilos No. E Número de elementos Vr Tensión de referencia

Fr Frecuencia de referencia Ib Corriente básica In Corriente nominal Imax Corriente máxima

CM Cargabilidad del medidor

Características del medidor

Fr

(Hz)Vr (V)1)No. ENo. HNo. F

≥ 600

≥ 6 - -

Ib (A)

In2)

(A)

Imax

3)

(A)

CM (%)

≤ 10

-

-

5

≥ 60 ≥ 400Directa

Semi-directa

Indirecta

60

≤ 15

≤ 30

-


1. Las tensiones de referencia indicadas en la tabla anterior corresponden a las requeridas para medidores a conectar en un

sistema con tensiones entre líneas de 208V o 240V y tensiones línea a neutro de 120V. En general la tensión de referenciadel medidor debe corresponder a la tensión nominal del sistema eléctrico en el punto de conexión del medidor. También se

permite la instalación de medidores multi-rango de tensión, siempre y cuando la tensión nominal del sistema eléctrico, en el punto de conexión del medidor esté dentro de los rangos de tensiones para los cuales se garantiza del medidor.

2. En casos especiales la corriente nominal puede ser de 1 A y en dicho caso la corriente máxima debe ser mayor o igual a 2 A.3. Para medición directa, la corriente máxima debe ser superior a la corriente a plena carga en el punto de conexión. Para las

mediciones semi-directas e indirectas la corriente máxima del medidor debe ser mayor o igual al valor resultante de multiplicarla corriente nominal del TC por su factor de sobrecarga.

10. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Los siguientes son los diagramas de conexión para los transformadores de tensión y corrienteen las instalaciones eléctricas con medida semidirecta e indirecta.

Figura 1. Conexión de transformadores de tensión (3 fases, 3 hilos, delta abierta)

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

Figura 3. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos con conexión secundariaen estrella

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

Figura 5. Conexión de transformadores de corr iente 3 fases, 4 hilos con conexión secundariaen delta

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11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Para la selección de los transformadores de corriente se debe determinar las corrientes primariasy secundarias necesarias para las cargas de diseño requeridas.

11.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL

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

En donde:

Ipc = es la corriente a plena carga del sistema eléctrico en el punto donde seráconectado el transformador de corriente.

Ipn = es la corriente primaria nominal del transformador de corriente seleccionado.FC= es el factor de cargabilidad del TP

Las Tablas 7 y 8, definen la relación de transformación de los TCs para mediciones semi-directasy para mediciones indirectas respectivamente. Estas tablas establecen la relación detransformación en función de la carga instalada y la tensión en el punto de conexión de los TCs.Se permitirá la selección de un transformador de corriente donde Ipc esté por fuera del rangoanteriormente establecido, siempre y cuando se cuente con un informe de calibración expedidopor un laboratorio acreditado, que garantice la exactitud en dichos valores y la seguridad para losequipos asociados a éste.

Tabla 7. Relación de transformación de TC para mediciones semi-directas (Norma NTC 5019. 2007-03-21)

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

Circuitos a 13.2 kV Circuitos a 44 kV

Capacidadinstalada (kVA)

Relaciónde los TC

Capacidadinstalada (kVA)

Relaciónde los TC

91 a 137 5/5 305 a 457 5/5

138 a 274 10/5 610 a 914 10/5

275 a 411 15/5 915 a 1372 15/5

412 a 503 20/5 1373 a 1715 20/5

504 a 617 25/5 1716 a 2058 25/5

618 a 823 30/5 2059 a 2743 30/5

824 a 1029 40/5 2744 a 3658 40/5

1030 a 1234 50/5 3659 a 4572 50/5

1235 a 1554 60/5 4573 a 5487 60/5

1555 a 1829 75/5 5488 a 6859 75/5

1830 a 2743 100/5 6860 a 9145 100/5

2744 a 4115 150/5 10288 a 13717 150/5

4116 a 5144 200/5 13718 a 18290 200/5

NOTA: Los rangos de capacidad instalada han sido definidos considerando un factor de cargabilidad para el TC del

120 %. Para el caso de rangos de carga no contemplados en la tabla, puede especificarse TC de acuerdo al diseño y

la disponibilidad comercial de las relaciones de transformación, siempre y cuando la relación de transformación

seleccionada cumpla con lo exigido en el presente numeral .

11.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL

El valor normalizado de corriente secundaria nominal es 5 A. En casos especiales se permite lainstalación de TCs con corriente nominal secundaria de 1 A.

11.3 CARGA NOMINAL

La carga nominal (Burden) del transformador de corriente debe seleccionarse de tal forma quela carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador almedidor) esté comprendida entre el 25 % y el 100 % de su valor.Para las Clases 0,2S y 0,5S el error de corriente porcentual (relación) y el desplazamiento defase en la frecuencia nominal no deben exceder los límites de error establecidos en la NTC2205, cuando la carga secundaria es cualquier valor entre el 25 % y 100 % de la carga nominal.Para transformadores de corriente de exactitud Clase 0,1; 0,2 y 0,2 S y con una carga nominal

que no exceda 15 VA, se puede especificar un rango de carga extendida. El error de corrienteporcentual (relación) y el desplazamiento de fase no deben exceder los límites de errorestablecidos en la NTC 2205, cuando la carga secundaria es cualquier valor entre 1 VA y 100 %de la carga nominal.

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Para los transformadores de corriente con una corriente secundaria nominal de 1 A, se puedeacordar un límite de rango inferior a 1 VA.

Se permitirá que la carga conectada al transformador de corriente sea inferior al 25 % de lacarga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de calibración de laboratorio quegarantice la exactitud en dichos valores.

Tabla 9. Selección del burden para transformadores de corriente.

Tipo de medidor Clase Burden [VA]

Electrónico0.2 y 0.5 2.5

1 y 2 5

Inducción1 102 5

Notas:

- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4- Para longitud de conductor mayores a un metro se debe realizar el cálculo del Burden- En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC.

11.4 CLASE DE EXACTITUD

La clase de exactitud de los transformadores de corriente se debe seleccionar de acuerdo alnivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a lacual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, tal como se indica en laTabla 10.

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Tabla 10. Selección de transformadores de medida

11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (Ith)

La corriente térmica nominal de corta duración (Ith) deberá seleccionarse de tal forma que:

En donde:

Icc = corriente máxima de cortocircuito en el punto del sistema donde va a ser conectado.t= tiempo de duración del cortocircuito en segundos.

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11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (Idyn)

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

11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO

Los niveles de aislamiento para transformadores deben seleccionarse teniendo en cuenta queestos no sean inferiores a la tensión nominal primaria que establecen las tablas sobre nivelesde aislamiento nominales según cada una de las normas de fabricación de los transformadoresde medida correspondientes.

NOTAS:

Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados demedida del TC. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado deprotección.

La corriente térmica nominal y la corriente dinámica nominal del TC deben sersuperiores a los valores obtenidos por Estudios de corto circuito, en el punto de medida.

12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL

Los criterios para la selección de los transformadores de tensión son las siguientes:

12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL

La tensión primaria nominal de un transformador de tensión debe corresponder a la tensiónnominal del sistema eléctrico al cual va a ser conectado.En caso de que la tensión nominal del sistema sea inferior a la tensión primaria nominal deltransformador de potencial seleccionado, se permitirá su instalación siempre y cuando secuente con un informe de laboratorio, que garantice la exactitud en la medida en estascondiciones.

12.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL

La tensión secundaria nominal del transformador de tensión debe corresponder a los rangos deoperación del medidor conectado a éste.

La tensión secundaria nominal normalizada es 120 V. Otras tensiones secundarias tales como110 V, y 115 V podrán ser utilizadas cuando se utilizan medidores multirango de tensión.

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

12.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

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

dígito decimal.12.4 CARGA NOMINAL

La carga nominal (Burden) del transformador de potencial debe seleccionarse de tal forma quela carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador almedidor) esté comprendida entre el 25 % y el 100 % de su valor.

Se permitirá que la carga conectada al transformador de potencial sea inferior al 25 % de lacarga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de laboratorio, que garantice laexactitud en dichos valores.

Para transformadores de tensión de clase de exactitud 0,1 y 0,2 que tengan una carga nominalmenor de 10 VA, puede ser especificado un rango extendido de carga. El error de tensión(relación) y de desplazamiento de fase no debe exceder los valores dados en la NTC 2207,cuando la carga secundaria es cualquier valor comprendido entre 0 VA y el 100 % de la carganominal a factor de potencia igual a 1.

Tabla 11. Selección del burden para transformadores de corriente.

Tipo de medidor Clase Burden [VA]Electrónico 0.2, 0.5, 1 y 2

15Inducción 1 y 2

Notas:

- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4- Para longitud de conductor mayores a un metro se debe realizar el cálculo del Burden- En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC.

12.5 CLASE DE EXACTITUD

La clase de exactitud de los transformadores de potencial debe seleccionarse de acuerdo alnivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a la

cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, tal como se indica en laTabla 10.

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12.6 TRANSFORMADORES COMBINADOS

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

NOTAS:

Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados demedida del TP. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado deprotección.

El Factor de Tensión (FT) para TPs en 13.2 kV es 1.2 y en TPs en 44 kV es 1.9. La corriente térmica nominal y la corriente dinámica nominal del TC deben ser

superiores a los valores obtenidos por Estudios de corto circuito, en el punto de medida.

13. EQUIPOS AUXILIARES

13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS

El bloque de prueba debe ser usado en toda instalación que requiera medición semi-directa omedición indirecta, para garantizar la operación independiente de cada una de las señalesprovenientes de los transformadores de medida, así:

Cortocircuitando el secundario de cada transformador de corriente y - abriendo las señales detensión provenientes de cada una de las fases de la acometida en las mediciones semi-directaso del secundario de cada transformador de potencial en las mediciones indirectas, cuando seopera el elemento correspondiente.

El bloque de pruebas se selecciona de acuerdo al número de elementos de la medición.

Para una medición de dos elementos se utiliza un bloque de pruebas de siete polos y para unamedición de tres elementos se utiliza un bloque de pruebas de diez polos; también se permiteutilizar bloques de pruebas de diez polos en mediciones de dos elementos.

El bloque de pruebas debe cumplir con las siguientes especificaciones técnicas:

Debe permitir desconectar y/o intercalar equipos de medición en forma individual con lainstalación en servicio, para su verificación en el punto de conexión (intercalación deinstrumento patrón) y/o reemplazo sin afectación de los restantes.

Debe garantizar, en sus conexiones y ajustes, un buen contacto eléctrico. Además,

deberá tener una cubierta sólida y transparente, de forma tal que sea posibleinspeccionar el estado de sus partes móviles y contactos sin necesidad de removerla. Debe tener dispositivos para la colocación de sellos de seguridad que impidan retirar la

cubierta para manipulación en forma indebida o no autorizada.

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La distancia mínima entre aldabas o barrajes del bloque de pruebas no debe ser inferiora 5mm.

Los tornillos y las aldabas no se deben deformar con el ajuste mínimo de apriete.

13.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS

El interruptor temporizado para tarifa y control de carga asociado al medidor de energía debecumplir con lo establecido en la NTC 4167.

14. CONEXIONES PERMITIDAS EN EPM

En las redes de EPM, serán aceptadas solo las siguientes conexiones:

Conexión en dos (2) elementos (medida semidirecta/indirecta). Conexión en tres (3) elementos (medida semidirecta/indirecta).

NOTA:

Respecto del orden de la conexión TCs y TPs, visto desde el lado de la fuente a la carga, sedeben conectar primero los TCs y luego los TPs de las fases respectivas.

14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS

Consiste en utilizar dos Transformadores de Potencial (TPs) y dos Transformadores deCorriente (TCs) para la medición de energía trifásica.

14.1.1 Principales características

Los TPs deben estar especificados con tensión primaria fase-fase (no debe estardividida por raíz de 3).

El medidor debe permitir esta conexión.

14.1.2 Utilización

Este tipo de conexión es permitido solo si se cumplen todas las siguientes condiciones:

1. Los elementos que componen la medida deben estar ubicados en el mismo local o patiodonde se encuentre(n) instalado(s) el(los) transformar(es) de potencia principales.

2. Aguas abajo de la medida no deben existir derivaciones hacia otras subestaciones.

3. Aguas abajo de la medida no deben existir redes aéreas con el mismo nivel de tensiónal que se encuentra conectado el equipo de medida.

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4. Los transformadores de potencia principales conectados al equipo de medida, debentener conexión en delta en el devanado primario.

5. En el local o patio debe existir un máximo de dos transformadores de potenciaprincipales.

6. La potencia total instalada no supere 5 MVA.

14.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs

Cuando se realice una medición en dos elementos, se recomienda r ealizar las conexionesde la siguiente manera:

Transformadores de Potencial:

Utilizar los terminales primarios de los TPs marcados con “uno” (H1) para la fase R ypara la fase T, es decir las señales de entrada.

Unir los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” (H2) a la fase común (fase

S), es decir las señales comunes. Unir los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” (P2) y conectarlos a labarra de puesta a tierra de la celda de medida o del tablero. Esa misma señal serállevada al medidor (un conductor independiente común para los TPs).

Llevar los terminales secundarios de los TPs marcados con “uno” (P1) al medidor.

Transformadores de Corriente:

Utilizar los terminales primarios de los TCs marcados con “uno” para la fase R y para lafase T a la conexión del lado de la fuente, es decir las señales de entrada.

Utilizar los terminales primarios de los TCs marcados con “dos” para la fase R y para lafase T a la conexión del lado de la carga, es decir las señales de salida.

Unir los terminales secundarios de los TCs marcados con “dos”, conectarlos a la barrade puesta a tierra de la celda de medida o del tablero. Esa misma señal será llevada almedidor (un conductor independiente común para los TCs).

Llevar los terminales secundarios de los TCs marcados con “uno” al medidor.

14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS

14.2.1 Descripción

Consiste en utilizar tres Transformadores de Potencial (TPs) y tres Transformadores deCorriente (TCs) para la medición de energía trifásica.

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14.2.2 Principales características

Los TPs deben estar especificados con tensión primaria fase-neutro (debe estar divididapor raíz de 3), que visualmente corresponde a tener un buje.

El medidor debe permitir esta conexión.

14.2.3 Utilización

Redes trifásicas en media/alta tensión a cuatro hilos con conexión en estrella en eldevanado primario del transformador de potencia principal de la instalación.

Redes trifásicas secundarias a cuatro hilos, en los casos donde existen redes aéreasaguas abajo de la medida o cuando existen múltiples transformadores en diferenteslocales técnicos

14.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs

Cuando se realice una medición en Tres Elementos, se recomienda realizar las conexionesde la siguiente manera:

Transformadores de Potencial:

Utilizar los terminales primarios de los TPs marcados con “uno” para conexión a lasfases R, S y T, es decir las señales de entrada.

Unir los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” a un punto común y luegoconectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o tablero.

Llevar los terminales secundarios de los TPs marcados con “uno” al medidor. Unir los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” y conectarlos a la barra

de puesta a tierra de la celda de medida o tablero. Esa misma señal será llevada almedidor (un conductor independiente común para los TPs).

Transformadores de Corriente: Utilizar los terminales primarios marcados de los TC’s con “uno” para las fases R, S y T a la conexión del lado de la fuente, es decir las señales de entrada.

Utilizar los terminales primarios de los TC’s marcados con “dos” para las fases R, S y T ala conexión del lado de la carga, es decir las señales de salida.

Llevar los terminales secundarios de los TC’s marcados con “uno” al medidor. Unir los terminales secundarios de los TC’s marcados con “dos”, conectarlos a la barra

de puesta a tierra de la celda de medida o tablero. Esa misma señal será llevada almedidor (un conductor independiente común para los TCs).

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A ESCALA:


mm

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28 DE 38

15. NORMAS DE REFERENCIA

Para esta norma se deberán consultar y aplicar la siguiente reglamentación:

NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases deprecisión 1 y 2.

NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctr ica, medidoresestáticos de energía activa Clases 0,2S y 0,5S.

NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidoresestáticos de energía reactiva Clases 2 y 3.

NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidoreselectromecánicos de energía activa (Clases 0,5, 1 y 2).

NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.

NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.

NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensióninductivos.

NTC 4540/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados.

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29 DE 38

ANEXOS

DIAGRAMAS DE CONEXIONES

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2015/01/05


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A ESCALA:


mm

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30 DE 38

L4 L5

L1 L3 L7

L6

B1 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11B12 B13

B14 B15B16B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B2 B25 B26

I3' L16

L14 I3 I1' L10 L15

L8 I1 L9

BTL11

L13

L12 L17

TP1 TP2 TC1 TC2 L18

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

B2

L2

L6

L7

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 3HILOS CONDOS TCS Y DOS TPS

CARGA

BORNER

A

DE

PRUE

BAS

TR

AFOS

ME

DIDA

FUENTE

31

ME

DIDOR BORNERA

MEDIDOR8 122 4 6

5 7 9 11

10

CODIGO

CONDUCTOR COLOR CALIBRE DESCRIPCIÓN

CODIGO


L1 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L10 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16

L2 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18

L3 AZUL 10 De B10 a Borne 5 Medidor L12 NARANJA 12De Borne secundario (b) de TP1 a

Borne Secundario (a) de TP2

L4 AZUL 12 De B9 a Borne 6 Medidor L13 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 7 Medidor L14 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L6 BLANCO 10 De B4 a Borne 11 Medidor L15 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23

L7 NARANJA 12 De B5 a Borne 12 Medidor L16 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L8 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L17 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L9 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L18 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

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GERENCIA CET

FECHA:

2015/01/05


ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

31 DE 38

VS

L1 L2 L4 L5

VR VT

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B2 B25 B26

I3' L16

L14 I3 I1' L10 L15

L8 I1 L9

BTL11

L13

L12 L17

TP1 TP2 TC1 TC2 L18

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

L3L6

L7

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 3HILOS CON DOSTCS Y DOS TPS

4 5 6 7 8 9 111 2 3

CARGA

MEDIDOR

BORNERA

DE

PRUEBAS

TRAFO

S

MEDID

A

FUENTE

BORNERAMEDIDOR

CODIGOCONDUCTOR

COLOR CALIBRE DESCRIPCIÓNCODIGO

CONDUCTORCOLOR CALIBRE DESCRIPCIÓN


L2 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L11 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18

L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L12 NARANJA 12De Borne secundario (b) de TP1 a


L4 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L13 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BTL5 AZUL 12 De B9 a Borne 8 Medidor L14 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L6 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L15 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23

L7 BLANCO 10 De B12 a Borne 9 Medidor L16 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L8 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L17 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L9 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L18 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

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UNIDAD N&E

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GERENCIA CET

FECHA:

2015/01/05


ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

32 DE 38

L3

VS L9

L1 L2 L6 L7 L8

L4 L5

VR VT

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

I3' L18L16 I3

I1' L12 L17

L10 I1 L11

BTL13

L15

L14 L19

TP1 TP2 TC1 TC2 L20

a b a b s1 s2 s1 s2

A B A B P1 P2 P1 P2

R

S

T

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON DOSTCS Y DOS TPS (SUMA INVERSA - ARON)

4 5 6 7 8 9 111 2 3

MEDIDOR

BORNERA

DE

PRUEBAS

TRAFOS

MEDIDA

BORNERAMEDIDOR

CODIGOCONDUCTOR



L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15


L3 NARANJA 10 De Bornes 3 al 6 del Medidor L13 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18



L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 4 Medidor L15 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L6 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L7 AZUL 12 De B9 a Borne 8 Medidor L17 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23L8 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L9 NARANJA 10 De Bornes 9 al 6 del Medidor L19VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L10 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L20VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

FUENTE

CARGA

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2015/01/05


ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

33 DE 38

L3

VS L9

L1 L2 L6 L7 L8

L4

L5

VR VT

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13 B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26 B14 B15 B16 B17 B18 B19 B2 B 21 B22 B23 B24 B25 B26

BORNES MEDIDOR CON RESPALDO CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOSCON DOS TCS Y DOS TPS (SUMA INVERSA - ARON)

MEDIDOR

BORNERA

DE

PRUEBAS

4 5 6 7 8 9 111 2 3BORNERAMEDIDOR

CODIGOCONDUCTOR



L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15


L3 NARANJA 10 De Bornes 3 al 6 del Medidor L13 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18



L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 4 Medidor L15 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT

L6 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22

L7 AZUL 12 De B9 a Borne 8 Medidor L17 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23L8 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24

L9 NARANJA 10 De Bornes 9 al 6 del Medidor L19VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L10 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L20VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

MEDIDOR

RESPALDO

4 5 6 7 8 9 111 2 3BORNERAMEDIDOR

FUENTE

CARGA

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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E

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GERENCIA CET

FECHA:

2015/01/05


ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

34 DE 38

L7

L3 L8

L5 L9

B2 B3 B4 B5 B7 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L11 L13L23

L15

BN BTL20 L21 L22

L18 L19L17

L12

L14

L16 L24

L25

L26

a b a b a b s1 s2 s1 s2 s1 s2

A TP1 B A TP2 B A TP3 B P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES TCS YTRES TPS

B9B6B1 B8

L1 L2

L4

L6

L10

BORNERA

DE

PRUEBAS

TRA

FOS

MED

IDA

CARGA

31

MEDI

DOR BORNERA

MEDIDOR8 122 4 6

5 7 9 11

10

CODIGOCONDUCTOR



L1 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L14 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN

L2 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L15 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22

L3 AZUL 10 De B6 a Borne 3 Medidor L16 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN

L4 AZUL 12 De B5 a Borne 4 Medidor L17 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15

L5 ROJO 10 De B10 a Borne 5 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16

L6 ROJO 12 De B9 a Borne 6 Medidor L19 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19

L7 BLANCO 10 De B12 a Borne 7 Medidor L20 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B20L8 BLANCO 10 De B8 a Borne 9 Medidor L21 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23


L10 BLANCO 12 De B13 a Borne 12 Medidor L23 BLANCO 12 De B26 a BN

L11 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L24 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L12 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN L25 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

L13 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18 L26 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

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UNIDAD N&E

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GERENCIA CET

FECHA:

2015/01/05


ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

35 DE 38

L6

L1 L2 L3 L4 L5 L8 L9 L10

L7B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L11 L13L23

L15 BN BTL20 L21 L22

L18 L19L17

L12

L14

L16 L24

L25

L26

a b a b a b s1 s2 s1 s2 s1 s2

A TP1 B A TP2 B A TP3 B P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BORNES MEDIDOR CONEXI N TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES TCS YTRES TPS

MEDIDOR

BORNERA

DE

PRUEBAS

TRAFOS

MEDIDA

4 5 6 7 8 9 111 2 3

BORNERA

MEDIDOR

CARGA

CODIGOCONDUCTOR



L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L14 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN

L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L15 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22

L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L16 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN

L4 AZUL 12 De B5 a Borne 5 Medidor L17 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15

L5 AZUL 10 De B6 a Borne 4 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16

L6 BLANCO 10 De B8 a Borne 6 Medidor L19 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19


L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor L21 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23



L11 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L24 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L12 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN L25 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

L13 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18 L26 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

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UNIDAD N&E

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UNIDAD N&E

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GERENCIA CET

FECHA:

2015/01/05


ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

36 DE 38

L6

L1 L7

L2 L3 L8 L10

L4 L5 L9

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B 15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B 24 B25 B26

L19 L20

VR VS VT

L17 L18

L15 L16 BTL11

L14 L21

L22

L12 L23

s1 s2 s1 s2 s1 s2

L13

P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BN

BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMET RICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRESTCS

BORNER

A

DE

PRUEB

AS

TRAFO

S

MEDID

A

CARGA

LINEA

31

ME

DIDOR BORNERA

MEDIDOR8 122 4 6

5 7 9 11

10

CODIGO


CODIGO


L1 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L13 ROJO 12 De Barraje principal Fase T a B22

L2 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L14 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15

L3 AZUL 10 De B6 a Borne 3 Medidor L15 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16

L4 AZUL 12 De B5 a Borne 4 Medidor L16 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19


L6 ROJO 12 De B9 a Borne 6 Medidor L18 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23



L9 BLANCO 10 De B4 a Borne 11 Medidor L21 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT

L10 BLANCO 12 De B13 a Borne 12 Medidor L22 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

L11 AMARILLO 12 De Barraje principal Fase R a B14 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

L12 AZUL 12 De Barraje principal Fase S a B18

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ELABORÓ:

UNIDAD N&E

REVISÓ:

UNIDAD N&E

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GERENCIA CET

FECHA:

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ANSI

A ESCALA:


mm

PÁGINA:

37 DE 38

L3 L6 L7 L9L1 L2 L10

L5 L8L4

B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13

B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26

L19 L20

VR VS VT

L17 L18

L15 L16 BTL11

L14 L21L22

L12 L23

s1 s2 s1 s2 s1 s2

L13

P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2

R

S

T

N

BN

-TCS

(SEMIDIRECTA)

4 5 6 7 8 9 111 2 3

MEDIDO

R

BORNERA

DE

PRUEBAS

TRAFOS

MEDIDA

BORNERAMEDIDOR

CARGA

LINEA

CODIGOCONDUCTOR



L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L13 ROJO 12 De Barraje principal Fase T a B22L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L14 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L15 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16L4 AZUL 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19L5 AZUL 10 De B6 a Borne 4 Medidor L17 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B20L6 BLANCO 10 De B8 a Borne 6 Medidor L18 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23L7 ROJO 12 De B9 a Borne 8 Medidor L19 BLANCO 10 De Borne S2 de TC3 a B24L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor L20 BLANCO 12 De B26 a BNL9 BLANCO 10 De B12 a Borne 9 Medidor L21 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BTL10 BLANCO 12 De B13 a Borne 11 Medidor L22 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BTL11 AMARILLO 12 De Barraje principal Fase R a B14 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BTL12 AZUL 12 De Barraje principal Fase S a B18

AAAA

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