Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Argentina)
Resolución ENRE 0465/1996. Boletín Oficial n° 28.470, martes 3 de setiembre de 1996, p. 26.
Citas Legales : Contrato de concesión (Edelap S.A.) - artículo 25 incisos a); b); f) y g), Contrato de concesión (Edelap S.A.) - subanexo 4, Contrato de concesión (Edelap S.A.) - subanexo 4 - punto 2.2., Contrato de concesión (Edelap S.A.) - subanexo 4 - punto 3.2., Contrato de concesión (Edenor S.A.) - artículo 25 incisos a); b); f) y g), Contrato de concesión (Edenor S.A.) - subanexo 4, Contrato de concesión (Edenor S.A.) - subanexo 4 - punto 2.2., Contrato de concesión (Edenor S.A.) - subanexo 4 - punto 3.2., Contrato de concesión (Edesur S.A.) - artículo 25 incisos a); b); f) y g), Contrato de concesión (Edesur S.A.) - subanexo 4, Contrato de concesión (Edesur S.A.) - subanexo 4 - punto 2.2., Contrato de concesión (Edesur S.A.) - subanexo 4 - punto 3.2., Ley 24.065 - artículo 56 inciso b), Ley 24.065 - articulo 63 inciso g), Norma CEI 868, Norma CEI-1000-4-7, Resolución ENRE 0014/1993, Resolución ENRE 0172/1996
(Nota del centro de documentación: punto 2.3 del anexo dejado sin efecto por Resolución ENRE 2/98  , derogada por Resolución ENRE 184/00 )
 BUENOS AIRES, 22 DE AGOSTO DE 1996
VISTO: El artículo 25, incisos a), b), f) y g), y el Subanexo 4 del Contrato de Concesión de las distribuidoras "EDENOR S.A.", "EDESUR S.A." y "EDELAP S.A.", y
CONSIDERANDO:
Que con motivo del inicio del período de control de la calidad del producto técnico previsto para la Etapa 2, que tendrá lugar a partir del 1º de setiembre de 1996 para las concesionarias "EDENOR S.A." y "EDESUR S.A." y desde el 22 de diciembre de 1996 para la distribuidora "EDELAP S.A.", en el cual se verificará el nivel de tensión y perturbaciones a nivel de suministro, resulta necesario establecer las pautas del alcance, seguimiento y control de las correspondientes campañas de medición;
Que en vista de las previsiones contenidas en los respectivos Contratos de Concesión respecto a la metodología de control del nivel de tensión con relación a la denominada Etapa 1, resulta necesario dictar la reglamentación correspondiente en reemplazo de la aprobada oportunamente mediante la Resolución ENRE Nº 14/93;
Que respecto a las perturbaciones, las distribuidoras son responsables de mantener para cada tipo de ellas un nivel razonable de compatibilidad, definido como Nivel de Referencia que tiene un 5% de probabilidad de ser superado;
Que habiendo finalizado el período de análisis conjunto entre las distribuidoras y este organismo, se han adoptado los respectivos Niveles de Referencia para las fluctuaciones de tensión (Flicker) y armónicas de tensión;
Que en la selección de dichos valores se han tenido en cuenta las normas internacionales e internas de empresas similares a las controladas, a cuyo fin se contó con la colaboración, para la citada especificación, del INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN TECNOLÓGICA DE LA UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS, del Reino de España;
Que para el caso que la normativa internacional considerada sufriera en el futuro modificaciones sustanciales que alterasen los valores de los niveles de referencia establecidos, procedería adecuar la norma cuyo dictado se propone con una antelación no menor a los 6 meses de la efectiva entrada en vigencia de tales valores modificados;
Que se han relevado los niveles de perturbación actualmente existentes en el Area de Concesión de las empresas "EDENOR S.A.", "EDESUR S.A." y "EDELAP S.A." para lo cual la Universidad Nacional de La Plata desarrolló un plan piloto de mediciones cuyos resultados han sido considerados a los efectos de la elaboración de la correspondiente BASE METODOLOGICA PARA EL CONTROL DEL PRODUCTO TÉCNICO DURANTE LA ETAPA 2;
Que a partir del sexto año de la asunción del servicio público de distribución por parte de "EDENOR S.A.", "EDESUR S.A. y "EDELAP S.A.", las empresas deben implementar sistemas que aseguren un nivel de calidad de la tensión suministrada acorde con lo especificado por normas internacionales de validez reconocida, tales como las IEC y tener implementados métodos o procedimientos que permitan al ENTE su verificación, a cuyo fin deben establecerse las respectivas fases de implementación;
Que a los fines de adecuar las futuras necesidades de remisión de información, resulta conveniente efectuar la correspondiente delegación que permita modificar el contenido y tipo de la información y su modalidad de intercambio;
Que se ha producido el correspondiente dictamen técnico y legal;
Que el Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD es competente para el dictado de la presente resolución en virtud de lo dispuesto en los artículos 56 inciso b) y 63 inciso g) de la Ley Nº 24.065.
Por ello: EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL
REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD
RESUELVE:
ARTICULO 1.- Aprobar la reglamentación para los controles de la Calidad del Producto Técnico (tensión) BASE METODOLOGICA PARA EL CONTROL DEL PRODUCTO TÉCNICO DURANTE LA ETAPA 2 que integra como anexo la presente resolución y de la cual forma parte integrante y que tendrá vigencia a partir del día 1 de setiembre de 1996 para las empresas distribuidoras "EDENOR S.A." y "EDESUR S.A." y del día 22 de diciembre de 1996 para la empresa distribuidora "EDELAP S.A."
ARTICULO 2.- La presente resolución reemplaza y deja sin efecto la Resolución ENRE Nº 14/93 a partir de los días y respecto de las empresas indicadas en el artículo precedente.
ARTICULO 3.- Delégase en el Responsable del Área Control Contratos de Concesión de Servicios Públicos las facultades necesarias para establecer adecuaciones de las futuras necesidades de remisión de información en cuanto a contenido y tipo de dicha información y su modalidad de intercambio.
ARTICULO 4.- Notifíquese a "EDENOR S.A." a "EDESUR S.A." y a "EDELAP S.A."
ARTICULO 5.- Regístrese, comuníquese, publíquese en extracto, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.
RESOLUCIÓN ENRE Nº 465/96
ACTA Nº 267 Carlos A. Mattausch
Presidente.
| Citas legales: | Resolución ENRE 0014/1993
Ley 24.065 - artículo 56
Ley 24.065 - artículo 63
Contrato de concesión (Edenor S.A.)
Contrato de concesión (Edesur S.A.)
Contrato de concesión (Edelap S.A.) |
ANEXO A LA RESOLUCIÓN ENRE Nº 465/96
ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD |
Base Metodológica para el Control de la Calidad del Producto Técnico
Etapa 2 |
INDICE
1.- GENERALIDADES
1.1.- NIVEL DE TENSIÓN
1.2.- PERTURBACIONES
2.- NIVELES DE TENSIÓN EN LA ETAPA 2
2.1.- ALCANCE DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN
2.2.- EQUIPAMIENTO
2.3.- INFORMACIÓN A REMITIR POR LA DISTRIBUIDORA PREVIO AL INICIO DE CADA SEMESTRE DE CONTROL
2.4.- IMPLEMENTARON DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN
2.5.- PROCESAMIENTO Y ENVIO DE LA INFORMACIÓN DE LAS MEDICIONES
2.6.- APLICACIÓN DE SANCIONES
3.- PERTURBACIONES
3.1.- INTRODUCCIÓN
3.2.- NIVELES DE REFERENCIA
3.2.1.- Niveles de Referencia para fluctuaciones de tensión (Flicker).
3.2.2.- Niveles de Referencia para Tensiones Armónicas.
3.3.- MÉTODO DE SEGUIMIENTO Y CONTROL
3.3.1.- Puntos de medida.
3.3.2.- Equipos para medición normalizada.
3.3.3.- Período de medición.
3.3.4.- Información a presentar al ENRE.
3.4.- CALCULO DE SANCIONES
3.4.1.- Agentes objeto de sanciones.
3.4.2.- Cálculo de la Distorsión Penalizable de Flicker.
3.4.3.- Cálculo de la Distorsión Penalizable de Armónicas.
3.5.- FASES DE IMPLEMENTACION
3.5.1.- Generalidades.
3.5.2.- Fase A de control del producto técnico suministrado por la DISTRIBUIDORA.
3.5.3.- Fase B de control del producto técnico suministrado por la DISTRIBUIDORA.
3.6.- ALCANCE DE LA NORMA PARA AGENTES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
SUBANEXOS
Subanexo Nº 1. Parámetros a medir y Equipamiento de Referencia para el control del Nivel de Tensión.
Subanexo Nº 2. Planillas de Auditoría.
Subanexo Nº 3. Nombres de archivos a utilizar en los intercambios de información
Subanexo Nº 4. Rotulación de disquetes de archivos de Calidad del Producto Técnico.
Subanexo Nº 5. Formación del Nº ENRE
Subanexo Nº 6. Asignación de nombres a archivos de mediciones.
Subanexo Nº 7. Definiciones sobre Flicker y Armónicas.
Subanexo Nº 8. Especificación de equipo de medida de Flicker.
Subanexo Nº 9. Especificación de equipo de medida de Armónicas.
ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD |
Base Metodológica para el Control de la Calidad del Producto Técnico
Etapa 2
|
1.- GENERALIDADES
El control de la Calidad del Producto Técnico durante la Etapa 2, de acuerdo a lo establecido en el punto 2.2 del Subanexo 4 del Contrato de Concesión, se realizará en distintos puntos de la red mediante campañas de medición, que permitan adquirir y procesar información sobre el nivel de la tensión y sus perturbaciones al nivel de suministro.
1.1.- NIVEL DE TENSIÓN
El equipamiento a utilizar para el control del nivel de tensión deberá contar con la aprobación del ENRE, de acuerdo a lo especificado en el Subanexo Nº 1 a la presente Base Metodológica.
Si de los documentos surgiera el incumplimiento de los niveles comprometidos durante un tiempo superior al 3 % de los períodos válidos de la medición (mínimo 1 semana de medición), la DISTRIBUIDORA quedará sujeta a la aplicación de sanciones.
Las sanciones las pagará la DISTRIBUIDORA a los usuarios afectados por la mala calidad de la tensión, aplicando bonificaciones en las facturas inmediatamente posteriores al semestre en que se detectó la anomalía, las que se calcularán con los valores indicados en la tabla de valorización de energía suministrada en malas condiciones de calidad especificada en el punto 2.2 del Subanexo 4 del Contrato de Concesión.
Con respecto a los reclamos de los usuarios por inconvenientes en el nivel de tensión del Producto Técnico suministrado, deberán ser tratados de acuerdo a lo establecido en la Resolución ENRE 172/96. Los límites admisibles para las variaciones de la tensión son los correspondientes a la Etapa 2. (punto 2.2 del Subanexo 4 del citado contrato)
1.2.- PERTURBACIONES
El Control del nivel de perturbaciones existentes en la red (Flicker y Armónicas) se deberá realizar mediante campañas de medición de acuerdo a lo establecido en el punto 3. de la presente Base Metodológica.
2.- NIVELES DE TENSIÓN EN LA ETAPA 2
2.1.- ALCANCE DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN
Las empresas DISTRIBUIDORAS deberán asegurar la realización de 300 mediciones mensuales válidas para el caso de EDENOR S.A. y EDESUR S.A. respectivamente, y 70 mediciones en EDELAP S.A., con una duración de la medición no inferior a 7 días corridos, en distintos puntos de la red. Se deberá prever la realización de mediciones trifásicas en un porcentaje similar a la relación de usuarios trifásicos/totales de cada empresa.
El ENRE confeccionará los listados con los puntos de medición seleccionados, que incluirán un número superior en un 20% a los definidos precedentemente, con el fin de asegurar el cumplimiento por parte de las DISTRIBUIDORAS de la cantidad de mediciones válidas mensuales a realizar.
En el caso que no resulte posible la instalación en alguno de los puntos programados, el auditor del ENRE seleccionará el punto de reemplazo, en las cercanías del solicitado por el organismo (PRÓXIMO).
La cantidad de mediciones determinada precedentemente podrá ser variada si a juicio del ENRE resultaren inadecuadas para el objetivo previsto, en cuyo caso la DISTRIBUIDORA será notificada con una antelación de por lo menos seis meses.
El auditor del ENRE se encontrará presente al momento de la instalación de los registradores, de su retiro y en la descarga de datos, de los cuales obtendrá una copia inmediata para su posterior contraste con la información procesada que, en los plazos establecidos en el punto 2.5., será remitida por las empresas. No se considerarán como válidas aquellas mediciones o remedicionesSe define como remedición aquella destinada a reemplazar una medición fallida, o a verificar la normalización del suministro en un punto que había resultado previamente penalizado por otra medición. en las cuales, por motivos imputables a las DISTRIBUIDORAS, el auditor del ENRE no haya presenciado la instalación, el retiro o la descarga de datos.
Los equipos registradores y su instalación deberán adecuarse a los normas referidas a seguridad eléctrica, tanto los que sean ubicados dentro de la propiedad de los usuarios, como en la vía pública. Asimismo, deberán contar con un sistema que asegure la inviolabilidad de los datos de programación y/o archivos de registro de la medición, y deberán estar identificados en forma indeleble con sus respectivos números de serie.
2.2.- equipamiento
Se encuentra definido en el Subanexo Nº 1.
2.3.- INFORMACIÓN A REMITIR POR LA DISTRIBUIDORA previo al inicio de cada semestre de control
Las empresas DISTRIBUIDORAS deberán remitir al ENRE, con una antelación de 30 días corridos al inicio de cada semestre, una tabla (base de datos) reducida de sus respectivos usuarios para ser considerada en la selección de los puntos en los cuales se verificará la Calidad del Producto Técnico durante la Etapa 2.
La remisión por vía informática de la citada base será acordada entre el ENRE y las DISTRIBUIDORAS, de acuerdo a los medios disponibles al momento de ser remitida.
La misma se deberá conformar mediante la selección aleatoria de 1 de cada 10 usuarios, de cada sucursal o zona, de cada categoría tarifaria, y tipo de conexión del suministro (monofásico/trifásico). La selección deberá garantizar que contenga usuarios de toda el área de concesión.
Si al solo juicio del ENRE la base remitida no contara con dicha garantía, se solicitará el envío de todo el universo de usuarios de la DISTRIBUIDORA.
La citada base deberá contener los siguientes campos: Sucursal o Zona, Usuario, Dirección del suministro completa, Localidad, Código Postal, Teléfono, Identificador o Nº de Cuenta, Tarifa, Plan, monofásico/trifásico, energía facturada en los últimos 12 meses y vinculación usuario-centro MT/BT. En caso de tratarse de usuarios con una antigüedad inferior a los 12 meses, se indicará el valor de energía ponderado para dicho período en función de los consumos facturados.
Asimismo, y con igual antelación de 30 días corridos al inicio de cada semestre, las DISTRIBUIDORAS deberán remitir una tabla (base de datos) de todos los centros de transformación MT/BT, debiendo contener los siguientes campos: Nº de Centro, Sucursal/Zona, Subestación, Alimentador (en división red normal), Dirección, Localidad, Tipo Constructivo (Plataforma, cámara a nivel o subterránea), Tipo de Instalación (red de baja tensión aérea, subterránea o rural), Relación de transformación, Nº de serie del transformador, Potencia.
En aquellos centros con más de 1 transformador, se deberá incluir en la base a cada uno de los transformadores que lo componen, es decir 1 registro por cada transformador MT/BT.
2.4.- Implementacion DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN
El ENRE informará a las empresas DISTRIBUIDORAS, con 15 días de anticipación al mes a controlar, la cantidad de puntos a ser medidos por cada sucursal y/o por localidad en el caso de las correspondientes al área de provincia, consignando el tipo de suministro (monofásico/trifásico). La selección de la cantidad de puntos de suministros trifásicos se efectuará manteniendo la proporción usuarios trifásicos/totales de cada empresa.
Con la citada información, las DISTRIBUIDORAS realizarán el programa de mediciones y los cronogramas tentativos de instalación y retiro por sucursal y/o localidad, que deberán ser remitidos al ENRE y al AUDITOR con 5 días de antelación al inicio del mes en que se realizarán las mediciones. Estará a cargo del AUDITOR la comunicación a la DISTRIBUIDORA sobre la ubicación exacta de los puntos a medir al inicio de las tareas diarias.
Durante la instalación y retiro de los registradores el AUDITOR confeccionará la planilla de control indicada en el Subanexo Nº 2 que corresponda al tipo de punto a medir, con copia para la DISTRIBUIDORA.
Tanto la instalación como el retiro, deberá ser presenciada por el encargado de la auditoría que designe el ENRE, quien verificará el mecanismo que asegure la inviolabilidad de la medición o efectuará la colocación y posterior rotura del precinto, en el caso de resultar éste el método adoptado por las DISTRIBUIDORAS para garantizar la seguridad de la información de la medición. En oportunidad de producirse el retiro del registrador, el AUDITOR obtendrá una copia del archivo de la medición, sin ningún tipo de procesamiento previo, para ser remitido al ENRE.
2.5.- PROCESAMIENTO Y ENVIO DE LA INFORMACIÓN DE LAS MEDICIONES
A los fines del procesamiento de los archivos de las mediciones efectuadas por los registradores, se deberán considerar los siguientes criterios:
- Los valores de tensión menores al 75% de la nominal (165 V) se considerarán como no válidos. En mediciones trifásicas, se considerará como registro no válido cuando al menos uno de los 3 valores monofásicos sea menor al valor citado precedentemente.
- Tanto para el caso de mediciones como el de remediciones, la cantidad de períodos válidos deberá superar el equivalente a 5 días de medición, es decir que en el caso de períodos de 15 minutos equivale a 480 registros. Caso contrario, serán considerados como medición fallida (archivos cortos).
- El cálculo del 3% del tiempo que determina que una dada medición sea pasible de penalización, se realizará como el cociente entre los registros válidos penalizados respecto al total de registros válidos.
- Para el caso de suministros monofásicos, se repartirá la energía consumida por el usuario durante el período de medición entre los registros válidos, de acuerdo a la curva de carga normalizada que le corresponda según su categorización tarifaria, y que se encuentran establecidas en el punto 3.2. del Subanexo 4 del Contrato.
En el caso de mediciones trifásicas, se deberán considerar adicionalmente los criterios enunciados a continuación:
- A los fines de la determinación de la penalización, se considerará como registro penalizable a aquel en el cual cualquiera de las 3 tensiones monofásicas supera el límite admisible. Cuando más de uno de los valores monofásicos resulte excedido respecto del límite, se adoptará para el cálculo el máximo apartamiento del registro.
- Verificado el apartamiento de la tensión en los términos precedentes, el valor de penalización se calculará con la energía trifásica registrada en el citado período.
- En el caso de mediciones en usuarios trifásicos en media tensión, se considerarán como no válidos los valores de tensión menores al 50% de la nominal de la referida media tensión (medido del lado de media tensión).
La DISTRIBUIDORA procesará la información registrada y remitirá al ENRE antes del último día hábil del mes siguiente al de la medición:
- Un informe mensual de todas las mediciones y remediciones realizadas, en medio informático y por escrito.
- Un informe mensual con los resultados del procesamiento de todas las mediciones y remediciones efectuadas, penalizadas o no, tanto en medio informático como por escrito.
- Los informes individuales por escrito de todos los procesamientos con la evaluación de las eventuales penalizaciones de los archivos correspondientes a las mediciones y remediciones, tanto de los puntos penalizados como no penalizados.
El informe individual correspondiente a cada medición del nivel de tensión contendrá como mínimo:
* Datos del punto medido y tipo de suministro
* Fecha y hora de inicio y fin de la medición
* Registros de las lecturas efectuadas (totales, válidos, penalizados)
* Tensión máxima y mínima (para los registros válidos)
* Curva del perfil de tensión
* Curva de la carga asociada
* Cantidad de veces que se registraron valores de tensión fuera de los rangos admitidos, agrupados por bandas.
* Porcentual total de registros fuera del rango admitido.
* Porcentual de registros fuera del rango admitido, agrupados por banda.
* Energía total suministrada.
* Energía suministrada en condiciones de mala calidad de tensión.
* Penalización determinada
En los Subanexos Nº 3, Nº 4, Nº 5 y Nº 6 se indican los “Nombres de archivos a utilizar en los intercambios de información”, la forma de “Rotulación de disquetes de archivos de Calidad del Producto Técnico”, la “Formación del Nº ENRE” y la “Asignación de nombres a archivos de mediciones”, respectivamente.
2.6.- APLICACIÓN DE SANCIONES
El monto de las sanciones se determinará en base a lo establecido en el punto 2.2. del Subanexo 4 del Contrato de Concesión.
Hasta tanto las DISTRIBUIDORAS demuestren de manera fehaciente por medio de una nueva medición de 7 días de duración mínima o a través de la conformidad expresada por escrito por el cliente afectado, que se han corregido las malas condiciones de calidad de tensión detectadas, continuarán bonificando a los usuarios afectados con un monto proporcional a la suma determinada en el período de medición, en función de la cantidad de períodos de registros válidos de la medición.
3.- PERTURBACIONES
3.1.- INTRODUCCIÓN
El Subanexo 4 del Contrato de Concesión establece las responsabilidades de las distribuidoras en cuanto las características de las perturbaciones (flicker y armónicas).
A los efectos de la presente base metodológica se definen:
- Los Niveles de Referencia para variaciones rápidas (Flicker) y Armónicas, teniendo en cuenta las distintas tensiones de suministro: BT (U 1 kV), MT (1 kV < U < 66 kV) y AT (U 66 kV).
- El método de control.
- Las fases de implementación:
- Fase A: control puntual de niveles de perturbación y sólo aplicación de sanciones en el caso de comprobarse que la DISTRIBUIDORA no hubiera ejercido con responsabilidad sus posibilidades de resolver el problema detectado, según lo instruido en la presente norma. Se inicia con la denominada Etapa 2, y abarca un período de dos años a partir del 1 de Septiembre de 1996 para EDENOR S.A. Y EDESUR S.A. y desde el 22 de Diciembre de 1996 para EDELAP S.A.
- Fase B: control y aplicación de sanciones a la DISTRIBUIDORA en caso de detectarse incumplimientos en los Niveles de Referencia definidos en la presente norma. Se inicia a partir del 1 de Septiembre de 1998 para EDENOR S.A. y EDESUR S.A. y del 22 de Diciembre de 1998 para EDELAP S.A.
- Las sanciones por incumplimientos.
3.2.- NIVELES DE REFERENCIA
Se define el Nivel de Referencia como aquel nivel de perturbación garantizado en un dado punto de suministro (definido para cada tipo de perturbación), que asegura que si no es sobrepasado en un tiempo mayor al 5% del período de medición, la calidad del producto técnico es adecuada y existe compatibilidad electromagnética satisfactoria entre las instalaciones y equipos del usuario con la red de suministro.
Estos Niveles de Referencia son garantizados, lo que significa que en cualquier punto de suministro es exigible el Nivel de Referencia con la probabilidad especificada (95 %), y se corresponden a valores establecidos por normativa internacional.
En el Subanexo Nº 7 se indican las definiciones referidas a las perturbaciones de Flicker y Armónicas.
3.2.1.- Niveles de Referencia para fluctuaciones de tensión (Flicker).
Se define el Flicker como la impresión subjetiva de fluctuación de la luminancia, ocasionada por una serie de variaciones de tensión, o por la variación cíclica de la envolvente de la onda de tensión.
Los Niveles de Referencia para fluctuaciones de tensión, se establecen mediante el índice de severidad del Flicker de corta duración (Pst), el cual se define para intervalos de observación base de 10 minutos. Se considera Pst=1 como el umbral de irritabilidad, asociado a la fluctuación máxima de luminancia que puede ser soportada sin molestia por una muestra específica de la población.
La Tabla 1 fija los Niveles de Referencia para puntos de suministro en redes de BT, MT y AT. Dichos valores no pueden ser sobrepasados durante más de un 5% del período de medición.
Los Niveles de Referencia en BT, MT y AT deberán ser cumplidos por la DISTRIBUIDORA en los puntos de suministro a sus usuarios conectados en BT, MT o en AT respectivamente.
Tabla 1. Niveles de Referencia para fluctuaciones rápidas de tensión (Flicker) que no deben ser superados durante más del 5 % del período de medición.
Nivel de tensión en el punto de suministro | Niveles de Referencia |
AT (66 kV U 220 kV) | Pst=1,00 |
MT (1kV<U<66kV) | Pst=1,00 |
BT (U 1kV) | Pst=1,00 |
3.2.2.- Niveles de Referencia para Tensiones Armónicas.
Los niveles de Tensiones Armónicas presentes en los puntos de suministro (Tasas de distorsión individual y total de las tensiones Armónicas medidas en valor eficaz cada 10 minutos), no deberán sobrepasar los Niveles de Referencia indicados en la Tabla 2 para puntos de suministro en MT (1kV<U<66kV) y AT (U66kV) y en la Tabla 3 para puntos de suministro en BT (U 1kV), durante más de un 5 % del tiempo total del período de medición.
Los Niveles de Referencia de las Tablas 2 y 3 son obligatorios para las Armónicas hasta el orden 40 (inclusive). La Tasa de Distorsión Total se define así como:
Donde,
Ui amplitud de la tensión de la armónica de orden i;U1 amplitud de la tensión fundamental.
Tabla 2. Niveles de Referencia para las Armónicas de tensión en MT y AT, que no deben ser superados durante más del 5 % del período de medición.
Orden de la armónica | Nivel de Referencia de la armónica (en % con respecto a la fundamental) |
(n) | MT
(1 kV<U<66 kV) | AT
66 kVU220 kV |
(impares no múltiplos de 3)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 | 6,0
5,0
3,5
3,0
2,0
1,5
1,5
1,5
0,2 + | 2,0
2,0
1,5
1,5
1,0
1,0
0,7
0,7
|
(impares múltiplos de 3)
3
9
15
21
>21 | 5,0
1,5
0,3
0,2
0,2
| 1,5
1,0
0,3
0,2
0,2 |
(pares)
2
4
6
8
10
12
>12 | 2,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,2
0,2
| 1,5
1,0
0,5
0,2
0,2
0,2
0,2 |
Tasa de Distorsión Total: | TDT 8 % | TDT 3 % |
Para redes de EAT (U>220 kV) se considerarán como Niveles de Referencia para las Armónicas de tensión, valores mitad de los indicados en la Tabla 2 para redes de AT (66kV U 220kV).
Los Niveles de Referencia indicados en las Tablas 2 y 3 garantizan la compatibilidad entre equipos y redes de suministro en lo referente a los efectos térmicos, caracterizados por su variación lenta considerando los efectos de largo plazo de las Armónicas.
Para efectos transitorios caracterizados por el valor eficaz de cada armónica en intervalos efectivos de medición de 3 segundos, serán considerados como niveles de referencia orientativos los mismos valores de las Tablas 2 y 3 multiplicados por 1,5 veces.
Tabla 3. Niveles de Referencia para las Armónicas de tensión en BT (U 1kV), que no deben ser superados durante más del 5 % del período de medición.
Impares no múltiplos de 3 | Impares múltiplos de 3 | Pares |
Orden de la armónica (n) | Nivel de Referencia de la armónica (en % con respecto a la fundamental) | Orden de la armónica (n) | Nivel de Referencia de la armónica (en % con respecto a la fundamental) | Orden de la armónica (n) | Nivel de Referencia de la armónica (en % con respecto a la fundamental) |
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 | 6,0
5,0
3,5
3,0
2,0
2,0
1,5
1,5
0,2 + 0,5 x 15/n | 3
9
15
21
>21 | 5,0
1,5
0,3
0,2
0,2 | 2
4
6
8
10
12
>12 | 2,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2 |
| Tasa de Distorsión Total: TDT 8% |
3.3.- MÉTODO DE CONTROL
3.3.1.- Puntos de Medida
A efectos de verificar los Niveles de Referencia, las empresas DISTRIBUIDORAS EDENOR S.A. y EDESUR S.A. deberán realizar cada una mensualmente 6 mediciones de Flicker y 12 de Armónicas respectivamente, mientras que EDELAP S.A. deberá efectuar 3 mediciones de Flicker y 6 mediciones de Armónicas. Las citadas mediciones se realizarán a nivel de Centros de Transformación u otros puntos que defina el ENRE, en los casos particulares que así lo requieran.
Durante la instalación y retiro de los equipos de medición, el AUDITOR que el ENRE designe confeccionará la planilla de control indicada en el Subanexo Nº 2 que corresponda al tipo de punto a medir, con copia para la DISTRIBUIDORA.
La selección de los puntos de medida será efectuada por el ENRE a partir de los resultados de un conjunto de mediciones previas orientadas a monitorear el nivel de perturbaciones.
El número de mediciones previas se establece en 300 para las empresas EDENOR S.A. y EDESUR S.A. respectivamente y en 70 para EDELAP S.A., a realizarse en los mismos puntos seleccionados por el ENRE para el control de los niveles de tensión definidos en el punto 2., pudiendo ser ejecutadas en forma simultánea con estas últimas. Para ello se podrán utilizar equipos de registro de menor prestación que permitan evidenciar posibles apartamientos de los Niveles de Referencia.
En el siguiente diagrama se indica el defasaje temporal entre las mediciones previas efectuadas y las realizadas con medición normalizada para verificar el Nivel de Referencia.
La cantidad de mediciones determinada precedentemente podrá ser variada si a juicio del ENRE resultaren inadecuadas para el objetivo previsto, en cuyo caso la DISTRIBUIDORA será notificada con una antelación de por lo menos seis meses.
3.3.2.- Equipos para medición normalizada
La medida del nivel de perturbación para verificar los Niveles de Referencia en lo relativo a fluctuaciones de tensión (flicker) se realizará mediante un equipo registrador que mida el índice de severidad de Flicker en intervalos de 10 minutos. Las características de este equipo se encuentran normalizadas por la Comisión Electrotécnica Internacional en su norma 868 (CEI-868), y se detallan en el Subanexo Nº 8.
La medida del nivel de perturbación para verificar los Niveles de Referencia en lo relativo a Tensiones Armónicas se realizará mediante un equipo registrador que mida la tasa individual de cada armónico y la tasa de distorsión total en intervalos de 10 minutos. Las características fundamentales recomendadas para este equipo se basan en las indicaciones dadas por la Comisión Electrotécnica Internacional en su norma 1000-4-7 (CEI-1000-4-7), y se detallan en el Subanexo Nº 9.
Para la verificación de los Niveles de Referencia de Flicker y de Tensiones Armónicas, se registrará en forma conjunta la energía trifásica suministrada (o potencia media), integrada en intervalos de 10 minutos.
3.3.3.- Período de medición
El período de medición para que el control tenga las adecuadas características de fiabilidad y representatividad será de una semana de registros válidos.
En el caso de períodos totales de medición superiores a una semana, la contabilización del tiempo fuera de límites y su comparación con el 5 %, se efectuará por periodos válidos semanales.
3.3.4.- Información a presentar al ENRE
Las mediciones previas destinadas a monitorear el nivel de perturbaciones de Flicker y Armónicas, así como los resultados de los respectivos procesamientos, serán remitidos por las DISTRIBUIDORAS al ENRE en forma conjunta con la información referida al control del nivel de tensión del producto técnico.
En el caso de las mediciones normalizadas realizadas para verificar los Niveles de Referencia en los puntos de medida seleccionados por el ENRE, las DISTRIBUIDORAS entregarán al ENRE con anterioridad al último día hábil del mes siguiente al de la medición los archivos de medida obtenidos, la información del punto de medición y los resultados de los procesamientos, con el cálculo y monto de la eventual penalización.
Los informes a remitir al ENRE serán:
· Un informe mensual de todas las mediciones y remediciones realizadas, en medio informático y por escrito.
· Un informe mensual con los resultados del procesamiento de todas las mediciones y remediciones efectuadas, penalizadas o no, tanto en medio informático como por escrito.
· Los informes individuales por escrito de todos los procesamientos con la evaluación de las eventuales penalizaciones de los archivos correspondientes a las mediciones y remediciones, tanto de los puntos penalizados como no penalizados.
El informe individual correspondiente a cada medición contendrá como mínimo:
* Datos del punto de medición
* Registros de las lecturas efectuadas de Armónicas y Flicker, y energías (o potencias medias) asociadas
* Distorsión por Armónicas y por Flicker, respectivamente, agrupados por bandas de anchura de un punto porcentual para Armónicas, y de 0,1 por unidad de índice de severidad para Flicker.
* Registros de distorsión penalizable por Armónicas y por Flicker, y energías (o potencia media) asociadas
* Penalización determinada
3.4.- CALCULO DE SANCIONES
3.4.1.- Agentes objeto de sanciones
Si de la información recabada, surgiera que los Niveles de Referencia de Flicker o de Tensiones Armónicas han sido superados en un tiempo superior al 5% del período de medición, quedará evidenciado un incumplimiento de la Distribuidora a su obligación de mantener el Nivel de Referencia establecido. Durante la Fase A de control dicho incumplimiento no será objeto de penalizaciones, cuando la Distribuidora demuestre que las alteraciones son debidas a los consumos de los usuarios y que ha ejercido con responsabilidad sus posibilidades de actuar sobre los mismos. Durante la Fase B de control, los incumplimientos verificados derivarán en sanciones a las Distribuidoras.
Las penalizaciones se calcularán de acuerdo con los procedimientos establecidos en los puntos 3.4.2. y 3.4.3. y las pagará la DISTRIBUIDORA a los usuarios afectados determinados como consecuencia de la medición efectuada, aplicando bonificaciones en las facturas inmediatamente posteriores al semestre en que se detectó la falta de calidad.
En los casos en los cuales se verifique, mediante la aplicación de los criterios establecidos en la "Guía para la conexión de usuarios potencialmente perturbadores", que el agente perturbador sea un usuario, la DISTRIBUIDORA podrá aplicar las sanciones allí previstas, pudiendo llegar a la desconexión del usuario, previa autorización del ENRE.
3.4.2.- Cálculo de la Distorsión Penalizable de Flicker
Se define como Distorsión Penalizable de Flicker (DPF) al valor de distorsión por fluctuaciones rápidas de tensión encontrado en cada intervalo de medida, por encima de los Niveles de Referencia de los índices de severidad y normalizado por estos mismos valores de referencia.
Para cualquier punto de suministro, la distorsión penalizable se define como:
Donde:
Pst(k) es el índice de severidad de Flicker de corta duración registrado en el intervalo k de medida (10 minutos).
Pst es el Nivel de Referencia correspondiente según la Tabla 1.
DPFk se calcula para cada intervalo k de cada semana del período de medición, registrándose el Pst(k) y la energía suministrada E(k) durante cada intervalo k.
Existirá penalización en un punto de medida, si en más del 5 % del período de medición se ha superado el Nivel de Referencia (Pst de referencia).
En el caso anterior, en cada intervalo (k) registrado con energía suministrada en malas condiciones de calidad (intervalos con DPF mayor que cero), se utilizarán los siguientes valores de penalización unitaria (U$S/kWh) para el cálculo de la penalización total:
0 < DPF 1 2 * DPF2 * [U$S/kWh]
1 < DPF 2 [U$S/kWh]
La penalización aplicable total se calculará como:
3.4.3.- Cálculo de la Distorsión Penalizable de Armónicas
Se define como Distorsión Penalizable de Armónicas (DPA) a la distorsión armónica encontrada en cada intervalo de medida, por encima de los Niveles de Referencia y normalizada por estos mismos, según la siguiente expresión:
Donde:
TDT(k) es la tasa de distorsión total registrada en el intervalo de medición k (10 minutos).
TDT es el nivel de distorsión total de referencia definido en las Tablas 2 y 3.
Ui (k) es el valor de la tensión armónica i en el intervalo de medición k.
Ui es el Nivel de Referencia de la tensión armónica i definido en las Tablas 2 y 3.
DPAk se calcula para cada intervalo k del periodo de medición, registrándose la energía suministrada E(k) durante cada intervalo k.
Existirá penalización en un punto de medida, si una o más Tensiones Armónicas en forma individual o la tasa de distorsión total superan sus Niveles de Referencia correspondientes indicados en las Tablas 2 y 3, en más del 5 % del periodo de medición.
En el caso anterior, se aplicarán los siguientes valores de penalización unitaria (U$S/kWh) por la energía suministrada en malas condiciones de calidad (intervalos con DPA mayor que cero) para el cálculo de la penalización total:
0 < DPAk 1 2 * DPA2k* U$S/kWh
1 < DPAk 2 U$S/kWh
La penalización aplicable, en caso de que se supere un 5 % de algunos de los Niveles de Referencia, será para un periodo de medida con intervalos k:
3.5.- FASES DE IMPLEMENTACION
3.5.1.- Generalidades
Con respecto al control del producto técnico en lo referente a Armónicas y Flicker, se considerarán 2 fases de implementación. La primera, denominada Fase A, se inicia con la llamada Etapa 2, y abarca un período de dos años desde el 1 de Septiembre de 1996 para EDENOR S.A. Y EDESUR S.A. y desde el 22 de Diciembre de 1996 para EDELAP S.A. La segunda se ha denominado Fase B, teniendo su inicio a partir del 1 de Septiembre de 1998 o del 22 de Diciembre de 1998 respectivamente.
3.5.2.- Fase A de control del producto técnico suministrado por la DISTRIBUIDORA
Durante esta Fase A definida anteriormente, se procederá al control de Armónicas y Flicker por parte de las DISTRIBUIDORAS con el objeto de que al final de la misma se obtenga un monitoreo representativo del nivel de perturbación existente en las redes de suministro y la identificación y resolución de los potenciales problemas.
En esta Fase A sólo se aplicarán sanciones en el caso de comprobarse que la DISTRIBUIDORA no hubiera ejercido con responsabilidad sus posibilidades de resolver el problema detectado.
Verificado el incumplimiento, la Distribuidora dispondrá de un plazo de 6 meses para solucionar el inconveniente detectado. Caso contrario se procederá a aplicar las penalizaciones correspondientes calculadas de acuerdo a la metodología del punto 3.4, a partir de la fecha de inicio de la medición.
Las penalizaciones se aplicarán en forma de bonificaciones en la facturación del usuario y/o los usuarios afectados por la mala calidad del producto técnico. Hasta tanto la DISTRIBUIDORA demuestre de manera fehaciente por medio de nueva medición de al menos de una semana que se han corregido las malas condiciones de calidad del producto detectadas, se continuará bonificando a los usuarios afectados.
3.5.3.- Fase B de control del producto técnico suministrado por la DISTRIBUIDORA
En esta fase, una vez verificado el incumplimiento, se aplicarán las penalizaciones por apartamiento de los Niveles de Referencia según se especifica en el punto 3.4. de la presente Base Metodológica. Las penalizaciones se aplicarán en forma de bonificaciones en la facturación de cada usuario afectado por la mala calidad del producto técnico.
Hasta tanto la DISTRIBUIDORA demuestre de manera fehaciente por medio de nueva medición de al menos de una semana que se han corregido las malas condiciones de calidad del producto detectadas, se continuará bonificando a los usuarios afectados.
3.6.- ALCANCE DE LA NORMA PARA AGENTES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
Los Niveles de Referencia definidos en la presente Norma son de cumplimiento obligatorio para los distintos agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, y en el caso de presumirse un apartamiento a los mismos se deberán efectuar las mediciones con el equipamiento normalizado definido en los Subanexos Nº 8 y 9, de acuerdo a los criterios establecidos en la presente norma.
Asimismo el ENRE podrá verificar de oficio los Niveles de Referencia en los casos en que lo considere necesario.
En caso de detectarse valores superiores a los Niveles de Referencia la empresa prestataria del servicio deberá identificar las causas que dieron origen a la perturbación, y realizar las acciones adecuadas para la resolución del problema en los plazos que establezca el ENRE en cada oportunidad.
En los casos en que la emisión de la perturbación fuera generada por actores distintos al prestador del servicio, este deberá actuar sobre los mismo para limitar y/o eliminar la emisión de la perturbación. A tal efecto podrá hacer uso de la reglamentación establecida en la “Guía de Control de usuarios potencialmente perturbadores” confeccionada por el Organismo.
Subanexo Nº 1
Parámetros a medir y Equipamiento de Referencia para el control del Nivel de Tensión |
1.- INTRODUCCIÓN
El Subanexo 4 del Contrato de Concesión define las condiciones básicas que deberán cumplirse para la prestación del servicio público y las condiciones de calidad que se deberán respetar.
En todos los temas que se tratarán en adelante sólo se considerará la variación del nivel de tensión, y en el caso de equipos trifásicos, la energía asociada.
2.- ESPECIFICACIÓN DE LOS PARÁMETROS A MEDIR Y REGISTRAR.
La variable a medir será el valor eficaz verdadero (con Armónicas incluidas) o valor eficaz de la onda de frecuencia industrial, indistintamente, de la tensión en las tres fases. Solo si la instalación elegida para medir es monofásica, se medirá esa sola fase.
El rango de medición de los valores de tensión a medir será  para mediciones directas y  en los casos de utilizar transformadores de medición de tensión. En caso de utilizarse un equipo de un solo rango, este será de 44,4 V a 264 V.
La medición debe ser permanente y con un seguimiento del nivel de tensión a través de una constante de tiempo del orden de 30 segundos a 1 minuto. De esta forma se evitará medir perturbaciones.
Para realizar el registro de estas mediciones durante el lapso de 7 días, que como mínimo se exige, se podrán promediar las mediciones obtenidas en intervalos de 15 minutos, teniendo la precaución de registrar simultáneamente los desvíos ocurridos dentro del intervalo. Estos desvíos pueden expresarse a través de: 2 veces el sigma estadístico o alternativamente, por un UMáx95% que no sea superado por un 5% de las muestras y por un UMín5% que sea superado por un 95% de las muestras tomadas en el intervalo.
La exactitud del sistema de medición de la tensión deberá ser la definida por la Clase 0,5 según normas IRAM o IEC.
En lo que respecta al registro, se exige que la información de la medición sea registrada por un lapso de 7 días como mínimo, sin realizar descargas intermedias.
En el caso de medición en suministros trifásicos, conjuntamente con la medición de las 3 tensiones se deberá medir la energía/potencia activa consumida en el punto de medición, integrada en períodos de 15 minutos sincronizados con los de tensión.
Las exactitud de la medición de la energía/potencia del equipo registrador deberá ser la correspondiente a la Clase del sistema de medición empleado para la facturación en cada categoría tarifaria.
Las condiciones ambientales en que deberán funcionar los equipos de medición y registro serán las siguientes:
Rango de temperatura de operación: -5 ºC a +50 ºC.
Rango de humedad de operación: 45% a 95%.
Rango de presiones barométricas: 860 mbar a 1080 mbar.
3.- ENSAYOS
Los diferentes modelos de equipos de medición y registro a utilizar deberán contar con protocolos de ensayos de tipo realizados por laboratorios reconocidos, como por ejemplo: INTI, CITEFA, UBA, UNLP. Se admitirán otros laboratorios a propuesta de las empresas concesionarias, previa aprobación por el ENRE.
Deberán indicarse en cada caso bajo qué normas están construidos los equipos.
Los ensayos de tipo exigidos serán:
- Ensayos de aislación.
Rigidez dieléctrica
. Frecuencia industrial
. Impulso
- Compatibilidad electromagnética
Interferencias del ruido de alta frecuencia.
- Ensayos climáticos.
- Ensayos mecánicos.
Previo a la instalación de los equipos por primera vez, se realizarán sobre cada uno de ellos los ensayos de contraste y funcionamiento que indique el fabricante y/o el ENRE, los cuales deberán repetirse anualmente, o a solicitud del ENRE.
Deberá notificarse al ENRE fehacientemente con 5 (cinco) días de anticipación el lugar, fecha y hora de realización de estos ensayos a fin de asistir a los mismos.
Subanexo Nº 2
Planillas de Auditoría
Subanexo Nº 3
Nombres de archivos a utilizar en los
intercambios de información
Para el intercambio de la información entre el ENRE y las empresas DISTRIBUIDORAS, se utilizarán archivos informáticos, los cuales deberán estar conformados en algunos de los siguientes formatos :
Tipo de formato | extensión |
dBase | .DBF |
Excel | .XLS |
Access | .MDB |
A los efectos de evitar inconvenientes en el intercambio de información, se define la siguiente codificación en los nombres de los archivos utilizados sobre el tema Calidad del Producto en la Etapa 2:
De los ocho dígitos que permite el sistema operativo DOS se utilizarán:
Dígito 1 Identificación de la Campaña
| Puntos Seleccionados por el ENRE | P |
| Puntos de Reclamo | R |
| Perturbaciones - Armónicas | A |
| Perturbaciones - Flicker | F |
| Otros puntos de la red o Centros de Transformación MT/BT (para Tabla 0) | C |
Dígitos 2 y 3 Identificación de la Empresa DISTRIBUIDORA
| Edelap SA | LP |
| Edenor SA | NO |
| Edesur SA | SU |
Dígito 4, 5 y 6
Para Información Mensual. Identificación del año y del mes
96, 97... 1,2,3.....O,N y D.
Para Información Semestral. Identificación del semestre
S01,S02, .....
Dígitos 7 y 8 Identificación de la tabla
| Tabla de usuarios, otros puntos de la red o Tabla de centros MT/BT (remitidas por DISTRIBUIDORA) | Tabla 0 | T0 |
| Datos Básicos del punto | Tabla 1 | T1 |
| Datos de Auditoría | Tabla 2 | T2 |
| Datos de Procesamiento ENRE | Tabla 3 | T3 |
| Datos de Procesamiento DISTR | Tabla 4 | T4 |
| Datos de Auditoria (Remediciones) | Tabla 5 | T5 |
| Datos de Procesamiento ENRE (Remediciones) | Tabla 6 | T6 |
| Datos de Procesamiento DISTR (Remediciones) | Tabla 7 | T7 |
En el caso de ACCESS se utilizará esta codificación para la Base de Datos hasta el sexto dígito y las tablas internas se las denominará con los correspondientes al dígito 7 y 8.
Las Tablas 3 y 6 son de uso interno del ENRE.
Subanexo Nº 4
Rotulación de disquetes de archivos de
Calidad del Producto Técnico |
Para uniformar las inscripciones en los disquetes a utilizar en el intercambio de información referida a las mediciones de la Calidad del Producto Técnico, se definen a continuación algunas reglas a seguir por parte de las empresas DISTRIBUIDORAS:
1) Con el disquete colocado en la posición tal que la ventana de acceso a la parte magnética este dirigida hacia abajo, escribir en la parte superior izquierda el nombre de la empresa DISTRIBUIDORA.
2) En la parte derecha deberá figurar en letras de aproximadamente 1 cm de altura los siguientes códigos del tipo de campaña:
| Puntos seleccionados por el ENRE | P |
| Puntos de Reclamo | R |
| Perturbaciones - Armónicas | A |
| Perturbaciones - Flicker | F |
| Otros puntos de la red o Centros de Transformación MT/BT (para Tabla 0) | C |
3) El resto de la etiqueta se deberá usar para realizar una descripción completa de la información que contiene, indicando el mes a que corresponde la información contenida y el tipo de archivos.
4) Queda reservada la esquina inferior izquierda para uso interno del ENRE.
Se muestra esquemáticamente un ejemplo:
Subanexo Nº 5
Formación del Nº ENRE |
La siguiente codificación identifica cada una de las mediciones en forma unívoca, por medio de ocho caracteres, de acuerdo al siguiente formato:
1 2 3 4 5 6 7 8
Ejemplo: A69B0891
Donde: A: de sucursal Avellaneda
6: corresponde año 1996
9: corresponde a septiembre
B: punto de medición del nivel de tensión Básico
089: es el número de orden de la medición
1: primera remedición
Subanexo Nº 6
Asignación de nombres a archivos de mediciones |
La siguiente codificación identifica cada una de los archivos de las mediciones por medio de ocho caracteres, para el caso de equipos registradores que sólo admiten caracteres del tipo numérico; caso contrario se utilizará como nombre del archivo el respectivo Nº ENRE:
1 2 3 4 5 6 7 8
POSICIÓN | TEMA | DESCRIPCIÓN DETALLADA |  | CÓDIGO |
1 | Año | El último dígito del año | | de 0 al 9 |
2 y 3 | Mes | Dos dígitos numéricos para los meses: | Enero a . | de 01 al |
| | (Corresponde al mes de selección efectuado por | diciembre | 12 |
| | el ENRE). | | |
4 | Tipo | Básico | | 1 |
| | Básico Próximo | | 2 |
| | Reclamo | | 3 |
| | Perturbaciones - Armónicas (para mediciones con equipos definidos según IEC 1000-4-7) | | 4 |
| | Perturbaciones - Flicker (para mediciones con equipos definidos según IEC 868) | | 5 |
5, 6 y 7 | Medición | Tres dígitos para identificar la medición (Cantidad total según campaña) | | 001 a 999 |
8 | Remedición | 0 para primera medición | | 0,1,..n |
| | 1,2,...n para sucesivas remediciones | | |
Ejemplo: 61210891
Donde: 6: corresponde año 1996
12: corresponde a diciembre
1: punto de medición del nivel de tensión Básico
089: es el número de orden de la medición
1: primera remedición
Subanexo Nº 7
Definiciones sobre Flicker y Armónicas |
Variación rápida de tensión. Variación del valor eficaz de la tensión entre dos niveles adyacentes, manteniéndose cada uno de ellos durante un tiempo específico pero no determinado.
Fluctuaciones de tensión. Serie de variaciones de tensión o variación cíclica de la envolvente de la onda de tensión.
Flicker. Impresión subjetiva de fluctuación de la luminancia.
Umbral de irritabilidad del Flicker. Fluctuación máxima de luminancia que puede ser soportada sin molestia por una muestra específica de población.
Índice de severidad del Flicker de corta duración (Pst). Índice que evalúa la severidad del Flicker en cortos intervalos de tiempo (intervalo de observación base de 10 minutos). Se considera Pst = 1 como el umbral de irritabilidad.
Índice de severidad del Flicker de larga duración (Plt). Índice que evalúa la severidad del Flicker en largos intervalos de tiempo (intervalo de observación base de 2 horas), teniendo en cuenta los sucesivos valores del índice de severidad del Flicker de corta duración según la siguiente expresión:
Tensión armónica. Una tensión sinusoidal con una frecuencia igual a un entero múltiplo de la frecuencia fundamental de la tensión de suministro. Las Tensiones Armónicas se pueden evaluar:
- individualmente, por su amplitud relativa (Ui) relacionada a la tensión fundamental (U1), donde i es el orden de la armónica;
- globalmente, por ejemplo por la Tasa de Distorsión Total (TDT), calculada usando la siguiente expresión:
Subanexo Nº 8
Especificación de equipo de medida de Flicker
Se enumeran a continuación las características que debe cumplir el equipo de medida de Flicker para verificar los Niveles de Referencia definidos en la propuesta del Reglamento de Perturbaciones. Estas características siguen las recomendaciones dadas por la norma IEC-868.
1 Variables de medición:
Fluctuaciones del valor eficaz de la tensión de una fase (tanto para instalaciones trifásicas como monofásicas). La tensión siempre se mide entre fase y neutro. A los efectos de calcular penalizaciones se requiere el registro simultáneo de la energía trifásica con el nivel de perturbación. La medición de energía podrá realizarse con un equipo separado
2 Tipo de equipo:
Digital o Analógico conforme a las especificaciones de los Bloques que lo constituyen desde el 1 hasta el 5 según la norma IEC-868.
Modo de operación continuo.
3 Intervalos de acumulación de medidas:
Intervalo de medida de corta duración: en el cual se obtiene el índice de severidad de Flicker en 10 minutos.
Intervalo de medida de larga duración: en el cual se obtiene el índice de severidad de Flicker en 2 horas. Se determina a partir de 12 medidas consecutivas de 10 minutos.
4 Características del circuito de entrada de tensión:
Tensiones nominales (UN) : 110/3 o 220 V (+20% / -30%).
Nivel de aislamiento de 2 kV rms durante un minuto, y 2 kV pico para un impulso de 1,2/50 microsegundos.
Factor de cresta: 1,5 - 2 UN.
El transformador de entrada no debe introducir una atenuación significativa para un ancho de banda de +/- 25 Hz. Centrado en 50 Hz
5 Almacenamiento interno:
De al menos 7 días sin realizar descargas intermedias.
6 Salidas:
Interface serie o paralela para computadora que permita obtener el/los archivo/s de la medición en formato ASCII.
7 Condiciones ambientales:
Temperatura de operación: 0ºC a +40ºC.
Humedad relativa en operación: 45% a 95%.
Presiones barométricas: 860 mbar a 1080 mbar.
8 Tests de compatibilidad electromagnética
Según norma IEC-868.
9 Tests de condiciones climáticas
Según norma IEC-868.
10 Características de los transductores
Cuando sea necesario el empleo de transformadores de tensión o de corriente, estos deberán tener características acordes con la del instrumento.
Subanexo Nº 9
Especificación del equipo de medida de Armónicas
Se enumeran a continuación las características que debe cumplir el equipo de medida de Armónicas para verificar los Niveles de Referencia, de acuerdo a las recomendaciones dadas por la norma IEC 1000-4-7.
1 Variables de medición:
Tensiones Armónicas (desde n=2 a 40) y tasa de distorsión total de la tensión de cada fase (medición trifásica). La tensión siempre se mide entre fase y neutro. A los efectos de calcular penalizaciones se requiere el registro simultáneo de la energía trifásica con los niveles de perturbación. La medición de energía podrá realizarse con un equipo separado.
2 Tipo de equipo:
Digital basado en la FFT (transformada rápida de Fourier)
Ancho de ventana entre 0,1 y 0,5 seg. (opcional seleccionable).
Modo de operación continuo pudiendo existir intervalos sin medida entre ventanas consecutivas.
3 Intervalos de acumulación de medidas:
El intervalo obligatorio de medida será de corta duración, correspondiente a un período de observación de 10 minutos. Se debe contar con los valores eficaces de los Armónicas de al menos 100 ventanas. En este período se toma como valor representativo de cada armónica el valor eficaz obtenido a partir de los valores eficaces de cada ventana comprendida en el período (Opcionalmente y a efectos informativos, se pueden clasificar los valores eficaces de cada ventana estadísticamente mediante los percentiles de 50%, 95% y 99%.)
Intervalo opcional de medida de muy corta duración: acumulación de un tiempo efectivo de medida de 3 seg. (la suma de la duración de las ventanas sin considerar los intervalos sin medida debe ser de 3 seg., se recomienda que el período de medida total correspondiente, período de observación, no supere los 10 seg.). En este período para efectos térmicos se toma como valor representativo de cada armónico el valor eficaz obtenido a partir de los valores eficaces de cada ventana comprendida en el período. En este período para efectos instantáneos se toma como valor representativo de cada armónica el máximo de los valores eficaces de las ventanas comprendidas en el período.
Los valores representativos de los respectivos intervalos podrán ser obtenidos por postprocesamiento.
4 Características de los circuitos de entrada de tensión:
Tensiones nominales (UN) : 110/3 o 220 V (+20% / -30%).
Mantener precisión hasta 1.2 UN.
Factor de cresta: 1.5 - 2 UN.
Tensión a frecuencia industrial durante 1 seg. igual al mínimo de 4 UN o 1 kV rms.
Consumo de potencia menor de 3 VA.
5 Precisión:
Clase A de acuerdo con norma IEC 1000-4-7.
Para la medición de energía el error total del aparato más los transformadores o pinzas se corresponderá con los errores admitidos en el tipo de suministro con fines de facturación comercial.
6 Almacenamiento interno:
De al menos 7 días sin realizar descargas intermedias.
7 Salidas:
Interface serie o paralela para computadora que permita obtener el/los archivo/s de la medición en formato ASCII.
8 Condiciones ambientales:
Temperatura de operación: 0ºC a +45ºC.
Humedad relativa en operación: 40% a 95%.
Presiones barométricas: 860 mbar a 1080 mbar.
9 Variaciones e interferencias en la tensión de alimentación:
Las especificadas en la norma IEC 1000-4-7.
10 Tensión de interferencia en modo común:
Las especificadas en la norma IEC 1000-4-7.
11 Descargas electrostáticas:
Según norma IEC 801-2.
12 Campos electromagnéticos:
Según norma IEC 1000-4-7.
13 Características de los transductores:
Cuando sea necesario el empleo de transformadores de tensión o de corriente, estos deberán tener características acordes con las del instrumento
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