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Las mediciones indirectas son las más importantes, por ser las de los clientes con las mayores demandas y consumos, motivo por el cual se debe tratar de asegurar al máximo posible la exactitud de sus registros, evitando defectos de medición que, aún siendo en pequeños porcentajes, pueden ser equivalentes al consumo de decenas, centenas y hasta miles de clientes domiciliarios. Estas mediciones, que pueden ser semi indirectas, con sólo transformadores de corriente (TC), o totalmente indirectas, con transformadores de corriente y de tensión (TT), deben cumplir, en lo que se refiere a la elección, control e instalación de sus componentes, con condiciones básicas que no siempre son tenidas en cuenta.

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1) Medidores a utilizar en las mediciones indirectas
Como la corriente nominal (In) del secundario de los TC de las mediciones de energía eléctrica de facturación debe ser de 5 A (única corriente para la que están normalizados los TC para aplicaciones especiales clase “S”), la primera elección importante es la del medidor a utilizar, que debe ser de 1(6) A, para “medir correctamente entre 50 mA y 6 A, es decir entre el 1% y el 120 % de la In de 5 A” de los TC clase S, como se indica en 11.2 de la Norma IRAM 2344-1 (2), con lo que el rango de medición con exactitud controlada y las condiciones de arranque, o sea de energía registrada, se maximizan.
El no cumplimiento de esa condición puede no sólo generar defectos de facturación, sino hasta registros nulos con carga, como se ha verificado, en más de una opor--tunidad, al comparar mediciones de GUMAS con medidores de 5(10) A y de 1(6) A.

Mencionado ese “detalle”, cabe ahora ocuparnos de los TC y TT, instrumentos que distinguen a las mediciones indirectas, ya que de ellos, su correcta elección, control, así como de su instalación y adecuada utilización, es de lo que básicamente depende la exactitud y el correcto registro de una medición indirecta.
No obstante, lo relacionado con los TC y TT no siempre es debidamente tenido en cuenta, no sólo por las Distribuidoras o Cooperativas, pues se pueden observar Contratos de Concesión y Reglamentos de Suministro, que establecen estrictas condiciones de clase de exactitud para los medidores de las distintas tarifas, en los que no se los menciona y menos aún se los controla (sólo en las mediciones del MEM de los GUMAS se los tiene en cuenta, estableciendo la correspondiente normativa condiciones de exactitud y controles sobre ellos, aunque no todos los que deberían existir).

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2) Trasformadores de corriente (TC)

La elección de estos transformadores merece un tratamiento profundo, pues de ellos depende, en gran parte, que la exactitud de la medición y los registros sean los óptimos.
Lo primero a tener en cuenta es, para las aplicaciones especiales como la facturación de energía eléctrica, el elegir siempre un TC de clase “S”.
Lo común es que sean de clase 0,5 S para las mediciones de BT y MT y de clase 0,2 S para las de AT, como se indica en 11.1.1 de la Norma IRAM 2344-1:2005. Elegida la clase de exactitud, tema general que hace a la adquisición de los transformadores, debe decidirse, para su elección en particular, cual será la relación de transformación, la que dependerá, para cada cliente, de la Potencia Contratada (P.C.).
La importancia de este tema y la necesidad de su correcta difusión, por la proliferación de casos observados en que se desvirtuara la exactitud al no ser elegida la relación de transformación óptima, creando desvíos y diferencias entre mediciones, reclamos y discusiones, llevó a los integrantes del Subcomité de Transformadores de Medición de IRAM a incorporarlo en la Norma IRAM 2438:1999 (3).
Como se indica en el apartado 7 de la referida Norma, “cuando el objetivo de la medición es la facturación de la energía eléctrica u otras aplicaciones en las que la exactitud es un factor primordial, la elección de la relación de transformación se hará de tal manera que se minimice el error total de la medición”, debiéndose recordar que todo sobredimensionamiento significa medición permanente en defecto.

Son varias las relaciones de transformación que se pueden utilizar para medir una determinada P.C., pero sólo una es la óptima, pudiendo ser imperceptible la diferencia si existe una sola medición, pero quedando claramente manifestada cuando se comparan los registros de dos mediciones en el mismo cliente (como cuando se controla mensualmente la de los GUMA), dependiendo el tenor del desvío de las características de consumo del cliente y del grado de sobredimensionamiento.
Por lo referido, no sólo se debe dimensionar inicialmente la medición según la P.C., sino también analizar cualquier cambio en ella, para decidir si corresponde o no adecuar la relación de transformación a la nueva P.C., para optimizar la medición.
Por lo general ello se hace siempre para los aumentos de la P.C., por temor a que la medición se dañe físicamente, pero no para las disminuciones, produciendo como consecuencia mediciones en defecto, o sea un “daño material” permanente, aunque no físico (déficit de facturación o aumento de pérdidas técnicas).

Cabe mencionar, como ejemplo de la importancia del tema que, en una empresa como Edenor (lo mismo sucedía en Segba), las relaciones de transformación normalizadas en BT son: 150/5A, 200/5A, 300/5A, 400/5A, 500/5A, 750/5A, 1000/5A; 1500/5A, 2000/5A y 3000/5A, mientras que en MT (para 13,2 kV): 5-10/5A, 10-20/5A, 20-40/5A, 30-60/5A, 50-100/5A, 75-150/5A, 150-300/5A, 200-400/5A y 300-600/5A, lo que permite elegir la más adecuada para las distintas P.C., existiendo un área especializada que se encarga del análisis y asignación de la medición inicial para cada cliente, así como del estudio del cambio o no, ante cada aumento o disminución de la P.C..
Como se puede observar, los TC de M.T. son todos de doble relación, lo que permite tener menor stock inmovilizado y mayor flexibilidad con similar costo inicial, pues un TC de doble relación tiene prácticamente el mismo costo que uno de una sola relación. Existen otros “detalles” a considerar (sobre todo cuando las pérdidas técnicas y no técnicas llegan a valores mínimos, pues en ese caso “pequeñas” reducciones porcentuales pasan a tener mayor significación), siendo lo referido respecto a la elección de los TC lo básico para una presentación como ésta, que tiene le intención de difundir conceptos y crear inquietudes.
Cabría agregar que ningún TC nuevo debe ser instalado sin contar con su curva de calibración inicial, realizada con un Equipo de Ensayo de Transformadores (EET) que cumpla con la IRAM 2270:1997 (4), siendo importante conocer también la curva de calibración de los TC usados al reinstalarlos, por lo que veremos a continuación. Hasta aquí, respecto a los TC, lo relacionado con la forma de optimizar la medición antes de instalarla o sea lo que hace a su “elección” y “control” inicial.

Con respecto a la “instalación” y “uso, lo más importante es lo relacionado con la apertura del secundario con carga, hecho que muy difícilmente produzca daño visible, pero sí que el TC quede saturado en forma tal que sus errores pasen a ser varias veces superior, negativamente, a los de su calibración original (en TC de clase 0,5 S se han llegado a observar errores de más del 3 %). Es por ello que la instrucción al personal debería ser la de informar de inmediato, como grave anormalidad, cualquier situación de esa naturaleza, correspondiendo el cambio, pues crea una “duda razonable” respecto a la exactitud de la medición. Todos los EET tienen la posibilidad de eliminar esa saturación, realizando la correspondiente desmagnetización, volviendo el transformador a su calibración original.
Por lo referido es que es aconsejable verificar todos los TC antes de su reinstalación (se conozca o no que su secundario ha estado abierto), para asegurar que no se instalan mediciones con alto error en defecto debido a TC con calibración diferente a la original. El protocolo de calibración como nuevo de un TC deja de ser válido una vez instalado, o sea que no sirve como aval para su reinstalación, pues su error pudo variar si ha quedado su secundario abierto por alguna mala maniobra no observada o no informada.
Hay Laboratorios en el país que prestan o están en condiciones de prestar el servicio de calibración de transformadores usados, que puede incluir el de “adecuación” de los TC y TT, incorporando los “faltantes” necesarios para su reinstalación (tornillos, tapa de bornes, puentes, etc) servicio que podría ser “exigido” con la compra, ya que la provisión de TC y TT es de industria nacional.

3) Trasformadores de tensión (TT)
Lo común es que sean de clase 0,5 para las mediciones de MT y de clase 0,2 para las de AT, dependiendo su elección de la tensión y características de la red y, una vez instalados, salvo que se dañen, su cambio nunca será necesario.
También de los TT depende en gran parte la exactitud de la medición y que los registros sean los óptimos pero, en su caso, se puede conocer exactamente la “pérdida” de registro porcentual que ocasionarán durante toda su vida útil, aún antes de su compra, a través de su calibración natural o de diseño.
Es por ello que lo recomendable es, al adquirirlos, no hacerlo comparando a los ofertados sólo por su menor costo inicial sino por su menor costo real, considerando la “pérdida” relativa que producirán durante su vida útil según su curva de error natural, solicitando para ello al fabricante que la informe con la oferta. En cuanto a la vida útil, a menos que el fabricante indique lo contrario, se la puede considerar de 30 años. Mencionada la forma de optimizar la medición al adquirir el TT, veremos a continuación lo relacionado con la “composición” e “instalación” de los TT.

Existen otros “detalles”, pero lo más importante a tener en cuenta es lo relacionado con la “composición” del TT (con o sin fusible en el primario) y con su “instalación”: con o sin fusibles en el secundario y caída de tensión entre sus bornes secundarios y el medidor, que se traduce directamente en medición en defecto, con errores que pueden superar varias veces el propio de los TT. Respecto a los TT con fusible incorporado en su primario, como se indica en 12.2 de la Norma IRAM 2344-2:2008 (5),en las mediciones de facturación de la energía eléctrica no es recomendable utilizar TT con fusible incorporado, ya que su uso puede producir errores permanentes no detectables en tiempo y forma, e incluso la falta de tensión con suministro normal, con el consecuente error en el registro y en la facturación.
Lo indicado no es sólo teórico, pues han sido varias las oportunidades en que, en el control mensual entre mediciones propias sin fusible (ni en primario ni en secundario) y la del SMEC de GUMAS con TT con fusible incorporado, se han detectado diferencias por falta total de una fase o baja de tensión producida por ellos.
En cuanto al fusible en el secundario de los TT, cabe mencionar que, en donde existen, son la principal causa de medición en defecto (también comprobado, en numerosas ocasiones, a través del control mencionado en el párrafo anterior), además del riesgo que significan por ser un “punto sensible” de posible manipulación fraudulenta.
En donde se los use, lo recomendable es realizar una rutina de control de la correspondiente caída de tensión, con la mayor frecuencia posible, por la influencia directa que esa caída tiene, creando registro en defecto de la medición. En cuanto al cableado, lo recomendable es utilizar una sección de conductor tal que garantice que la caída entre los bornes del secundario de los TT y el medidor no supere el 0,05 %, ya que esa caída pasa a ser error permanente de registro y, por lo tanto, de facturación.

4) Comentario final
Muy posiblemente exista la necesidad de aclaración o ampliación de lo tratado, así como inquietudes respecto a las Normas mencionadas o sobre cualquier otra de las Normas que hacen los medidores y transformadores de medición, a la Resolución 92/98, sus Resoluciones complementarias, la Marca IRAM de Conformidad con Norma IRAM o IEC, o temas relacionados. Al respecto les solicitamos nos lo hagan conocer lo que sea de su interés, para coordinar una reunión en vuestras instalaciones con la participación del Ing. Ricardo O. Difrieri, que nos ha manifestado su disponibilidad para evacuar todas las inquietudes que vuestro personal tenga sobre el tema.

 

(1): para la elaboración de este Newsletter hemos contado con la colaboración del Ing. Ricardo O. Difrieri, estando reflejada en ella su conocimiento y experiencia. El Ing. Difrieri, además de haber participado en el estudio de todas las Normas IRAM de Medidores y Transformadores de Medición en vigencia y temas relacionados, fue Jefe de la Sección Medidores de Segba de 1978 a 1992 y Subgerente de Mediciones en EDENOR hasta mediados de 2008, colaborando en lo que hace a su especialidad con la UTN – Proyectos desde 2009, siendo desde 1985 miembro del Comité General de Certificación (CGC) de IRAM, del que es Presidente desde 1999.

(2): Norma IRAM 2344-1:2005: Transformadores de Medición – Parte 1: Transfor- madores de corriente (IEC 60044-1:1996-12, MOD).

(3): Norma IRAM 2438:1999: Guía para la elección de la relación de transformación según el uso de un Transformador de Corriente.

(4): IRAM 2270:1997: Transformadores de Medición – Laboratorios para Ensayos de Exactitud – Requisitos generales de sus equipos de ensayos e instalación.

(5): Norma IRAM 2344-2:2008: Transformadores de Medición – Parte 2: Transfor- madores de tensión inductivos (IEC 60044-2:1997 + A1:2000 + A2:2002, MOD).

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