Normas de calidad del servicio de los sistemas de distribución y a la metodología (página 2)

Donde: RpAvk j = Recargo a pagar por el Distribuidor al exceder las tolerancias establecidas. (k:DPAVk (1 = Sumatoria de registros para la DPAVk ( 1 (k:DPAVk >1 = Sumatoria de registros para la DPAVk > 1 Ej(k) = Energía registrada en cada intervalo de medición CENS = Costo de Energía No Entregada con la calidad establecida ( $/kWh) es dos veces el Valor vigente de los precios de la energía de la tarifa aprobada por la SIGET en que el usuario final está clasificado correspondiente al primer día y primer mes del período de control evaluado. La Compensación deberá ser pagada por el Distribuidor a los Usuarios afectados por Armónicas en voltaje, una vez que se haya detectado la trasgresión a los límites de la perturbación, y hasta que la misma haya sido resuelta. Dicha compensación se aplicara en el documento de cobro subsiguiente al mes en el que se detectó la perturbación y en los siguientes meses hasta que la misma haya sido resuelta.

Art. 77.l.3. Se aplicará la compensación por armónicas en la tensión a partir del período 2008 en adelante de la etapa de régimen.

Art. 77.l.4 Solamente los usuarios afectados conectados al punto de medición donde se exceda la tolerancia de armónicos en voltaje, serán compensados, a excepción de aquellos que sean los que están generando las armónicas, lo cual será comprobable si superan las tolerancias en armónicas de corriente establecidas en el Artículo 50 de la presente Norma.

Propuestas de modificaciones a la metodología para el control de la calidad del producto técnico referente a la campaña de perturbaciones

Se propone sustituir la metodología vigente establecida mediante el Acuerdo No. 182-E-2003, por la metodología que se presenta a continuación:

• CAMPAÑA DE VERIFICACIÓN DEL NIVEL DE PERTURBACIONES ELÉCTRICAS EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN

La SIGET seleccionará mensualmente un (1) punto de verificación de flicker y un (1) punto de verificación de distorsión armónica de tensión por cada sesenta mil (60,000) usuarios. En caso el distribuidor no cuente al menos con sesenta mil (60,000) usuarios, éste deberá realizar al menos una (1) medición válida de efecto parpadeo (flicker) y una (1) medición válida de distorsión armónica en cada mes. Sin embargo, la SIGET podrá modificar la cantidad de puntos de medición o requerir mediciones adicionales en un período específico.

En las mediciones seleccionadas para medir la incidencia de efecto parpadeo, también se deberá medir la distorsión armónica de tensión, recíprocamente, en las mediciones seleccionadas para medir la incidencia de distorsión armónica, también se deberá medir el efecto parpadeo. La SIGET entregará a la distribuidora, con veinte (20) días hábiles de antelación al inicio de cada mes, el listado de puntos a medir mensualmente, para lo cual utilizará la planilla de datos adjunta en el Anexo N° 5 de la presente metodología.

La distribuidora deberá notificar a la SIGET con cinco (5) días hábiles de anticipación al inicio del mes de medición, la dirección y la fecha para la realización de las mediciones, para lo cual complementará la planilla de datos previamente remitida por la SIGET.

Se considerará que la cantidad de mediciones mensuales establecidas en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución, corresponde a mediciones válidas, es decir, que no presentan inconvenientes que determinen su rechazo.

La SIGET con personal propio o por contratación, podrá auditar la instalación y retiro de hasta la totalidad de mediciones que realice el distribuidor.

En el caso que no resulte posible la instalación de un equipo de medición en alguno de los puntos seleccionados, la distribuidora deberá presentar dentro de los primeros quince (15) días hábiles de cada mes, la justificación correspondiente, debidamente documentada, de forma que permita a la SIGET comprobar y evaluar el caso. La SIGET notificará a la empresa distribuidora la resolución del caso. Si la situación planteada no pudiera ser comprobada o resultase inválida, la SIGET podrá exigir la realización de la medición correspondiente, en caso contrario proporcionará un sustituto. La medición del usuario pendiente o de su sustituto, deberá ser realizada en el mes posterior a la notificación de la resolución de la justificación, constituyéndose dicho punto en una medición adicional a ser efectuada junto con las mediciones correspondientes en ese mes.

Durante la instalación y retiro de los equipos de medición, tanto en la medición como en la remedición, en caso la hubiere, la distribuidora completará la "Planilla de Instalación y Retiro" de acuerdo al formato definido por la SIGET en el Anexo N° 8.

La empresa distribuidora dentro de los primeros quince (15) días hábiles de cada mes, enviará a la SIGET un informe en formato digital con la información de incidencia de flicker y distorsión armónica de voltaje recolectada por medio de las mediciones de regulación de tensión realizadas en el mes anterior, el cual deberá contener los siguientes campos o columnas:

Los factores "FInPst" y "FInTHDV" se calcularan a partir de las siguientes expresiones:

La SIGET con personal propio o por contratación, podrá auditar la instalación, retiro, descarga, procesamiento o cualquier otro aspecto relacionado con la medición o de la totalidad de mediciones que realice el distribuidor.

Las mediciones para determinar el flicker se realizarán en los terminales de baja tensión de los transformadores instalados en la red de distribución, en los transformadores de las subestaciones, en los transformadores de corriente y potencial de los sistemas de medición que cuenten con dicho equipamiento, en el punto de entrega de los usuarios finales o en cualquier otro punto donde se sospeche que pueda estar presente el efecto parpadeo. La SIGET cuando lo considere conveniente, indicará al distribuidor el punto en el cual se deberá instalar el equipo de medición del efecto parpadeo (flicker).

• EQUIPO DE MEDICIÓN DEL NIVEL DE PERTURBACIONES ELÉCTRICAS

Los equipos registradores y su instalación deberán adecuarse a las normas referidas a seguridad eléctrica, tanto los que sean ubicados dentro de la propiedad de los usuarios, como en la vía pública. Asimismo, contará 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. Las características del equipo de medición a ser utilizado para el cumplimiento de la campaña de medición se detallan en los Anexos N° 1 y N° 2 de la presente metodología.

Dentro de los diez (10) días hábiles previos al comienzo de cada semestre, el distribuidor deberá enviar a la SIGET la base de datos que contendrá la identificación del número de serie de cada equipo, su marca, modelo y exactitud, así como las fechas de adquisición, calibración y/o ajuste que cada uno en particular haya tenido, dicha información deberá ser entregada en forma impresa y magnética.

Las mediciones realizadas por medio de equipos no aprobados por la SIGET, podrán ser consideradas como no válidas por la SIGET y en ese caso, deberán ser realizadas dentro del plazo máximo de diez (10) días hábiles contados a partir de la orden que en tal sentido emita la SIGET.

En el caso que la distribuidora requiera adicionar nuevos equipos de medición, ésta deberá solicitarlo previamente, acompañando dicha solicitud de las justificaciones respectivas. La SIGET se reserva el derecho de autorizar y aprobar dichos equipos.

En caso que la distribuidora adquiera nuevos equipos para ser utilizados en las campañas de medición, ésta deberá informar las características técnicas de los mismos, así mismo deberá remitir a la SIGET el software de lectura y su licencia de uso, e informará de éstos con treinta (30) días calendario antes de su utilización.

Los certificados de calibración, ajuste o características técnicas de los equipos utilizados para la campaña de perturbaciones, entre otros, deberán ser presentados en idioma español.

• INFORMACION A REMITIR A LA SIGET

La distribuidora procesará la información registrada y la remitirá a la SIGET, dentro de los primeros quince (15) días hábiles del mes siguiente al de la medición, respetando las reglas de identificación indicadas en el Anexo Nº 3 de la presente base metodológica. La información a remitir consiste en lo siguiente:

• a) Un informe ejecutivo mensual que contenga un resumen de los resultados obtenidos, observaciones y eventos ocurridos en el proceso de medición. Dicha información deberá ser remitida en forma impresa y magnética.

• b) Copia de los archivos de medición, tanto válidos como inválidos, sin ningún tipo de procesamiento, obtenidos al producirse el retiro del equipo o después de finalizada la medición.

• c) Un informe de todas las mediciones y remediciones realizadas, incluyendo los archivos planos (formato ASCII, TXT, CSV, etc.) con las mediciones efectuadas, así como también las planillas originales correspondientes a las planillas de instalación y retiro. Dicha información deberá ser remitida en medio impreso y digital.

• d) Resultados mensuales del procesamiento de todas las mediciones y remediciones efectuadas, descritas en la planilla adjunta del Anexo N° 6 de la presente metodología.

• CRITERIOS PARA EL PROCESAMIENTO DE LAS MEDICIONES

Para el procesamiento de los archivos de las mediciones de perturbaciones (flicker y armónicos), se deberán aplicar los criterios siguientes:

• a) Consideraciones generales:

• 1. Los archivos planos (formato ACII, TXT, CSV, etc.) deberán contener encabezado, nombrando a cada columna conforme a lo establecido en la presente metodología.

• 2. Los parámetros eléctricos a ser medidos e informados en las mediciones, deberán ser parámetros de fase.

• 3. Se deberán informar los voltajes, potencias, energías, flicker, corrientes y voltajes armónicos por fase.

• 4. El archivo de la medición deberá contener los valores de las componentes fundamentales de corriente, tensión o ambas, según sea el caso.

• 5. La tensión medida deberá ser referida al nivel de tensión de entrega por fase, excepto que la SIGET de manera explícita lo requiera de otra manera.

• 6. El período mínimo de medición deberá ser de siete (7) días continuos.

• b) Se considerará que un registro es inválido siempre que se verifique alguna de las siguientes condiciones:

• 1. Que el período de integración del registro sea distinto de diez (10) minutos.

• 2. Si entre dos registros existe un intervalo distinto de diez (10) minutos, se considerarán inválidos los dos (2) registros que limitan dicho intervalo de medición.

• 3. Que los valores de tensión en cualquiera de las fases medidas en el período de medición resulten menores que el setenta por ciento (70%) del valor nominal de la tensión.

• 4. Que los valores de tensión en cualquiera de las fases medidas en el período de medición resulten mayores que el ciento veinte por ciento (120%) del valor nominal de la tensión en el punto de suministro.

• 5. Que alguno de los valores del registro presente una incoherencia respecto al tipo de dato esperado. En esta condición se identificarán los valores de tensión, potencia o energía con valores negativos o nulos, textos en campos numéricos, error en el formato de los campos de fechas y horas o que el equipo de medición registre un código de anormalidad.

• 6. Que se presenten valores de parámetros de línea y no de fase, tal como lo requiere en la presente metodología.

• 7. Que la fecha y hora de algún registro sea anterior a la fecha y hora de instalación o posterior a la fecha y hora de retiro, de acuerdo a lo informado en la planilla de instalación y retiro.

• 8. Que los valores de distorsión armónicas o efecto parpadeo (flicker) sean negativos.

• c) Se considerarán como mediciones inválidas cuando en una medición se verifique alguna de las siguientes condiciones:

• Cantidad total de registros menor que mil ocho (1,008) o cantidad de registros válidos menor que ochocientos sesenta y cuatro (864).

• Inconsistencia de información entre los datos de la medición y los datos informados en la planilla de instalación y retiro.

• Nombre de archivo con codificación diferente a la establecida en la presente metodología.

• Medición con observaciones por parte de la SIGET o por quien ésta designe, durante el transcurso de la instalación y/o retiro, por causas imputables a la distribuidora. Queda a opción de la SIGET presenciar la instalación y/o retiro de los mismos.

• Presencia de errores de datos por mal funcionamiento del equipo de medición o inconvenientes informáticos que impidan su procesamiento.

• La falta de alguna columna de datos requerida por la presente metodología.

• DETERMINACIÓN DE USUARIOS AFECTADOS

En los casos en los cuales mediante una medición se demuestre que existe distorsión armónica o efecto parpadeo en las redes de distribución en niveles que superan los límites establecidos en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución, la empresa distribuidora deberá identificar a todos los usuarios afectados por dichas perturbaciones, considerando para ello lo siguiente:

• a) Si la medición se realiza en los terminales secundarios de un transformador de distribución y se transgreden los límites establecidos de flicker, armónicos o ambos, se considerará que los usuarios afectados son todos los usuarios conectados en la red secundaria de dicho transformador. La compensación, cuando aplique, se realizará por cada tipo de perturbación que supere los límites establecidos, siendo la compensación total la suma de las compensaciones por flicker y armónicos.

• b) Si la medición se realiza en el punto de acometida de un usuario y se detecta la presencia de perturbaciones por flicker o armónicos, se deberá compensar a todos los usuarios conectados a la red secundaria del transformador. Excepto que dicho usuario sea identificado como usuario perturbador y se demuestre, mediante otra medición en los terminales secundarios del transformador correspondiente, que en la red secundaria no se presentan las perturbaciones en niveles que sobrepasen los límites establecidos en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución.

• c) Si la medición se realiza a nivel de media tensión en forma directa o usando transformadores de corriente y potencial y se transgreden los límites de perturbación por flicker, armónicos o ambos, se compensará a todos los usuarios con tarifa en media tensión conectados en ese circuito, con excepción de aquellos usuarios que sean identificados como perturbadores. No obstante lo anterior, si por medio de mediciones adicionales se comprueba que las perturbaciones también se encuentran presentes en redes de baja tensión, se deberá compensar a la totalidad de usuarios en baja tensión que dependen de la red de media tensión afectada. Por otra parte, si mediante mediciones se verifica que el resto de usuarios en media tensión presentan niveles de perturbación dentro de los límites establecidos, solamente se compensará al usuario medido, siempre y cuando éste no sea identificado como usuario perturbador, y a los usuarios de los centros de transformación en donde se hubieren detectado perturbaciones en niveles superiores a los límites establecidos en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución.

ANEXO N° 1

Características del equipo de medición para el efecto parpadeo (flicker)

En este anexo se describen los requerimientos que deberán cumplir los equipos utilizados por las empresas distribuidoras para la realización de las mediciones correspondientes a las mediciones de flicker previstas en las Normas de Calidad de Servicio de los Sistemas de Distribución. El equipo de medida de flicker para verificar los niveles de referencia definidos en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución, deberá cumplir con las siguientes características, las cuales son acordes a las recomendaciones de la norma IEC-61000-4-15 o la que la reemplace:_

• Variables de medición

• Fluctuaciones del valor eficaz de la tensión de una fase, tanto para las instalaciones trifásicas como para las monofásicas.

• La tensión siempre se mide entre fase y neutro.

• Para calcular penalizaciones se requiere el registro simultáneo de la potencia y energía por fase y la trifásica con el nivel de perturbación.

• La medición de energía y potencia podrá realizarse con un equipo separado.

• Tipo de Equipo

• Digital conforme a las especificaciones de los bloques que lo constituyen desde el 1 hasta el 5 según la norma IEC-61000-4-15.

• Modo de operación continuo.

• Intervalos de acumulación de medidas:

• Intervalo de medida de corta duración: en el cual se obtiene el índice de severidad de Flicker en diez (10) minutos.

• Intervalo de medida de larga duración: en el cual se obtiene el índice de severidad de Flicker en dos (2)) horas. Se determina a partir de doce (12) medidas consecutivas de diez minutos (10) minutos cada una.

• Características del circuito de entrada de tensión

• Tensiones nominales (UN): 120 o 240 V (+20% / -30%).

• Nivel de aislamiento de 2 kV rms durante un (1) 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 f0.

• Almacenamiento interno

• De al menos siete (7) días sin realizar descargas intermedias.

• Salidas

• Interface serie o paralela para computadora que permita obtener el/los archivo/s de la medición en formato plano (ASCII, TXT, CSV, etc.).

• Condiciones ambientales

• Temperatura de operación: 0ºC a +40ºC.

• Humedad relativa en operación: 45% a 95%.

• Presiones barométricas: 860 mbar a 1080 mbar.

• Tests de compatibilidad electromagnética

• Según norma IEC-61000-4-15 o la que la reemplace.

• Tests de condiciones climáticas

• Según norma IEC-61000-4-15 o la que la reemplace.

• Características de los transductores

• Cuando sea necesario el empleo de transformadores de tensión o de corriente, éstos deberán tener características acordes a las del instrumento.

ANEXO N° 2

Características del equipo de medición para armónicas

El equipo de medida de armónicas para verificar los niveles de referencia, deberá cumplir las siguientes características, de acuerdo a las recomendaciones dadas por la norma IEC 61000-4-7 o la que la reemplace:

• Variables de medición

• Tensiones y corrientes armónicas (desde n=2 hasta 40) y tasa de distorsión total de la tensión de cada fase (medición trifásica).

• La tensión y la corriente siempre se mide entre fase y neutro.

• Para calcular penalizaciones se requiere el registro simultáneo de la potencia y energía por fase y la trifásica con los niveles de perturbación.

• La medición de potencia y energía podrá realizarse con un equipo separado.

• Tipo de equipo

• Digital basado en la FFT (Transformada Rápida de Fourier).

• Ancho de ventana entre 0,1 y 0,5 segundos. (opcional, seleccionable).

• Modo de operación continuo pudiendo existir intervalos sin medida entre ventanas consecutivas.

• Intervalos de acumulación de medidas

El intervalo obligatorio de medida será de corta duración, correspondiente a un período de observación de diez (10) minutos. Se debe contar con los valores eficaces de las armónicas de al menos cien (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 medido (opcionalmente y para 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 tres (3) segundos, (la suma de la duración de las ventanas sin considerar los intervalos sin medida debe ser de tres (3) segundos, se recomienda que el período de medida total correspondiente al período de observación, no supere los diez (10) segundos). 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 medido. En este período, se toma como valor representativo de cada armónica el máximo de los valores eficaces de las ventanas comprendidas en dicho período.

Los valores representativos de los respectivos intervalos podrán ser obtenidos post-procesamiento.

• Características de los circuitos de entrada de tensión

• Tensiones nominales (UN): 120 o 240 V (+20% / -30%).

• Mantener precisión hasta 1.2 UN.

• Factor de cresta: 1.5 – 2 UN.

• Tensión a frecuencia industrial durante un (1) segundo igual al mínimo de 4 UN o 1 kV rms.

• Consumo de potencia menor de 3 VA.

• Precisión

• Clase A de acuerdo con la norma IEC 61000-4-7.

• Para la medición de energía el error total del aparato más los transformadores o pinzas corresponderá a un valor no mayor del 1%.

• Almacenamiento interno

• De al menos siete (7) días sin realizar descargas intermedias.

• Salidas

• Interface serie o paralela para computadora que permita obtener el/los archivo/s de la medición en formato plano (ASCII, TXT, CSV, etc.).

• Condiciones ambientales

• Temperatura de operación: 0ºc a +45ºc.

• Humedad relativa en operación: 40% a 95%.

• Presiones barométricas: 860 mbar a 1080 mbar.

• Variaciones e interferencias en la tensión de alimentación

• Las especificadas en la norma IEC 61000-4-7.

• Tensión de interferencia en modo común

• Las especificadas en la norma IEC 61000-4-7.

• Descargas electrostáticas

• Según norma IEC 801-2.

• Campos electromagnéticos

• Según norma IEC 61000-4-7.

• Características de los transductores

• Cuando sea necesario el empleo de transformadores de tensión o de corriente, éstos deberán tener características acordes a las del instrumento.

ANEXO N° 3

Identificación de los medios informáticos

Los medios informáticos (discos compactos, etc.) utilizados para el envío de información referida a las mediciones realizadas de Flicker y Armónicas, se deberán identificar con un rótulo que contenga la siguiente información:

En la parte superior derecha deberá figurar en letras de aproximadamente 1 cm de altura el Código "P", el cual indicará que se trata de una entrega referente a perturbaciones.

Lo anterior de acuerdo a lo siguiente:

El resto de la etiqueta se deberá usar para realizar una descripción completa de la información que contiene, indicando si corresponde a Flicker o Armónicas, así como el tipo de archivo.

ANEXO N° 4

Formación del número siget y denominación de los archivos de las mediciones

La siguiente codificación identifica cada una de las mediciones en forma unívoca, por medio de nueve caracteres, de acuerdo al siguiente formato:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

El nombre del archivo de la medición deberá estar conformado por el número SIGET y su respectiva extensión.

ANEXO N° 6

Modelo de datos para el envío de información

ENVÍOS MENSUALES La distribuidora deberá remitir mensualmente un informe ejecutivo y los archivos informáticos organizados en tablas en formato ASCII, que deberán estar denominados con la siguiente codificación, la cual permitirá su identificación en forma unívoca de acuerdo al siguiente formato:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10_NOMBRETABLA.xxx Dígito 1: Código de identificación de la frecuencia de envío de la información.

• M: para identificar que la tabla es información remitida en forma mensual.

Dígito 2: Identificación del distribuidor.

• A: CAESS.

• B: CLESA.

• C: DEUSEM.

• D: DELSUR.

• E: EEO.

• F: EDESAL.

• G: B&D SERVICIOS TÉCNICOS.

• H: ABRUZZO.

Dígito 3: Código de identificación de las mediciones.

• P: Perturbaciones.

Dígito 4: Código del tipo de perturbación medida.

• F: Flicker.

• A: Armónicas.

Dígito 5: Código de identificación de las mediciones.

• D: Identifica la información enviada por la distribuidora con los resultados mensuales.

Dígito 6, 7, 8 y 9: Código de identificación del año de envío.

• Cuatro dígitos del año.

Dígito 10: Código de identificación del mes de envío.

• El mes utilizando el en formato siguiente:

Del 1 al 9 para los meses de enero a septiembre, O para octubre, N para noviembre y D para diciembre.

Los campos de los registros informados en dichas tablas deberán estar delimitados por el separador de campo PIPE (|). Asimismo como final de línea se debe utilizar CrLf.

Se deben informar la totalidad de los campos, aunque algunos de ellos no contengan datos, en cuyo caso quedarán vacíos y respetando el orden establecido en las tablas descritas.

A fin de uniformizar los formatos, se establecen los siguientes:

Fecha y Fecha + Hora, los mismos deberán ser presentados en el formato: dd/mm/aaaa; dd/mm/aa hh:mm.

Ejemplo: Fecha 27/08/2010; Fecha + Hora 27/08/2010 13:08.

El campo decimal será informado con dos decimales.

TABLA: PLANILLA_INSTALACION (Datos planilla Instalación y Retiro)

Nota: El campo tarifa corresponde con las indicadas en las Normas de Calidad del Servicio de los Sistemas de Distribución.

TABLA: DATOS_PROCESAMIENTO (Datos de procesamiento de todas las mediciones)

ANEXO N° 7

Contenido de los archivos de medición de perturbaciones por flicker y armónicos

A continuación se establecen los campos que deberán contener los archivos de mediciones de Armónicos y Flicker. Las mediciones de Armónicos y Flicker se deberán realizar en puntos o usuarios diferentes. Para la presentación y procesamiento de los archivos de perturbaciones por armónicos y Flicker, se deberán tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

• El THD en tensión o corriente se calculará respecto de la fundamental.

• Los voltajes, corrientes, potencias y energías se medirán por fase.

• Se deberá informar la totalidad de los campos.

• Los voltajes y corrientes requeridos deberán ser referidos a nivel secundario en caso se realice la medición en forma indirecta (utilizando transformadores de corriente y potencial).

• Las componentes fundamentales y armónicas de la tensión y corriente deberán ser presentadas en voltios y amperios respectivamente.

• El THD de tensión o corriente y el PST se medirá por fase.

• Distorsión armónica de la tensión

Campos requeridos en el archivo de medición de la distorsión armónica en tensión.

• Medición bifilar

• Medición trifilar

• Distorsión armónica de la corriente de carga

En aquellos casos en los que el distribuidor busque al usuario perturbador y realice mediciones de la corriente de carga, la medición deberá contener los campos siguientes:

• Medición bifilar

• Medición trifilar

• Distorsión por efecto parpadeo (flicker)

Campos requeridos en el archivo de medición del efecto parpadeo (flicker).

• Medición bifilar

• Medición trifilar

• Medición trifásica

ANEXO N° 8

Planilla instalación / retiro

LAS NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Y A LA METODOLOGÍA PARA EL CONTROL DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO REFERENTE A LA CAMPAÑA DE PERTURBACIONES

Enviado por: Ing.+Lic. Yunior Andrés Castillo S.

"NO A LA CULTURA DEL SECRETO, SI A LA LIBERTAD DE INFORMACION"®

www.monografias.com/usuario/perfiles/ing_lic_yunior_andra_s_castillo_s/monografias

Santiago de los Caballeros, República Dominicana, 2015.

"DIOS, JUAN PABLO DUARTE Y JUAN BOSCH – POR SIEMPRE"®

Autor:

Ing.+Lic. Yunior Andrés Castillo S.