CNO - anexo acuerdo 981 0 de 2017

Anexo 1 12 de Junio IDENTIFICACIÓN DE INTERVENCIONES QUE OBLIGAN A REALIZAR PRUEBAS DE CALIBRACIÓN DE MEDIDORES O PRUEBAS DE RUTINA DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE O TENSIÓN Y DESARROLLO DEL PROCEDIMIENTO DE REALIZACIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINA PARA LOS TRANSFORMADORES DE TENSIÓN Y CORRIENTE Pruebas de rutina transformadores de medida2

Tabla de contenido 1. ANTECEDENTE REGULATORIO .................................................................................. 4 2. OBJETO .................................................................................................................... 7 3. ALCANCE ................................................................................................................. 7 4. REFERENCIAS NORMATIVAS .................................................................................... 7 5. DEFINICIONES .......................................................................................................... 8 6. INTERVENCIONES QUE IMPLICAN CALIBRACIÓN POR UN LABORATORIO ACREDITADO 12 6.1 En medidores de energía .................................................................................... 12 6.2 En transformadores de corriente o tensión ......................................................... 12 7. INTERVENCIONES QUE IMPLICAN PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y TENSIÓN ................................................................................................. 12 8. FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y TENSIÓN EN DESARROLLO DE LOS MANTENIMIENTOS DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN 13 9. ALCANCE DE LAS PRUEBAS DE RUTINA PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y TENSIÓN ....................................................................................................................... 14 10. ASPECTOS GENERALES PARA LA EJECUCIÓN DE PRUEBAS DE RUTINA ................. 14 10.1 Aspectos Metrológicos ....................................................................................... 14 10.2 Aspectos de Seguridad ....................................................................................... 14 10.3 Aspectos Ambientales ........................................................................................ 14 10.4 Diligenciamiento de Resultados ......................................................................... 14 11. PROCEDIMIENTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINA

PROCEDIMIENTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE TENSIÓN Y DE CORRIENTE ...................................................... 16 11.1 Verificación preliminar de datos de placa ........................................................... 16 11.2 Verificación de la marcación de terminales ........................................................ 16 11.3 Métodos para la ejecución de los pruebas de rutina In Situ ............................... 17 11.3.1 Método Directo .............................................................................................. 17 11.3.2 Método Indirecto ............................................................................................ 183

11.4 Límite máximo permisible –LMPPRUEBAS de rutina In Situ Transformadores de medición (TC y TT inductivos) IEC/NTC & IEEE/ANSI. ..................................................... 18 11.4.1 Límite máximo permisible –LMPPRUEBAS de rutina In Situ Transformadores de tensión capacitivos & TT en subestaciones GIS IEC/NTC o IEEE/ANSI ............................. 19 11.5 Error de relación de transformación y desplazamiento de fase en TC y TT en pruebas de Rutina ...................................................................................................................... 21 11.6 Desarrollo pruebas de rutina In Situ ................................................................... 23 11.6.1 Criterio de aceptación resultados prueba de rutina In Situ .............................. 23 transformadores de medición ....................................................................................... 23 11.6.2 Desarrollo Método Directo ............................................................................. 24 11.6.2.1 Inyección de transformadores de tensión IEC/NTC ....................................... 24 11.6.2.1.1 Requerimiento de carga para el núcleo de medida durante la verificación en transformadores de tensión IEC/NTC ............................................................................ 24 11.6.2.2 Inyección de transformadores de tensión IEEE/ANSI .................................... 25 11.6.2.2.1 Medición de carga o burden del núcleo de medida asociado a los TT IEC/NTC o IEEE/ANSI 26 11.6.2.3 Inyección de transformadores de corriente IEC/NTC .................................... 27 11.6.2.3.1

Requerimiento de carga para el núcleo de medida durante la verificación en transformadores de corriente IEC/NTC ......................................................................... 27 11.6.2.4 Inyección de Transformadores de corriente IEEE/ANSI ................................. 29 11.6.2.4.1 Medición de carga o burden del núcleo de medida asociado a los TC IEC/NTC o IEEE/ANSI 30 11.6.3 Desarrollo método Indirecto de Simulación en transformadores de medida IEC/NTC o IEEE/ANSI ..................................................................................................... 31 11.6.3.1 Medición de carga o burden del núcleo de medida asociado a los transformadores de medición IEC/ANSI o IEEE/ANSI ..................................................... 32 11.6.4 Desarrollo método Indirecto magnitudes reducidas para transformadores de tensión capacitivos e Inductivos en subestaciones GIS IEC/NTC o IEEE/ANSI ................. 32 11.7 Equipos de prueba TC y TT inductivos IEC/NTC o IEEE/ANSI ................................ 33 11.7.1 Equipos de prueba TT capacitivos o TT en subestaciones GIS IEC/NTC o IEEE/ANSI bajo el método indirecto de magnitud reducida ............................................................ 34 ANEXO 2. LMP transformadores de corriente IEC/NTC .................................................. 354

1. ANTECEDENTE REGULATORIO La CREG expidió el 14 de mayo de 2014 la Resolución CREG 038 por la cual se modifica el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes. En su artículo 11 Calibración de los elementos del sistema de medición, se prevé: “Los medidores y los transformadores de corriente o de tensión deben someterse a calibración después de la realización de cualquier reparación o intervención para corroborar que mantienen sus características metrológicas. Las intervenciones que conlleven la realización de una calibración o de pruebas1 de rutina serán definidas por el Consejo Nacional de Operación, CNO, en el procedimiento de que trata el artículo 28 de la presente resolución. Para la realización de las calibraciones de los elementos del sistema de medición deben seguirse las reglas establecidas en el Anexo 2 de este Código.” Adicionalmente en su artículo 28 Mantenimiento del sistema de medición, se prevé: “Los transformadores de tensión y de corriente deben ser sometidos a pruebas de rutina de acuerdo con el procedimiento y frecuencia que para tal fin establezca el Consejo Nacional de Operación. Dicho procedimiento deberá establecerse dentro de los ocho (8) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, previa consulta con los usuarios, agentes y terceros interesados. (…) Parágrafo. Los resultados de las pruebas de rutina para los transformadores de tensión y de corriente que establezca el CNO deben demostrar que estos elementos del sistema de medición mantienen sus características metrológicas. Los equipos empleados en las pruebas deben ser trazables a patrones nacionales o internacionales. Adicionalmente, el procedimiento debe determinar las

pruebas necesarias para los transformadores de medición que se encuentran en la condición señalada en el literal f) del Anexo 2 de este Código.” En el Anexo 2 se prevé que: (…) “f) Para el caso de los transformadores de tensión y de corriente, pasados 6 meses de la fecha de calibración, sin entrar en servicio, se deben realizar las pruebas de rutina señaladas en el artículo 28 de esta resolución. g) En el caso de que los plazos del literal e) de este anexo sean superados, los elementos del sistema de medición deben someterse a una nueva calibración. Para los transformadores de tensión y de corriente con tensiones nominales superiores a 35 kV en lugar de la calibración se deben realizar las pruebas de rutina señaladas en el artículo 28 de esta resolución, a fin de garantizar que estos elementos mantienen su clase de exactitud y demás características metrológicas 1 El término prueba es equivalente al término ensayo.5

h) Los medidores y transformadores de corriente o de tensión deben someterse a calibración después de la realización de cualquier reparación o intervención para corroborar que mantienen sus características metrológicas. Las intervenciones que ocasionen la realización de una calibración o de pruebas de rutina serán definidas por el Consejo Nacional de Operación en el procedimiento de que trata el artículo 28 de la presente resolución.” El 21 de abril de 2016 la CREG publicó en el Diario Oficial la Resolución CREG 047 de 2016, por la cual se modificó un plazo de la Resolución CREG 038 de 2014 y se establecieron otras disposiciones". En el artículo 1 de la resolución en mención, por el cual se modificó el numeral 2 del artículo 10 de la Resolución CREG 038 de 2014, se prevé lo siguiente: "2. Para el caso de los elementos d) y e) del mismo anexo, la realización de las pruebas señaladas en el artículo 28 de esta resolución en un plazo no mayor a los 24 meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución. Los elementos instalados en niveles de tensión de 115 kV o superiores dispondrán de un plazo adicional de 12 meses al ya señalado en este numeral." Se adicionó un parágrafo al artículo 10 de la Resolución CREG 038 de 2014 así: “Parágrafo 3. Para los elementos indicados en el numeral 2 con el plazo adicional de 12 meses, el representante de la frontera debe elaborar un plan de pruebas de estos elementos e informarlo al Consejo Nacional de Operación, CNO, al Comité Asesor de Comercialización, CAC, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD. El plan deberá clasificar los transformadores considerando su nivel de tensión y características técnicas y establecer metas trimestrales de ejecución de las pruebas. En caso de que el CND establezca, como resultado de la coordinación de la ejecución de mantenimientos, un plazo diferente

Domiciliarios, SSPD. El plan deberá clasificar los transformadores considerando su nivel de tensión y características técnicas y establecer metas trimestrales de ejecución de las pruebas. En caso de que el CND establezca, como resultado de la coordinación de la ejecución de mantenimientos, un plazo diferente al establecido en el plan de pruebas, el representante de la frontera deberá cumplirlo. El CNO y el CAC deben realizar un análisis semestral y un balance final de la ejecución de los planes, los cuales deberán informarse a la CREG y a la SSPD para lo de su competencia.” Y se adicionó un parágrafo del artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014 así: “Parágrafo. En un plazo no mayor a 4 meses el CNO deberá establecer los requisitos para un plan de seguimiento del desempeño de aquellos transformadores de tensión o de corriente que por su diseño y construcción no son accesibles para la realización de pruebas de rutina o de calibración. El 12 de mayo de 2016 la CREG publicó en el Diario Oficial la Resolución CREG 058 de 2016, por la cual se modificó un plazo de la Resolución CREG 038 de 2014 y se establecieron otras disposiciones.6

Se modificó el numeral 2 del artículo 10 de la Resolución CREG 038 de 2014, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 047 de 2016 así: “ 2. Para el caso de los elementos d) y e) del mismo anexo, la realización de las pruebas señaladas en el artículo 28 de esta resolución en un plazo no mayor a los 42 meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución.” Se modificó el parágrafo adicionado por el artículo 2 de la Resolución CREG 047 de 2016 al artículo 10 de la Resolución CREG 038 de 2014 así: “Parágrafo 3. Para los elementos indicados en el numeral 2 del presente artículo, el representante de la frontera debe elaborar un plan de pruebas de estos elementos e informarlo al Consejo Nacional de Operación, CNO, al Comité Asesor de Comercialización, CAC, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, dentro de los 25 meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución. El plan deberá clasificar los transformadores considerando su nivel de tensión y características técnicas y establecer metas trimestrales de ejecución de las pruebas. En caso de que el CND establezca, como resultado de la coordinación de la ejecución de mantenimientos, un plazo diferente al establecido en el plan de pruebas, el representante de la frontera deberá cumplirlo. El CNO y el CAC deben realizar un análisis semestral y un balance final de la ejecución de los planes, los cuales deberán informarse a la CREG y a la SSPD para lo de su competencia. Los parágrafos del artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014 quedaron así:

“Parágrafo 1. Los resultados de las pruebas de rutina para los transformadores de tensión y de corriente que establezca el CNO deben demostrar que estos elementos del sistema de medición mantienen sus características metrológicas. Los equipos empleados en las pruebas deben ser trazables a patrones nacionales o internacionales. Adicionalmente, el procedimiento debe determinar las pruebas necesarias para los transformadores de medición que se encuentran en la condición señalada en el literal f) del Anexo 2 de este Código. Parágrafo 2. Dentro de los 28 meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, el CNO deberá establecer los requisitos para un plan de seguimiento del desempeño de aquellos transformadores de tensión o de corriente que por su diseño y construcción no son accesibles para la realización de pruebas de rutina o de calibración.” Los representantes de las fronteras deberán implementar el plan de seguimiento en un plazo no mayor a cuatro (4) meses a partir de la publicación de los requisitos por parte del CNO.7

Antes del último día hábil del mes junio de cada año, los representantes de las fronteras deberán enviar al CNO y el CAC los resultados del seguimiento a los transformadores de tensión o de corriente para que se realice por parte de estos un análisis anual de los resultados, el cual deberá informarse a la CREG y a la SSPD para lo de su competencia. 2. OBJETO El objeto del presente documento responde al mandato regulatorio de la Resolución CREG 038 de 2014 de acuerdo con las siguientes referencias: - Artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014: Identificación de las intervenciones que obligan a realizar pruebas de calibración de medidores o de pruebas de rutina de los transformadores de corriente o tensión. - Artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014: Desarrollo del procedimiento y frecuencia de realización de las pruebas de rutina para los transformadores de tensión y corriente, con el fin de demostrar que estos elementos del sistema de medición mantienen sus características metrológicas. 3. ALCANCE Las pruebas de rutina definidas en el presente documento, aplican a transformadores de corriente (TC) y transformadores de tensión (TT), para cualquier tipo de punto de medición PM definido en la resolución CREG 038 de 2014 y construidos bajo los estándares IEC/NTC o IEEE/ANSI. 4. REFERENCIAS NORMATIVAS • ASA American Standards Association Estándar C57.13 Instrument Transformers • GTC-ISO/IEC 99: 2009 “Vocabulario Internacional de Metrología” • IEC 61869-1:2007 “INSTRUMENT TRANSFORMERS - PART 1: General requirements” • IEC 61869-2:2012: “INSTRUMENT TRANSFORMERS - PART 1: Additional requirements for current transformers” • IEC 61869-3:2011: “INSTRUMENT TRANSFORMERS - PART 3: Additional requirements for inductive voltage transformers” • IEC 61869-5:2011

• IEC 61869-2:2012: “INSTRUMENT TRANSFORMERS - PART 1: Additional requirements for current transformers” • IEC 61869-3:2011: “INSTRUMENT TRANSFORMERS - PART 3: Additional requirements for inductive voltage transformers” • IEC 61869-5:2011 “INSTRUMENT TRANSFORMERS – PART 5: Additional requirements for capacitor voltage transformers”, Edición 1.08

• IEEE C57.13:2008 IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers. • IEEE C57.13.6:2005 IEEE Standard for High-Accuracy Instrument Transformers. • NTC-ISO/IEC 17000: 2005 “Evaluación de la conformidad. Vocabulario y principios generales” • NTC 5933:2012 “Transformadores de instrumentos. Requisitos Generales” • NTC 2205:2013 “Transformadores para instrumentos. Requisitos adicionales para transformadores de corriente” Edición 5.0 • NTC 2207:2012 “Transformadores para instrumentos. Requisitos adicionales para transformadores de tensión” Edición 4.0 • Resolución CREG 038 de 2014 o aquella que la modifique o sustituya. • Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE:2013 • 5. DEFINICIONES Acreditación: Atestación de tercera parte relativa a un organismo de evaluación de la conformidad que manifiesta la demostración formal de su competencia para llevar a cabo tareas específicas de evaluación de la conformidad. [NTC-ISO/IEC 17000, 2005 10 26]. Calibración: Operación que bajo condiciones específicas establece, en una primera etapa, una relación entre los valores y sus incertidumbres de medición asociadas obtenidas a partir de los patrones de medición, y las correspondientes indicaciones con sus incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado de medición a partir de una indicación. [GTC ISO 99, 2009 12 06]. Carga nominal (BURDEN): Valor de la carga en el que se basan las especificaciones de exactitud. [NTC 5933, 2012 10 31]. Clase de exactitud: Clase de instrumentos o sistemas de medición que satisfacen requisitos metrológicos determinados destinados a mantener los errores de medición o las incertidumbres instrumentales dentro de límites especificados, bajo

especificaciones de exactitud. [NTC 5933, 2012 10 31]. Clase de exactitud: Clase de instrumentos o sistemas de medición que satisfacen requisitos metrológicos determinados destinados a mantener los errores de medición o las incertidumbres instrumentales dentro de límites especificados, bajo condiciones de funcionamiento dadas [GTC ISO 99, 2009 12 06]. Corriente básica (Ib): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor de conexión directa. [NTC 5226, 2003 11 26]. Corriente máxima (Imax): Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los requisitos de exactitud de la norma respectiva. [NTC 5226, 2003 11 26].9

Corriente nominal (In): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a través de transformadores [NTC 5226, 2003 11 26]. Corriente primaria nominal - Ipr. Valor de la corriente primaria en el cual se basa el funcionamiento del transformador. [NTC 2205, 2013 12 11]. Corriente secundaria nominal - Isr. Valor de la corriente secundaria en el cual se basa el funcionamiento del transformador. [NTC 2205, 2013 12 11]. Desplazamiento de fase (Δφ): Diferencia de fase entre los vectores de las tensiones o corrientes primarias y las tensiones o corrientes secundarias, elegido el sentido de los vectores de forma que este ángulo sea cero para un transformador ideal. El desplazamiento de fase se considera positivo cuando el vector de la tensión o corriente secundaria está adelantado con respecto al vector de la tensión o corriente primaria. Se expresa habitualmente en minutos o centiradianes. [NTC 5933, 2012 10 31]. Equipo de medida o medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía [Resolución CREG 038 de 2014]. Error de medición, Error: Diferencia entre un valor medido de una magnitud y un valor de referencia. [GTC/ISO/IEC99, 2009 12 16]. Error de relación (Ɛ): Error que un transformador de instrumentos introduce en la medida y que proviene del hecho de que la relación de transformación real no es igual a la relación de transformación nominal [NTC 5933, 2012 10 31]. El error de relación (error de tensión) [NTC 2207, 2012 10 31], expresado en porcentaje, está dado por la siguiente fórmula: 𝜀=𝑘$∗𝑈'−𝑈)𝑈)

2012 10 31]. El error de relación (error de tensión) [NTC 2207, 2012 10 31], expresado en porcentaje, está dado por la siguiente fórmula: 𝜀=𝑘$∗𝑈'−𝑈)𝑈) ∗100 % Donde: kr = es la relación de transformación nominal. Up = es la tensión primaria real. Us = es la tensión secundaria real cuando Up se aplica en condiciones de medición. El error de relación (en corriente) [NTC 2205, 2013 12 11], expresado en porcentaje, está dado por la siguiente fórmula:10

𝜀=𝑘$∗𝐼'−𝐼)𝐼) ∗100 % Dónde: kr = Relación de transformación nominal. Ip = Corriente primaria real. Is = Corriente secundaria real cuando Ip se aplica en condiciones de medición. Exactitud de medición, Exactitud: Proximidad del acuerdo entre un valor medido y un valor verdadero de un mesurando. [GTC/ISO/IEC99, 2009 12 16]. Índice de clase: Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos los valores del rango de corriente entre 0,1 Ib e Imax ó entre 0,05 In e Imax con factor de potencia unitario (y en caso de medidores polifásicos con cargas balanceadas) cuando el medidor se ensaya bajo condiciones de referencia (incluyendo las tolerancias permitidas sobre los valores de referencia). [NTC 5226, 2003 11 26]. Laboratorio acreditado: Laboratorio de ensayo y/o calibración, reconocido por un organismo de acreditación, que cumple con los requisitos de competencia técnica establecidos en la norma NTC-ISO-IEC 17025 o la norma internacional equivalente o aquella que la modifique, adicione o sustituya. [Resolución CREG 038 de 2014]. Mantenimiento: Conjunto de acciones o procedimientos tendientes a preservar o restablecer el sistema de medición a un estado tal que garantice su exactitud y la máxima confiabilidad [Resolución CREG 038 de 2014]. Medición, medida: Proceso que consiste en obtener experimentalmente uno o varios valores que pueden atribuirse razonablemente a una magnitud. [GTC/ISO/IEC99, 2009, 12 16] Patrón de medición de trabajo, Patrón de trabajo: Patrón utilizado habitualmente para calibrar o verificar instrumentos o sistemas de medición. [GTC/ISO/IEC99, 2009 12 16] Precisión de medición,

2009, 12 16] Patrón de medición de trabajo, Patrón de trabajo: Patrón utilizado habitualmente para calibrar o verificar instrumentos o sistemas de medición. [GTC/ISO/IEC99, 2009 12 16] Precisión de medición, Precisión: Proximidad del acuerdo entre las indicaciones o los valores medidos obtenidos en mediciones repetidas de un mismo objeto, o de objetos similares, bajo condiciones especificadas. [GTC/ISO/IEC99, 2009 12 16] ENSAYO: Determinación de una o más características de un objeto de evaluación de la conformidad, de acuerdo con un procedimiento. [NTC-ISO/IEC 17000, 2005 10 26]11

Sistema de medición o de medida: Conjunto de elementos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía en el punto de medición. [Resolución CREG 038 de 2014] STN, STR, ó SDL: Sistema de transmisión nacional, sistema de transmisión regional y sistema de distribución local, respectivamente Tensión primaria nominal: - Upr. Valor de la tensión primaria que aparece en la denominación del transformador y en la cual se basa su funcionamiento [NTC 2207, 2012 10 31]. Tensión secundaria nominal: - Usr. Valor de la tensión secundaria que aparece en la denominación del transformador y en la cual se basa su funcionamiento. [NTC 2207, 2012 10 31]. Transformador de corriente, CT o TC.: Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase corresponde a un ángulo que es aproximadamente cero en las condiciones normales de conexión [NTC 2205, 2013 12 11]. Transformador de corriente para medición: Transformador de corriente diseñado para alimentar instrumentos de medición, medidores y dispositivos similares [NTC 2205, 2013 12 11]. Transformador de medida: TC ó TT inductivo o capacitivo con o sin filtro anti ferroresonante. Transformador de tensión, PT o TT: Transformador para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones. [NTC

2207, 2012 10 31] [NTC 5933 2012 10 31]. Transformador de tensión capacitivo: Transformador de tensión compuesto por una unidad divisora de tipo capacitivo y una unidad electromagnética las cuales están diseñadas e interconectadas de tal forma que la tensión secundaria de la unidad electromagnética es substancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase con ella es de un ángulo aproximado a cero, para un sentido apropiado de las conexiones. [IEC 61869-5 2011 07-3] Traducción no oficial. Transformador de tensión para medición: Transformador de tensión destinado a transmitir una señal informativa para instrumentos de medición, medidores integrales y dispositivos similares [NTC 2207, 2012 10 31]. Trazabilidad metrológica: Propiedad de un resultado de medición por la cual el resultado puede relacionarse con una referencia mediante una cadena12

ininterrumpida y documentada de calibraciones, cada una de las cuales contribuye a la incertidumbre de medición. [GTC/ISO/IEC99, 2009 12 16]. Un: Tensión nominal/primaria indicada en la placa del TT o TC. Verificación: Conjunto de actividades dirigidas a corroborar que el sistema de medición se encuentre en correcto estado de funcionamiento y conforme a los requisitos establecidos. (Resolución CREG 038 de 2014). 6. INTERVENCIONES QUE IMPLICAN CALIBRACIÓN POR UN LABORATORIO ACREDITADO 6.1 En medidores de energía - Antes de la puesta en servicio (artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014). - “Cuando por alguna circunstancia se encuentren rotos o manipulados los sellos de seguridad instalados en los medidores, estos elementos del sistema de medición deben ser sometidos a calibración de acuerdo con lo establecido en el artículo 11 de la presente resolución, siempre y cuando el sello roto o manipulado permita la alteración del funcionamiento del equipo”. artículo 27 parágrafo 2 Resolución CREG 038 de 2014). - Por plan de mantenimiento (artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014). - Por modificación de la programación que afecte la calibración del medidor (artículo 32 de la Resolución CREG 038 de 2014). 6.2 EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE O TENSIÓN - Antes de la puesta en servicio (artículo 11 de la Resolución CREG 038 de 2014). - Después de cualquier reparación que implique cambio o

desarme de partes internas del transformador para corroborar que mantienen sus características metrológicas (artículo 11 y Literal h del Anexo 2 de la Resolución CREG 038 de 2014). - Pasados 18 meses desde la fecha de calibración y previo a la puesta en servicio, para el caso de los transformadores de tensión y de corriente con tensión nominal <= 35 kV (Literal g del Anexo 2 de la Resolución CREG 038 de 2014). 7. INTERVENCIONES QUE IMPLICAN PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y TENSIÓN - Por traslado físico de un TC ó un TT que se encuentre en funcionamiento y que vaya a ser puesto en servicio. - Por plan de mantenimiento (artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014). - Para cualquier nivel de tensión, pasados 6 meses desde la fecha de calibración sin entrar en servicio (Anexo 2, literal f de la Resolución CREG 038 de 2014). - Por cambio de relación de transformación de cualquier TT ó TC de una frontera comercial en servicio.13

• Por solicitud de cualquiera de los interesados. Nota. 1. Adicionalmente a las causas descritas anteriormente, se realizarán pruebas de rutina In Situ en el caso que para transformadores de tensión o de corriente en servicio antes de la entrada en vigencia del código de medida (CREG 038/2014), no cuenten con certificado de conformidad de producto o los documentos adicionales2 indicados en el artículo 10 de dicha resolución. 8. FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y TENSIÓN EN DESARROLLO DE LOS MANTENIMIENTOS DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN En la tabla 1, se define la frecuencia de las pruebas de rutina para los transformadores de medida. Punto de Medida Frecuencia Máxima (años) 1,2,3,4 y 5 12 Tabla 1. Frecuencia pruebas de rutina para transformadores de medida en desarrollo de los mantenimientos del sistema de medición. Notas. 2. El artículo 28 tabla 4 de la resolución CREG 038 de 2014, define la frecuencia de calibración para los medidores de energía. 3. La frecuencia en años indicada en la tabla 1, es referencia inicial, y será revisada producto del análisis estadístico de los resultados de las pruebas de rutina reportadas por los agentes. 4. El plazo definido para contabilizar la frecuencia de las pruebas de rutina en desarrollo de los mantenimientos, Tabla 1, se contabiliza a partir del 15 de enero de 2015, fecha de expedición del acuerdo CNO 722. 5. Los puntos de medida son los definidos en la Resolución CREG 038 de 2014.

2 Certificado de conformidad de producto CCP vigente a la fecha de adquisición del elemento o la declaración del fabricante o proveedor del elemento en que se señale el cumplimiento de la norma técnica aplicable en la fecha de suministro o los informes de pruebas de recepción de producto en que se demuestre el cumplimiento de la norma de técnica aplicable en la fecha de suministro.14

9.