Sistemas de Medición de Energía Eléctrica.

Presentación del tema: "Sistemas de Medición de Energía Eléctrica."— Transcripción de la presentación:

1 Sistemas de Medición de Energía Eléctrica.
Norma Oficial Mexicana de Emergencia Sistemas de Medición de Energía Eléctrica. Especificaciones y métodos de prueba de Medidores Multifunción y Transformadores de Instrumento. Coordinación General de Ingeniería y Normalización Diciembre, 2016

2 Contenido de la presentación
Participación del Regulador, Suministrador, Centro Nacional de Control de Energía, Transportista / Distribuidor, Usuarios. Objetivo y alcance de la NOM de emergencia. Justificación de la emergencia. Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades. Proceso metrológico, instrumentos de medición de energía eléctrica. Revisión, pruebas y aseguramiento. Protocolo de Verificación. Conclusiones.

3 Objetivo y alcance de la NOM de emergencia
NOM-EM-007-CRE-2017 “Medidores multifunción, TP-TC” (en emisión por emergencia enero 2017) NOM-044-SCFI watthorimetros electromecánicos NOM-127-SCFI-1999 watthorimetros digitales (AMI) (certificación de producto)

4 Objetivo y alcance de la NOM de emergencia
A partir del anteproyecto de NOM, Instrumentos Metrológicos, Sector eléctrico parte 2 (del grupo de trabajo radicado en el CCNNE) y de: - Especificación CFE G , 2010 - NMX relacionadas con Transformadores de instrumento. Establece las características físicas y condiciones mínimas aceptables de funcionamiento, métodos de prueba. Conforma el espectro o menú de opciones tecnológicas aprobadas para su uso, definiendo una estratificación de funciones conforme a tipo de usurario. No incluye sistemas de comunicación Sistema delimitado por los siguientes elementos: - Medidor de energía eléctrica - Transformadores de instrumentación de Potencial (Tensión), (TP). - Transformadores de instrumentación de Corriente, (TC). - Instalaciones inherentes

5 Justificación de la emergencia
Riesgo de afectaciones económicas a los suministradores y usuarios (centrales eléctricas y centros de carga) Riesgo de constituir barreras técnicas injustificadas a la industria eléctrica No se cuenta con Norma Oficial Mexica en la materia (NOM ordinaria) Al menos ocho meses para la emisión de la NOM ordinaria o definitiva Aprobación previa del Comité de Normalización.- 75 días Publicación para consulta pública.- 60 días, Respuesta a comentarios 45 días, Periodo de entrada en vigor una vez emitida.- 60 días

6 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 3, fracción XVIII (LFSMN).- Verificación: la constatación ocular o comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de laboratorio, o examen de documentos que se realizan para evaluar la conformidad en un momento determinado. Artículo 73 (LFSMN).- “Las dependencias competentes establecerán, tratándose de las normas oficiales mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la conformidad cuando para fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas, lo que se hará según el nivel de riesgo o de protección necesarios…” Artículo 74 (LFSMN), 2do párrafo.- La evaluación de la conformidad podrá realizarse por tipo, línea, lote o partida de productos, o por sistema, ya sea directamente en las instalaciones que correspondan o durante el desarrollo de las actividades, servicios o procesos de que se trate, y auxiliarse de terceros especialistas en la materia que corresponda.

7 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 8 (LIE).- La generación, transmisión, distribución, comercialización y la proveeduría de insumos primarios para la industria eléctrica se realizarán de manera independiente entre ellas y bajo condiciones de estricta separación legal; de la misma manera, se separarán el Suministro de Servicios Básicos y las otras modalidades de comercialización… Artículo 26 (LIE).- Los Transportistas y los Distribuidores son responsables de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y operarán sus redes conforme a las instrucciones del CENACE. Para el mantenimiento de la Red Nacional de Transmisión y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, los Transportistas y los Distribuidores se sujetarán a la coordinación y a las instrucciones del CENACE.

8 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 133 (LIE).- Para certificar el cumplimiento de las normas oficiales mexicanas, las unidades de verificación a que se refiere el artículo 33 de esta Ley deberán ser acreditadas en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Por su parte, las unidades de inspección podrán certificar el cumplimiento de especificaciones técnicas, características específicas de la infraestructura requerida y otros estándares. Dichas unidades deben contar con la aprobación de la Comisión Reguladora de Energía. Artículo 134 (LIE).- Los organismos de certificación, los laboratorios de pruebas, las unidades de verificación y las unidades de inspección que realicen sus actividades para la industria eléctrica observarán la estricta separación legal a que se refiere el artículo 8 de esta Ley.

9 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 41 (LIE).- Los Transportistas y los Distribuidores sólo podrán suspender el servicio a los Usuarios Finales en los casos siguientes: Por caso fortuito y fuerza mayor; Por mantenimiento programado en las instalaciones, siempre que se haya notificado con anterioridad al Usuario Final o su representante; Por incumplimiento de las obligaciones de pago o de garantía de un Usuario Calificado Participante del Mercado frente al CENACE, en cuyo caso el CENACE emitirá la instrucción respectiva; Por incumplimiento de las obligaciones de pago oportuno por el servicio prestado, en cuyo caso el Suministrador que representa al Centro de Carga emitirá la instrucción respectiva; Por terminación del contrato de Participante del Mercado o del contrato de Suministro, en cuyo caso el CENACE o el Suministrador que representa al Centro de Carga, respectivamente, emitirá la instrucción; Por realizar actividades o incurrir en omisiones que impidan el funcionamiento adecuado de las redes o que alteren o impidan el funcionamiento normal de los instrumentos de control o de medición; Por incumplimiento de las normas oficiales mexicanas, o mala operación o fallas en las instalaciones del Usuario Final;

10 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 41 (LIE).- continuación… Por el uso de energía eléctrica en contravención a lo establecido en las Reglas de Mercado o en las condiciones generales para la prestación del Suministro Eléctrico, según corresponda, y Por incumplimiento de las obligaciones contractuales cuando en el contrato se estipule que tal incumplimiento implica la suspensión del servicio. En los casos antes señalados, los Transportistas y los Distribuidores podrán proceder al corte del servicio sin requerirse al efecto la intervención previa de autoridad alguna, y sólo deberán restaurar el servicio cuando se subsanen las causas que originaron el corte. En caso de una suspensión de servicio que posteriormente se determine improcedente, las responsabilidades que deriven corresponderán al CENACE o al Suministrador que en su caso haya emitido la instrucción, siempre y cuando el Transportista o el Distribuidor la haya ejecutado correctamente. En caso de que el Transportista o el Distribuidor no ejecute la suspensión en un periodo de 24 horas siguientes a la recepción de la instrucción del CENACE o del Suministrador, el consumo que corresponde al periodo subsecuente se cargará al Transportista o al Distribuidor correspondiente.

11 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 37 (RLIE).- El Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica se sujetará a las disposiciones administrativas de carácter general que emita la CRE en materia de Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad. La prestación de dicho servicio público se realizará observando el correcto funcionamiento e integridad de los equipos y dispositivos de sus redes. El Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica deberá prestarse bajo parámetros aceptables de: I. Tensión; II. Disponibilidad de los elementos de las redes; III. Interrupciones del Suministro Eléctrico; IV. Componentes armónicos; V. Pérdidas de energía eléctrica, y VI. Cualquier otro aspecto técnico que la CRE considere necesario. Para efectos de lo anterior, al definir los parámetros que se determinen como aceptables, la CRE deberá tomar en cuenta los aspectos económicos asociados.

12 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades
Artículo 113 (RLIE).- Los Transportistas y Distribuidores deberán usar e instalar únicamente instrumentos de medición que hayan obtenido una aprobación de modelo prototipo conforme a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y la norma oficial mexicana correspondiente y, en ausencia de ésta, conforme a la norma mexicana o norma internacional Los Transportistas y Distribuidores deberán verificar a través de unidades de verificación acreditadas y aprobadas, cuando menos una vez cada tres años, los instrumentos de medición instalados para asegurar que se ajusten a la exactitud establecida en la norma oficial mexicana y en ausencia de ésta conforme a la correspondiente de acuerdo a lo señalado en el párrafo anterior. Los Transportistas y Distribuidores deberán retirar los instrumentos de medición que no puedan ser calibrados para asegurar la exactitud establecida en la norma correspondiente y sustituirlos por los que cumplan con la misma.

13 Marco jurídico, obligaciones y delimitación de responsabilidades:
Artículo 87-A (LFSMN).- La Secretaría (Economía), por sí o a solicitud de cualquier dependencia competente o interesado, podrá concertar acuerdos con instituciones oficiales extranjeras e internacionales para el reconocimiento mutuo de los resultados de la evaluación de la conformidad (informe de pruebas y/o certificados) que se lleve a cabo por las dependencias, personas acreditadas e instituciones mencionadas, así como de las acreditaciones otorgadas. Las entidades de acreditación y las personas acreditadas también podrán concertar acuerdos con las instituciones señaladas u otras entidades privadas, para lo cual requerirán el visto bueno de la Secretaría. Cuando tales acuerdos tengan alguna relación con las normas oficiales mexicanas, se requerirá, además, la aprobación del acuerdo por la dependencia competente que expidió la norma en cuestión y la publicación de un extracto del mismo en el Diario Oficial de la Federación.

14 Proceso metrológico, instrumentos de medición de energía eléctrica.
Comisión Reguladora de Energía (CRE) – Medidores multifunción – NOM-EM-007-CRE-2017 Secretaria de Economía (SE) – Lista de instrumentos – NOM-044-SCFI / NOM-127-SCFI Entidad Mexicana de Acreditación (EMA)- NMX-EC-17020, y Unidad de Verificación Requiere: Acreditación en NOM (EMA) Aprobación (CRE) Requiere: Acreditación (EMA) Aprobación (SE-CRE) Requiere: Acreditación (EMA) Aprobación (SE-CRE) Facultad de LFSMN: Acuerdo de Reconocimiento Mutuo (Informe de pruebas y/o Certificado) Requiere: Acreditación (EMA) Aprobación (SE-CRE) Requiere: Registro de Capacitación o Acreditación 17020 (EMA-STPS) Instalación del Medidor SECRETARÍA DE ECONOMIA Transportista Distribuidor Laboratorio de pruebas Organismo de Certificación Laboratorio de calibración Dependencia Emite: Informe de Pruebas del Producto (Medidor) Emite: Certificado de Conformidad del Producto Emite: Aprobación del Modelo Prototipo Emite: Informe de Calibración Emite: Constancia de Revisión, Pruebas y Aseguramiento La Verificación se debe realizar: 1 vez cada tres años A petición de parte en caso de controversia en la medición. Unidad de Verificación Emite: Acta y Dictamen de Verificación.

15 Estratificación de funciones conforme a tipo de usuario.

16 Revisión, pruebas y aseguramiento del sistema de medición (RPA)
RPA del sistema de medición El transportista / distribuidor (CFE) deben llevar a cabo la “revisión, pruebas y aseguramiento” (RPA) de los sistemas de medición como parte de sus obligaciones, inherentes a la prestación del servicio; aplicando los procedimientos adaptados para dichas actividades, conforme a sus responsabilidades de control físico y operativo. Prueba Inicial (previo y durante la instalación) RPA Programada. RPA No Programada. Dependencia

17 Revisión, pruebas y aseguramiento del sistema de medición (RPA)
Para llevar a cabo la RPA se debe incluir, al menos lo siguiente: Diagramas y ubicación, Ubicación de los medidores y componentes, Datos de placa de los transformadores de instrumentos Ingreso de tolerancias de exactitud del medidor, Componentes relacionados al medidor, sellos y seguros, Prueba de burden, Constantes de medición aplicadas, Comunicaciones, Dictamen de calibración y ajuste del sistema de medición cuando este fuera de las tolerancias. Dependencia

18 Revisión, pruebas y aseguramiento del sistema de medición (RPA)
Para llevar a cabo la RPA se debe incluir (continua): Prueba de correspondencia de fases, Seguridad de la información del sistema de medición, Pruebas de relación de TC y TP, Pruebas al sistema de sincronía de tiempo, Pruebas funcionales del sistema de medición, Sellos (a cargo del Transportista / Distribuidor). Dependencia

19 Revisión, pruebas y aseguramiento del sistema de medición (RPA).
Protocolo de: Prueba inicial. Cuando el sistema de medición es instalado por primera vez. Se debe notificar al Suministrador y/o al CENACE. Se debe disponer de los registros de pruebas del fabricante y/o laboratorio primario y la calibración de medidores (certificado aprobado de modelo o prototipo). Dependencia

20 Revisión, pruebas y aseguramiento del sistema de medición (RPA).
Protocolo de: RPA Programada. Posterior a calibración, instalación y prueba inicial. Coordinada entre responsable del sistema de medición y el participante del mercado al menos con 5 días de anticipación. El responsable de la medición entrega copia del resultado al CENACE y al participante del mercado. El responsable del sistema de medición informa al CENACE las acciones correctivas a ejecutarse máximo en 30 días, posterior a haber entregado el resultado al CENACE. No Cumple Si Si No El CENACE notifica un nuevo plazo. Cumple Dependencia Incumplimiento reiterado de conformidad con las bases del mercado. Si No Registro de medición vigente. Cumple

21 Revisión, pruebas y aseguramiento del sistema de medición (RPA)
RPA No programada. Posterior a calibración, instalación y prueba inicial. A petición de cualquiera de las partes (responsable del sistema de medición y/o el participante del mercado), notificando al CENACE al menos con 5 días de anticipación. Cuando el CENACE lo solicite considerando anomalías en registros de datos de medición. Se lleva a cabo toda la RPA para determinar el correcto funcionamiento, sin alteraciones, ni anomalías. El Transportista o distribuidor actúa conforme al Art. 41 de la LIE informando al suministrador y CENACE mediante constancia. Cumple Dependencia No Si Registro de medición vigente.

22 Protocolo de Verificación:
Aplicación del Procedimiento de evaluación de la conformidad de la NOM de emergencia, mediante una Tercero Especialista, entidad de tercera parte aprobada por la CRE. La TE verificará los resultados de la RPA, sin involucrarse en realizar actividades de control operativo y de control físico de los sistemas verificados (es decir no puede realizar la RPA). Si el dictamen es aprobatorio el registro del sistema de medición continua vigente. En caso de no conformidad o incumplimiento, se estará a lo estipulado en los artículos 113 y 114 del RLIE. Una vez concluida la RPA o la Verificación de los sistemas de medición y el resultado haya sido satisfactorio el responsable de los sistemas de medición (transportista o distribuidor) debe de instalar los sellos físicos y electrónicos a los equipos necesarios, con la asignación de la numeración correspondiente.

23 Conclusiones: EL CENACE, establecerá la infraestructura para la interconexión de centrales eléctricas y conexión de centros de carga de forma fundamentada en la NOM de emergencia; las Unidades de Inspección certificarán la instalación de dicha infraestructura, incluido los sistemas de medición. La CFE realizará la adquisición y registro de los datos de medición de energía eléctrica y de los servicios conexos entregados y recibidos por las Centrales Eléctricas y Centros de Carga, la RPA y en su caso, la suspensión del servicio a los usuarios finales cuando éstos incurran en actividades que alteren o impidan el funcionamiento normal de los instrumentos de control o de medición o por incumplimiento de las obligaciones de pago del usuario. La aplicación del procedimiento de evaluación de la conformidad del proceso metrológico, es exclusivamente mediante Terceros Especialistas aprobados por la CRE, entidades de tercera parte independientes, sin conflicto de intereses respecto de los Transportistas o Distribuidores, y sin involucrarse en realizar actividades de control operativo o físico de las instalaciones verificadas.

24 Gracias. Dependencia