GUIA PARA LA DETECCIÓN DE FRAUDES EN SUMINISTROS …

GUIA PARA LA DETECCIÓN DE FRAUDES EN SUMINISTROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MEDICIÓN DIRECTA

SANTIAGO RIOS VILLEGAS

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA

FACULTAD DE TECNOLOGÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA

PEREIRA

2013

GUIA PARA LA DETECCIÓN DE FRAUDES EN SUMINISTROS DE ENERGIA ELECTRICA EN MEDICIÓN DIRECTA

SANTIAGO RIOS VILLEGAS

Proyecto de grado

Para optar al título de

Tecnólogo en electricidad

Director

Ing. Jorge Humberto Sanz A

Docente del programa de tecnología eléctrica

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA

FACULTAD DE TECNOLOGÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA

PEREIRA

2013

Nota de aceptación:

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Firma del presidente del jurado

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Firma del jurado

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Firma del jurado

Pereira, 6/06/2013

AGRADECIMIENTOS.

A Dios por su inmensa gloria

Agradecimientos a padres y hermanos por ser parte de este importante logro.

Agradecimientos sinceros a la empresa Postratar, por brindarme la posibilidad de laborar; gracias a dicha oportunidad, se hace posible la elaboración de este proyecto.

Agradecimientos sinceros al docente e ingeniero Santiago Gómez Estrada, por su calidad humana y su gran don de gente; gracias a él fue posible la elaboración de este proyecto.

Agradecimientos sinceros al docente e ingeniero Jorge Humberto Sanz Alzate, por ser el director del proyecto de grado.

CONTENIDO

Pág. INTRODUCCIÓN. .................................................................................................. 21

1. FUNCIONAMIENTO, ESTRUCTURA Y ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DEL MEDIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA ELECTROMECÁNICO Y ELECTRÓNICO ..................................................................................................... 24

1.1 FUNCIONAMIENTO DEL MEDIDOR ELECTROMECÁNICO. (3) ............ 24

1.1.1 Elementos principales del medidor de energia electromecánico.(1) ......... 25

1.1.1.1 Tapa principal ........................................................................................ 25

1.1.1.2 Base: ..................................................................................................... 25

1.1.1.3 Caja de conexiones o bornera: .............................................................. 26

1.1.1.4 Tapa bornera: ........................................................................................ 26

1.1.1.5 Placa de características: ....................................................................... 27

1.1.1.6 Cojinete superior: .................................................................................. 27

1.1.1.7 Cojinete inferior: .................................................................................... 28

1.1.1.8 Registrador o numerador: ...................................................................... 28

1.1.1.9 Disco: .................................................................................................... 29

1.1.1.10 Imán de freno: ....................................................................................... 29

1.1.1.11 Bobina de corriente: .............................................................................. 30

1.1.1.12 Bobina de tensión: ................................................................................. 31

1.1.1.13 Chasis:................................................................................................... 31

1.1.1.14 Sello de seguridad: ................................................................................ 32

1.2 FUNCIONAMIENTO DEL MEDIDOR ELECTRÓNICO. (3) ...................... 32

1.2.1 Elementos principales del medidor de energía electrónico. (4) ................ 34

1.2.1.1 Display: .................................................................................................. 35

1.2.1.2 Circuitos de medición de corriente: ....................................................... 36

1.2.1.3 Circuitos de medición de tensión: .......................................................... 37

1.2.1.4 Puerto óptico de comunicación: ............................................................. 37

1.2.1.5 LEDs: ..................................................................................................... 38

1.2.1.6 Pulsador de lectura ................................................................................ 39

1.2.1.7 Microcontrolador: ................................................................................... 39

1.2.1.8 Memoria:................................................................................................ 40

1.2.1.9 Cristal oscilador: .................................................................................... 40

1.2.1.10 Cables de conexión a bornera: .............................................................. 41

1.2.1.11 Inductores toroidales: ............................................................................ 42

1.2.1.12 Varistores (MOV Metal oxid varistor): .................................................... 43

1.2.1.13 Capacitores de filtrado: .......................................................................... 44

1.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA. .. .................................................................................................................. 44

1.3.1 Según la energía a medir. ......................................................................... 44

1.3.2 Tipos de medidores según su construcción (elementos de tensión y de corriente). ............................................................................................................... 44

1.3.3 Clasificación de los medidores según su conexión a la red. (1) ............... 46

1.3.3.1 De conexión directa: .............................................................................. 46

1.3.3.2 De conexión semi-directa (algunos la llaman semi-indirecta): ............... 47

1.3.3.3 De conexión indirecta: ........................................................................... 47

1.3.4 De acuerdo con la exactitud. .................................................................... 47

1.3.4.1 Clase 2: ................................................................................................. 47

1.3.4.2 Clase 1: ................................................................................................. 47

1.3.4.3 Clase 0,5: .............................................................................................. 47

1.3.4.4 Clase 0,2: .............................................................................................. 47

2. INSPECCION VISUAL, FRAUDES Y SEÑALES DE FRAUDE EN LOS SUMINISTROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA. (3) .................................................... 51

2.1 INSPECCIÓN VISUAL EN LA ACOMETIDA ............................................ 51

2.2 INSPECCIÓN VISUAL EN LOS SELLOS O PRECINTOS. (3) ................. 52

2.3 INSPECCIÓN VISUAL EN LAS PARTES EXTERNAS AL MEDIDOR. (3) ... .................................................................................................................. 53

2.4 FRAUDES Y SEÑALES DE FRAUDE EN LOS SUMINITROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA. (3) ................................................................................... 57

2.4.1 Fraudes en la acometida .......................................................................... 57

2.4.1.1 Servicio directo de la red de distribucion de baja tensión. ..................... 57

2.4.1.2 Servicio directo con instalación dentro de la pared (cubierto con cemento). .............................................................................................................. 58

2.4.1.3 Servicio directo derivado de los conectores. ......................................... 58

2.4.1.4 Servicio directo derivado de la acometida. ............................................ 59

2.4.1.5 Servicio directo derivado desde el cielo raso......................................... 60

2.4.1.6 Acometida trifásica tetrafilar con contador monofásico. ........................ 60

2.4.1.7 Acometida bifásica trifilar con contador monofásico. ............................. 61

2.4.1.8 Acometida derivada subterránea de trafo de distribución de doble fondo. .............................................................................................................. 61

2.4.1.9 Acometida subterranea derivada de caja de inspección o paso. ........... 62

2.4.1.10 Servicio directo derivado de las salidas del trafo. .................................. 63

2.4.1.11 Servicio directo al tablero de distribución. ............................................. 64

2.4.1.12 Servicio directo de la alimentación del transformador de distribución al barraje del tablero. ................................................................................................. 64

2.4.1.13 Neutro prestado de otro servicio. ........................................................... 64

2.4.1.14 Neutro tomado de una puesta a tierra ................................................... 65

2.4.1.15 Una fase aislada en la red o en la bornera en medidas con neutro directo .............................................................................................................. 66

2.4.1.16 Acometida con contactor para doble paso ............................................ 68

2.4.1.17 Acometida con cuhilla doble paso ......................................................... 68

2.4.1.18 Derivación de la acometida dentro del ducto ......................................... 69

2.4.1.19 Acometida subterránea con inversión voluntaria de corrientes con cuchillas o contactores. .......................................................................................... 69

2.4.2 Fraudes en la caja de conexiones del medidor de energía eléctrica ....... 69

2.4.2.1 Serie de los sellos de la tapa principal coinciden con la serie de la caja de conexiones. ....................................................................................................... 69

2.4.2.2 No tiene tapa de la caja de conexiones y presenta señales de fogueo entre entrada(s) y salida(s). ................................................................................... 70

2.4.2.3 Ancla de tensión suelta.......................................................................... 70

2.4.2.4 Ancla aislada con cinta o pegante. ........................................................ 71

2.4.2.5 Falta ancla de tensión o puente ............................................................. 72

2.4.2.6 Derivación directa de la bornera a la entrada del medidor. ................... 72

2.4.2.7 Puente entre entrada y salida de corriente internamente ...................... 73

2.4.2.8 Puente entre entrada y salida de corriente externamente. .................... 74

2.4.2.9 Inversión de entrada por salida de corriente en contadores monofásicos (gira inversamente). ............................................................................................... 75

2.4.2.10 Inversión de entrada por salida de corrientes en medidores trifásicos (en cargas equilibradas deja de registrar el 76%) ........................................................ 76

2.4.2.11 Invertida la conexión neutro fase en contadores trifásicos .................... 77

2.4.3 Señales de fraude en la caja principal del medidor de energía eléctrica. . 78

2.4.3.1 Hueco(s) en la tapa principal para introducir elementos extraños y frenar el medidor .............................................................................................................. 78

2.4.3.2 Tapa de la caja principal con salpicadura de pintura para cubrir huecos por donde se introducen elementos extraños ........................................................ 79

2.4.3.3 Medidor electromecánico con el disco rayado. ...................................... 79

2.4.3.4 Tornillo que fija la tapa principal roto y la tapa principal ajustada .......... 80

2.4.3.5 Orejas de fijación de la tapa principal rotas ........................................... 80

2.4.3.6 Medidor electromecánico desnivelado mas de treinta grados ............... 81

2.4.3.7 Tornillos de fijación de la tapa principal con señales de manipulación (se observa el bronce destapado con pérdida del cromo, del galvanizado o zincado) 81

2.4.3.8 Medidor con la bornera quemada .......................................................... 82

2.4.3.9 Tornillos de la caja bornera soldados ................................................... 82

2.4.3.10 Medidor con el talco suelto o quebrado. ................................................ 83

2.4.3.11 Medidor con la base partida .................................................................. 84

2.4.3.12 Medidor con la caja perforada, con direccion a la fase .......................... 84

2.4.3.13 Medidor con el neutro aislado ................................................................ 85

2.4.3.14 Medidor dañado .................................................................................... 85

2.4.3.15 Elementos extraños dentro del medidor ................................................ 86

2.4.3.16 Sellos del medidor lesionados, dañados y reparados ........................... 88

2.4.3.17 Medidor antiguo sin sellos ..................................................................... 90

2.4.3.18 Alambre de cobre en el sello de plomo nuevo en medidores muy antiguos .............................................................................................................. 91

2.4.3.19 Alambres y sellos con exceso de óxido en lugares no expuestos al medio ambiente ..................................................................................................... 92

2.4.3.20 Sellos de plomo repisados en señales de haber sido abiertos con agujas y cerrados con mordazas de alicates ..................................................................... 92

2.4.3.21 Sellos tipo candado abiertos.................................................................. 93

2.4.3.22 Sellos imitación ...................................................................................... 93

2.4.3.23 Sellos originales no instalados por la electrificadora ............................. 93

2.4.3.24 Sellos de latón o fatiga abiertos o soplados .......................................... 93

2.4.3.25 Sellos de rotoseal manipulados ............................................................. 94

2.4.3.26 Guaya o alambre de los sellos rotos escondida en el hueco del tornillo 94

2.4.4 Fraudes en el medidor o caja principal ..................................................... 95

2.4.4.1 Medidor de elemento y medio en red trifásica (no instalado por la electrificadora) ....................................................................................................... 95

2.4.4.2 Medidor trifásico tetrafilar en una red trifásica en delta ......................... 95

2.4.4.3 Medidor desconectado y en servicio directo .......................................... 95

2.4.4.4 Medidor retirado por particulares ........................................................... 96

2.4.4.5 En medidores antiguos de tapa metálica y placa de características remachada, al retirar estos y quitar la placa utilizan dichos huecos para introducir elementos extraños que frenan el medidor. ........................................................... 96

2.4.4.6 DOBLE PLACA DE CARACTERÍSTICAS ............................................. 98

2.4.4.7 Placa de características incompleta ...................................................... 98

2.4.4.8 Numerador o integrador no engrana con el sinfín ................................. 99

2.4.4.9 Piñón de ataque del intrgrador con dientes limados .............................. 99

2.4.4.10 Dígitos corridos (las ruedas del integrador desalineadas) ................... 100

2.4.4.11 Recuadro que resalta la lectura esta rayado ....................................... 100

2.4.4.12 Disco doblado se frena con los imanes de freno ................................. 101

2.4.4.13 Disco frenado por la manipulación de los cojinetes o joyas................. 101

2.4.4.14 Limadura o arena sobre el disco ......................................................... 104

2.4.4.15 Medidor con numerador suelto ............................................................ 104

2.4.4.16 Medidor sin placa de características ................................................... 105

2.4.4.17 Inversión interna de entrada por salida de corriente ............................ 105

2.4.4.18 Puente interno entre entrada por salida de bobina de tensión ............ 106

2.4.4.19 Falta puente o ancla de tensión interna ............................................... 107

2.4.4.20 En medidor de dos o más elementos conmutadas las tensiones con las corrientes ............................................................................................................ 108

2.4.4.21 Agujas del numerador o integrador corridas por manipulación............ 108

2.4.4.22 Medidor con integrador cambiado para dismimuir el registro .............. 108

2.4.4.23 Cambio de integrador y placa de características escaneada con cambio de datos para que la prueba de integración de correcta ...................................... 110

2.4.4.24 Manipulación en la tercera o cuarta rueda del integrador .................... 110

2.4.4.25 Ajuste en los mecanismos de integración. .......................................... 111

2.4.4.26 Fotoceldas conectadas en serie con la bobina de tensión. ................ 112

2.4.4.27 Resistencia conectada en serie con la bobina de tensión ................... 112

2.4.4.28 Medidor electrónico con el display apagado ........................................ 113

2.4.4.29 Medidor electrónico con los segmentos del display quemados ........... 113

2.4.4.30 Elementos de estado sólido quemados ............................................... 114

3. PRUEBAS PARA REVISIÓN DE MEDIDORES EN TERRENO. ............ 115

3.1 CONSUMO ESTIMADO. (3) .................................................................. 115

3.1.1 Censo aforo de carga por placa de características: ............................... 115

3.1.2 Censo o aforo de carga por medición de tensión y corriente: ................. 115

3.1.3 Censo o aforo de carga por tablas establecidas: .................................... 115

3.1.4 Herramientas para realizar la prueba. .................................................... 115

3.1.5 Pasos para realizar la prueba: ................................................................ 115

3.1.6 Ejemplos para hallar el consumo estimado. ........................................... 118

3.2 CONSUMO PROYECTADO ................................................................... 119

3.2.1 Herramientas para realizar la prueba: ................................................... 119


3.3 PRUEBA DE SUMATORIA DE CORRIENTES EN UN NODO ............... 121

3.3.1 Las herramientas requeridas para realizar la prueba son: ...................... 122

3.3.2 . Pasos para realizar la prueba: .............................................................. 122

3.4 PRUEBA PARA LA DETECCIÓN DE LÍNEA AMIGA ............................. 126

3.4.1 Criterios para la detección de línea amiga ............................................. 126

3.4.2 Datos de campo para detección de línea amiga. .................................... 127

3.5 PRUEBA DE TIEMPO-POTENCIA ......................................................... 130

3.5.1 Prueba por baja ...................................................................................... 130

3.5.1.1 Herramientas para realizar la prueba: ................................................. 130

3.5.1.2 Pasos para realizar la prueba: ............................................................. 130

3.5.2 Prueba por alta ....................................................................................... 134

3.5.2.1 Herramientas para realizar la prueba: ................................................. 134

3.5.2.2 Pasos para realizar la prueba .............................................................. 135

3.6 PRUEBA DE REGISTRO O INTEGRACIÓN EN MEDIDORES ELECTROMECÁNICOS ...................................................................................... 139

3.6.1 Herramientas para realizar la prueba: .................................................... 139


4. CONCLUSIONES. .................................................................................. 142

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 143

LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Características técnicas de los medidores clase 2 ................................... 48 Tabla 2 Características técnicas de los medidores clase 1 ................................... 49 Tabla 3 Características técnicas de los medidores clase 0.5 y 0.2 ........................ 50 Tabla 4 Datos establecidos para la detección de línea amiga tomados en el emisor. ................................................................................................................. 126 Tabla 5 Datos establecidos para la detección de línea amiga tomados en el receptor. ............................................................................................................... 127

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Esquema de funcionamiento del medidor electromecánico de energía eléctrica. ................................................................................................................ 24 Figura 2 Medidor electromecánico monofásico marca schlumberger SL1621 ...... 25 Figura 3 Medidor electromecánico monofásico marca actaris. ............................. 25 Figura 4 Caja de conexiones del medidor de energía eléctrica. ........................... 26

Figura 5 Tapa bornera del medidor de energía eléctrica. ..................................... 26 Figura 6 Placa de características medidor de energía eléctrica marca schlumberger SL1631. ........................................................................................... 27 Figura 7 Cojinete superior del medidor electromecánico de energía eléctrica. ..... 27

Figura 8 Cojinete inferior del medidor electromecánico de energía eléctrica. ....... 28 Figura 9 Registrador del medidor de energía eléctrica ......................................... 29

Figura 10 Disco de aluminio del medidor electromecánico de energía eléctrica .. 29 Figura 11 Imán de freno del medidor electromecánico de energía eléctrica ......... 30 Figura 12 Bobina de corriente del medidor electromecánico de energía eléctrica. ............................................................................................................................... 30 Figura 13 Bobina de tensión del medidor electromecánico de energía eléctrica .. 31

Figura 14 Chasis del medidor electromecánico de energía eléctrica. ................... 31 Figura 15 Sello de seguridad de plástico del medidor de energía eléctrica .......... 32

Figura 16 Funcionamiento del medidor electrónico .............................................. 33 Figura 17 Parte exterior de la tapa cubierta de los elementos internos del medidor electrónico.............................................................................................................. 34 Figura 18 Parte interior de la tapa cubierta de los elementos internos del medidor electrónico ............................................................................................................. 34

Figura 19 Parte interna del medidor electrónico ................................................... 35 Figura 20 Display del medidor electrónico. ........................................................... 36

Figura 21 Circuitos de medición de corriente del medidor electrónico .................. 36 Figura 22 Circuito de corriente del medidor electrónico ........................................ 37 Figura 23 Circuitos de medición de tensión del medidor electrónico. ................... 37 Figura 24 Puerto óptico de comunicación del medidor electrónico ....................... 38 Figura 25 LEDs del medidor electrónico ............................................................... 38

Figura 26 Pulsador de lectura del medidor electrónico ......................................... 39 Figura 27 Microcontrolador del medidor electrónico ............................................. 39

Figura 28 Memoria del medidor electrónico .......................................................... 40 Figura 29 Cristal oscilador del medidor electrónico .............................................. 41 Figura 30 Cables de conexión a bornera del medidor electrónico ........................ 41 Figura 31 Parte posterior del circuito impreso del medidor electrónico. ................ 42 Figura 32 Inductores toroidales, varistores, capacitores de filtrado del medidor electrónico ............................................................................................................. 42 Figura 33 Inductores toroidales del medidor electrónico ....................................... 43

Figura 34 Varistores del medidor electrónico ........................................................ 43 Figura 35 Capacitores de filtrado del medidor electrónico .................................... 44 Figura 36 Medidor monofásico bifilar (una bobina de tensión, una bobina de corriente). ............................................................................................................... 45

Figura 37 Medidor de elemento y medio, una bobina de tensión, dos bobinas de corriente ................................................................................................................. 45 Figura 38 Medidor bifásico trifilar (dos bobinas de tensión, dos bobinas de corriente). ............................................................................................................... 46 Figura 39 Medidor trifásico tetrafilar (tres bobinas de tensión, tres bobinas de corriente). ............................................................................................................... 46 Figura 40 Servicio directo desde la red de distribución de baja tensión .............. 57 Figura 41 Servicio directo desde la red de distribución de baja tensión ............... 57

Figura 42 Servicio directo con instalación dentro de la pared. .............................. 58 Figura 43 Servicio directo derivado del conector tipo piercing. ............................. 58 Figura 44 Servicio directo derivado del conector de la caja de distribución. .......... 59

Figura 45 Servicio directo derivado de la acometida concéntrica. ........................ 59 Figura 46 Servicio directo derivado de la acometida concéntrica ......................... 60 Figura 47 Servicio directo desde el cielo raso ...................................................... 60

Figura 48 Acometida concéntrica trifásica tetrafilar con contador monofásico .... 61 Figura 49 Acometida bifásica trifilar con contador monofásico ............................. 61

Figura 50 Acometida subterránea derivada de caja de inspección o paso ........... 62 Figura 51 Acometida subterránea derivada de caja de inspección o paso ........... 62 Figura 52 Servicio directo de las salidas del transformador de distribución. ......... 63

Figura 53 Servicio directo de las salidas del transformador de distribución. ......... 63 Figura 54 Servicio directo de la alimentación del transformador de distribución. . 64

Figura 55 Neutro prestado de otro servicio derivado desde el conector de la caja de distribución. ....................................................................................................... 65

Figura 56 Neutro prestado de otro servicio, derivado de bornera. ........................ 65 Figura 57 Neutro tomado de una puesta a tierra .................................................. 66 Figura 58 Neutro tomado de una puesta a tierra .................................................. 66

Figura 59 Medidor electromecánico marca krizik rymel de elemento y medio (dos bobinas de corriente y una de tensión) .................................................................. 67 Figura 60 Medidor electromecánico marca krizik rymel de elemento y medio (dos bobinas de corriente y una de tensión) con Acometida bifásica trifilar y una fase aislada. .................................................................................................................. 67 Figura 61 Acometida bifásica trifilar con una fase aislada en la caja de distribución. ............................................................................................................ 68

Figura 62 Acometida con cuchilla doble paso ....................................................... 68 Figura 63 Sello de plástico de la caja de conexiones del medidor electromecánico con serie (00204783). ............................................................................................ 69 Figura 64 Sello de plástico de la tapa principal del medidor electromecánico (00204783)............................................................................................................. 70 Figura 65 No tiene tapa de la caja de conexiones y presenta señales de fogueo entre entrada(s) y salida(s) .................................................................................... 70 Figura 66 Medidor electromecánico con Ancla de tensión suelta. ....................... 71

Figura 67 Medidor electromecánico antiguo con las anclas de tensión aisladas con cinta ................................................................................................................ 71 Figura 68 Medidor antiguo electromecánico sin puentes de tensión. ................... 72 Figura 69 Derivación de la fase de la acometida en la bornera. ............................ 72

Figura 70 Puente interno en los terminales de la bobina de corriente .................. 73 Figura 71 Puente interno en los terminales de la bobina de corriente. ................ 73 Figura 72 Puente externo en los terminales de la bobina de corriente externamente. ........................................................................................................ 74 Figura 73 Puente externo en los terminales de la bobina de corriente. ............... 74

Figura 74 Medidor monofásico electromecánico marca ISKRA, tecnología europea (conexión asimétrica) ............................................................................... 75 Figura 75 Conexión correcta del medidor monofásico electromecánico para tecnología europea (conexión asimétrica) ............................................................. 75 Figura 76 Conexión incorrecta (fases invertidas), del medidor monofásico electromecánico para tecnología europea (conexión asimétrica). ......................... 76

Figura 77 Medidor trifásico electrónico marca ELSTER, tecnología europea (conexión asimétrica) ............................................................................................. 76 Figura 78 Conexión incorrecta (fases de entrada y salida invertidas), del medidor trifásico para tecnología europea (conexión asimétrica). ....................................... 77 Figura 79 Medidor trifásico electrónico marca ELSTER, tecnología europea (conexión asimétrica) ............................................................................................. 77 Figura 80 Conexión incorrecta (una de las fases de la acometida invertida con el neutro de la acometida), del medidor trifásico para tecnología europea (conexión asimétrica). ............................................................................................................ 78 Figura 81 Tapa principal del medidor electromecánico perforada, para introducir elementos extraños e intervenir la medida. ........................................................... 78 Figura 82 Tapa de la caja principal del medidor monofásico electromecánico marca schlumberger SL1621 con salpicadura de pintura para cubrir huecos por donde se introducen elementos extraños para intervenir la medida. ..................... 79 Figura 83 Medidor electromecánico con el disco de aluminio rayado. .................. 79

Figura 84 Medidor electromecánico con el tornillo que fija la tapa principal roto y la tapa principal ajustada con alambre. ..................................................................... 80 Figura 85 Orejas de fijación de la tapa principal rotas .......................................... 80 Figura 86 Medidor electromecánico desnivelado más de treinta grados. ............. 81

Figura 87 Tornillo de fijación de la tapa principal con señales de manipulación. .. 81 Figura 88 Medidor con la bornera quemada ......................................................... 82 Figura 89 Tornillos de la caja bornera soldados .................................................. 82

Figura 90 Tornillos de la caja bornera soldados .................................................. 83 Figura 91 Medidor con el talco suelto ................................................................... 83 Figura 92 Medidor con el talco quebrado .............................................................. 84 Figura 93 Medidor electromecánico con la base partida ...................................... 84

Figura 94 Medidor con la caja perforada con dirección a la fase .......................... 85 Figura 95 Medidor con el neutro aislado ............................................................... 85 Figura 96 Medidor lleno de agua .......................................................................... 86 Figura 97 Elementos extraños internamente, cercanos al disco de aluminio del medidor electromecánico. ...................................................................................... 86

Figura 98 Elementos extraños internamente, cercanos al registrador y al disco de aluminio del medidor electromecánico ................................................................... 87 Figura 99 Elementos extraños dentro del medidor ............................................... 87 Figura 100 Sello de seguridad de plástico intervenido y lesionado mediante calor ............................................................................................................................... 88 Figura 101 Sello de seguridad de plástico perforado para alterar su funcionamiento. ...................................................................................................... 88 Figura 102 Sello de seguridad de plástico intervenido y reparado con pegamento ............................................................................................................................... 89

Figura 103 Sello de seguridad de plástico lesionado mediante calor ................... 89 Figura 104 Sello de seguridad intervenido y reparado con pegamento ................ 90 Figura 105 Sello de seguridad con la guaya maltratada ....................................... 90

Figura 106 medidor antiguo sin sellos de seguridad. ............................................ 91 Figura 107 Alambre de cobre nuevo en sello de seguridad de plomo muy antiguo. ............................................................................................................................... 91

Figura 108 Alambres y sellos con exceso de óxido en lugares no expuestos al medio ambiente ..................................................................................................... 92 Figura 109 Sellos de plomo repisados en señales de haber sido abiertos con aguas y cerrados con mordazas de alicates .......................................................... 92 Figura 110 Sello de seguridad tipo candado abierto ............................................. 93

Figura 111 Sellos de latón o fatiga abiertos o soplados ........................................ 94 Figura 112 Sellos de seguridad tipo rotoseal manipulados ................................... 94 Figura 113 Sello de seguridad con la guaya o alambre roto escondida en el hueco del tornillo .............................................................................................................. 95 Figura 114 Medidor electromecánico desconectado y en servicio directo. .......... 96

Figura 115 Medidor retirado por particulares ........................................................ 96 Figura 116 Medidor antiguo con placa de características remachada sin tornillos ............................................................................................................................... 97 Figura 117 Medidor antiguo con placa de características remachada sin tornillos ............................................................................................................................... 97

Figura 118 Medidor monofásico con doble placa de características. .................... 98 Figura 119 Medidor monofásico con placa de características incompleta ............ 98 Figura 120 Numerador o integrador no engrana con el sinfín ............................... 99 Figura 121 Piñón de ataque del integrador con dientes limados .......................... 99

Figura 122 Medidor monofásico marca krizik rymel con el registrador intervenido (dígitos corridos) .................................................................................................. 100 Figura 123 Recuadro que resalta la lectura del registrador esta rayado ............. 100

Figura 124 Recuadro que resalta la lectura del registrador esta rayado ............. 101 Figura 125 Medidor electromecánico con el disco de aluminio doblado, se frena con los imanes de freno ....................................................................................... 101 Figura 126 Medidor electromecánico con el cojinete inferior dañado ................. 102

Figura 127 Medidor electromecánico con el cojinete superior dañado ............... 102 Figura 128 Medidor electromecánico con el cojinete inferior dañado ................. 103 Figura 129 Medidor electromecánico con el cojinete inferior dañado ................. 103 Figura 130 Medidor electromecánico con el disco de aluminio intervenido (Limadura sobre el disco) .................................................................................... 104

Figura 131 Medidor electromecánico con el numerador suelto. ......................... 104 Figura 132 Medidor electromecánico sin placa de características ...................... 105 Figura 133 Medidor electromecánico con inversión interna de entrada por salida de corriente (fase da la acometida invertida con la fase del alimentador) ........... 105

Figura 134 Medidor electromecánico con puente interno entre entrada por salida de bobina de tensión ............................................................................................ 106 Figura 135 Medidor electromecánico con puente interno entre entrada por salida de bobina de tensión ............................................................................................ 106 Figura 136 Medidor electromecánico en condiciones normales. ........................ 107

Figura 137 Medidor electromecánico intervenido (falta puente de tensión) ........ 107 Figura 138 Medidor electromecánico marca iskra con integrador cambiado. ..... 108 Figura 139 Medidor electromecánico marca krizik rymel con integrador cambiado. ............................................................................................................................. 109 Figura 140 Medidor electromecánico marca schlumberger SL1631 con integrador cambiado. ............................................................................................................ 109

Figura 141 Medidor electromecánico marca nansen con integrador cambiado. . 110 Figura 142 Medidor electromecánico con manipulación en la tercera o cuarta rueda del integrador ............................................................................................. 111

Figura 143 Ajuste en los mecanismos de integración ......................................... 111 Figura 144 Fotoceldas conectadas en serie ....................................................... 112

Figura 145 Resistencia conectada en serie a la bobina de tensión del medidor electromecánico ................................................................................................... 112 Figura 146 Medidor electrónico marca ampy con el display apagado. ............... 113

Figura 147 Medidor electrónico marca landys con los segmentos del display quemados. ........................................................................................................... 113

Figura 148 Medidor electrónico marca landys con los segmentos del display quemados ............................................................................................................ 114

Figura 149 Elementos de estado sólido quemados ............................................ 114 Figura 150 Acta de revisión e instalación eléctrica para medida directa de la empresa Electricaribe sede Monteria-Cordoba .................................................... 116

Figura 151 Acta de revisión e instalación eléctrica para medida directa de la empresa Electricaribe sede Monteria-Cordoba; donde está especificado el valor en W, de cada artefacto eléctrico para realizar el censo de carga............................ 117 Figura 152 Medidor de energía con lectura actual (10519) ................................ 120

Figura 153 Recibo de energía donde está especificado lectura actual, lectura anterior, factor, consumo, kWh facturados 119.................................................... 120 Figura 154 Recibo de energía donde están especificados los últimos consumos de los últimos seis meses. ................................................................................... 121 Figura 155 Esquema de funcionamiento de una acometida en condiciones normales. ............................................................................................................. 122 Figura 156 Acometida concéntrica en condiciones normales. ............................ 123

Figura 157 Acometida concéntrica en condiciones normales ............................. 123 Figura 158 Esquema de funcionamiento de una acometida en condiciones anormales. ........................................................................................................... 124 Figura 159 Acometida en condiciones anormales. ............................................. 125 Figura 160 Acometida concéntrica en condiciones anormales. .......................... 125

Figura 161 Acometida subterránea en condiciones anormales. ......................... 126 Figura 162 Medición de tensión entre fase y neutro (115.1 V) en el medidor electrónico marca siemens. ................................................................................. 127 Figura 163 Medición de corriente entre fase y neutro (2.64 A) en el medidor electrónico marca siemens. ................................................................................. 127 Figura 164 Medición de tensión entre fase y tierra (115.9 V) en el medidor electrónico marca siemens. ................................................................................. 128 Figura 165 Medición de tensión entre neutro y tierra (3 V) en el medidor electrónico marca siemens. ................................................................................. 128

Figura 166 Medición de corriente en el neutro del alimentador (1.42 A) en el medidor electrónico marca siemens. ................................................................... 129 Figura 167 Medición de corriente en la fase del alimentador (1.43 A) en el medidor electrónico marca siemens. ................................................................................. 129 Figura 168 Medidor electromecánico con carga de prueba resistiva de 1.9 A .... 130 Figura 169 Medidor electromecánico KD de 750 rev/kWh .................................. 131

Figura 170 Medición de corriente (1.9 A) en la carga de prueba resistiva .......... 131 Figura 171 Medición de tensión (118.1) en la carga de prueba resistiva ........... 132 Figura 172 Tiempo (120.01 s) en el que se realiza la prueba por baja. .............. 132

Figura 173 Medidor electromecánico con carga de prueba resistiva de 24.4 A .. 135 Figura 174 Medidor electromecánico con KD de 750 rev/kWh ........................... 135

Figura 175 Medición de corriente (24.3 A) en la carga de prueba resistiva. ....... 136 Figura 176 Medición de tensión (100.1 V) en la carga de prueba resistiva. ....... 136 Figura 177 Tiempo (60.01 s) en el que se realiza la prueba por alta .................. 137

Figura 178 Medidor electromecánico con carga de prueba resistiva de 24 A .... 139 Figura 179 Medidor electromecánico con KD de 750 rev/kWh ........................... 140

Figura 180 Registrador del medidor electromecánico marca iskra, indicando la lectura inicial de la prueba. .................................................................................. 141

Figura 181 Registrador del medidor electromecánico marca iskra, indicando la lectura final de la prueba. ..................................................................................... 141

GLOSARIO

Acometida fraudulenta: cualquier derivación de la red local, o de otra acometida, efectuada sin autorización del prestador del servicio. Siempre la energía de una acometida fraudulenta no es registrada por el medidor. (1)

Acometida subterránea: conjunto de ductos subterráneos, cajas de inspección, conductor, accesorio y canalizaciones que conectan un cliente a un transformador o red de distribución. (1)

Acometida: para el caso de los servicios públicos, es aquella parte de la instalación formada por los conductores o cables que conectan el sistema de distribución eléctrica del comercializador, al punto de entrega del cliente. (1)

Carga instalada: es la suma de las capacidades nominales de todos los equipos que consumen energía eléctrica y que se encuentran conectados a la instalación de un inmueble. (1)

Carga: potencia activa o aparente consumida o absorbida por una máquina, artefacto, lámpara o compuesto de éstos. (1)

Cliente, usuario, abonado o suscriptor: toda persona natural o jurídica, a cuyo nombre se suministra el servicio de energía eléctrica, este es responsable por la cuenta que en ese concepto. (1)

Conductor fase: es aquel que presenta una diferencia de potencial con respecto al neutro. (1)

Conductor con neutro concéntrico: es un cable conformado por los conductores de fase aislados, rodeados concéntricamente por un conjunto de hilos de cobre desnudo, dispuestos en forma tubular y sobre él, una chaqueta protectora resistente a la intemperie. (1)

Conductor neutro: conductor que sólo transporta corriente de desequilibrio de los conductores del servicio.

Consumo: es la cantidad de energía absorbida por el cliente, en un intervalo dado. (1)

Contador: también llamado medidor eléctrico. Es un aparato compuesto de elementos electromagnéticos y/o electrónicos, que se utilizan para medir el consumo tanto de energía activa, como reactiva suministrada a un cliente. (1)

Corriente alterna: flujo de electrones que alterna el sentido de su movimiento.

Electricista: persona experta en aplicaciones de la electricidad. (1)

Electrodo de puesta a tierra: es el conductor o conjunto de conductores enterrados, que sirven para establecer una conexión con el suelo. (1)

Equipo patrón: es utilizado para determinar la calidad de la medida; puede ser una mesa de prueba de laboratorio o un equipo portátil. (1)

Factor de potencia: relación de la potencia activa y la potencia aparente, para cualquier carga dada en un tiempo determinado. Es el mismo coseno (β). (1)

Factura: es la demostración del consumo del cliente al precio correspondiente en un periodo determinado. La facturación generalmente es mensual y el pago es por mensualidad vencida. (1)

Fraude: acción ilícita con el fin de aludir obligaciones legales. (2)

Inspección: conjunto de actividades tales como medir, examinar, ensayar, o comparar con requisitos establecidos, una o varias características de un producto o instalación eléctrica, para determinar su conformidad.

Medidor de energía con conexión directa: es aquel cuya conexión se hace directamente a la acometida de baja tensión. (1)

Nodo: parte de un circuito en el cual dos o más elementos tienen una conexión común. (1)

Pérdidas no técnicas: Están relacionadas con las pérdidas comerciales que comprenden los errores administrativos de facturación, calibración de medidores, fraudes y hurtos de energía.

Red de distribución eléctrica: es el sistema eléctrico individual, formado por uno o más circuitos conectados entre sí y eventualmente interconectados con otras redes. Incluye líneas, postes y cámaras. Pueden ser de baja, media o alta tensión. (1)

Servicio bifásico: es aquella que se obtiene con una acometida de tres conductores, conectados a dos fases y el otro al neutro. (1)

Servicio monofásico: es aquel que se obtiene mediante una acometida de dos conductores conectados a una fase y el otro al neutro. (1)

Servicio trifásico: se obtienen con una acometida de tres o cuatro conductores. Para baja tensión, tres fases distintas y un neutro; para media tensión, tres fases distintas. (1)

Tensión secundaria: la tensión del circuito que sale del transformador, o la tensión que alimenta a la carga y va de 0 a 600 V, en la red de distribución. (1)

RESUMEN

Este trabajo tiene como objetivo, desarrollar una guía para la detección de fraudes en suministros de energía eléctrica en medición directa; con la finalidad de contrarrestar dichos fraudes en los suministros.

Para contrarrestar dichos fraudes, es necesario tener un conocimiento previo acerca de los medidores electromecánicos y electrónicos; conociendo funcionamiento, estructura y partes constitutivas, para con ello poder realizar una correcta inspección visual.

Además de la prueba de inspección visual, se presentan otro tipo de pruebas que se pueden realizar en terreno, para verificar el correcto funcionamiento del medidor.

Este trabajo se realiza, para personas que trabajen en el área de perdidas no técnicas; precisamente en la detección de fraudes.

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INTRODUCCIÓN.

El fraude en el ámbito del campo de la electricidad, se define como la acción ilegal llevada a cabo por el usuario, con el fin de reducir la cantidad de energía consumida que infiere en una facturación errónea de dicho consumo. El fraude eléctrico está asociado a las actividades de pérdidas no técnicas.

El fraude es una de las principales causas de la pérdida de ingresos en muchas áreas de negocio. Entre ellos, tarjeta de crédito, teléfono celular y el seguro, son los más destacados. Por lo tanto, una gran cantidad de trabajos de investigaciónhan hecho frente al problema de la identificación del fraude. Al igual que en otras áreas de negocio, las empresas de distribución de electricidad, también pueden sufrir fraude de sus clientes. En Brasil, como en muchos otros países, las pérdidas de ingresos de las empresas de electricidad debido a los fraudes, puede ir tan alto como el 3%.

En principio, los fraudes en medidores de energía eran muy sencillos; se instalaban servicios directos, se soltaban, se corrían las anclas de tensión y se aislaban con esmalte o cinta, cuando el ancla estaba en la parte exterior del medidor. Con base en esto, se implementaron las primeras cuadrillas que con sólo inspección visual, detectaban dichos fraudes; procedían a abrir los sellos de seguridad, con el fin de intervenir internamente el medidor; ya sea la señal de tensión, los pivotes del imán de freno, puentes entre entrada y salida o el integrador; dichas empresas implementaron la prueba de tiempo- potencia, que consta de una resistencia y un cronómetro, tomando diferentes datos para con estos determinar si el medidor se encuentra frenado o intervenido.

De otra manera y pasado el tiempo, se empieza a ver que los usuarios procedían a cortar los sellos y a devolver la lectura a su amaño, con la diferencia que no cerraban los mismos sellos que cortaban, si no que procedían a falsificar los sellos de plomo mediante moldes, y procedían a cerrarlos, mediante matrices falsas o pinzas; Por tal motivo, las empresas electrificadoras cambian los sellos por sellos de plástico; estos son falsificados con mayor dificultad. Las empresas proceden a implementar programas de seguimiento con pre lecturas, instalación de medidores testigo y análisis de consumos. Las empresas de energía observan irregularidades en los consumos de los usuarios, y ahí es cuando se detecta que los usuarios, proceden a abrir el medidor y a intervenir el registrador ya sea limando los piñones o cambiándolos por otros, a los cuales no corresponde; por tal razón las empresas implementaron la prueba de integración, instalación de medidores y la macro-medición. Los usuarios no contentos, proceden a intervenir la acometida y derivarla antes del medidor, instalando cuchillas o seccionadores de doble tiro entre otras modalidades. Con esto, las empresas comienzan a instalar las acometidas concéntricas a la vista, revisar corrientes en la acometida y seguir con la macro-medición; también es implementado el fraude móvil por parte de los usuarios, el cual mediante estudios se afirmó, que era implementado por parte de los usuarios

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en las noches o en los fines de semana y es neutralizado mediante redes trenzadas, macro-medición con medidores electrónicos con perfil de carga. Gracias a la experiencia adquirida con la empresa contratista, la cual me permitió adquirir un conocimiento en el campo de la detección de pérdidas no técnicas, se hace necesario plasmar esta documentación, para aquellos grupos de trabajo que necesitan ser capacitados para dicha tarea y así, obtener un mayor rendimiento en terreno.

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OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL. Desarrollar una guía para la detección de fraudes en suministros de energía eléctrica en medición directa.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Conocer la estructura, funcionamiento y elementos constitutivos del medidor de energía eléctrica.

Realizar una correcta inspección visual en los suministros de energía eléctrica en medición directa, Identificando técnicamente los diferentes tipos de fraudes y señales de fraude presentes.

Aprender a realizar las diferentes clases de pruebas técnicas, para verificar en terreno, el correcto funcionamiento de los medidores de energía eléctrica en medición directa.

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1. FUNCIONAMIENTO, ESTRUCTURA Y ELEMENTOS CONSTITUTIVOS

DEL MEDIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA ELECTROMECÁNICO Y ELECTRÓNICO

1.1 FUNCIONAMIENTO DEL MEDIDOR ELECTROMECÁNICO.(3)

El principio de funcionamiento es el de un par motor. Si la bobina de corriente es recorrida por una corriente y la bobina de tensión alimentada por una tensión, se crea un campo magnético. En este campo se encuentra un disco con eje soportado en unos cojinetes o joyas; la velocidad de disco va de acuerdo a la magnitud de la carga que se encuentre conectada. El eje tiene un sinfín que hace contacto con un piñón y este a su vez, se conecta con otros hasta llegar al numerador o registro; en otras palabras, es un sistema de transmisión mecánica. El numerador generalmente tiene 5 dígitos y algunos un digito adicional que corresponde a los decimales; la integración depende del fabricante, el cual dice en la constante, cuantos giros tiene que dar para integrar un kWh. La constante puede ser kh que está dada en Wh por revolución, y el kd revoluciones por kW.

Figura 1. Esquema de funcionamiento del medidor electromecánico de energía eléctrica.

Tomado de la referencia (4)

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1.1.1 Elementos principales del medidor de energia electromecánico.(1)

1.1.1.1 Tapa principal

Cubierta frontal del medidor, hecha completamente de material transparente u opaco, provisto con ventanas que permiten ver el movimiento del rotor y leer el mecanismo registrado. Sus partes son: Tornillos, Mordaza, Empaque.

Figura 2. Medidor electromecánico monofásico marca Schlumberger SL1621

1.1.1.2 Base:

Es la parte posterior del medidor que sirve para fijarlo y al cual se fijan el chasis, los terminales, el bloque de terminales y la tapa del medidor.

Figura 3. Medidor electromecánico monofásico marca actaris.

Tapa principal

Base

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1.1.1.3 Caja de conexiones o bornera:

También llamada bloque de terminales; soporte fabricado de material aislante en el cual están agrupados todos o algunos de los terminales del medidor.Consta de:

Tornillos de fijación de los bornes a la base, tornillo externo de tensión, tornillos de los bornes, bornes o terminales, puente interno de Tensión, puente de neutro, bornes internos, lámina de fijación de la tapa principal y la tapa bornera al bloque de terminales.

Figura 4. Caja de conexiones del medidor de energía eléctrica.

1.1.1.4 Tapa bornera:

Tapa que cubre los terminales del medidor, y generalmente los extremos de los conductores externos o cables conectados a los terminales. Tiene tornillos de fijación.

Figura 5. Tapa bornera del medidor de energía eléctrica.

Caja de conexiones o bornera

Tapa bornera

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1.1.1.5 Placa de características:

Parte que define o agrupa todas las características técnicas del medidor. La placa de características puede ser fijada a través de una lámina o un tornillo. Consta de:

Marca, número de fases e hilos, tipo, clase, diagrama de conexión, tensión, corriente, constante (kh o kd), frecuencia, año de fabricación, modelo y número de serie.

Figura 6. Placa de características medidor de energía eléctrica marca Schlumberger SL1631.

1.1.1.6 Cojinete superior:

Elemento de fijación del eje del disco que permite el desplazamiento del mecanismo del rotor; es generalmente de tipo aguja. Consta de: Cabezote, tornillo o lámina de fijación del cojinete, aguja.

Figura 7. Cojinete superior del medidor electromecánico de energía eléctrica.

Placa de características

Cojinete superior

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1.1.1.7 Cojinete inferior:

Elemento de fijación del eje del disco que permite el desplazamiento del mecanismo de rotor; puede ser de tipo doble joya o de repulsión magnética.

Figura 8. Cojinete inferior del medidor electromecánico de energía eléctrica.

1.1.1.8 Registrador o numerador:

Es la parte del medidor que hace posible la determinación del valor medido. También recibe el nombre de fichero. Consta de:

Tornillos de fijación del registrador: Son los que fijan, ajustan el registrador al chasis y el eje del disco.

Chasis del registrador.

Piñones de transferencia y ejes de los piñones: Los piñones se contaran del piñón de ataque hacia afuera.

Piñón de ataque y eje del piñón.

Tambores y ejes de los tambores: Los tambores deberán ser cinco enteros y un decimal; todos los tambores tendrán diez divisiones. Además la quinta parte de cada división, deberá estar resaltada. Los tambores se contarán de derecha a izquierda.

Trinquetes y ejes de los trinquetes: Se contarán de izquierda a derecha.

Topes de los ejes.

Cojinete inferior

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Figura 9. Registrador del medidor de energía eléctrica

.

1.1.1.9 Disco:

Parte móvil del medidor sobre el cual actúan los flujos magnéticos de los elementos de freno. El rotor es aquel que mueve el registrador y consta de un eje y un sinfín del eje. El disco tiene los siguientes componentes:

Eje del disco, sinfín del eje, soportes del eje del disco, marca estroboscópica, lengüeta de retenida del eje del disco o espolón de frenado.

Figura 10. Disco de aluminio del medidor electromecánico de energía eléctrica

1.1.1.10 Imán de freno:

Parte del medidor que produce un par de freno, por la acción de su flujo magnético sobre las corrientes inducidas por este en el elemento móvil. Consta de uno o más imanes con sus dispositivos de ajuste. El elemento de regulación en calibración cargas nominales F.P.O.5i. Consta de:

Registrador

Disco

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Tornillos de fijación del imán, tornillo de regulación del imán, polos magnéticos (imanes).

Figura 11. Imán de freno del medidor electromecánico de energía eléctrica

1.1.1.11 Bobina de corriente:

Es el arrollamiento del elemento motor y las conexiones internas del medidor, a través de las cuales fluye la corriente del circuito al cual está conectado el medidor. Consta de:

Encapsulado, núcleo, tornillos de fijación del núcleo, aislamiento de la bobina, resistencia de constantano.

Figura 12. Bobina de corriente del medidor electromecánico de energía eléctrica.

.

Imán de freno

Bobina de corriente

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1.1.1.12 Bobina de tensión:

Arrollamiento del elemento motor y las conexiones internas del medidor, alimentado con la tensión del circuito al cual está conectado el medidor. Consta de:

Núcleo, conductor de tensión y neutro, devanado, mecanismo de marcha en vacío y arranque (lengüeta de retenida), tornillo de fijación del núcleo, tornillo de regulación de bajas cargas.

Figura 13. Bobina de tensión del medidor electromecánico de energía eléctrica

1.1.1.13 Chasis:

Parte a la cual están unidos los elementos motrices, los cojinetes del rotor, el registrador, usualmente el elemento de freno y algunas veces los dispositivos de ajuste.

Figura14. Chasis del medidor electromecánico de energía eléctrica.

Chasis

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1.1.1.14 Sello de seguridad:

Elemento de seguridad que se coloca al medidor para evitar que pueda ser intervenido por parte de extraños.

Figura 15. Sello de seguridad de plástico del medidor de energía eléctrica

1.2 FUNCIONAMIENTO DEL MEDIDOR ELECTRÓNICO. (3)

Todo medidor electrónico de energía eléctrica, está compuesto por una tarjeta electrónica, la cual contiene un chip que se encarga del procesamiento de los datos de corriente y tensión recibidos de convertidores de señal análoga a digital calculando la potencia consumida por el usuario. El procesamiento digital de las señales, permite el cálculo estable y exacto por encima de las variaciones de tiempo y medio ambiente. El chip incluido en el circuito electrónico de cálculo de consumos, controla en forma directa un contador con motor electrónico de paso (stepper motor) que produce la lectura. El chip integra dos convertidores análogo a digital de 16 bits y la lógica para el procesamiento de señales digitales necesaria para mediciones de energía eléctrica. Los convertidores sigma-delta con muestreo a una frecuencia de 900 MHz, digitalizan las señales de tensión a partir de transductores de corriente y tensión, lo cual significa una alta precisión en la lectura. La estructura de entrada con su amplia gama dinámica y etapa de ganancia programable en el canal de corriente, alivia inmensamente la interface del transductor al permitir las conexiones directas a este y simplifica el diseño de los filtros antialiasing, adicionalmente un filtro paso alto elimina cualquier DC del canal de corriente, eliminando las inexactitudes que las tensiones desplazadas puedan introducir a los cálculos de potencia real.

Sello de seguridad

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La potencia real se calcula a partir de la señal de potencia instantánea, la cual se genera al multiplicar las señales de corriente y tensión. Un filtro de paso bajo extrae el componente de la potencia real (en otras palabras la corriente directa). Este enfoque calcula potencia real correctamente hasta en ondas de corriente y tensión no sinusoidales y para todos los factores de potencia, todo el procesamiento de señales, como filtración y multiplicación, se hace en la dimensión digital para asegurar alta estabilidad con respecto a la temperatura y al tiempo. También dentro del chip se encuentran dos convertidores digital a frecuencia; uno produce una salida de baja frecuencia y el otro una salida de altafrecuencia. En ambos casos, la constante de impulsaciones de salida de los convertidores digital a frecuencia, varía con el valor de la potencia real disipada en el tiempo. Aún más, el chip ofrece un rango de frecuencias de salida seleccionables por el diseñador, para ajustarse a la mayoría de los medidores. La salida de baja frecuencia debido a su largo tiempo de acumulación entre pulsos, tiene una frecuencia que es proporcional al promedio de la potencia real. La salida de alta frecuencia, con su tiempo de acumulación más corto, es proporcional a la potencia instantánea. Como resultado, la salida de alta frecuencia es útil para calibrar el medidor bajo condiciones de carga constante.

Figura 16. Funcionamiento del medidor electrónico


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1.2.1 Elementos principales del medidor de energía electrónico.(4)

Figura 17. Parte exterior de la tapa cubierta de los elementos internos del medidor electrónico.


Figura 18. Parte interior de la tapa cubierta de los elementos internos del medidor electrónico


1. Pulsadores de lectura. 2. Orificios para visualización de LEDs emisores de pulsos de kWh y kVArh. 3. Visores para emisor y receptor del puerto óptico. 4. Visor para el display.

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Figura 19. Parte interna del medidor electrónico


1. Display.

2. Circuitos de medición de corriente.

3. Circuitos de medición de tensión.

4. Puerto óptico de comunicación.

5. LEDs emisores de pulsos de energía activa y energía reactiva.

6. Pulsador de lectura.

7. Microprocesador.

8. Memoria.

9. Cristal oscilador.

10. Cables de conexión de entrada de circuitos de medición.

1.2.1.1 Display:

Se observa un display de cristal líquido LCD (Liquid-Crystal-Display) que contiene cuatro dígitos alfanuméricos, ocho numéricos de 8 mm de altura y ocho números indicadores de función en su sector inferior. Este equipo se encuentra configurado, para indicar la presencia de tensión en las fases con los números de función 1,2 y 3 y exhibir en su pantalla en forma cíclica los estados de energía activa y reactiva, diferenciados por los indicadores 4 y 5 respectivamente.

Los kWh totales medidos, son almacenados internamente con 3 decimales. Los kWh totales son visualizados en la pantalla del medidor, con un máximo de 2 decimales a menos que, programados vía Puerto óptico, se muestren 3 decimales con propósito de prueba.

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Figura 20. Display del medidor electrónico.


1.2.1.2 Circuitos de medición de corriente:

La corriente es medida mediante sendos shunts ubicados entre los bornes de entrada y salida de corriente del medidor en cada fase. El valor de la resistencia eléctrica del shunt es conocido con precisión y se utiliza para determinar la intensidad de corriente que fluye a través de esta carga, mediante la medición de la diferencia de tensión o voltaje a través de ella, valiéndose para ello de la ley de Ohm.

Figura21. Circuitos de medición de corriente del medidor electrónico


Los terminales de estos shunt, son conectados a los circuitos de corriente de la placa mediante tres pares de cables rojo y negro trenzados. Ya en la placa se

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procede al filtrado de línea y adaptación de las señales para su conversión analógica-digital. En la siguiente figura, se ve en detalle el circuito de corriente correspondiente a la fase 2 en donde se destaca el integrado LMC60 de National Semiconductor, que es un doble amplificador operacional de tecnología CMOS.

Figura 22. Circuito de corriente del medidor electrónico


1.2.1.3 Circuitos de medición de tensión:

La medición de tensión se consigue al dividir la tensión de línea, mediante sendos divisores resistivos. En la figura observamos las resistencias de precisión de metal film de 330 Ohm y 2 watts de disipación.

Figura23. Circuitos de medición de tensión del medidor electrónico.


1.2.1.4 Puerto óptico de comunicación:

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El medidor cuenta con un puerto de comunicación que utiliza una señal de interface óptica (Flag) basada en el protocolo IEC 1107, para lo que se han dispuesto en la placa un emisor (LED infrarrojo) y un receptor (detector infrarrojo).

Figura 24. Puerto óptico de comunicación del medidor electrónico


1.2.1.5 LEDs:

Emisores de pulsos de energía activa y energía reactiva. El equipo cuenta con 2 LEDs rojos de alto brillo, montados en la placa y de visualización directa desde el panel frontal del medidor, que emiten pulsos con una relación de 1.000 pulsos por kWh (LED superior) y kVArh (LED inferior) medidos en los 3 elementos, para la registración de energía. Por debajo de la corriente de Arranque, el medidor ingresa en modo antideslizante. En este estado, el LED de registración del medidor queda permanentemente encendido y no se incrementan sus registros. El led permanece encendido hasta que la corriente del medidor (recibida o entregada) aumenta más allá del valor de la Corriente de Arranque.

Figura 25. LEDs del medidor electrónico


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1.2.1.6 Pulsador de lectura

Un Botón de Lectura es provisto en el panel frontal, para permitir ver al usuario información en la pantalla del medidor en un ciclo predeterminado. En la imagen se observa el pulsador soldado en la placa.

Figura 26. Pulsador de lectura del medidor electrónico


1.2.1.7 Microcoontrolador:

El microcoontrolador M30620ECFP de Mitsubishi Microcomputers, también llamado microcomputadora de un solo chip, es el cerebro del medidor. Este chip de cien contactos trae integradas todas las funciones necesarias para la medición y registro de datos:

Microprocesador o CPU, memoria de programa ROM (128K bytes), memoria de datos RAM (10K bytes), puertos de entrada y salida programables, conversión DA y AD, comunicación serie de entrada y salida además de funciones de control de energía.

El microcontrolador es responsable del control de la interfaz analógica y de todos los cálculos de energía.

Figura 27. Microcontrolador del medidor electrónico


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1.2.1.8 Memoria:

Toda la información del medidor es registrada en una memoria FRAM FM24C16a de Ramtron, controlada por el microprocesador. Todos los registros de kWh son almacenados en la memoria y actualizados cada 1/100 kWh. La memoria FRAM (FerroelectricRandom Access Memory) utiliza una película o film ferroeléctrico en capacitores integrados dentro de un chip para almacenar los datos. Sus características más importantes son que operan a muy alta frecuencia; pueden regrabarse gran cantidad de veces (el fabricante informa que pueden realizarse 10exp.12 ciclos de lectura-escritura o un millón de veces más que una memoria EEPROM), tienen muy bajo consumo y son no-volátiles (el fabricante garantiza una retención de datos mayor a 45 años). Además ofrecen elevada protección contra manipulaciones por lo que resultan ser ideales para este tipo de aplicaciones.

Figura 28. Memoria del medidor electrónico


1.2.1.9 Cristal oscilador:

Este elemento tiene la función de fijar la frecuencia de trabajo del microprocesador (señal de reloj). El oscilador de cristal se caracteriza por su estabilidad de frecuencia y pureza de fase, dada por el resonador de cuarzo. Dentro de la carcasa de metal, hay una pequeña pieza de cristal de cuarzo que está cortado con precisión, para que vibre a una frecuencia específica al aplicarle una tensión.

41

Figura 29. Cristal oscilador del medidor electrónico


1.2.1.10 Cables de conexión a bornera:

Con estos conductores se realizan las conexiones eléctricas, entre bornes de entrada y salida del medidor con los circuitos de medición y la fuente de alimentación del equipo. En la imagen también se observa el puente o microswitch, instalado en cada fase para tareas de prueba y calibración.

Figura30. Cables de conexión a bornera del medidor electrónico

Tomado de la referencia (4) Extrayendo la placa por su sector superior y girándola sobre los cables de conexión a la bornera, observamos la cara posterior del circuito impreso:

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Figura 31Parte posterior del circuito impreso del medidor electrónico.


En la misma se destacan los siguientes componentes: Inductores toroidales, Capacitores de filtrado.

Figura 32. Inductores toroidales, varistores, capacitores de filtrado del medidor electrónico


1.2.1.11 Inductores toroidales:

Encontramos un inductor con núcleo toroidal de ferrite por cada fase, que cumple la función de adaptación de la señal para su medición.

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Figura 33. Inductores toroidales del medidor electrónico


1.2.1.12 Varistores (MOV Metal oxidvaristor):

Son componentes cerámicos de altísima densidad, con características eléctricas no óhmicas. Su función es restringir sobretensiones transitorias o sea, tienen la función de mantener el valor del potencial eléctrico cuando ocurre un gran aumento del campo eléctrico aplicado. Los varistores son también conocidos como resistores no lineales, pues su resistencia disminuye con el aumento del potencial aplicado.

Figura 34. Varistores del medidor electrónico


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1.2.1.13 Capacitores de filtrado:

Estos capacitores de film de poliéster metalizado (Metalized polyester film capacitor) tienen la función de filtro de línea o supresión de ruidos e interferencias.

Figura 35. Capacitores de filtrado del medidor electrónico


1.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

1.3.1 Según la energía a medir.

Energía activa: corresponde a la potencia activa y se mide en kWh.

Energía reactiva: corresponde a la potencia reactiva y se mide en kVArh.

1.3.2 Tipos de medidores según su construcción (elementos de tensión y de corriente).

Medidor monofásico bifilar (una fase y un neutro): Es el medidor de uso más frecuente en instalaciones residenciales y está compuesto por una bobina de tensión y una de corriente. Su capacidad está normalmente, entre 15 y 60 amperios.

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Figura 36. Medidor monofásico bifilar (una bobina de tensión, una bobina de corriente).

Figura 37. Medidor de elemento y medio, una bobina de tensión, dos bobinas de corriente

Medidor bifásico trifilar (dos fases y un neutro):Está compuesto de dos bobinas de tensión y dos bobinas de corriente. Se usa para medir la energía consumida por aparatos, que requieran para su funcionamiento dos fases a 220 voltios, como por ejemplo, motores de menos de 10 HP o aires acondicionados hasta 12000 BTU/H. Con este medidor, se puede medir la energía consumida por otros aparatos conectados a la misma instalación, que funcionen a 120 voltios.

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Figura 38. Medidor bifásico trifilar (dos bobinas de tensión, dos bobinas de corriente).

Medidor trifásico tetrafilar (tres fases y un neutro): Está compuesto por tres bobinas de tensión y tres bobinas de corriente. Se utiliza para medir la energía consumida por aparatos que requieran funcionar con tres fases a 220 voltios, como por ejemplo, motores de más de 10 HP.

Figura 39. Medidor trifásico tetrafilar (tres bobinas de tensión, tres bobinas de corriente).

1.3.3 Clasificación de los medidores según su conexión a la red. (1)

1.3.3.1 De conexión directa:

Las bobinas de tensión y de corriente se conectan directamente a la red. Se utilizan para corrientes máximas de 100 amperios. Pueden ser monofásicos, bifásicos o trifásicos.

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1.3.3.2 De conexión semi-directa (algunos la llaman semi-indirecta):

Las bobinas de corriente se conectan a la red por intermedio de transformadores de corriente. Se utilizan cuando la corriente de la instalación es superior a 100 amperios. Las bobinas de tensión se conectan directamente a la red. Normalmente son medidores trifásicos. Se conectan con tensiones hasta 440 voltios y están diseñados para una medida de corriente de 1 a 10 amperios, también llamados medidores 5 amperios, los cuales son utilizados para medida semi-directa e indirecta.

1.3.3.3 De conexión indirecta:

Las bobinas de corriente y de tensión se conectan a la red, por intermedio de transformadores de corriente y transformadores de tensión. Se utilizan para medir la energía en circuitos de alta tensión, generalmente en subestaciones eléctricas

1.3.4 De acuerdo con la exactitud.

1.3.4.1 Clase 2:

El fabricante garantiza que se encuentran entre más o menos el 2% de error; se incluye medidores monofásicos y bifásicos para medir energía activa en casas, oficinas, locales comerciales y pequeñas industrias con cargas inferiores a 45 kVA.

1.3.4.2 Clase 1:

El fabricante garantiza que se encuentran entre más o menos el 1% de error; incluye los medidores trifásicos para medir energía activa y reactiva en grandes consumidores. Para cargas mayores a 45 kVA se exige que sean medidores electrónicos; pero dado el bajo costo de los medidores electrónicos, es aconsejable que se instale este tipo de medidores en todas las instalaciones.

1.3.4.3 Clase 0,5:

El fabricante garantiza que se encuentran entre más o menos el 0,5% de error; se utilizan para medir grandes consumidores. Cuando el usuario es no regulado o la tarifa es horaria, el medidor debe tener un puerto de comunicación o modem para enviar la información a través de dos canales de comunicación.

1.3.4.4 Clase 0,2:

El fabricante garantiza que se encuentran entre más o menos el 0,2% de error; se utilizan para medir la energía activa suministrada en bloque en punto de frontera,

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con otras empresas electrificadoras o grandes consumidores alimentados a 115 kV

Tabla 1Características técnicas de los medidores clase 2

Tomado de la referencia(3)

MONOFÁSICOS BIFÁSICOS TRIFÁSICOS

DESCRIPCIÓN REQUERIMIENTO REQUERIMIENTO REQUERIMIENTO

Norma de fabricación NTC 2288 (IEC 521) NTC 2288 (IEC 521) NTC 2288 (IEC 521) NTC 2148 Y NTC 2233

Clase de exactitud 2 ó mejor 2 ó mejor 2 ó mejor

Numero de hilos 2 3 4

Frecuencia de referencia

60Hz 60Hz 60Hz

Corriente básica (Ib) 12 20 20,30,40,50

Corriente máxima (I max)

60 80 80,90,100,120,150,160

Tensión de prueba NTC 2288

2kV 2kV 2kV

Número de bobinas de tensión

1 2 3

Localización de los puentes de tensión

Interna Interna interna

Tipo de mecanismo registrador

Ciclometrico Ciclometrico ciclomètrico

Lectura del registrador

5 enteros 1 decimal 5 enteros 1 decimal 5 enteros 1 decimal

Unidad principal de lectura

kWh kWh kWh

Material de los terminales

Bimetálicos Bimetálicos bimetálicos

Tipo de cojinete superior

Aguja Aguja Aguja

Tipo de cojinete inferior

Suspensión magnética Suspensión magnética Suspensión magnética

Material de disco Aluminio puro Aluminio puro Aluminio puro

Color de marca visible en el disco

Negro Negro Negro

Eje del disco Acero inoxidable Acero inoxidable Acero inoxidable

Tapa principal Vidrio o policarbonato Vidrio o policarbonato Vidrio o policarbonato

Tapa cubre bornes Transparente Transparente transparente

Base Una pieza que no permita perforaciones

Una pieza que no permita perforaciones

Una pieza que no permita perforaciones

Diagrama de conexiones

Grabado en la placa de características



Principio de funcionamiento

Inducción Inducción Inducción

Código de barras Con serial y año de fabricación

Con serial y año de fabricación

Con serial y año de fabricación

Pérdidas totales < 0.8 < 0.8 < 0.8

Corriente de arranque Menos a 0.5% Ib Menos a 0.5% Ib Menos a 0.5% Ib

Tensiones de referencia

120,127 2x120, 2x1127 3x127(220), 3x120(208)

Consumo propio del medidor por elemento

1 VA 2 VA 3 VA

49

Tabla 2 Características técnicas de los medidores clase 1

MONOFÁSICOS BIFÁSICOS TRIFÁSICOS

DESCRIPCION REQUERIMIENTO REQUERIMIENTO REQUERIMIENTO

Norma de fabricación NTC 4052, IEC 687, IEC

1036 NTC 4052, IEC 687, IEC

1036 NTC 4052, IEC 687, IEC

1036

Clase de exactitud 1 o mejor 1 o mejor 1 o mejor

Número de hilos 2 3 4

Frecuencia de referencia 60 Hz 60 Hz 60 Hz

Corriente básica (Ib) 15 20 20, 30, 40, 50, semi-

directa 5ª

Corriente máxima (Imax) 60 80 80, 90, 100, 120,

150,160, semi-directa 10A

Tensión de prueba NTC 2288

2 kV 2 kV 2 kV

Tensiones nominales de referencia

Multirango 63.5 y 200 V

Numero de bobinas de elementos

1 2 3

Localización de los puentes de tensión

Interna Interna Interna

Tipo de mecanismo registrador

Ciclometrico Electrónico Electrónico

Lectura del registrador 5 enteros 1 decimal 5 enteros 1 decimal 5 enteros 1 decimal

Unidad principal de lectura

kWh kWh kWh y kVArh

Material de los terminales

Bimetálicos Bimetálicos Bimetálicos

Principio de funcionamiento

Procesamiento de señales digitales



Sistema de ajuste Red resistiva Red resistiva Red resistiva

Pérdidas totales < 0.8 < 0.8 < 0.8

Curvas de error adjuntas al suministro para factor

de potencia 1 y 0.5 Si Si Si

Diagrama de conexiones Grabado en la placa de

características Grabado en la placa de

características Grabado en la placa de

características

Código de barras Con serial y año de

fabricación Con serial y año de

fabricación Con serial y año de

fabricación

Voltajes de referencia 120, 127 2 * 120, 2 * 127 3 * 127(220), 3 *

120(208)

Consumo propio del medidor por elemento

VA 0.04 0.04 0.04

Capacidad de memoria 140 para un canal de 15

minutos

Numero de tarifas propagadas

De acuerdo al esquema tarifario (máximo 4 más

la total)

Aplicación del elemento del medidor

Efecto hall o tecnología shunt



Máxima temperatura que soporta

Máximo 85 grados centígrados sobre

componentes electrónicos






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Tabla 3 Características técnicas de los medidores clase 0.5 y 0.2

DESCRIPCION REQUERIMIENTO

Norma de fabricación NTC 4052, IEC 687, IEC 1036

Clase de exactitud 0,5 y 0,2

Número de hilos 3 o 2 2n 2I secundarios

Frecuencia de referencia 60 Hz

Corriente básica (Ib) 5A

Corriente máxima (Imax) 15A

Tensión de prueba NTC 2288 2 kV

Tensión nominales de referencia Multirango 63,5 y 200V

Número de bobinas de elementos 2 o 3

Localización de los puentes de tensión Interna

Tipo de mecanismo registrador Electrónico

Lectura del registrador 5 enteros 2 decimales

Unidad principal de lectura kWh y kVArh

Material de los terminales Bimetálicos

Principio de funcionamiento Procesamiento de señales digitales

Sistema de ajuste Red resistiva

Pérdidas totales <0,8

Curvas de error adjuntas al suministro para factor de potencia 1 y 0.5

Si

Diagrama de conexiones Grabado en la placa de características

Código de barras Con serial y año de fabricación

Número de tarifas programadas De acuerdo al esquema tarifario

Aplicación del elemento del medidor Efecto hall o tecnología shunt

Máxima temperatura que soporta Máximo 85°C sobre componentes electrónicos

Peso neto del medidor kg


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2. INSPECCION VISUAL, FRAUDES Y SEÑALES DE FRAUDE EN LOS SUMINISTROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.(3)

2.1 INSPECCIÓN VISUALEN LA ACOMETIDA

Para realizar la revisión o en el mejor de los casos una inspección en terreno, se debe tener en cuenta lo siguiente:

Identificar cuantas acometidas existen para el predio y si están medidas.

Al llegar a los predios, no solo se debe observar la acometida y el medidor, sino también se debe cerciorar de que no existan otras acometidas clandestinas, que pueden estar camufladas por entre árboles o en casas con doble frente por el otro costado.

Revisar el medidor y la acometida; observar que tengan las mismas características; por ejemplo, si existe una acometida trifásica cuatro hilos ,hay que cerciorarse de que esta posea un contador de las mismas características y no un monofásico dos hilos o tres hilos.

Al momento de observar cables de antenas o del teléfono, se debe observar muy bien que realmente esté prestando este servicio de comunicación y no sea un disfraz para un servicio directo.

Observar los postes del tendido eléctrico y verificar que no bajen de forma camuflada servicios directos con cables, los cuales les hacen regatas a los postes de concreto, bajan cables conectados a la red, entran a la vivienda en forma subterránea y luego los cubren con cemento. De igual manera se han encontrado este tipo de trabajos en postes de madera.

Observar los templetes o vientos, ya que por estos bajan camuflados servicios directos; esto se hace por debajo del cable de los templetes y también entra en forma subterránea.

Observar la entrada del tubo por donde ingresa la acometida, ya que colocan templetes al tubo de la acometida; dichos templetes los hacen en cable o alambre aislado; pero si observamos bien, son servicios directos que se conectan a la entrada del capacete perforando la acometida.

Observar y revisar muy bien las acometidas que entren por el cielo raso antes de llegar al medidor; ya que al entrar por el cielo raso, se facilita para que la cometida pueda ser derivada en la parte donde no se vea.

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Cuando se observe viviendas donde existen acometidas subterráneas, se debe prestar mucha atención y observar si se notan repellos o pañetes en la pared o en el piso; esto por el lugar donde pasan los ductos, se notan “remiendos” en los pañetes o en la pintura, al observar esto puede ocurrir que hallan derivado la acometida.

Observar que el medidor este ubicado de manera tal, que se tenga fácil acceso para los funcionarios de las empresas de energía por ende el medidor no puede estar al interior de los predios, ya que es difícil el acceso para la toma de lectura y de fácil manipulación para el cliente. La tendencia es sacar los medidores para el exterior de las viviendas; no instalarlos en la parte interna. Se han encontrado viviendas que en su diseño arquitectónico, le dejan un tramo grande de acometida empotrada entre la entrada de la vivienda y el lugar donde se instala el medidor.

Observar La acometida para medidores con neutro directo también llamados de elemento y medio; verificar su conexión en el tendido eléctrico ya que proceden a desconectar una de las fases y esto ocasiona que el medidor se detenga. Este tipo de medida no se recomienda porque son fáciles de manipular.

Observar el trayecto de la acometida concéntrico, cuando se encuentra a la vista y baja por la pared; verificar que no esté derivada “cirugía”, debido a que rompen la pared, e ingresan de forma directa a la vivienda. Esto generalmente lo hacen donde se instala la abrazadera para que no se observe.

2.2 INSPECCIÓN VISUAL EN LOS SELLOS O PRECINTOS.(3)

Luego de hacer la revisión visual en la acometida del medidor, se procede a revisar puntualmente el medidor; por tal razón, debemos empezar por los sellos.

Prestar mucha atención cuando se encuentren medidores que poseen sellos de plomo nuevos (brillantes);se debe prestar mucha atención ya que este tipo de sello se dejó de instalar en el país hace muchos años, pero en algunas regiones donde no ha habido campañas de cambio de medidores obsoletos, aún se encuentran.

Observar muy bien cuando se encuentren medidores que tengan sellos de plomo y que el alambre sea de cobre; este alambre no puede estar nuevo ya que con tantos años de instalados, este tipo de sellos no se puede encontrar así.

observar este tipo de sellos muy bien, cuando el alambre y el mismo sello presentan exceso de óxido; acá se debe prestar mucha atención y tener un poco de “malicia”, ya que el sello pudo ser “aviejado” con un ácido para así

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parecer de mucha antigüedad. Esto lo hacen porque mensualmente rompen los sellos y por ende, devuelven la lectura e instalan nuevos sellos que son falsificados. (“aviejados”)

Al momento de verificar este tipo de sellos, se debe poseer muy buena experiencia y conocer muy bien de sellos, ya que con esto se puede diferenciar aquellos que son imitación, los cuales generalmente son de mejor calidad que los originales. En las regiones donde aún existen esta clase de sellos, los técnicos deben llevar una muestra de los originales para que hagan la comparación. Cuando se tenga sospecha, deben retirar un sello o el mismo medidor y llevarlo al laboratorio para que este determine su estado.

Observar que los sellos no tengan señales de manipulación, ya que puede ocurrir que los sellos de plomo se encuentren repisados con alicate o con muestras de haber sido abiertos con aguja; los sellos de candado abiertos, pegados y el alambre de este manipulado, y los sellos rotoseal rayados o también llamados tipo mariposa, con el tambor afuera o sin número de pinza.

Observar que la serie de los sellos de la tapa principal, no coincidan con la serie de la caja de conexiones o bornero. Los sellos de laboratorio, y los que colocan los técnicos en la bornera o caja de conexiones, al momento de instalarlos siempre son de diferente serie y en muchas comercializadoras de diferente color.

Al revisar los sellos del medidor debemos moverlos, ya que cuando rompen la Guaya o el alambre lo esconden dentro del hueco del tornillo que fija la tapa.

Revisar los Sellos de fibra óptica con una pequeña linterna; alumbrar por un extremo del sello; la luz debe salir por el otro extremo; en el caso de que la luz no tengan continuidad, el sello es falso.

2.3 INSPECCIÓN VISUAL EN LAS PARTES EXTERNAS AL MEDIDOR.(3)

Observar que el medidor conectado, tenga las mismas características de la red a la que se conectó; ya que se evidencian medidores de (240V y neutro directo) conectados en una red trifásica tetrafilar; la bobina de tensión de este medidor fue construida para 240 V, y al instalar este tipo de medidor en la red hay 208 V y en algunas partes 220; por lo que al hacer la prueba se han encontrado que dejan de registrar el 17% y 35 %.

Cerciorarse de que el medidor no esté desnivelado más de treinta grados; solo para el caso de medidores electromecánicos.

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Al estar en frente del medidor y realizando la respectiva revisión visual, se debe tener en cuenta muchos factores que pasan desapercibidos, pero que a la hora de verlos con más seriedad y más “malicia”, nos pueden conducir a una gran revisión; este tipo de factores son los siguientes: En el lugar donde se encuentra el medidor casi siempre hay polvo; y al ver el contador limpio, debemos pensar y jugar con el criterio que se tenga; ya que se puede llegar a pensar si fue recientemente instalado; de lo contrario, pensar que le quitan el polvo para destaparlo y devolver la lectura. Por tal razón, debemos tener presente este tipo de factores y asegurarnos desde el detalle más mínimo; para esto se debe considerar:

1. El polvo que cubre el medidor, debe ser uniforme y no estar

salpicado, si esta así hay posible devolución de lectura. 2. En el piso o alrededores hay muestras de que recogieron tierra para

salpicar el medidor. Cuando se trata de centros de distribución. 3. Cuando el medidor se encuentra en una caja con vidrio y tiene

empaque, se debe observar el estado de dicho empaque. Se ha encontrado que retiran el vidrio y manipulan el medidor y luego nuevamente colocan la ventana. Siempre el empaque queda con huellas.

Observar específicamente los tornillos que fijan la tapa principal o placa de características; estos tornillos no pueden presentar señales de maltrato. Dichos tornillos, son tocados máximo tres veces; cuando ensamblan el medidor, cuando le hacen la prueba de protocolo o en alguna ocasión, cuando los retiran para probarlos en el laboratorio; los tornillos son fabricados en bronce, bañados con un electrolítico de zinc, Cromo o galvanizados; el excesivo maltrato de los tornillos se evidencia cuando está de forma muy avanzada, el deterioro del baño del electrolítico del tornillo.

Elementos como la placa de características y el numerador, no pueden estar fuera de su lugar; observando la posición del numerador nos damos cuenta de este detalle.

Se observan huellas digitales en la placa de características o rayones. La superficie de la placa de características, es muy sensible a la grasa, al sudor de las manos y a la suciedad; esto se refleja en las huellas que se pueden observar cuando un medidor ha sido manipulado.

Al observar la caja de conexiones del medidor (bornera), no puede haber conductores conectados a la entrada, extraños a la acometida; es decir, antes de pasar por la bobina de corriente y por tanto, el consumo o parte de este no se registra.

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Observar muy bien el área donde se encuentra el medidor, ya que en el piso o en la caja del medidor, se pueden encontrar sellos retirados o alambres o guayas de sellos que Por “descuido”, dejan las personas que manipulan los medidores; siendo esto, una gran evidencia para un posible fraude. A la hora de encontrarnos en los centros de distribución, hay que fijarse en los rincones.

Cuando se está revisando o inspeccionando, se puede encontrar el medidor salpicado con pintura; esta puede estar tapando una perforación. Los clientes que realizan este tipo de maniobra, acostumbran a pintar la fachada o la caja donde está instalada la medida y lo dejan salpicado de pintura “pecoso”, perforan la tapa principal y le introducen un alambre para frenar el disco. Esto lo hacen en la noche o en los fines de semana. Luego en la mañana retiran el elemento que frena el disco y con un pincel y pintura del mismo color de las salpicaduras, cubren el agujero. Se ha encontrado inclusive en medidores con tapa de vidrio.

El Medidor no puede tener el talco de vidrio roto; ya sea accidental o voluntariamente.

El Medidor no puede estar empañado con agua.

Se debe observar muy bien el estado del numerador, ya que sus dígitos no pueden estar corridos; pero cuando este es manipulado cada mes para devolver la lectura, el numerador termina averiado y los números no se observan bien al frente; esto solo debe suceder con el último digito de la derecha, cuando corresponde a lecturas con decimal.

Observar muy bien los medidores que poseen integradores de relojes o agujas. En las regiones donde aún existen este tipo de medidores, se puede observar que a las agujas, se les cae la pintura o no tienen secuencia lógica; por ejemplo, la aguja del segundo reloj se encuentra en la mitad entre el uno y el dos; y la aguja del primer reloj de la derecha, en el cero cuando debería estar en el cinco.

Verificar que el medidor tenga su correcto Integrador, ya que se han evidenciado medidores con integradores correspondientes a otros medidores, de la misma marca y diferente relación, e inclusive se han encontrado en medidores de distinta marca; para encontrar este tipo de anomalía se debe contar con muy buena experiencia.

Al observar la caja de conexiones (bornera), se debe mirar que no existan puentes (conductores) entre la entrada y salida de corriente; ni tampoco huecos con agujas, frenado el disco; de igual manera, observar que la conexión no haya sido alterada ya que suelen invertir la entrada por la salida, causando en medidores monofásicos que el disco gire en dirección

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contraria; pero en medidores trifásicos, el cambio en el sentido de la corriente, si en teoría las cargas son equilibradas; un elemento anula al otro y solo registra el 33%.

Observar que los tornillos de la caja “bornera” estén “fogueadas”, ya que esta señal nos muestra que está siendo puenteado o se toma una línea directa en forma temporal en las noches, o fines de semana. Sucede cuando la tapa de la bornera es muy corta o muy flexible y se deja levantar.

En medidores antiguos se debe revisar que el ancla de tensión externa, no tenga señales de manipulación

Para medidores antiguos en este caso redondos, observar que el aro no haya sido manipulado o intervenido con soldadura; de igual manera que las guías del aro, no hayan sido manipuladas.

Observar los Tornillos que fijan la tapa principal, ya que en muchas ocasiones, se encuentran rotos y la tapa se encuentra pegada o simula estar pegada, y el medidor está expuesto a que lo abran en cualquier momento para ser intervenido; de igual manera, se debe observar las orejas de fijación de la tapa principal, ya que en muchas ocasiones se encuentran rotas. El medidor lo abren y proceden a pagar las orejas de fijación. Esto es muy fácil de identificar porque se nota que están fracturadas y tienen pegante.

Cuando se observe el disco, debemos fijarnos en su giro ya que se puede presentar que gire irregularmente. Esto sucede porque en la mayoría de los casos el disco se encuentra torcido; o por que fueron manipulados los cojinetes. En muchas ocasiones, el medidor gira sin carga o en sentido contrario; se debe observar, que no se deba a la marcha en vacío; cuando esto sucede, la marca del medidor debe encontrarse al frente; si esto no sucede puede ocurrir que el medidor esté frenado

En el momento en el que se esté revisando el medidor, se debe cerciorar en que al interior de la vivienda, se escuche ruido de equipos eléctricos o si hay luces encendidas y por tanto, el medidor debe estar registrando; en artefactos como aires acondicionados, se puede ver si estuvieron en funcionamiento cuando los tienen conectados a un servicio directo; el cliente los apaga y manifiesta que están averiados.

Observar la parte de atrás de las cajas de los medidores, en los cuales existen cuadros o escaparates; estos deben estar ocultando cuchillas o contactares para doble paso. De la misma manera, poner mucho cuidado si hay ruido de entrada y salida de contactores ya que Algunos clientes, que manipulan la medida especialmente en fincas, utilizan contactores en lugar de cuchillas de doble paso

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2.4 FRAUDES Y SEÑALES DE FRAUDE EN LOS SUMINITROS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.(3)

2.4.1 Fraudes en la acometida

2.4.1.1 Servicio directo de la red de distribución de baja tensión.

Las pérdidas estimadas, son la totalidad de lo encontrado en servicio directo; se puede detectar o contrarrestar mediante macro-medición, inspección visual e instalar red trenzada. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 40. Servicio directo desde la red de distribución de baja tensión

Figura 41. Servicio directo desde la red de distribución de baja tensión

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2.4.1.2 Servicio directo con instalación dentro de la pared (cubierto con cemento).

Las pérdidas estimadas, son la totalidad de lo encontrado en servicio directo; se puede detectar o contrarrestar, realizando pruebas en la acometida, consumo estimado, instalación de la acometida a la vista. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 42. Servicio directo con instalación dentro de la pared.


2.4.1.3 Servicio directo derivado de los conectores.

Las pérdidas estimadas, son la totalidad de lo encontrado en el servicio directo; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, pruebas en la acometida. Establecer factor utilización y realizar seguimiento.

Figura 43. Servicio directo derivado del conector tipo piercing.

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Figura 44. Servicio directo derivado del conector de la caja de distribución.

2.4.1.4 Servicio directo derivado de la acometida.

Las pérdidas estimadas, son la totalidad de lo encontrado en servicio directo; se puede detectar o contrarrestar, mediante inspección visual, prueba a la acometida, consumo estimado. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 45. Servicio directo derivado de la acometida concéntrica.

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Figura 46. Servicio directo derivado de la acometida concéntrica

2.4.1.5 Servicio directo derivado desde el cielo raso.

Las pérdidas estimadas, son la totalidad encontrado en servicio directo; se puede detectar o contrarrestar, mediante inspección visual, prueba a la acometida, consumo estimado, instalar acometida concéntrica a la vista. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 47. Servicio directo desde el cielo raso

2.4.1.6 Acometida trifásica tetrafilar con contador monofásico.

Las pérdidas estimadas en cargas equilibradas, son del 76%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, instalar medidor trifásico tetrafilar o cambiar acometida por monofásica bifilar. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

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Figura 48. Acometida concéntrica trifásica tetrafilar con contador monofásico

2.4.1.7 Acometida bifásica trifilar con contador monofásico.

Las pérdidas estimadas en cargas equilibradas, son del 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, instalar medidor bifásico trifilar o cambiar la acometida por monofásica bifilar. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 49. Acometida bifásica trifilar con contador monofásico

2.4.1.8 Acometida derivada subterránea de trafo de distribución de doble fondo.

Las pérdidas estimadas en cargas equilibradas, son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar, mediante pruebas de corriente en media tensión contra corrientes en baja tensión, Instalar equipo de medida en media tensión. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

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2.4.1.9 Acometida subterránea derivada de caja de inspección o paso.

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, pruebas de corriente en la acometida, instalar medidor testigo, establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 50. Acometida subterránea derivada de caja de inspección o paso


Figura 51. Acometida subterránea derivada de caja de inspección o paso


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2.4.1.10 Servicio directo derivado de las salidas del trafo.

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, realizar pruebas en la acometida, blindar las salidas del transformador o instalar medición en media tensión. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 52. Servicio directo de las salidas del transformador de distribución.

Figura 53. Servicio directo de las salidas del transformador de distribución.

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2.4.1.11 Servicio directo al tablero de distribución.

Las pérdidas estimadas superiores, son del 80 %; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual y pruebas a las parciales. Instalar gabinete o tablero con normas anti-fraude. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.1.12 Servicio directo de la alimentación del transformador de distribución al barraje del tablero.

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80 %; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, pruebas de corriente en la acometida. Instalar macro-medición en el transformador. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 54. Servicio directo de la alimentación del transformador de distribución.

2.4.1.13 Neutro prestado de otro servicio.

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante sumatoria de corrientes en un nodo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

65

Figura 55. Neutro prestado de otro servicio derivado desde el conector de la caja de distribución.

Figura 56. Neutro prestado de otro servicio, derivado de bornera.

2.4.1.14 Neutro tomado de una puesta a tierra

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de sumatoria de corrientes en un nodo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

66

Figura 57. Neutro tomado de una puesta a tierra

Figura 58. Neutro tomado de una puesta a tierra

2.4.1.15 Una fase aislada enla red o en la bornera en medidas con neutro directo

Las pérdidas estimadas, son del 100%(medidor detenido); se puede detectar o contrarrestar cambiando medidor de 240 V por medidor de 2x120 (con neutro de conectar al medidor). Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

67

Figura 59. Medidor electromecánico marca krizik rymel de elemento y medio (dos bobinas de corriente y una de tensión)

Figura 60. Medidor electromecánico marca krizik rymel de elemento y medio (dos bobinas de corriente y una de tensión) con Acometida bifásica trifilar y una fase aislada.

68

Figura 61. Acometida bifásica trifilar con una fase aislada en la caja de distribución.

2.4.1.16 Acometida con contactor para doble paso

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, pruebas de corriente en la acometida, consumo estimado, Instalar medidor testigo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.1.17 Acometida con cuchilla doble paso

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, pruebas de corriente en la acometida, consumo estimado, instalar medidor testigo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 62. Acometida con cuchilla doble paso

69

2.4.1.18 Derivación de la acometida dentro del ducto

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80 %; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, pruebas de corriente en la cometida, consumo estimado, instalar acometida a la vista o medidor testigo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.1.19 Acometida subterránea con inversión voluntaria de corrientes con cuchillas o contactores.

Las pérdidas estimadas, son superiores al 80 %; se puede detectar o contrarrestar mediante pruebas de corriente en la acometida, pruebas de tiempo potencia. Instalar acometida a la vista o medidor testigo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.2 Fraudes en la caja de conexiones del medidor de energía eléctrica

2.4.2.1 Serie de los sellos de la tapa principal coinciden con la serie de la caja de conexiones.

Las pérdidas estimadas, son superiores al 30% (señal de que tiene manipulación interna); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de tiempo potencia y prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 63. Sello de plástico de la caja de conexiones del medidor electromecánico con serie (00204783).

70

Figura 64. Sello de plástico de la tapa principal del medidor electromecánico (00204783).

2.4.2.2 No tiene tapa de la caja de conexiones y presenta señales de fogueo entre entrada(s) y salida(s).

Las pérdidas estimadas, son perdidas mínimas del 50% (servicio directo); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, instalar la tapa en la caja de conexiones y sellar o cambiar el medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 65. No tiene tapa de la caja de conexiones y presenta señales de fogueo entre entrada(s) y salida(s)

2.4.2.3 Ancla de tensión suelta.

Por cada ancla suelta en cargas equilibradas, las pérdidas estimadas son del 33%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio de medidor por obsoleto. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

71

Figura 66. Medidor electromecánico con Ancla de tensión suelta.

2.4.2.4 Ancla aislada con cinta o pegante.

Por cada ancla suelta en cargas equilibradas, las pérdidas estimadas son del 33%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual. Cambiar medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 67. Medidor electromecánico antiguo con las anclas de tensión aisladas con cinta

72

2.4.2.5 Falta ancla de tensión o puente

Por cada ancla suelta en cargas equilibradas, las pérdidas estimadas son del 33%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio del medidor, Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 68. Medidor antiguo electromecánico sin puentes de tensión.

2.4.2.6 Derivación directa de la bornera a la entrada del medidor.

Las pérdidas estimadas mínimas del 50% (servicio directo), se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, instalar sellos y medidor en caja también con posibilidades de sellar. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 69. Derivación de la fase de la acometida en la bornera.

73

2.4.2.7 Puente entre entrada y salida de corriente internamente

Las pérdidas estimadas son superiores al 30%, dependiendo del calibre del puente; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba tiempo potencia, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 70. Puente interno en los terminales de la bobina de corriente

Figura 71. Puente interno en los terminales de la bobina de corriente.

74

2.4.2.8 Puente entre entrada y salida de corriente externamente.

Las pérdidas estimadas son superiores al 30%, dependiendo del calibre del puente; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de tiempo potencia, consumo estimado, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 72. Puente externo en los terminales de la bobina de corriente externamente.

Figura 73. Puente externo en los terminales de la bobina de corriente.

75

2.4.2.9 Inversión de entrada por salida de corriente en contadores monofásicos (gira inversamente).

Las pérdidas estimadas son del 50% (se invierte en las noches); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba tiempo potencia, normalizar y sellar. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 74. Medidor monofásico electromecánico marca ISKRA, tecnología europea (conexión

asimétrica)

Figura 75. Conexión correcta del medidor monofásico electromecánico para tecnología europea (conexión asimétrica)

76

Figura 76. Conexión incorrecta (fases invertidas), del medidor monofásico electromecánico para tecnología europea (conexión asimétrica).

2.4.2.10 Inversión de entrada por salida de corrientes en medidores trifásicos (en cargas equilibradas deja de registrar el 76%)

Las pérdidas estimadas son del 76%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba tiempo potencia, normalizar y sellar, establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 77. Medidor trifásico electrónico marca ELSTER, tecnología europea (conexión asimétrica)

77

Figura 78. Conexión incorrecta (fases de entrada y salida invertidas), del medidor trifásico para

tecnología europea (conexión asimétrica).

2.4.2.11 Invertida la conexión neutro fase en contadores trifásicos

Las pérdidas estimadas son del 33% para cargas equilibradas; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba tiempo potencia, normalizar y sellar. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 79. Medidor trifásico electrónico marca ELSTER, tecnología europea (conexión asimétrica)

78

Figura 80. Conexión incorrecta (una de las fases de la acometida invertida con el neutro de la acometida), del medidor trifásico para tecnología europea (conexión asimétrica).

2.4.3 Señales de fraude en la caja principal del medidor de energía eléctrica.

2.4.3.1 Hueco(s) en la tapa principal para introducir elementos extraños y frenar el medidor

Las pérdidas estimadas son del 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual. Cambio de medidor, establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 81. Tapa principal del medidor electromecánico perforada, para introducir elementos extraños e intervenir la medida.

79

2.4.3.2 Tapa de la caja principal con salpicadura de pintura para cubrir huecos por donde se introducen elementos extraños

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante limpieza al medidor, inspección visual, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 82. Tapa de la caja principal del medidor monofásico electromecánico marca Schlumberger SL1621con salpicadura de pintura para cubrir huecos por donde se introducen elementos extraños para intervenir la medida.

2.4.3.3 Medidor electromecánico con el disco rayado.

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba tiempo potencia, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 83. Medidor electromecánico con el disco de aluminio rayado.

80

2.4.3.4 Tornillo que fija la tapa principal roto y la tapa principal ajustada

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura84. Medidor electromecánico con el tornillo que fija la tapa principal roto y la tapa principal ajustada con alambre.

2.4.3.5 Orejas de fijación de la tapa principal rotas

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 85. Orejas de fijación de la tapa principal rotas

81

2.4.3.6 Medidor electromecánico desnivelado mas de treinta grados

Las Pérdidas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante consumo estimado, Consumo proyectado, inspección visual. Establecer factor de verificación y realizar seguimiento.

Figura 86. Medidor electromecánico desnivelado más de treinta grados.

2.4.3.7 Tornillos de fijación de la tapa principal con señales de manipulación (se observa el bronce destapado con pérdida del cromo, del galvanizado o zincado)

Las pérdidas estimadas son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 87. Tornillo de fijación de la tapa principal con señales de manipulación.

82

2.4.3.8 Medidor con la bornera quemada

Las pérdidas estimadas son superiores al 25%; se puede detectar o contrarrestar inspección visual, cambio de medidor .Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 88. Medidor con la bornera quemada

2.4.3.9 Tornillos de la caja bornera soldados

Las pérdidas estimadas son superiores al 25%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 89. Tornillos de la caja bornera soldados

83

Figura 90. Tornillos de la caja bornera soldados

2.4.3.10 Medidor con el talco suelto o quebrado.

Las pérdidas estimadas son superiores al 75%; se puede detectar o contrarrestar inspección visual, cambio de medidor, Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 91. Medidor con el talco suelto

84

Figura 92. Medidor con el talco quebrado

2.4.3.11 Medidor con la base partida

Las pérdidas estimadas son superiores al 75%; se puede detectar o contrarrestar inspección visual, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 93. Medidor electromecánico con la base partida

2.4.3.12 Medidor con la caja perforada, con dirección a la fase

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

85

Figura 94. Medidor con la caja perforada con dirección a la fase

2.4.3.13 Medidor con el neutro aislado


Figura 95. Medidor con el neutro aislado

2.4.3.14 Medidor dañado

Las pérdidas estimadas son superiores al 100%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

86

Figura 96. Medidor lleno de agua

2.4.3.15 Elementos extraños dentro del medidor

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar inspección visual. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 97. Elementos extraños internamente, cercanos al disco de aluminio del medidor electromecánico.

87

Figura 98. Elementos extraños internamente, cercanos al registrador y al disco de aluminio del medidor electromecánico

Figura 99. Elementos extraños dentro del medidor

88

2.4.3.16 Sellos del medidor lesionados, dañados y reparados


Figura 100. Sello de seguridad de plástico intervenido y lesionado mediante calor


Figura 101. Sello de seguridad de plástico perforado para alterar su funcionamiento.


89

Figura 102. Sello de seguridad de plástico intervenido y reparado con pegamento


Figura 103. Sello de seguridad de plástico lesionado mediante calor


90

Figura 104. Sello de seguridad intervenido y reparado con pegamento


Figura 105. Sello de seguridad con la guaya maltratada


2.4.3.17 Medidor antiguo sin sellos

Las pérdidas estimadas son superiores al 80% (devolución de lecturas); se puede detectar y contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

91

Figura 106. Medidor antiguo sin sellos de seguridad.

2.4.3.18 Alambre de cobre en el sello de plomo nuevo en medidores muy antiguos

Las pérdidas estimadas son superiores al 80% (devolución de lectura); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, la prueba tiempo potencia, prueba de integración. Cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 107. Alambre de cobre nuevo en sello de seguridad de plomo muy antiguo.

92

2.4.3.19 Alambres y sellos con exceso de óxido en lugares no expuestos al medio ambiente

Las pérdidas estimadas son superiores al 80% (devolución de lectura); se puede detectar y contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 108. Alambres y sellos con exceso de óxido en lugares no expuestos al medio ambiente

2.4.3.20 Sellos de plomo repisados en señales de haber sido abiertos con agujas y cerrados con mordazas de alicates

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, prueba de integración. Cambio de medidor por electrónico establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 109. Sellos de plomo repisados en señales de haber sido abiertos con aguas y cerrados con mordazas de alicates

93

2.4.3.21 Sellos tipo candado abiertos

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de tiempo potencia, prueba de integración. Cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 110. Sello de seguridad tipo candado abierto

2.4.3.22 Sellos imitación

Las pérdidas estimadas son superiores al 80% (devolución de lectura); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, consumo estimado, consumo proyectado, prueba de tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.3.23 Sellos originales no instalados por la electrificadora

Las pérdidas estimadas son superiores al 80% (devolución de lecturas); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.3.24 Sellos de latón o fatiga abiertos o soplados

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%, se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

94

Figura 111. Sellos de latón o fatiga abiertos o soplados


2.4.3.25 Sellos de rotoseal manipulados

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 112. Sellos de seguridad tipo rotoseal manipulados


2.4.3.26 Guaya o alambre de los sellos rotos escondida en el hueco del tornillo

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, consumo estimado, consumo proyectado, prueba tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

95

Figura 113. Sello de seguridad con la guaya o alambre roto escondida en el hueco del tornillo

2.4.4 Fraudes en el medidor o caja principal

2.4.4.1 Medidor de elemento y medio en red trifásica (no instalado por la electrificadora)

Las pérdidas estimadas son superiores al 17% (dependiendo del factor de potencia); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio del medidor por medidor de uno, dos o tres elementos según el caso. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.4.2 Medidor trifásico tetrafilar en una red trifásica en delta

Las pérdidas estimadas son del 100% (abren bobinas de tensión); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio de medidor,. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.4.3 Medidor desconectado y en servicio directo

Pérdidas estimadas son del 100%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, conectar medidor o cambiarlo. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

96

Figura 114. Medidor electromecánico desconectado y en servicio directo.

2.4.4.4 Medidor retirado por particulares

Las pérdidas estimadas son del 100%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, instalación de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 115. Medidor retirado por particulares

2.4.4.5 En medidores antiguos de tapa metálica y placa de características remachada, al retirar estos y quitar la placa utilizan dichos huecos para introducir elementos extraños que frenan el medidor.

97

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba tiempo potencia, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 116. Medidor antiguo con placa de características remachada sin tornillos

Figura 117. Medidor antiguo con placa de características remachada sin tornillos

98

2.4.4.6 DOBLE PLACA DE CARACTERÍSTICAS

Las pérdidas estimadas son superiores al 50% se pueden detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 118. Medidor monofásico con doble placa de características.

2.4.4.7 Placa de características incompleta

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de tiempo potencia, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 119. Medidor monofásico con placa de características incompleta

99

2.4.4.8 Numerador o integrador no engrana con el sinfín

Las pérdidas estimadas son del 100%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 120. Numerador o integrador no engrana con el sinfín

2.4.4.9 Piñón de ataque del integrador con dientes limados

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%, se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de integración, cambio de medidor. Establecer factor de utilización y realiza seguimiento.

Figura 121. Piñón de ataque del integrador con dientes limados

100

2.4.4.10 Dígitos corridos (las ruedas del integrador desalineadas)

Las pérdidas estimadas son superiores al 50 % (devolución de lectura); se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de integración, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento

Figura 122. Medidor monofásico marca krizik rymel con el registrador intervenido (dígitos corridos)

2.4.4.11 Recuadro que resalta la lectura esta rayado

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 123. Recuadro que resalta la lectura del registrador esta rayado

101

Figura 124. Recuadro que resalta la lectura del registrador esta rayado

2.4.4.12 Disco doblado se frena con los imanes de freno

Las pérdidas estimadas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual; cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 125. Medidor electromecánico con el disco de aluminio doblado, se frena con los imanes de freno

2.4.4.13 Disco frenado por la manipulación de los cojinetes o joyas

Las pérdidas son superiores al 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

102

Figura 126. Medidor electromecánico con el cojinete inferior dañado

Figura 127. Medidor electromecánico con el cojinete superior dañado

103



104

2.4.4.14 Limadura o arena sobre el disco

Las pérdidas estimadas son superiores al 30%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de tiempo potencia, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 130. Medidor electromecánico con el disco de aluminio intervenido (Limadura sobre el disco)

2.4.4.15 Medidor con numerador suelto

Las pérdidas estimadas son del 100%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, prueba de integración, cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 131. Medidor electromecánico con el numerador suelto.

105

2.4.4.16 Medidor sin placa de características

Las pérdidas estimadas son del 100%; se puede detectar o contrarrestar mediante inspección visual, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 132. Medidor electromecánico sin placa de características

2.4.4.17 Inversión interna de entrada por salida de corriente

Las pérdidas son del 100% en medidores monofásicos; en medidores trifásicos con cargas equilibradas las pérdidas son del 76%. Se puede contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 133. Medidor electromecánico con inversión interna de entrada por salida de corriente (fase da la acometida invertida con la fase del alimentador)

106

2.4.4.18 Puente interno entre entrada por salida de bobina de tensión

Las pérdidas estimadas son superiores al 30%, depende del calibre que empleen para el puente; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba tiempo potencia, cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 134. Medidor electromecánico con puente interno entre entrada por salida de bobina de tensión

Figura 135. Medidor electromecánico con puente interno entre entrada por salida de bobina de tensión

107

2.4.4.19 Falta puente o ancla de tensión interna

En medidores monofásicos pérdidas del 100%; en medidores trifásicos con cargas del equilibradas el 33% por cada ancla; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 136. Medidor electromecánico en condiciones normales.

Figura 137. Medidor electromecánico intervenido (falta puente de tensión)

108

2.4.4.20 En medidor de dos o más elementos conmutadas las tensiones con las corrientes

Las pérdidas estimadas son del 76% en cargas equilibradas; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba tiempo potencia, cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.4.21 Agujas del numerador o integrador corridas por manipulación.

Las pérdidas estimadas son superiores al 50% (devolución de lecturas); se puede detectar o contrarrestar mediante, inspección visual cambio de medidor por electrónico, establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.4.22 Medidor con integrador cambiado para disminuir el registro

Las pérdidas estimadas son generalmente del 50%; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba tiempo potencia, cambio de medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 138. Medidor electromecánico marca Iskra con integrador cambiado.

109

Figura 139. Medidor electromecánico marca Krizik rymel con integrador cambiado.

Figura 140. Medidor electromecánico marca Schlumberger SL1631con integrador cambiado.

110

Figura 141. Medidor electromecánico marca Nansen con integrador cambiado.

2.4.4.23 Cambio de integrador y placa de características escaneada con cambio de datos para que la prueba de integración de correcta

Las pérdidas estimadas son del 100%; se puede detectar mediante prueba de tiempo potencia, prueba de integración, Cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

2.4.4.24 Manipulación en la tercera o cuarta rueda del integrador

Las pérdidas estimadas son del 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante consumo estimado, prueba de integración, cambio del medidor por electrónico, establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Corr

ecto

Incorr

ecto

111

Figura 142. Medidor electromecánico con manipulación en la tercera o cuarta rueda del integrador

2.4.4.25 Ajuste en los mecanismos de integración.

Las pérdidas estimadas son del 15%; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de tiempo potencia, cambio del medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 143. Ajuste en los mecanismos de integración

112

2.4.4.26 Fotoceldas conectadas en serie con la bobina de tensión.

Las pérdidas estimadas superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar inspección visual, prueba de tiempo potencia, cambiar medidor por electrónico. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 144. Fotoceldas conectadas en serie

2.4.4.27 Resistencia conectada en serie con la bobina de tensión

Las pérdidas estimadas superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar inspección visual. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 145. Resistencia conectada en serie a la bobina de tensión del medidor electromecánico

113

2.4.4.28 Medidor electrónico con el display apagado


Figura 146. Medidor electrónico marca Ampy con el display apagado.

2.4.4.29 Medidor electrónico con los segmentos del display quemados


Figura 147. Medidor electrónico marca Landys con los segmentos del display quemados.

114

Figura 148. Medidor electrónico marca Landys con los segmentos del display quemados

2.4.4.30 Elementos de estado sólido quemados

Las pérdidas estimadas son superiores al 80%; se puede detectar o contrarrestar mediante prueba de integración. Establecer factor de utilización y realizar seguimiento.

Figura 149. Elementos de estado sólido quemados

115

3. PRUEBAS PARA REVISIÓN DE MEDIDORES EN TERRENO.

3.1 CONSUMO ESTIMADO. (3)

Este proceso se realiza, para conocer un consumo aproximado de clientes y abonados; se aplica cuando conocemos el aforo o censo de carga y se puede realizar de tres formas.

3.1.1 Censo aforo de carga por placa de características:

En la parte de atrás de los equipos o en uno de los extremos o esquinas, se encuentra una plaqueta donde están registradas las características del equipo y entre ellas los datos eléctricos, voltios (V), amperios (A), caballos de fuerza (H.P.) y factor de potencia o coseno Φ o directamente los kW.

3.1.2 Censo o aforo de carga por medición de tensión y corriente:

En el supuesto caso de no tener la placa de características, esté cubierta con pintura o no esté en un lugar accesible, se mide con la pinza voltaamperimétrica los voltios y los amperios por cada fase. Estos datos se tienen en cuenta para convertirlos en kW más adelante.

3.1.3 Censo o aforo de carga por tablas establecidas:

También se llaman tablas predeterminadas, y son aquellas que las electrificadoras han establecido por electrodoméstico o por equipo eléctrico.

3.1.4 Herramientas para realizar la prueba.

Calculadora.

Censo o aforo de carga.

3.1.5 Pasos para realizar la prueba:

Realizar la sumatoria en kW de los equipos instalados.

116

Figura 150. Acta de revisión e instalación eléctrica para medida directa de la empresa Electricaribe sede Monteria-Cordoba

117

Figura 151. Acta de revisión e instalación eléctrica para medida directa de la empresa Electricaribe sede Monteria-Cordoba; donde está especificado el valor en W, de cada artefacto eléctrico para realizar el censo de carga.

Multiplicar la sumatoria en kW por 720.

Multiplicar el proceso anterior por el factor de utilización.

(1)

kW instalado: kilovatios instalados, es decir los encontrados en el censo.

118

720: número de horas que tiene el mes. ( ). F.U: se refiere al porcentaje, en que utiliza los equipos eléctricos que se tienen disponibles:

Ejemplo:

Un supermercado con varios equipos de frio, tiene instalados 35kW y la factura mensual llega promedio por 15350 kW/mes. El factor de utilización se determina por una regla de tres simple.

Lo máximo que puede consumir al mes es: 35kW*720 horas= 25500 kh/mes, es decir todos los equipos conectados las 24 horas del día y los 30 días del mes.

Sin embargo, ya están establecidos en su gran mayoría, los factores de utilización por electrodoméstico. Para hallar el total, simplemente suman el estimado por equipo. Este método también es válido.

Se recomienda que cada electrificadora, establezca sus factores de utilización por sectores y por actividad económica para el caso de los clientes industriales.

Por estadísticas obtenidas en varias regiones del país e inclusive en países, un uso eficiente de la energía, se tienen los siguientes valores:

Sector residencial clima frio en cualquier estrato: 7.5% (x0.07).

Sector residencial clima cálido en cualquier estrato: 8% (x0.8).

Sector comercial sin frio, es decir donde no venden productos fríos o congelados: 15% (x0.15).

Sector comercial con frio es decir donde venden productos fríos o congelados: 25% (x0.25).

Para los demás de acuerdo al sector económico.

3.1.6 Ejemplos para hallar el consumo estimado.

Hallar el consumo estimado de una cafetería. En el censo se encontraron instalados 6,5 kW. (25 %)

.

Un cliente residencial reclama por su última facturación; llego por 287 kWh/mes y los anteriores consumos son mucho más bajos. Hallar el consumo estimado de la vivienda. En el censo se encontraron instalados 1,8 kWh/mes. (8%)

119

Consumos históricos (kWh/mes): 287,110, 98,106, 95

Promedio de consumos antes del reclamo: =102 kWh/mes

Diferencia: = -4,67 está entre más o menos el 20%.

Análisis: El consumo estimado es similar a los históricos que tiene antes de hacer el reclamo. El cliente no tiene la razón; tuvo un consumo adicional o un daño en el mes anterior, pero volvió a la normalidad.

Un cliente de una tienda reclama porque su última facturación, llego por 732 kWh/mes y los anteriores consumos son mucho más bajos. Hallar el consumo estimado. En el censo se encontraron instalados 3,95 kW. (25%)

Consumos históricos (kWh/mes):

732, 302, 306, 314, 323

Promedio de consumos antes del reclamo: =311kWh/mes

Diferencia: supera el más o menos 20 %.

Análisis: el consumo estimado es similar al que originó el reclamo. El cliente tiene la razón y debemos hacer una buena inspección para determinar la causa de su elevado consumo. Es posible que tenga una fuga, o un equipo de frio está con el termostato dañado.

3.2 CONSUMO PROYECTADO

Él método del consumo proyectado, es una herramienta muy apropiada debido a que nos muestra cual va a ser el consumo aproximado para el periodo de facturación que viene; es de gran utilidad en análisis de consumo, especialmente en terreno, ya que nos ayuda a identificar medidores con devolución de lecturas y en quejas por los usuarios por alto consumo.(3)

3.2.1 Herramientas para realizar la prueba:

Calculadora.

Lectura del día de la revisión.

Última lectura facturada.

120

Consumos históricos.


Tomar lectura actual y fecha. (lectura que se esté viendo en el medidor).

Figura 152Medidor de energía con lectura actual (10519)

Fecha de la toma de la lectura: 1 de mayo del año 2013 (1-5-2013)

Tomar la última lectura y fecha con la que se facturó el último consumo.

Figura 153. Recibo de energía donde está especificado lectura actual, lectura anterior, factor, consumo, kWh facturados 119

Tomar el Número de días transcurridos entre la última lectura y el día de la revisión.

Del 10 de abril del 2013 al 1 de mayo del 2013 han transcurrido 20 días.

121

Aplicar la fórmula para obtener el consumo proyectado.

(2)

LR= Lectura del día de la revisión.

ULF= última lectura facturada.

NDT= Número de días transcurridos entre la última lectura y el día de la revisión.

30= período de facturación de 30 días. También puede ser 60 días cuando el período de facturación es bimensual.

Se remplazan en la formula los datos obtenidos:

Se observan los consumos históricos y se realiza el promedio antes de la reclamación.

Figura 154. Recibo de energía donde están especificados los últimos consumos de los últimos seis meses.

Promedio consumo antes de la reclamación

Diferencia: = 12,96 %

3.3 PRUEBA DE SUMATORIA DE CORRIENTES EN UN NODO

122

Esta clase de prueba se aplica, para identificar acometidas que tienen derivada la fases(s), neutros prestados, neutros tomados de tierra o fugas.(3)

3.3.1 Las herramientas requeridas para realizar la prueba son:

Pinza voltaamperimétrica

3.3.2 . Pasos para realizar la prueba:

Abrazar la totalidad de la acometida con la mordaza de la pinza voltaamperimétrica. Verificar que la lectura de la pinza sea 0A (cero Amperios). Debe ser 0A (cero Amperios) ya que la ley de Kirchhoff de las corrientes, afirma que la suma de las corrientes que entran en un nodo, es igual a la suma de las corrientes que salen de él. En este caso el nodo para la prueba, es la mordaza de la pinza voltaamperimétrica.

Figura 155. Esquema de funcionamiento de una acometida en condiciones normales.

123

Figura 156. Acometida concéntrica en condiciones normales.

Figura 157. Acometida concéntrica en condiciones normales

124

La lectura de la pinza voltaamperimétrica, muestra la correcta lectura de amperaje que debe arrojar la pinza al abrazar la acometida; con esto se observa que no existe ninguna derivación.

Figura 158. Esquema de funcionamiento de una acometida en condiciones anormales.

125

Figura 159. Acometida en condiciones anormales.

Figura 160. Acometida concéntrica en condiciones anormales.

126

Figura 161. Acometida subterránea en condiciones anormales.

Para la lectura mostrada en el display de la pinza voltaamperimétrica, debemos encontrar la causa de esta lectura; por ende, se pueden presentar los siguientes pasos.

La acometida se encuentra derivada.

El cliente tiene un neutro prestado de un vecino o de otro servicio.

El cliente toma el neutro de una varilla puesta a tierra.

El cliente tiene una fuga de corriente.

3.4 PRUEBA PARA LA DETECCIÓN DE LÍNEA AMIGA

Se utiliza para detectar neutros prestados.

3.4.1 Criterios para la detección de línea amiga

Tabla 4Datos establecidos para la detección de línea amiga tomados en el emisor.

EMISOR CONFORME NO CONFORME

CORRIENTE

fase 0.9 A 1.8 A

neutro 0.9 A 0 A

Fase-neutro 0 A 1.8 A

TENSIONES

Fase-neutro 130 V 1 V

Fase-tierra 110 V 115 V

Neutro-tierra 5 V 90 V

carga 130 V 130 V

OBSERVACION GIRO NORMAL FRENADO

127

Tabla 5Datos establecidos para la detección de línea amiga tomados en el receptor.

RECEPTOR CONFORME NO CONFORME

CORRIENTE

fase 0.9 A 0 A

neutro 0.9 A 1.8 A

Fase-neutro 0 A 1.8 A

TENSIONES

Fase-neutro 130 V 131 V

Fase-tierra 110 V 95 V

Neutro-tierra 5 V 5 V

carga 130 V 129 V

OBSERVACION GIRO NORMAL FRENADO

3.4.2 Datos de campo para detección de línea amiga.

Figura 162. Medición de tensión entre fase y neutro (115.1 V) en el medidor electrónico marca siemens.

Figura 163. Medición de corriente entre fase y neutro (2.64 A) en el medidor electrónico marca siemens.

128

Figura 164. Medición de tensión entre fase y tierra (115.9 V) en el medidor electrónico marca siemens.

Figura 165. Medición de tensión entre neutro y tierra (3 V) en el medidor electrónico marca siemens.

129

Figura 166. Medición de corriente en el neutro del alimentador (1.42 A) en el medidor electrónico marca siemens.

Figura 167. Medición de corriente en la fase del alimentador (1.43 A) en el medidor electrónico marca siemens.

.

130

3.5 PRUEBA DE TIEMPO-POTENCIA

3.5.1 Prueba por baja

Esta prueba se realiza con una corriente no superior a 2 amperios; y genera en el medidor, una carga mínima que permite registrar los movimientos que se presentan al usar electrodomésticos de poco amperaje; esta prueba se debe realizar de forma inicial, ya que permite que los medidores con fallas con cargas de poco amperaje se reflejen

3.5.1.1 Herramientas para realizar la prueba:

Carga de prueba fija resistiva.

Pinza voltaamperimétrica.

Cronómetro.

Calculadora.

3.5.1.2 Pasos para realizar la prueba:

Desconectar la carga del cliente y conectar la carga de prueba resistiva (no mayor a 2A).

Figura 168. Medidor electromecánico con carga de prueba resistiva de 1.9 A

Tomar nota del KH (KD/100) (conexión simétrica) o KD (conexión asimétrica)

131

Figura 169. Medidor electromecánico KD de 750 rev/kWh

Medir corriente y tensión en la carga de prueba resistiva.

Figura 170. Medición de corriente (1.9 A) en la carga de prueba resistiva

132

Figura 171. Medición de tensión (118.1) en la carga de prueba resistiva

Contar un respectivo número de vueltas, en un rango mínimo de 120 segundos.

Figura 172. Tiempo (120.01 s) en el que se realiza la prueba por baja.

Para este intervalo de tiempo, el disco giró 6 veces.

Aplicar la fórmula para obtener el factor de verificación, ya sea para conexión simétrica o conexión asimétrica.

133

FÓRMULA PARA CONEXIÓN SIMÉTRICA

(3)

Datos tomados que arrojó la prueba, se remplazan.

FORMULA PARA CONEXIÓN ASIMÉTRICA

(4)

134

Datos tomados que arrojó la prueba se remplazan.

Luego de obtener el factor de verificación (F.V), observar si el resultado se encuentra entre el rango establecido por la comercializadora de energía.

El rango establecido está entre 0,90 y 1,10; si el resultado se encuentra fuera de este rango, se debe cambiar el medidor y llevarlo al laboratorio para que allí den un diagnóstico. Observando el resultado que arrojan ambas tecnologías, se puede afirmar que el medidor funciona correctamente; ya que se encuentra entre rango establecido de 0,90 y 1,10.

3.5.2 Prueba por alta

Esta prueba se realiza con una corriente mínima de 15 amperios, y genera en el medidor una carga superior, que permite registrar los movimientos regulares que se presentan, al usar la mayor cantidad de los electrodomésticos.

3.5.2.1 Herramientas para realizar la prueba:

Carga de prueba fija resistiva

Pinza voltaamperimétrica.

Cronómetro.

Calculadora.

135

3.5.2.2 Pasos para realizar la prueba

Desconectar la carga del cliente y Conectar carga de prueba resistiva (mayor a 15A).

Figura 173. Medidor electromecánico con carga de prueba resistiva de 24.4 A

Tomar nota del KH (KD/1000) (conexión simétrica) o KD (conexión simétrica).

Figura 174. Medidor electromecánico con KD de 750 rev/kWh

Medir corriente y tensión en la carga.

136

Figura 175. Medición de corriente (24.3 A) en la carga de prueba resistiva.

Figura 176. Medición de tensión (100.1 V) en la carga de prueba resistiva.

Contar un respectivo número de vueltas, en un rango mínimo de 60 segundos.

137

Figura 177. Tiempo (60.01 s) en el que se realiza la prueba por alta

Para este intervalo de tiempo, el disco giró 26 veces.

Aplicar la fórmula para obtener el factor de verificación, ya sea para conexión simétrica o conexión asimétrica.

FÓRMULA PARA CONEXIÓN SIMÉTRICA

(5)

.

Datos tomados que arrojó la prueba.

138

s.

FÓRMULA PARA CONEXIÓN ASIMÉTRICA

(6)

Datos tomados que arrojó la prueba

Luego de obtener el factor de verificación (F.V), observar si el resultado se encuentra entre el rango establecido por la comercializadora de energía.

139

El rango establecido está entre 0,90 y 1,10; si el resultado se encuentra fuera de este rango, se debe cambiar el medidor y llevarlo al laboratorio para que allí den un diagnóstico. Observando el resultado que arrojan ambas tecnologías, se puede afirmar que el medidor no funciona correctamente; ya que no se encuentra entre rango establecido de 0,90 y 1,10. NOTA: Para esta prueba, se manipulo adrede el funcionamiento del disco (se acostó el medidor); para verificar, que al alterar su funcionamiento la prueba no saliera conforme.

3.6 PRUEBA DE REGISTRO O INTEGRACIÓN EN MEDIDORES ELECTROMECÁNICOS

Esta prueba se utiliza para identificar el estado de la piñoneria, en medidores electromecánicos; ya que dichos piñones, pueden estar limados o cambiados.

3.6.1 Herramientas para realizar la prueba:

Calculadora.

Carga de prueba resistiva mayor a 15 A


Desconectar la carga del usuario y Conectar una carga de prueba resistiva (mayor a 15 A).

Figura 178Medidor electromecánico con carga de prueba resistiva de 24 A

140

Identificar el número de vueltas, para registrar 1000W (KD). (para esta prueba siempre se debe trabajar con el KD)

Figura 179. Medidor electromecánico con KD de 750 rev/kWh

Tomar una muestra mínima (10%) del KD, 10 centésimas (rueda del decimal) como muestra mínima (a mayor número de centésimas mayor exactitud); con esto se aplica la fórmula dada para para conocer el número de vueltas en que debe integrar las centésimas escogidas.

(7)

KD: 750 rev/kWh Centésimas escogidas: 10

Se aplica la Formula:

NOTA: En 75 vueltas, debe integrar 10 centésimas.

141

Figura 180. Registrador del medidor electromecánico marca Iskra, indicando la lectura inicial de la prueba.

Figura 181. Registrador del medidor electromecánico marca Iskra, indicando la lectura final de la prueba.

El medidor inicia la prueba en 6.2 centésimas; al pasar las 75 vueltas que arroja la formula, el medidor finaliza en 7.2 centésimas; se puede observar que el medidor, integra correctamente las 10 centésimas de prueba; por ende el medidor integra correctamente.

142

4. CONCLUSIONES.

Para poder desempeñarse en el área de detección de pérdidas no técnicas, es de suma importancia conocer el medidor de energía eléctrica electromecánico y electrónico; conociendo así las partes constitutivas, estructura y sus características principales.

Es necesario reestructurar la estrategia que tienen muchas empresas electrificadoras, a la hora de contrarrestar las pérdidas no técnicas, específicamente a la hora de capacitar el personal para la detección de dichas pérdidas en terreno.

Se puede determinar que las pruebas de detección de fraudes propuestos en este proyecto de grado, mejoran notablemente la relación costo-beneficio para las empresas distribuidoras de energía, encargadas en la detección del fraude.

En busca de obtener un mejor rendimiento para cuadrillas, encargadas de normalización y detección de fraudes en sistemas de suministro de energía eléctrica en medición directa, es necesario implementar metodologías de capacitación, basadas en fundamentos prácticos y teóricos como se propone en este documento.

143

BIBLIOGRAFÍA

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2. Wordreference.com. WordReference.com. [En línea] [Citado el: 21 de 3 de 2013.] http://www.wordreference.com/definicion/fraude.

3. Porras., Hernando Orjuela.Las pérdidas de energía, enfoque operativo. s.l. : Carto Print, 2010. ISBN: 978-958-44-3701-3.

4. Kessler, Leandro. afinidad electrica. afinidad electrica. [En línea] [Citado el: 21 de 3 de 2013.] http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=188.

5. afinidad eléctrica . afinidad electrica. [En línea] [Citado el: 21 de 3 de 2013.] http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=240.

6. Kessler, Leandro. afinidad eléctrica. afinidad eléctrica. [En línea] [Citado el: 21 de 3 de 2013.] http://www.afinidadelectrica.com.ar/articulo.php?IdArticulo=171.

7. Lopez, william Andres Jojoa. slideshare. slideshare. [En línea] 12 de 7 de 2012. [Citado el: 21 de 3 de 2013.] http://www.slideshare.net/WilliamAndresJojoaLopez/capacitacion-medidores-de-energia-directa.

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