Ra8 030

ENERGÍA NORMAS TÉCNICAS
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SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y
CONEXIONADO DE EQUIPOS DE MEDIDA SEMI-DIRECTA E
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TABLA DE CONTENIDO
1. OBJETIVO.............................................................................................................................. 4
2. FUNCION ............................................................................................................................... 4
3. DEFINICIONES ...................................................................................................................... 4
4. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA ..................................................................................... 8
4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA......................................................................... 8
4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA............................................................... 8
4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA..................................................................... 8
5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ........................ 9
6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA .......... 9
7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA ........................................................................ 10
7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN ......................................................................... 10
7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN ........................ 10
7.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES ............................................... 11
7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA...................................................................................... 11
7.5 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE ....................................... 11
7.6 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION............................................. 12
7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE.... 12
7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DE
MEDICION............................................................................................................................ 12
7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA........................................................................ 13
8. CLASIFICACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA .............................................................. 13
9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA .................................................................. 13
10. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA ...................... 15
11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE.......................................... 18
11.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL.......................................................................... 18
11.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL.................................................................... 19
11.3 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 19
11.4 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 20
11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (ITH) ........................... 21
11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (IDYN) .............................................................. 22
11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO .................................................................................... 22
12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL...................... 22
12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL ............................................................................... 22

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12.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL ......................................................................... 22
12.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ....................................................................... 23
12.4 CARGA NOMINAL .................................................................................................... 23
12.5 CLASE DE EXACTITUD ........................................................................................... 23
12.6 TRANSFORMADORES COMBINADOS.................................................................... 24
13. EQUIPOS AUXILIARES................................................................................................ 24
13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS ..................................................................... 24
13.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS....................................................................... 25
14. CONEXIONES PERMITIDAS EN EPM ......................................................................... 25
14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS.......................................................................... 25
14.1.1 Principales características...................................................................................... 25
14.1.2 Utilización .......................................................................................................... 25
14.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs............................................................... 26
14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS........................................................................ 26
14.2.1 Descripción........................................................................................................ 26
14.2.2 Principales características ................................................................................. 27
14.2.3 Utilización .......................................................................................................... 27
14.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs............................................................... 27
15. NORMAS DE REFERENCIA......................................................................................... 28
ANEXOS................................................................................................................................... 29

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1. OBJETIVO
El propósito de esta norma es establecer las características técnicas adecuadas de los equipos
utilizados para medición de energía eléctrica (medidores, transformadores para instrumentos de
medida, equipos auxiliares de medida, entre otros.). Las características de estos equipos están
definidas en función de las características propias de la instalación eléctrica en el punto de
conexión y de las características propias de la carga a medir.
2. FUNCION
Esta norma aplica para todas las instalaciones eléctricas que están conectadas a las redes
eléctricas de EPM y que requieran conectarse de una manera indirecta o semidirecta para el
registro de la energía eléctrica consumida, para efectos de control o de comercialización.
3. DEFINICIONES
Para los propósitos de esta norma aplican las siguientes definiciones, la gran mayoría de éstas son
tomadas de la norma NTC 5019 versión 2007-03-21:
 Acometida eléctrica. De acuerdo con el RETIE es “Derivación de la red local del servicio
respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad
horizontal o condominios la acometida llega hasta el registro de corte general.” Y de acuerdo
con la CREG 070 de 1998: “Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el
registro de corte del inmueble. En edificios de propiedad horizontal o condominios y, en
general, en las Unidades Inmobiliarias Cerradas de que trata la Ley 428 de 1998, la acometida
llega hasta el registro de corte general”.
 Ajuste de un instrumento de medida. Son las operaciones para reducir, en la medida de lo
posible, el error de indicación de los equipos de medida. En otras palabras, es realizar aquellos
procedimientos destinados a llevar a un instrumento a un estado de utilización.
 BIL (Basic Insulation Level) es el Nivel Básico de Aislamiento por su traducción del inglés y
corresponde al límite hasta el cual un equipo puede soportar el impulso debido a las descargas
atmosféricas. El impulso se genera en el aislamiento debido a la alta tensión, sobretensiones y
picos debido a las descargas atmosféricas.
Voltaje de
operación
kV
BIL para
Redes
distribución
BIL para S/E y
lineas de
transmisión
1.2 30 45
2.5 45 60
5 60 75
8.7 75 95
15 95 110
23 110 150
34.5 150 200
46 200 250
69 250 350
Fuente: National Electric Safety Code NESC
BIL (kV)
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 Calibración. Conjunto de operaciones que establece bajo condiciones específicas, la relación
entre las señales producidas por un instrumento y los correspondientes valores de referencia
de un instrumento patrón.
 Carga nominal (Burden). Es el valor de la carga que se pueden conectar en el secundario del
transformador de medida, expresada en voltamperios (VA) u Ohms con un factor de potencia
determinado. De acuerdo con lo anterior, para el cálculo del burden se deben conocer las
cargas correspondientes a los instrumentos de medición y los conductores empleados para
llevar las señales eléctricas.
 Carga o capacidad instalada. De acuerdo con la resolución CREG 070 de 1998: “Carga
instalada o capacidad nominal que puede soportar el componente limitante de una instalación o
sistema eléctrico.”
 Cargabilidad. Se define como la relación entre la corriente máxima y la corriente nominal.
 Corriente térmica nominal de corta duración (Ith). Es el valor RMS (eficaz) de la corriente
primaria que el transformador puede soportar en 1 segundo, con el secundario en corto sin
sufrir daños y sin sobrepasar la temperatura de los devanados. La corriente térmica se expresa
de la siguiente manera:
I th (KA) = Potencia de Corto Circuito (MVA)/ (1.73* Tensión (KV))
 Corriente dinámica nominal (Idyn). Es el valor máximo o pico de la corriente primaria que el
transformador puede soportar cuando el secundario está en cortocircuito sin sufrir daño
eléctrico o mecánico. La corriente dinámica se calcula así:
Idyn = 2.54 * I th
 Clase de exactitud. Designación asignada a medidores, transformadores de corriente y de
tensión, cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados para las condiciones de
uso prescritas.
 Corriente a plena carga. Valor de corriente máxima en una instalación eléctrica calculado con
base en la capacidad instalada.
 Corriente básica (lb). Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un
medidor de conexión directa.
 Corriente máxima (Imáx). Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los
requisitos de exactitud de la norma respectiva. Para medidores conectados a través de
transformadores de corriente, la corriente máxima del medidor corresponde al valor de la
corriente máxima admisible en el secundario del transformador de corriente. Los valores
normalizados de la corriente máxima son 120 %, 150 % y 200 % de la corriente nominal.
 Corriente nominal (ln). Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un
medidor conectado a transformadores.

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 Corriente primaria nominal. El valor de la corriente primaria en la cual se basa el
funcionamiento del transformador.
 Corriente secundaria nominal. El valor de la corriente secundaria en la cual se basa el
funcionamiento del transformador.
 Corriente primaria nominal extendida. El valor de la corriente primaria, por encima del valor
de la corriente primaria nominal, hasta el cual se garantizan los requerimientos de exactitud del
transformador de corriente definidos en la NTC 2205 para la corriente primaria nominal.
 Equipo de medida. Conjunto de dispositivos destinados a la medición o registro del consumo
de energía.
 Frecuencia nominal o de referencia. Valor de la frecuencia en función de la cual se fija el
desempeño del medidor.
 Índice de clase. Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos los
valores del rango de corriente entre 0,1 Ib, e Imáx, o entre 0,05 In e Imáx con factor de
potencia unitario (y en caso de medidores polifásicos con cargas balanceadas) cuando el
medidor se ensaya bajo condiciones de referencia (incluyendo las tolerancias permitidas sobre
los valores de referencia) tal como se define en la parte relativa a requerimientos particulares.
 Instalación eléctrica. Conjunto de aparatos eléctricos y de circuitos asociados, previstos para
un fin particular: generación, transmisión, transformación, rectificación, conversión, distribución
o utilización de la energía eléctrica.
 Medidor electromecánico. Medidor en el cual los flujos producidos por las corrientes que
circulan en bobinas fijas, reaccionan con las corrientes inducidas por estos flujos en un
elemento móvil, generalmente un disco, haciéndolo mover de tal forma que el número de
revoluciones es proporcional a la energía a ser medida.
 Medidor estático. Medidor en el cual la corriente y la tensión actúan sobre elementos de
estado sólido (electrónicos) para producir una salida proporcional a la energía a ser medida.
 Medidor de energía prepago. Equipo de medida o dispositivo que permite el control de la
entrega y registro del consumo al suscriptor o usuario, de una cantidad de energía eléctrica por
la cual paga anticipadamente.
 Medidor de energía activa. Instrumento destinado a medir la energía activa mediante la
integración de la potencia activa con respecto al tiempo.
 Medidor de energía reactiva. Instrumento destinado a medir la energía reactiva mediante la
integración de la potencia reactiva con respecto al tiempo.
 Medidor multi-tarifa. Medidor de energía provisto de un número de registros, cada uno de los
cuales opera en intervalos de tiempo específicos correspondientes a tarifas diferentes.

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 Punto de conexión. Punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario está
conectado a un sistema eléctrico, con el propósito de transferir energía eléctrica entre las
partes.
 Tipo de servicio. Característica de una instalación eléctrica relacionada con el número de
fases y el número de hilos de una acometida eléctrica.
 Servicio monofásico bifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida
está conformada por un conductor correspondiente a la fase y un conductor correspondiente al
neutro. La fase y el neutro pueden provenir de un transformador de potencia monofásico.
 Servicio monofásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida
está conformada por dos conductores correspondientes a las fases y un conductor
correspondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia monofásico.
 Servicio bifásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está
conformada por dos conductores correspondientes a las fases y un conductor correspondiente
al neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.
 Servicio trifásico trifilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida está
conformada por tres conductores correspondientes a las fases provenientes de un
transformador de potencia trifásico.
 Servicio trifásico tetrafilar. Corresponde a una instalación eléctrica en la cual la acometida
está conformada por tres conductores correspondientes a las fases y un conductor
correspondiente al neutro provenientes de un transformador de potencia trifásico.
 Tensión nominal o de referencia (Vn). Valor de la tensión en función de la cual se fija el
desempeño del medidor.
 Sistema de comercialización prepago. Modalidad de prestación del servicio de
comercialización de energía eléctrica o de gas combustible al usuario final, que no requiere las
actividades de lectura del medidor, reparto de facturación al domicilio y gestión de cartera en
relación con el consumo, por cuanto el consumo se ha prepagado.
 Sistema de medición centralizada. Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en
cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores
individuales), transformadores de medida (cuando aplique) y equipo de comunicación, que
cuentan con operación remota para realizar lectura, suspensión, reconexión, etc.
 Transformador para instrumentos. Transformador previsto para alimentar instrumentos de
medida, medidores, relés y otros aparatos similares.
 Transformador de corriente (TC). Transformador para instrumentos en el cual la corriente
secundaria, en condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional a la corriente
primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero para una dirección apropiada de
las conexiones.

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 Transformador de tensión o potencial (TT ó TP). Transformador para instrumentos en el cual
la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es substancialmente proporcional a
la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido
apropiado de las conexiones.
 Tensión primaria nominal. Valor de la tensión primaria que aparece en la denominación del
transformador y en la cual se basa su funcionamiento.
 Tensión secundaria nominal. Valor de la tensión secundaria que aparece en la denominación
del transformador y en la cual se basa su funcionamiento.
 Relación de transformación nominal. Relación dada entre las señales de entrada y salida de
los transformadores de medida. Ésta se da entre la tensión primaria nominal y la tensión
secundaria nominal, y entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal.
 Factor de cargabilidad. Relación entre la corriente primaria nominal extendida y la corriente
primaria nominal del TC.
4. TIPOS DE EQUIPOS DE MEDIDA
Para medir la energía eléctrica se tienen tres tipos de medida, dependiendo si la conexión a la red
es directa o indirecta mediante elementos de transformación.
4.1 EQUIPO PARA MEDICIÓN DIRECTA
En este tipo de medida, los equipos se conectan directamente a la tensión y a la corriente del
servicio eléctrico, sin la necesidad de requerir Transformadores de Corriente (TCs) o
Transformadores de Tensión (TPs).
4.2 EQUIPO PARA MEDICIÓN SEMI-DIRECTA
Para la medición semi-directa de energía se utiliza el (los) medidor(es) de energía (activa y/o
reactiva) y un TC por cada fase que alimenta la carga. En este tipo de medición, la conexión de las
señales de corriente provenientes de los devanados secundarios de los TCs y de las señales de
tensión provenientes de la acometida, al medidor, debe realizarse mediante una bornera o bloque
de pruebas.
4.3 EQUIPO PARA MEDICIÓN INDIRECTA
Para la medición indirecta de energía se utiliza generalmente un medidor estático multifuncional de
energía y un juego de transformadores de medida compuesto por TCs y TPs.
El número de TCs y de TPs se selecciona con base en el número de fases, el número de hilos y el
nivel de tensión de la red en el punto en el cual se realiza la medida.

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En este tipo de medición, la conexión de las señales de corriente provenientes de los devanados
secundarios de los TCs y de las señales de tensión provenientes de los devanados secundarios de
los TPs, al medidor, debe realizarse mediante un bloque de pruebas excepto para aquellos
medidores que tienen incorporado un mecanismo similar a éste.
5. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA
Los medidores de energía que han de adquirirse para la medición de corriente alterna deben
cumplir las siguientes normas nacional o internacional:
NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de precisión 1 y 2:
NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de
energía activa Clases 0,2S y 0,5S.
NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores estáticos de
energía reactiva Clases 2 y 3.
NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores electromecánicos de
energía activa (Clases 0,5, 1 y 2).
NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.
6. NORMAS PARA LA FABRICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA
NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.
NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión inductivos.
NTC 4540,/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados.
IEC 60044-5 Instrument transformers. Part 5: Capacitor Voltage Transformers.
ANSI/IEEE 57.13 / IEEE Standard for instrument Transformers.
Serie IEC 62055: Electricity Metering. Payment Systems. El sistema de comunicación debe cumplir
con los requisitos establecidos en las normas que conforman la serie IEC 62056 o ANSI/IEEE (que
aplique) y otras complementarias.

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7. REQUISITOS DEL CÓDIGO DE MEDIDA
Los criterios establecidos en este capítulo fueron tomados de la resolución CREG 025 de 1995 y de
la Resolución CREG 038 de 2014, y tienen aplicación para aquellas instalaciones eléctricas que
correspondan a fronteras comerciales del Mercado Mayorista independiente del nivel de tensión al
cual están conectadas.
7.1 TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN
De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 6, los puntos de medición se clasifican
acorde con el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, por la capacidad instalada en
el punto de conexión, según la siguiente tabla:
Tabla 1. Clasificación de puntos de medición (CREG 038 de 2014)
Tipo de
puntos medición
Consumo o transferencia de
energía, C, (MWh-mes)
Capacidad Instalada, CI
(MVA)
1 C≥15000 CI≥30
2 15000>C≥500 30>CI≥1
3 500>C≥50 1>CI≥0.1
4 50>C≥5 0.1>CI≥0.01
5 C<5 CI<0.01
7.2 EXACTITUD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 9, los medidores, transformadores de
medida, cables de conexión, deben cumplir con los índices de clase, clase de exactitud y error
porcentual total máximo que se establece en este artículo.
Tabla 2. Requisitos exactitud para medidores y transformadores de medida (CREG 038/2014)
Tipo de
puntos
medición
Índice de clase
para medidores
de energía activa
Índice de clase
para medidores
de energía
reactiva
Clase de exactitud
para
transformadores
de corriente
Clase de exactitud
para
transformadores
de tensión
1 0.2 S 2 0.2 S 0.2
2 y 3 0.5 S 2 0.5 S 0.5
4 1 2 0.5 0.5
5 1 ó 2 2 ó 3 -- --
7.2.1 Para potencias instaladas mayores o iguales a 10 KVA y menores a 100 KVA (Punto de
medición tipo 4), el índice de clase de medidor de energía activa debe ser 1, lo cual
corresponde a medidores electrónicos. Los medidores electromecánicos son clase 2, por
lo tanto, para este rango de capacidad instalada no son permitidos.

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7.2.2 Para potencias instaladas mayores o iguales a 100KVA y menores 30MVA, (Punto de
medición tipo 2 y 3), los transformadores de corriente deben ser 0.5 S (gama extendida).
7.2.3 El artículo 9 establece la verificación del error porcentual en la medida debido a la caída
de tensión que se generan en las señales de los transformadores de tensión. El error
porcentual máximo (en módulo y fase), a un factor de potencia 0.9, introducido en la
medición de energía por la caída de tensión en los cables y demás accesorios ubicados
entre los circuitos secundarios de los transformadores de tensión y el equipo de medida
no debe superar el 0.1%. El cálculo de este error deberá estar documentado en cada
sistema de medición, reposar en la hoja de vida de que trata el artículo 30 del código de
medida y estar disponible para las verificaciones correspondientes. Es decir, que en
sentido práctico, es necesario verificar esto en el nivel de tensión III, donde es probable
que las señales de tensión tengan recorridos largos, y se pueda sobrepasar este valor.
7.3 UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS COMERCIALES
De acuerdo a la Resolución CREG 038 de 2014, Artículo 19, el punto de medición debe coincidir
con el punto de conexión. En el caso de que la conexión se realice a través de un transformador, el
punto de medición debe ubicarse en el lado de alta tensión del transformador. Por lo tanto, en los
casos de instalaciones con medida en el nivel de tensión I, que requieran cambiarse de
comercializador, que sean propietarias del transformador y que éste solo sirva a esa instalación, es
obligatorio que el equipo de medida se cambie al nivel de tensión II para autorizarse dicha frontera
comercial.
7.4 MEDIDORES DE ENERGÍA
Todos los sistemas de medición deben contar con el tipo de conexión acorde con el nivel de tensión
y el consumo o transferencia de energía que se va a medir.
En las fronteras de generación, las fronteras comerciales conectadas al STN y las fronteras de los
puntos de medición tipos 1 y 2, se deberán instalar dos medidores (principal y de respaldo), para
las mediciones de energía activa y reactiva.
En los puntos de medición en los que se presenten o se prevean flujos de energía en ambos
sentidos se deben instalar medidores bidireccionales para determinar de forma independiente el
flujo en cada sentido.
7.5 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE Y DE CORRIENTE
Los medidores y los transformadores de corriente y tensión deben cumplir con los índices de
clase y clase de exactitud establecidos en el artículo 9 la resolución CREG 038 de 2014. Ver
tabla 2.
La clase de exactitud para los transformadores de medida corresponde a definida en las normas
IEC 61869-5, NTC 2205, NTC 2207 y NTC 4540 o sus equivalentes normativos de la CEI.

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7.6 CALIBRACION DE LOS ELEMENTOS DE MEDICION
Los elementos del sistema de medición deben ser calibrados antes de su puesta en servicio. No se
podrá superar el plazo señalado en la siguiente tabla, entre la fecha de calibración y la fecha de
puesta en servicio:
Tabla 3. Plazos entre la calibración y la puesta en servicio (CREG 038 de 2014)
Elemento
Plazo
(Meses)
Medidor electromecánico de energía activa o reactiva 6
Medidor estático de energía activa o reactiva 12
Transformador de tensión 18
Transformador de corriente 18
En el caso que los plazos sean superados, los elementos del sistema de medición deben
someterse a una nueva calibración. Para los transformadores de tensión y de corriente con
tensiones nominales superiores a 35 kV en lugar de la calibración se deben realizar las pruebas de
rutina señaladas en el artículo 28 la resolución CREG 038 de 2014, a fin de garantizar que estos
elementos mantienen su clase de exactitud y demás características metrológicas.
7.7 USO EXCLUSIVO DE TRANSFORMADORES DE TENSION Y DE CORRIENTE
Según literal e. del Anexo 4, para los puntos de medición tipos 1 y 2, los transformadores de tensión
y de corriente del sistema de medición deben disponer de devanados secundarios para uso
exclusivo de los equipos de medida. En dichos devanados podrán instalarse equipos adicionales
únicamente con propósitos de medición y sin que afecten la lectura del consumo o transferencia de
energía activa y reactiva.
7.8 ASPECTOS RELACIONADOS CON LA INSTALACION DEL SISTEMA DE
MEDICION
7.8.1 La tensión primaria nominal de los transformadores de tensión debe corresponder a la
tensión nominal presente en el punto de medición.
7.8.2 Los equipos de medida deben tener la tensión nominal igual a la tensión secundaria de
los transformadores de tensión.
7.8.3 Los transformadores de corriente y de tensión deben operar dentro de los rangos de
carga nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que se
garantice la clase de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión y
demás elementos conectados.

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7.9 MEDIDOR DE ENERGIA REACTIVA
En los puntos de medición asociados a las fronteras de generación, las fronteras de
comercialización conectadas al STN y en los puntos de medición que se encuentren ubicados en
niveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kV se deben instalar medidores de energía reactiva
bidireccionales.
Para niveles de tensión inferiores a 57,5 kV, el OR puede exigir al representante de la frontera la
instalación de medidores de energía reactiva cuando al realizar mediciones previas se verifique el
consumo en exceso de energía reactiva de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 097
de 2008 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.
De acuerdo a la norma NTC 5019, se debe instalar medidor de energía reactiva cuando la
Capacidad Instalada (CI) sea mayor de 15 kVA, excepto para los casos que el ente regulador
especifique.
8. CLASIFICACIÓN DEL MEDIDOR DE ENERGÍA
Los medidores de energía se pueden clasificar de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 4. Clasificación del medidor de energía
Fuente: Norma NTC 5019. 2007-03-21
9. SELECCIÓN DE MEDIDORES DE ENERGÍA
Los medidores de energía se seleccionarán de acuerdo con lo indicado en la Tabla 4; salvo
aquellas instalaciones que correspondan a fronteras comerciales del mercado mayorista las cuales
deberán ceñirse a lo establecido en el capítulo de requisitos del código de medida.
Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de medida del TC.
Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de protección.
Las corrientes térmicas nominales y dinámicas nominales del TC deben ser superiores a los valores
obtenidos por Estudios de cortocircuito, en el punto de medida.

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Tabla 5. Selección de los medidores de energía
Electromecánico Estático
6)
Monofásico bifilar ≤ 12 Monofásico Bifilar Activa Básico 2 1
Activa Básico 2 1
Activa y
Reactiva
Multienergía --
1
2
Activa Básico 2 1
Activa y
Reactiva
Multienergía --
1
2
Activa Básico 2 1
Activa y
Reactiva
Multienergía --
1
2
Monofásico trifilar > 24
Monofásico trifilar
oTrifásico trifilar
Activa y
Reactiva
Multifunción --
1
2
Trifásico tetrafilar > 36 Trifásico tetrafilar
Activa y
Reactiva
Multifunción -- 1 ó 0,5S
10)
2
Trifásico trifilar
7)
ó
Trifásico tetrafilar
8)
Activa y
Reactiva
Multifunción --
0,5S
2
Trifásico tetrafilar
9) Activa y
Reactiva
Multifunción --
0,2S
2
Tipo de
medición
Tipo de servicio
Capacidad
Instalada
(CI) en Kva
Clase
5)
Medidor Energía
3)
Clasificación
4)
Descripción del medidor
1) 2)
Monofásico trifilar o
Bifásico trifilar
Bifásico trifilar
Monofásico trifilar
Bifásico trifilar
Trifásico tetrafilarTrifásico tetrafilar
Trifásico trifilar
Semi-directa
Indirecta > 112.5
Directa
≤ 24
≤ 24
≤ 36
Notas:
1) En la medición de energía eléctrica en plantas de generación y en puntos de conexión con tensiones superiores a 230 kV, se
requiere la instalación de un medidor principal y uno de respaldo; ambos medidores (principal y de respaldo) deberán cumplir los
criterios de selección indicados en la Tabla 1.
2) Para los casos definidos por la CREG, el medidor seleccionado podrá ser un Medidor Prepago.
3) Se debe instalar medidor de energía reactiva cuando la Capacidad Instalada (CI) sea mayor de 15 kVA, excepto para los casos
que el ente regulador especifique.
4) Para toda instalación eléctrica con capacidad instalada (CI) mayor que 300 kVA el medidor debe ser multifunción con funciones
adicionales. En el numeral 10 se definen los aspectos relacionados con la funcionalidad para la parametrización, en el numeral 11
los aspectos relacionados con los dispositivos de salida y en el numeral 12 los aspectos relacionados con el intercambio de datos.
5) Los índices de clase especificados corresponden a valores máximos; es decir, que se pueden instalar medidores con índices de
clase de menor valor a lo exigido, por ejemplo, donde se especifica un índice de clase 2 se puede instalar un medidor Clase 1.
6) Para medición indirecta se debe seleccionar el menor índice de clase de exactitud normalizado para energía reactiva. En el
momento de la publicación de esta norma el menor índice de clase normalizado para energía reactiva es 2.
7) Para puntos de conexión en el nivel de media tensión (MT) en las cuales el primario del transformador de potencia es una delta.
8) Para puntos de conexión con tensiones menores a 110 kV o transferencias promedio horarias durante los últimos seis meses
menores a 20 MWh, para cualquier conexión del primario del transformador de potencia.
9) Para puntos de conexión con tensiones mayores o iguales a 110 kV o transferencias promedio horarias durante los últimos seis
meses mayores a 20 MWh, para cualquier conexión del primario del transformador de potencia.
10) En medición semi-directa, Cuando la capacidad Instalada (CI) sea mayor de 112,5 kVA el medidor de energía activa debe ser
Clase 0,5S.
11) Para la medición de energía se puede seleccionar Sistemas de Medición Centralizada.
12) Se tendrá como prioridad lo establecido en el código de medida Resolución CREG 025 de 1995.

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Tabla 6. Medidores de energía y sus características eléctricas
Medidor
electromecánico
Medidor
estático
Medidor
electromecánico
Medidor
estático
Activa, monofásico bifilar 1 2 1 120
Activa, monofásico trifilar 1 3 1½ 240
Activa, bifásico trifilar 2 3 2 2x120/208
Reactiva y/o activa, trifásico tetrafilar 3 4 3 3x120/208
Activa, monofásico trifilar 1 3 1½ 240
Activa y/o reactiva, trifásico trifilar 3 3 2 3x120
Activa y/o reactiva, trifásico tetrafilar 3 4 3 3x120/208
Activa y/o reactiva, trifásico trifilar 3 3 2 3x120
Activa y/o reactriva, trifasico tetrafilar 3 4 3 3x69,2/120
Tipo de
medición
Medidor de energía
CONVENCIONES
No. F Número de fases No. H Número de hilos No. E Número de elementos Vr Tensión de referencia
Fr Frecuencia de referencia Ib Corriente básica In Corriente nominal Imax Corriente máxima
CM Cargabilidad del medidor
Características del medidor
Fr
(Hz)Vr (V)
1)No. ENo. HNo. F
≥ 600
≥ 6 - -
Ib (A)
In
2)
(A)
Imax
3)
(A)
CM (%)
≤ 10
-
-
5
≥ 60 ≥ 400Directa
Semi-directa
Indirecta
60
≤ 15
≤ 30
-
1. Las tensiones de referencia indicadas en la tabla anterior corresponden a las requeridas para medidores a conectar en un
sistema con tensiones entre líneas de 208V o 240V y tensiones línea a neutro de 120V. En general la tensión de referencia
del medidor debe corresponder a la tensión nominal del sistema eléctrico en el punto de conexión del medidor. También se
permite la instalación de medidores multi-rango de tensión, siempre y cuando la tensión nominal del sistema eléctrico, en el
punto de conexión del medidor esté dentro de los rangos de tensiones para los cuales se garantiza del medidor.
2. En casos especiales la corriente nominal puede ser de 1 A y en dicho caso la corriente máxima debe ser mayor o igual a 2 A.
3. Para medición directa, la corriente máxima debe ser superior a la corriente a plena carga en el punto de conexión. Para las
mediciones semi-directas e indirectas la corriente máxima del medidor debe ser mayor o igual al valor resultante de multiplicar
la corriente nominal del TC por su factor de sobrecarga.
10. DIAGRAMAS DE CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA
Los siguientes son los diagramas de conexión para los transformadores de tensión y corriente
en las instalaciones eléctricas con medida semidirecta e indirecta.
Figura 1. Conexión de transformadores de tensión (3 fases, 3 hilos, delta abierta)

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Figura 2. Conexión de transformadores de tensión (3 fases, 4 hilos)
Figura 3. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos con conexión secundaria
en estrella

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Figura 4. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos, dos elementos
Figura 5. Conexión de transformadores de corriente 3 fases, 4 hilos con conexión secundaria
en delta

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11. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
Para la selección de los transformadores de corriente se debe determinar las corrientes primarias
y secundarias necesarias para las cargas de diseño requeridas.
11.1 CORRIENTE PRIMARIA NOMINAL
La corriente primaria nominal del transformador de corriente se debe seleccionar de tal forma que
el valor de la corriente a plena carga en el sistema eléctrico al cual está conectado el
transformador de corriente, esté comprendida entre el 80 % de la corriente nominal y la corriente
nominal multiplicada por el factor de cargabilidad del TP, es decir:
En donde:
Ipc = es la corriente a plena carga del sistema eléctrico en el punto donde será
conectado el transformador de corriente.
Ipn = es la corriente primaria nominal del transformador de corriente seleccionado.
FC= es el factor de cargabilidad del TP
Las Tablas 7 y 8, definen la relación de transformación de los TCs para mediciones semi-directas
y para mediciones indirectas respectivamente. Estas tablas establecen la relación de
transformación en función de la carga instalada y la tensión en el punto de conexión de los TCs.
Se permitirá la selección de un transformador de corriente donde Ipc esté por fuera del rango
anteriormente establecido, siempre y cuando se cuente con un informe de calibración expedido
por un laboratorio acreditado, que garantice la exactitud en dichos valores y la seguridad para los
equipos asociados a éste.
Tabla 7. Relación de transformación de TC para mediciones semi-directas (Norma NTC 5019. 2007-03-21)

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Tabla 8. Relación de transformación de TC para mediciones indirectas (Norma NTC 5019. 2007-03-21)
Circuitos a 13.2 kV Circuitos a 44 kV
Capacidad
instalada (kVA)
Relación
de los TC
Capacidad
instalada (kVA)
Relación
de los TC
91 a 137 5/5 305 a 457 5/5
138 a 274 10/5 610 a 914 10/5
275 a 411 15/5 915 a 1372 15/5
412 a 503 20/5 1373 a 1715 20/5
504 a 617 25/5 1716 a 2058 25/5
618 a 823 30/5 2059 a 2743 30/5
824 a 1029 40/5 2744 a 3658 40/5
1030 a 1234 50/5 3659 a 4572 50/5
1235 a 1554 60/5 4573 a 5487 60/5
1555 a 1829 75/5 5488 a 6859 75/5
1830 a 2743 100/5 6860 a 9145 100/5
2744 a 4115 150/5 10288 a 13717 150/5
4116 a 5144 200/5 13718 a 18290 200/5
NOTA: Los rangos de capacidad instalada han sido definidos considerando un factor de cargabilidad para el TC del
120 %. Para el caso de rangos de carga no contemplados en la tabla, puede especificarse TC de acuerdo al diseño y
la disponibilidad comercial de las relaciones de transformación, siempre y cuando la relación de transformación
seleccionada cumpla con lo exigido en el presente numeral.
11.2 CORRIENTE SECUNDARIA NOMINAL
El valor normalizado de corriente secundaria nominal es 5 A. En casos especiales se permite la
instalación de TCs con corriente nominal secundaria de 1 A.
11.3 CARGA NOMINAL
La carga nominal (Burden) del transformador de corriente debe seleccionarse de tal forma que
la carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador al
medidor) esté comprendida entre el 25 % y el 100 % de su valor.
Para las Clases 0,2S y 0,5S el error de corriente porcentual (relación) y el desplazamiento de
fase en la frecuencia nominal no deben exceder los límites de error establecidos en la NTC
2205, cuando la carga secundaria es cualquier valor entre el 25 % y 100 % de la carga nominal.
Para transformadores de corriente de exactitud Clase 0,1; 0,2 y 0,2 S y con una carga nominal
que no exceda 15 VA, se puede especificar un rango de carga extendida. El error de corriente
porcentual (relación) y el desplazamiento de fase no deben exceder los límites de error
establecidos en la NTC 2205, cuando la carga secundaria es cualquier valor entre 1 VA y 100 %
de la carga nominal.

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Para los transformadores de corriente con una corriente secundaria nominal de 1 A, se puede
acordar un límite de rango inferior a 1 VA.
Se permitirá que la carga conectada al transformador de corriente sea inferior al 25 % de la
carga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de calibración de laboratorio que
garantice la exactitud en dichos valores.
Tabla 9. Selección del burden para transformadores de corriente.
Tipo de medidor Clase Burden [VA]
Electrónico
0.2 y 0.5 2.5
1 y 2 5
Inducción
1 10
2 5
Notas:
- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4
- Para longitud de conductor mayores a un metro se debe realizar el cálculo del Burden
- En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC.
11.4 CLASE DE EXACTITUD
La clase de exactitud de los transformadores de corriente se debe seleccionar de acuerdo al
nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a la
cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, tal como se indica en la
Tabla 10.

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Tabla 10. Selección de transformadores de medida
11.5 CORRIENTE TÉRMICA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN (Ith)
La corriente térmica nominal de corta duración (Ith) deberá seleccionarse de tal forma que:
En donde:
Icc = corriente máxima de cortocircuito en el punto del sistema donde va a ser conectado.
t= tiempo de duración del cortocircuito en segundos.

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11.6 CORRIENTE DINÁMICA NOMINAL (Idyn)
La corriente dinámica nominal (Idyn) debe ser como mínimo 2,5 veces la corriente térmica
nominal de corta duración (Ith); es decir:
11.7 NIVELES DE AISLAMIENTO
Los niveles de aislamiento para transformadores deben seleccionarse teniendo en cuenta que
estos no sean inferiores a la tensión nominal primaria que establecen las tablas sobre niveles
de aislamiento nominales según cada una de las normas de fabricación de los transformadores
de medida correspondientes.
NOTAS:
 Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de
medida del TC. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de
protección.
 La corriente térmica nominal y la corriente dinámica nominal del TC deben ser
superiores a los valores obtenidos por Estudios de corto circuito, en el punto de medida.
12. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN O POTENCIAL
Los criterios para la selección de los transformadores de tensión son las siguientes:
12.1 TENSIÓN PRIMARIA NOMINAL
La tensión primaria nominal de un transformador de tensión debe corresponder a la tensión
nominal del sistema eléctrico al cual va a ser conectado.
En caso de que la tensión nominal del sistema sea inferior a la tensión primaria nominal del
transformador de potencial seleccionado, se permitirá su instalación siempre y cuando se
cuente con un informe de laboratorio, que garantice la exactitud en la medida en estas
condiciones.
12.2 TENSIÓN SECUNDARIA NOMINAL
La tensión secundaria nominal del transformador de tensión debe corresponder a los rangos de
operación del medidor conectado a éste.
La tensión secundaria nominal normalizada es 120 V. Otras tensiones secundarias tales como
110 V, y 115 V podrán ser utilizadas cuando se utilizan medidores multirango de tensión.

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En los transformadores destinados a ser instalados entre fase y tierra en las redes trifásicas
para las que la tensión primaria nominal es un número dividido por 3, la tensión secundaria
nominal debe ser uno de los valores antes indicados divididos por 3.
12.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
La relación de transformación debe ser un número entero o en su defecto tener máximo un
dígito decimal.
12.4 CARGA NOMINAL
La carga nominal (Burden) del transformador de potencial debe seleccionarse de tal forma que
la carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador al
medidor) esté comprendida entre el 25 % y el 100 % de su valor.
Se permitirá que la carga conectada al transformador de potencial sea inferior al 25 % de la
carga nominal siempre y cuando se cuente con un informe de laboratorio, que garantice la
exactitud en dichos valores.
Para transformadores de tensión de clase de exactitud 0,1 y 0,2 que tengan una carga nominal
menor de 10 VA, puede ser especificado un rango extendido de carga. El error de tensión
(relación) y de desplazamiento de fase no debe exceder los valores dados en la NTC 2207,
cuando la carga secundaria es cualquier valor comprendido entre 0 VA y el 100 % de la carga
nominal a factor de potencia igual a 1.
Tabla 11. Selección del burden para transformadores de corriente.
Tipo de medidor Clase Burden [VA]
Electrónico 0.2, 0.5, 1 y 2
15
Inducción 1 y 2
Notas:
- Aplican para calibres de conductor No 12 al 4
- Para longitud de conductor mayores a un metro se debe realizar el cálculo del Burden
- En el cálculo se asume la potencia máxima del medidor de acuerdo a las normas NTC.
12.5 CLASE DE EXACTITUD
La clase de exactitud de los transformadores de potencial debe seleccionarse de acuerdo al
nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y a la magnitud de la carga a la
cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, tal como se indica en la
Tabla 10.

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12.6 TRANSFORMADORES COMBINADOS
Cuando se utilizan transformadores combinados, aplican los criterios para la selección del
transformador de corriente y para la selección del transformador de tensión. Adicionalmente, el
transformador debe cumplir los requerimientos de la NTC 4540.
NOTAS:
 Los medidores de energía solamente podrán estar conectados en los devanados de
medida del TP. Bajo ninguna circunstancia se conectarán de un devanado de
protección.
 El Factor de Tensión (FT) para TPs en 13.2 kV es 1.2 y en TPs en 44 kV es 1.9.
 La corriente térmica nominal y la corriente dinámica nominal del TC deben ser
superiores a los valores obtenidos por Estudios de corto circuito, en el punto de medida.
13. EQUIPOS AUXILIARES
13.1 BORNERA O BLOQUE DE PRUEBAS
El bloque de prueba debe ser usado en toda instalación que requiera medición semi-directa o
medición indirecta, para garantizar la operación independiente de cada una de las señales
provenientes de los transformadores de medida, así:
Cortocircuitando el secundario de cada transformador de corriente y - abriendo las señales de
tensión provenientes de cada una de las fases de la acometida en las mediciones semi-directas
o del secundario de cada transformador de potencial en las mediciones indirectas, cuando se
opera el elemento correspondiente.
El bloque de pruebas se selecciona de acuerdo al número de elementos de la medición.
Para una medición de dos elementos se utiliza un bloque de pruebas de siete polos y para una
medición de tres elementos se utiliza un bloque de pruebas de diez polos; también se permite
utilizar bloques de pruebas de diez polos en mediciones de dos elementos.
El bloque de pruebas debe cumplir con las siguientes especificaciones técnicas:
 Debe permitir desconectar y/o intercalar equipos de medición en forma individual con la
instalación en servicio, para su verificación en el punto de conexión (intercalación de
instrumento patrón) y/o reemplazo sin afectación de los restantes.
 Debe garantizar, en sus conexiones y ajustes, un buen contacto eléctrico. Además,
deberá tener una cubierta sólida y transparente, de forma tal que sea posible
inspeccionar el estado de sus partes móviles y contactos sin necesidad de removerla.
 Debe tener dispositivos para la colocación de sellos de seguridad que impidan retirar la
cubierta para manipulación en forma indebida o no autorizada.

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 La distancia mínima entre aldabas o barrajes del bloque de pruebas no debe ser inferior
a 5mm.
 Los tornillos y las aldabas no se deben deformar con el ajuste mínimo de apriete.
13.2 INTERRUPTORES TEMPORIZADOS
El interruptor temporizado para tarifa y control de carga asociado al medidor de energía debe
cumplir con lo establecido en la NTC 4167.
14. CONEXIONES PERMITIDAS EN EPM
En las redes de EPM, serán aceptadas solo las siguientes conexiones:
 Conexión en dos (2) elementos (medida semidirecta/indirecta).
 Conexión en tres (3) elementos (medida semidirecta/indirecta).
NOTA:
Respecto del orden de la conexión TCs y TPs, visto desde el lado de la fuente a la carga, se
deben conectar primero los TCs y luego los TPs de las fases respectivas.
14.1 CONEXIÓN EN DOS ELEMENTOS
Consiste en utilizar dos Transformadores de Potencial (TPs) y dos Transformadores de
Corriente (TCs) para la medición de energía trifásica.
14.1.1 Principales características
 Los TPs deben estar especificados con tensión primaria fase-fase (no debe estar
dividida por raíz de 3).
 El medidor debe permitir esta conexión.
14.1.2 Utilización
Este tipo de conexión es permitido solo si se cumplen todas las siguientes condiciones:
1. Los elementos que componen la medida deben estar ubicados en el mismo local o patio
donde se encuentre(n) instalado(s) el(los) transformar(es) de potencia principales.
2. Aguas abajo de la medida no deben existir derivaciones hacia otras subestaciones.
3. Aguas abajo de la medida no deben existir redes aéreas con el mismo nivel de tensión
al que se encuentra conectado el equipo de medida.

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4. Los transformadores de potencia principales conectados al equipo de medida, deben
tener conexión en delta en el devanado primario.
5. En el local o patio debe existir un máximo de dos transformadores de potencia
principales.
6. La potencia total instalada no supere 5 MVA.
14.1.3 Conexión de terminales de TPs y TCs
Cuando se realice una medición en dos elementos, se recomienda realizar las conexiones
 Transformadores de Potencial:
 Utilizar los terminales primarios de los TPs marcados con “uno” (H1) para la fase R y
para la fase T, es decir las señales de entrada.
 Unir los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” (H2) a la fase común (fase
S), es decir las señales comunes.
 Unir los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” (P2) y conectarlos a la
barra de puesta a tierra de la celda de medida o del tablero. Esa misma señal será
llevada al medidor (un conductor independiente común para los TPs).
 Llevar los terminales secundarios de los TPs marcados con “uno” (P1) al medidor.
 Transformadores de Corriente:
 Utilizar los terminales primarios de los TCs marcados con “uno” para la fase R y para la
fase T a la conexión del lado de la fuente, es decir las señales de entrada.
 Utilizar los terminales primarios de los TCs marcados con “dos” para la fase R y para la
fase T a la conexión del lado de la carga, es decir las señales de salida.
 Unir los terminales secundarios de los TCs marcados con “dos”, conectarlos a la barra
de puesta a tierra de la celda de medida o del tablero. Esa misma señal será llevada al
medidor (un conductor independiente común para los TCs).
 Llevar los terminales secundarios de los TCs marcados con “uno” al medidor.
14.2 CONEXIÓN EN TRES ELEMENTOS
14.2.1 Descripción
Consiste en utilizar tres Transformadores de Potencial (TPs) y tres Transformadores de
Corriente (TCs) para la medición de energía trifásica.

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RA8-030
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ESCALA:
N/A
UNIDAD DE MEDIDA:
mm
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14.2.2 Principales características
 Los TPs deben estar especificados con tensión primaria fase-neutro (debe estar dividida
por raíz de 3), que visualmente corresponde a tener un buje.
 El medidor debe permitir esta conexión.
14.2.3 Utilización
Redes trifásicas en media/alta tensión a cuatro hilos con conexión en estrella en el
devanado primario del transformador de potencia principal de la instalación.
Redes trifásicas secundarias a cuatro hilos, en los casos donde existen redes aéreas
aguas abajo de la medida o cuando existen múltiples transformadores en diferentes
locales técnicos
14.2.4 Conexión de terminales de TPs y TCs
Cuando se realice una medición en Tres Elementos, se recomienda realizar las conexiones
 Transformadores de Potencial:
 Utilizar los terminales primarios de los TPs marcados con “uno” para conexión a las
fases R, S y T, es decir las señales de entrada.
 Unir los terminales primarios de los TPs marcados con “dos” a un punto común y luego
conectarlos a la barra de puesta a tierra de la celda de medida o tablero.
 Llevar los terminales secundarios de los TPs marcados con “uno” al medidor.
 Unir los terminales secundarios de los TPs marcados con “dos” y conectarlos a la barra
de puesta a tierra de la celda de medida o tablero. Esa misma señal será llevada al
medidor (un conductor independiente común para los TPs).
 Transformadores de Corriente:
 Utilizar los terminales primarios marcados de los TC’s con “uno” para las fases R, S y T
a la conexión del lado de la fuente, es decir las señales de entrada.
 Utilizar los terminales primarios de los TC’s marcados con “dos” para las fases R, S y T a
la conexión del lado de la carga, es decir las señales de salida.
 Llevar los terminales secundarios de los TC’s marcados con “uno” al medidor.
 Unir los terminales secundarios de los TC’s marcados con “dos”, conectarlos a la barra
de puesta a tierra de la celda de medida o tablero. Esa misma señal será llevada al
medidor (un conductor independiente común para los TCs).

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15. NORMAS DE REFERENCIA
Para esta norma se deberán consultar y aplicar la siguiente reglamentación:
 NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de
precisión 1 y 2.
 NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores
estáticos de energía activa Clases 0,2S y 0,5S.
 NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores
estáticos de energía reactiva Clases 2 y 3.
 NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores
electromecánicos de energía activa (Clases 0,5, 1 y 2).
 NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.
 NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.
 NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión
inductivos.
 NTC 4540/IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados.

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ANEXOS
DIAGRAMAS DE CONEXIONES

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B1 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24B25 B26
I3' L16
L14 I3
I1' L10 L15
L8 I1 L9
BT
L11
L13
L12 L17
TP1 TP2 TC1 TC2 L18
a b a b s1 s2 s1 s2
A B A B P1 P2 P1 P2
R
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B2
L2
L6
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BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 3HILOS CON
DOS TCS Y DOS TPS
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R BORNERA
MEDIDOR
8 122 4 6
5 7 9 11
10
CODIGO
CONDUCTOR
COLOR CALIBRE DESCRIPCIÓN
CODIGO
CONDUCTOR
L1 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L10 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16
L2 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18
L3 AZUL 10 De B10 a Borne 5 Medidor L12 NARANJA 12
De Borne secundario (b) de TP1 a
Borne Secundario (a) de TP2
L4 AZUL 12 De B9 a Borne 6 Medidor L13
VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT
L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 7 Medidor L14 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22
L6 BLANCO 10 De B4 a Borne 11 Medidor L15 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23
L7 NARANJA 12 De B5 a Borne 12 Medidor L16 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24
L8 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L17 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT
L9 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L18 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

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L1 L2 L4 L5
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B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24B25 B26
I3' L16
L14 I3
I1' L10 L15
L8 I1 L9
BT
L11
L13
L12 L17
TP1 TP2 TC1 TC2 L18
a b a b s1 s2 s1 s2
A B A B P1 P2 P1 P2
R
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BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 3HILOS CON DOS
TCS Y DOS TPS
4 5 6 7 8 9 111 2 3
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BORNERA
MEDIDOR
CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L2 NEGRO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L11 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18
L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L12 NARANJA 12
L4 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L13 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT
L5 AZUL 12 De B9 a Borne 8 Medidor L14 AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22
L6 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L15 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B23
L7 BLANCO 10 De B12 a Borne 9 Medidor L16 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24
L8 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L17 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT
L9 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15 L18 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT

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L1 L2 L6 L7 L8
L4 L5
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B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26
I3' L18
L16 I3
I1' L12 L17
L10 I1 L11
BT
L13
L15
L14 L19
TP1 TP2 TC1 TC2 L20
a b a b s1 s2 s1 s2
A B A B P1 P2 P1 P2
R
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BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON DOS
TCS Y DOS TPS (SUMA INVERSA - ARON)
4 5 6 7 8 9 111 2 3
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BORNERA
MEDIDOR
CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15
L3 NARANJA 10 De Bornes 3 al 6 del Medidor L13 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18
L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 4 Medidor L15 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT
L6 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16
AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22
L8 AZUL 10 De B10 a Borne 7 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC2 a B24
L9 NARANJA 10 De Bornes 9 al 6 del Medidor L19
VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT
L10 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L20
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UNIDAD N&E
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L1 L2 L6 L7 L8
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B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13 B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26 B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26
BORNES MEDIDOR CON RESPALDO CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS
CON DOS TCS Y DOS TPS (SUMA INVERSA - ARON)
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4 5 6 7 8 9 111 2 3
BORNERA
MEDIDOR
CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L1 NEGRO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L11 NEGRO 10 De Borne S1 de TC1 a B15
L3 NARANJA 10 De Bornes 3 al 6 del Medidor L13 NARANJA 12 De Borne secundario (b) de TP1 a B18
L5 BLANCO 10 De B12 a Borne 4 Medidor L15 VERDE 12 De Borne secundario (a) de TP2 a BT
L6 NARANJA 12 De B5 a Borne 5 Medidor L16
AZUL 12 De Borne secundario (b) de TP2 a B22
L9 NARANJA 10 De Bornes 9 al 6 del Medidor L19
L10 NEGRO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L20
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B2 B3 B4 B5 B7 B10 B11 B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26
L11 L13
L23
L15
BN BT
L20 L21 L22
L18 L19
L17
L12
L14
L16 L24
L25
L26
a b a b a b s1 s2 s1 s2 s1 s2
A TP1 B A TP2 B A TP3 B P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2
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BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES TCS Y
TRES TPS
B9B6B1 B8
L1 L2
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8 122 4 6
5 7 9 11
10
CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L1 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L14 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN
L2 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L15 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22
L3 AZUL 10 De B6 a Borne 3 Medidor L16 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN
L4 AZUL 12 De B5 a Borne 4 Medidor L17 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15
L5 ROJO 10 De B10 a Borne 5 Medidor L18 BLANCO 10 De Borne S2 de TC1 a B16
L6 ROJO 12 De B9 a Borne 6 Medidor L19 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19
L8 BLANCO 10 De B8 a Borne 9 Medidor L21 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23
L10 BLANCO 12 De B13 a Borne 12 Medidor L23 BLANCO 12 De B26 a BN
L11 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L24 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT
L12 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN L25 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT
L13 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18 L26 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

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L1 L2 L3 L4 L5 L8 L9 L10
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B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26
L11 L13
L23
L15
BN BT
L20 L21 L22
L18 L19
L17
L12
L14
L16 L24
L25
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a b a b a b s1 s2 s1 s2 s1 s2
A TP1 B A TP2 B A TP3 B P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2
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BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES TCS Y
TRES TPS
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4 5 6 7 8 9 111 2 3
BORNERA
MEDIDOR
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CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L14 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP2 a BN
L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L15 ROJO 12 De Borne secundario (a) de TP3 a B22
L3 BLANCO 10 De B4 a Borne 3 Medidor L16 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP3 a BN
L4 AZUL 12 De B5 a Borne 5 Medidor L17 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15
L6 BLANCO 10 De B8 a Borne 6 Medidor L19 AZUL 10 De Borne S1 de TC2 a B19
L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor L21 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23
L11 AMARILLO 12 De Borne secundario (a) de TP1 a B14 L24 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT
L12 BLANCO 12 De Borne secundario (b) de TP1 a BN L25 VERDE 10 De Borne S2 de TC2 a BT
L13 AZUL 12 De Borne secundario (a) de TP2 a B18 L26 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT

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L4 L5 L9
B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26
L19 L20
VR VS VT
L17 L18
L15 L16 BT
L11
L14 L21
L22
L12 L23
s1 s2 s1 s2 s1 s2
L13
P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2
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BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO SIMETRICA (AMERICANO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES
TCS
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R BORNERA
MEDIDOR
8 122 4 6
5 7 9 11
10
CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L1 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L13 ROJO 12 De Barraje principal Fase T a B22
L2 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L14 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15
L6 ROJO 12 De B9 a Borne 6 Medidor L18 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23
L9 BLANCO 10 De B4 a Borne 11 Medidor L21 VERDE 10 De Borne S2 de TC1 a BT
L11 AMARILLO 12 De Barraje principal Fase R a B14 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT
L12 AZUL 12 De Barraje principal Fase S a B18

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UNIDAD N&E
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UNIDAD N&E
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L1 L2 L10
L5 L8
L4
B1 B2 B3 B4 B5 B6 B7 B8 B9 B10 B11 B12 B13
B14 B15 B16 B17 B18 B19 B20 B21 B22 B23 B24 B25 B26
L19 L20
VR VS VT
L17 L18
L15 L16 BT
L11
L14 L21
L22
L12 L23
s1 s2 s1 s2 s1 s2
L13
P1 TC1 P2 P1 TC2 P2 P1 TC3 P2
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BN
BORNES MEDIDOR CONEXIÓN TIPO ASIMETRICA (EUROPEO) PROGRAMADO 3FASES - 4HILOS CON TRES
TCS
(SEMIDIRECTA)
4 5 6 7 8 9 111 2 3
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BORNERA
MEDIDOR
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CODIGO
CONDUCTOR
CODIGO
CONDUCTOR
L1 AMARILLO 12 De B1 a Borne 2 Medidor L13 ROJO 12 De Barraje principal Fase T a B22
L2 AMARILLO 10 De B2 a Borne 1 Medidor L14 AMARILLO 10 De Borne S1 de TC1 a B15
L6 BLANCO 10 De B8 a Borne 6 Medidor L18 ROJO 10 De Borne S1 de TC3 a B23
L8 ROJO 10 De B10 a Borne 7 Medidor L20 BLANCO 12 De B26 a BN
L11 AMARILLO 12 De Barraje principal Fase R a B14 L23 VERDE 10 De Borne S2 de TC3 a BT
L12 AZUL 12 De Barraje principal Fase S a B18
AAAA

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