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Monitor de transformador de distribución

Un monitor de transformador de distribución (DTM) es un dispositivo de hardware especializado que recopila y mide información relativa a la electricidad que pasa hacia y a través de un transformador de distribución . El DTM generalmente se instala en transformadores de montaje en poste y en plataforma . Un transformador de poste (sobre el suelo) o de montaje en plataforma (bajo el suelo) comúnmente alimenta entre 5 y 8 hogares en los EE. UU. y es la última transición de voltaje para reducir el voltaje antes de llegar al hogar o negocio. [1] La ubicación convencional de los dispositivos de monitoreo distribuido de temperatura (DTM) generalmente se observa en los terminales de los transformadores. Sin embargo, hay casos en los que estos dispositivos están conectados directamente a las líneas eléctricas secundarias. Los aparatos DTM comúnmente comprenden sensores centrados en precisión, ya sea del tipo no perforante o perforante, además de módulos de comunicación integrados a bordo para una transmisión de datos perfecta. También se incorporan disposiciones adecuadas para el suministro de energía dentro de la configuración del DTM. Los datos capturados de la unidad DTM se transmiten a un motor central de recopilación de datos y/o al sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA)/gestión de datos del medidor (MDM) establecido, donde la información pertinente relativa al transformador se almacena y se hace accesible a usuarios. A menudo, entran en juego plataformas analíticas para descifrar los datos recopilados y reportados por el DTM, mejorando así la comprensión de la información adquirida.

Descripción general

El sistema de monitoreo de transformadores de distribución (DTM), a menudo denominado sensor intra-red, ocupa una posición distintiva dentro de la red de distribución. Es capaz de proporcionar datos históricos y en tiempo real sobre los transformadores que monitorea. Más allá del monitoreo de transformadores individuales, los DTM constituyen puntos de acceso a información cruciales dentro de la arquitectura de la red. Cuando se implementan en una red a través de la red de distribución, estos dispositivos ofrecen múltiples puntos de datos. Para los operadores de servicios eléctricos, estos puntos de datos pueden variar desde mediciones básicas de referencia hasta información integral sobre las condiciones y el rendimiento dentro de la red, dependiendo de la densidad de implementación.

La estrategia para implementar dispositivos DTM varía según las necesidades y objetivos específicos de la empresa de servicios públicos en cuestión. Los despliegues pueden ser quirúrgicos, es decir, estratégicamente limitados a áreas clave de la red, o pueden ser integrales, cubriendo secciones más grandes de la red, como segmentos de línea, alimentadores de circuitos específicos o subestaciones enteras. La decisión sobre la ubicación y densidad de las implementaciones de DTM está influenciada por los requisitos de datos específicos y los objetivos operativos de la respectiva empresa eléctrica.

Ciertas ofertas de dispositivos DTM admiten actualizaciones/mejoras remotas por aire (OTA) . Esta capacidad OTA, cuando es compatible, permite al operador realizar configuraciones remotas y/o actualizaciones de códigos ejecutables (es decir, firmware) de los dispositivos DTM sin la necesidad de costosos traslados o reemplazo de unidades. Al admitir actualizaciones/mejoras de firmware OTA, los proveedores pueden ampliar y profundizar progresivamente el conjunto de puntos de datos capturados por el dispositivo DTM, haciéndolo razonablemente preparado para el futuro, aumentando así el valor y la relevancia para el operador de servicios públicos durante toda la vida útil de los dispositivos DTM. ).

Aplicaciones

Los sensores DTM transmiten lecturas dentro de la red oportunas y precisas de voltaje, energía, corriente y temperatura, lo que permite al personal de operaciones obtener una larga lista de conocimientos derivados sobre el rendimiento y la calidad de la energía. [2] Estos puntos de datos fundamentales proporcionan relevancia directa para los operadores de servicios eléctricos. Además, estos puntos de datos se pueden extrapolar para revelar información mejorada sobre el rendimiento de la red y el estado de los activos. Dada la ubicación física del DTM dentro del corazón de la red de distribución, además de la capacidad de frecuencia de informes del DTM, la versatilidad de este sensor dentro de la red es enorme.

Las empresas de servicios públicos en todo Estados Unidos están comenzando a recurrir a tecnologías de transformadores para mejorar la confiabilidad y eficiencia de la distribución, así como el servicio al cliente y los costos operativos. [3]

Ejemplos de aplicaciones derivadas de información directa y/o indirecta presentada por el DTM incluyen:

Preocupaciones de salud

Dada la posición de implementación física del DTM (es decir, en el transformador de distribución), no se conocen problemas de salud relacionados con esta familia de sensores dentro de la red. Los dispositivos DTM se crean teniendo en cuenta la seguridad del usuario/instalador y, por lo demás, no tienen ningún impacto ambiental mensurable conocido.

Justificación del caso de negocio

El gasto de servicios públicos en gestión de activos y tecnología de monitoreo de redes alcanzará casi los 50 mil millones de dólares para 2023, según un nuevo estudio de Navigant Research. [4] Dada la etapa pionera de la tecnología DTM, la disponibilidad de información importante sobre casos de negocios para su revisión pública es limitada. Los argumentos en contra de la implementación de DTM comúnmente afirman que el valor del transformador secundario de $1000.00 a $2000.00 US (promedio) no justifica la aplicación de un DTM de modernización para monitorear el desempeño de los activos del transformador. Sin embargo, el valor DTM se basa en una combinación de características/beneficios que incluyen no solo la importancia del monitoreo de la condición del transformador, sino también una serie de características de reconciliación y visibilidad de datos desde el corazón de la red de distribución que de otro modo no estaría disponible para el operador eléctrico. (ver Aplicaciones). En esencia, mientras que la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) o los proveedores de medidores inteligentes suministran una serie de puntos de datos a las empresas de servicios públicos, el DTM ofrece otra dimensión de acceso a datos históricos y en tiempo real para el operador de la red y es capaz de detectar información que los activos de AMI no puede capturar y/o reportar con la frecuencia necesaria al operador. Cada empresa de servicios públicos debe evaluar, entre otras cosas, sus necesidades únicas de gestión de red, sus niveles de pérdidas no identificables que pueden remediarse/mitigarse mediante la implementación de DTM, su potencial de ahorro en respuesta a la demanda a través de Volt/ VAR y prácticas relacionadas con la reducción de voltaje de conservación (CVR) respaldadas por Dispositivos DTM y su necesidad de datos históricos y/o en tiempo real desde el corazón de la red de distribución al formular la justificación de su caso de negocio. Las decisiones de inversión relacionadas con las implementaciones de DTM implican una colección de beneficios monetarios que incluyen ahorros para la empresa de servicios públicos a través de menores costos operativos, menores cortes de energía, menores duraciones de los cortes de energía, menores costos de demanda máxima y pérdidas recuperables por robo de energía; y beneficios financieros indirectos asociados con una mejor entrega y calidad de energía para los pagadores, reducción de recorridos de camiones que reducen los costos de servicio además de producir menores impactos ambientales , mejora de los indicadores clave de desempeño de la empresa de servicios públicos (por ejemplo, SAIDI , SAIFI , CAIDI , etc.), y un mejor valor para las partes interesadas/ accionistas a través de un mejor desempeño fiscal de resultados por parte de la empresa de servicios públicos.

Relevancia para la red inteligente: los dispositivos Monitor de transformador de distribución (DTM) brindan una solución a la revolución de la red inteligente. GTM Research (una división de Greentech Media ) espera un fuerte crecimiento del mercado estadounidense de hardware de monitoreo de transformadores, aumentando su valoración actual de 112 millones de dólares anuales a 755 millones de dólares para 2020. [5] Hasta la fecha, los proveedores de redes inteligentes han presentado a los operadores de servicios eléctricos importantes herramientas de gestión y control para subestaciones, y han introducido una Infraestructura de Medición Avanzada (AMI, o medidores inteligentes) para mejorar el acceso a los datos en los puntos inicial y final dentro de la red de distribución. Sin embargo, el segmento expansivo y posiblemente más vulnerable de la red sigue siendo la sección entre las subestaciones y los medidores finales, que comprende más de 6 millones de millas lineales (red de EE. UU.) y más de 40 millones de transformadores de distribución (red de EE. UU.), que ahora se denomina colectivamente el "corazón de la red". Actualmente, el área del "corazón de la red" carece en cierta medida de una densidad suficiente de sensores versátiles y rentables, lo que deja a los operadores con una visibilidad limitada en esta área crítica. Para seguir evolucionando desde un estado tradicional reaccionario de gestión y resolución de problemas dentro del espacio del “corazón de la red” hacia una postura más proactiva que sea congruente con el propósito y el valor de una “red inteligente”, el surgimiento de la DTM es oportuno. Si bien se han realizado esfuerzos para aprovechar los datos de los medidores de subestaciones y terminales, junto con algoritmos de soporte para especular y postular ocurrencias y necesidades dentro del "corazón de la red", es evidente que los operadores de la red requieren información oportuna y precisa desde dentro de esta expansión. segmento de la red para gestionar de forma proactiva y eficiente su rendimiento. La necesidad de combinar de manera efectiva los tres puntos críticos de medición (es decir, subestaciones, medidores de punto final y datos DTM desde dentro del “corazón de la red”) puede ser necesaria colectivamente para avanzar en una experiencia integral de red inteligente.

Por qué los monitores de transformadores de distribución son fundamentales para crear la modernización de la red: lograr resultados valiosos que la infraestructura de medición avanzada no puede abordar de manera confiable:

  1. La infraestructura de medición avanzada (AMI), la lectura automatizada de medidores (AMR) y/o las lecturas manuales de medidores representan de manera precisa y confiable únicamente datos de terminales. Si se toma energía antes del medidor final (es decir, toma previa al medidor), la detección precisa de esta desviación de energía es difícil o casi imposible sin el uso de un punto de reconciliación aguas arriba, preferiblemente en el transformador de distribución. Al capturar con precisión datos únicos en el transformador de distribución, los dispositivos DTM proporcionan los puntos de conciliación necesarios entre la subestación y los medidores finales, lo que permite a los operadores de servicios públicos detectar de manera efectiva el desvío de energía que ocurre frente al medidor final. Sin un punto de reconciliación confiable en el transformador de distribución, el sistema de detección de robo de energía del operador de servicios públicos sigue siendo poroso, ineficiente y poco confiable.
  2. Si AMI por sí solo fuera una solución completa para la detección/identificación de desvíos, entonces las empresas de servicios públicos instaladas por AMI rara vez experimentarían pérdidas superiores al 1-3% debido a pérdidas técnicas que de otro modo serían inevitables. Según la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (US EIA) [6] la mayoría de las empresas de distribución de energía reportan pérdidas anuales de energía de casi el 5% o más. [7] Los dispositivos DTM y el análisis de datos asociado tienen la funcionalidad de permitir a los operadores de servicios públicos identificar rápidamente anomalías dentro de la red. AMI es un componente en el proceso de detección y solución de desvíos, pero sin un punto de reconciliación confiable en el transformador de distribución, el sistema de detección sigue siendo poroso e ineficiente. Muchas empresas de servicios públicos, incluso aquellas con AMI, en realidad sufren de la necesaria disponibilidad de información dentro de la red oportuna, granular y precisa, necesaria para mejorar la detección de pérdidas de energía y mejorar la modernización de la red.
  3. Las mediciones de energía en el transformador de distribución [8] permiten la validación continua de los medidores AMI para garantizar un rendimiento preciso del medidor y revelar problemas de medición inadecuados dentro de la red de distribución.
  4. Si los medidores de los clientes arrojan "lecturas de consumo razonables", ya sea mediante lecturas AMI, AMR o manuales, es probable que no sean investigados. Pero, cuando se implementa un DTM aguas arriba, registra la disparidad de consumo de energía para todo el segmento aguas abajo al que da servicio cada transformador respectivo. Esto permite a los operadores localizar casos de desvío de energía menos obvios, pero aún costosos. [9]
  5. Para fines de enjuiciamiento, la evidencia presentada por un DTM además de AMI, AMR o lecturas manuales es superior a tener solo datos de lectura del medidor, siempre que se descubre un desvío y se busca remediación y/o enjuiciamiento. [10]
  6. El DTM permite una vigilancia de escritorio mejorada para detectar robos de energía, lo que ayuda a mantener al personal de servicios públicos a salvo de los peligros de los esfuerzos exploratorios de campo para localizar posibles casos de desvío de energía. Utilizando el DTM, los operadores pueden identificar las pérdidas desde sus escritorios y enviar al personal adecuado (posiblemente incluso a las fuerzas del orden) para abordar cada situación particular.
  7. Con AMI o AMR implementados, el personal lector de medidores de servicios públicos ya no visita la propiedad de sus clientes; [11] por lo tanto, los operadores ya no tienen "ojos en el campo" para detectar comportamientos nefastos. El DTM proporciona una fuente confiable, no invasiva y rentable para la tan necesaria visibilidad de la red.
  8. Los DTM ofrecen valiosas alertas de detección de cortes a través de la capacidad de informar en el último momento, lo que ayuda a identificar las ubicaciones de los cortes para los operadores de servicios públicos y acelera el restablecimiento de la energía para los clientes.
  9. La información de carga/sobrecarga del transformador es superior cuando la captura el DTM (en comparación con las estimaciones de carga proyectadas o algorítmicas producidas a través de estadísticas acumuladas de AMI o AMR). Además, el DTM captura de manera precisa y confiable otras métricas relacionadas con el estado del transformador y las condiciones dentro de la red; tales como, entre otros, datos de temperatura, porcentaje de carga nominal, duración de la carga real, información de voltaje y corriente, etc.
  10. El DTM permite la detección, cuantificación y ubicación de pérdidas adicionales costosas dentro de la red que ocurren entre el transformador y los medidores finales (por ejemplo, ciertas pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas), como, entre otras, la capacidad de identificar medidores de punto final que funcionan mal y/o están mal calibrados.
  11. El DTM permite a los operadores cuantificar con precisión la cantidad de energía inversa inspirada en recursos de energía distribuida (DER) que pasa a la red a nivel del transformador de distribución. Esto es fundamental ya que la energía inversa puede afectar negativamente a los voltajes dentro de la red y a la carga/sobrecarga no planificada, que colectiva o individualmente pueden generar riesgos para la seguridad y confiabilidad de la red.
  12. El DTM permite de manera única la identificación de carga/sobrecarga no planificada en el borde de la red creada por estaciones de carga de vehículos eléctricos (EV), minería de criptomonedas, operaciones de cultivo de marihuana hidropónicas legalizadas, robo continuo de energía, etc. Los impactos de carga/sobrecarga relacionados con transformadores asociados con tales Las actividades en el borde de la red (que ocurren principalmente en los sectores residenciales) son comúnmente desconocidas por los operadores (es decir, los operadores generalmente no saben dónde, cuándo o cuánta carga/sobrecarga no planificada es creada por la mayoría de las actividades en el borde de la red). Esta realidad presenta graves riesgos de confiabilidad, resiliencia e incendios forestales para todas las partes interesadas.
  13. Aunque la implementación de AMI ha avanzado en muchos mercados, el robo de energía generalmente está aumentando a pesar de este esfuerzo de implementación de medidores inteligentes. Dado que las instalaciones AMI o AMR generalmente no permiten que el personal de servicios públicos visite las ubicaciones de los clientes después de la instalación, los ladrones de energía saben que pueden realizar tomas previas al medidor y probablemente robar energía indefinidamente sin temor a ser detectados por los servicios públicos. El aumento del costo del robo de energía (mientras continúa la implementación de AMI) es una validación adicional de la importancia de que los operadores aprovechen la tecnología DTM como un punto crítico de reconciliación dentro de la red, lo que ayuda a identificar costosos incidentes de robo de energía.
  14. Los operadores ahora tienen que lidiar con casos en los que los medidores de terminales son robados de ubicaciones o jurisdicciones y luego los perpetradores los instalan en ubicaciones no autorizadas. Los medidores de punto final se pueden cambiar de esta manera de forma temporal o permanente. Esta práctica no autorizada da como resultado que se informen a la empresa de servicios públicos datos de medidor inexactos, lo que puede resultar en pérdidas adicionales, y genera vistas de carga/sobrecarga inexactas con respecto a los transformadores de distribución aguas arriba.
  15. Comúnmente, el mapeo del Sistema de Información Geográfica (SIG) de los activos de servicios públicos es anticuado debido a los cambios perpetuos que ocurren dentro de la red de distribución. Debido a los datos GIS anticuados, es probable que la asociación de medidores de punto final de lectura manual o AMI, AMR con transformadores aguas arriba sea inexacta. Con solo un medidor de punto final asignado incorrectamente en el mapeo GIS al transformador ascendente incorrecto, toda la información del medidor de punto final (AMI o de otro tipo) se vuelve poco confiable con respecto a los transformadores ascendentes asociados. Por lo tanto, los operadores no pueden predecir ni conocer de manera confiable las condiciones reales de carga/sobrecarga, voltaje y/o corriente con respecto al transformador aguas arriba. Esta es otra razón por la que la información precisa y confiable sobre transformadores proporcionada por el DTM es valiosa para los operadores.
  16. Los dispositivos DTM proporcionan mensajes de alerta automatizados a los operadores. Esta característica crea un entorno de vigilancia de red "manos libres" donde los operadores no necesitan gastar grandes cantidades de dinero para monitorear constantemente las condiciones dentro de la red. Más bien, el DTM se puede programar/reprogramar sobre la marcha y cada dispositivo se puede reprogramar individualmente, lo que permite a los operadores centrarse en múltiples puntos de interés a lo largo de la vida útil de los dispositivos DTM. Las alertas automatizadas generalmente se crean cuando los dispositivos DTM detectan lecturas altas o bajas que ocurren fuera de las tolerancias preprogramadas de la utilidad y/o notificaciones rápidas de cortes, como se citó anteriormente. Esta característica produce automáticamente información procesable para los operadores, en lugar de intentar discernir datos de medidores de punto final menos confiables, menos granulares, menos oportunos y/o potencialmente anticuados. Sólo con DTM se pueden detectar, revelar e informar a los operadores de manera confiable y consistente las condiciones integrales dentro de la red de manera oportuna.
  17. Las lecturas del dispositivo DTM pueden “llenar los espacios en blanco” siempre que un medidor AMI en un grupo de medidores en el mismo transformador no informa correctamente por cualquier motivo. Suponiendo que no haya desvío, el DTM puede proporcionar a la empresa de servicios públicos la información de consumo faltante sustancialmente precisa, lo que ayuda a garantizar que se pueda facturar al cliente con mayor precisión en comparación con los sistemas de estimación típicos que se utilizan en la actualidad.
  18. El DTM acoplado con AMI puede verificar/medir problemas entre el DT y el medidor, como caídas de voltaje que podrían hacer que el hogar funcione con voltajes inferiores a los nominales. Un medidor AMI informará el bajo voltaje, pero el DTM puede verificar si el voltaje suministrado en el DT está funcionando nominalmente o no.
  19. El DTM se puede instalar sin que los clientes intermedios experimenten un corte de energía requerido. Cuando se compara con el concepto de reemplazar un transformador viejo, defectuoso o sobrecargado por un transformador nuevo o "inteligente", la realidad de un corte forzado de energía aguas abajo es imperativa. Pero, al instalar un DTM, los operadores pueden comprender con precisión la condición y las cargas de demanda asociadas que se imponen a cada transformador monitoreado por DTM. Esto permitirá a los operadores reducir la cantidad de transformadores que, de otro modo, necesitarían ser reemplazados o fallarían prematuramente. En esencia, implementar DTM puede crear un "transformador inteligente instantáneo" a partir de un transformador estándar existente. Y este "transformador inteligente instantáneo" puede actuar para informar proactivamente a los operadores sobre las condiciones dentro de la red por un costo menor que el que requerirá la instalación de un nuevo transformador inteligente, además del hecho de que una implementación de DTM no requiere una interrupción para la instalación. pero un nuevo transformador inteligente requeriría un corte de energía de varias horas.
  20. Los dispositivos DTM comúnmente tienen la capacidad de reportar información clave dentro de la red directamente a los sistemas SCADA, MDM, ADMS, ONS, etc. existentes del operador de servicios públicos. Esta transferencia fluida de datos únicos dentro de la red se logra a través de DNP3, FTP, CSV y/o servicios web. Por lo tanto, el DTM se puede usar sin problemas para mejorar sustancialmente los conocimientos dentro de la red del operador, y los datos dentro de la red se pueden usar para facilitar acciones de operaciones automatizadas, basadas en información real y confiable que AMI (medición de punto final) no puede.
  21. Al utilizar la tecnología Over-The-Air (OTA), los dispositivos DTM se pueden actualizar de forma rutinaria según sea necesario y/o a medida que se desarrollen los avances tecnológicos. Esta capacidad crea un beneficio continuo "preparado para el futuro" mediante el cual se puede ampliar la capacidad DTM; aliviando así la preocupación de que los dispositivos DTM se vuelvan anticuados antes de su vida útil prevista (p. ej., normalmente entre 10 y 15 años)
  22. Los dispositivos DTM generalmente tienen la flexibilidad de reportar información dentro de la red a través de un backhaul celular o RF Mesh. La mayoría de las redes celulares ofrecen una capacidad de retorno más sólida mediante la cual se puede transmitir al operador la máxima carga útil de información dentro de la red. Cuando se utiliza la tecnología de backhaul RF Mesh, normalmente hay menos ancho de banda disponible que con las redes celulares, lo que reduce la capacidad de carga útil de datos de los dispositivos DTM. Hay varias decisiones de costo/beneficio que son aplicables a la selección adecuada del backhaul para cada operador.
  23. Dada la información intra-red única, oportuna, granular y precisa que presenta DTM, se proporciona un valor significativo a los departamentos de planificación, operaciones y presupuesto de la mayoría de los operadores de servicios públicos. El resultado es una operación de red más confiable, más resiliente, más rentable y más eficiente energéticamente, facilitada por DTM.

Ver también

Referencias

  1. ^ Sargento, Brett. "¿La próxima gran carrera por las redes inteligentes? Comienza al final del camino de entrada (el transformador de distribución)". www.smartgridnews.com/ . Archivado desde el original el 6 de noviembre de 2014 . Consultado el 8 de septiembre de 2014 .
  2. ^ Róbalo, Alan. "Triangulación de datos: la 'salsa secreta' para una verdadera experiencia de red inteligente". grid2020.com/ . Archivado desde el original el 26 de octubre de 2014 . Consultado el 8 de septiembre de 2014 .
  3. ^ Kelson, Ben. "Mercados de monitoreo de transformadores, 2013-2020: tecnologías, pronósticos y proveedores líderes". www.greentechmedia.com/ . Archivado desde el original el 6 de noviembre de 2014 . Consultado el 8 de septiembre de 2014 .
  4. ^ Morris, Iain. "El gasto de servicios públicos en monitoreo de la red alcanzará los 50 mil millones de dólares en 2023: Navigant Research". www.telecomengine.com/ . Archivado desde el original el 6 de noviembre de 2014 . Consultado el 8 de septiembre de 2014 .
  5. ^ "¿Cómo estabilizarán las tecnologías de transformadores de redes inteligentes una red eléctrica estadounidense envejecida?". Globenewswire.com/ . 7 de febrero de 2013. Archivado desde el original el 6 de noviembre de 2014 . Consultado el 8 de septiembre de 2014 .
  6. ^ "¿Cuánta electricidad se pierde en la transmisión y distribución de electricidad en los Estados Unidos? - Preguntas frecuentes - Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA)". www.eia.gov . Archivado desde el original el 14 de mayo de 2021 . Consultado el 27 de junio de 2019 .
  7. ^ Schönek, Jacques (25 de marzo de 2013). "¿Qué tan grandes son las pérdidas en las líneas eléctricas?". Blog de Schneider Electric . Archivado desde el original el 15 de abril de 2019 . Consultado el 27 de junio de 2019 .
  8. ^ Damnjanovic, Ph.D., Aleksandar; Ferguson, BSc, Gregory (9 de junio de 2004). "La medición y evaluación de las pérdidas de los transformadores de distribución bajo carga no lineal" (PDF) . Calidad de energía internacional . Archivado (PDF) desde el original el 27 de junio de 2019 . Consultado el 27 de junio de 2019 .
  9. ^ Kelly-Detwiler, Peter. "Robo de electricidad: un problema mayor de lo que cree". Forbes . Archivado desde el original el 20 de noviembre de 2015 . Consultado el 27 de junio de 2019 .
  10. ^ "Los robos aumentan después de que California reduce las sanciones penales, según un informe". Los Ángeles Times . Associated Press. 13 de junio de 2018. Archivado desde el original el 27 de junio de 2019 . Consultado el 27 de junio de 2019 .
  11. ^ "Inspección, lectura, diagnóstico de problemas de medidores eléctricos + cómo determinar la capacidad o el tamaño eléctrico". inspeccionapedia.com . Archivado desde el original el 27 de junio de 2019 . Consultado el 27 de junio de 2019 .