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Timestamp: 2020-08-14 13:48:17+00:00

Document:
2F3FF0F33F5A85A50525785A007A5F4B Resolución - 2000 - CREG062-2000
Por la cual se establecen las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad en el Sistema Interconectado Nacional, y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
- Corregida por el artículo 1o. de la Resolución 068 de 2000, expedida por la Comisión de Regulación de Energía y gas, publicada en el Diario Oficial No. 44.183 del 4 de octubre de 2000, "por la cual se corrige la definición de una variable consignada en el anexo número 2 de la Resolución CREG-062 de 2000".
Modificada Parcialmente : Resolución-CREG068-2000
Resolución-CREG026-2001
Resolución-CREG035-99
Resolución-CREG073-99
Proyectos.de.Resolucion-Proyecto.de.Resolución.No..002-2000
Resolución CREG 014-04, Art.1 y 2
Que según lo establecido en la Ley 143 de 1994, Artículo 23, Literal a), es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera…”;
Que la Resolución CREG-040 de 2000 estableció que la CREG publicaríaá a más tardar el 31 de Julio de 2000, de conformidad con el Decreto-Ley 266 de 2000, los proyectos que contengan la normatividad que permita aclarar de manera integral la aplicación de las normas en materia de calidad del STN, y del cálculo, identificación y asignación de restricciones, así como las reglas comerciales aplicables al servicio de regulación secundaria de frecuencia;
Que en cumplimiento del Decreto 266 de 2000, Artículos 31 y 32, la Comisión de Regulación de Energía y Gas publicó en el Diario Oficial No. 44.132 del 18 de agosto, el Proyecto de Resolución CREG-002, que contiene la propuesta de aclaración a las bases metodológicas para la identificación y clasificación de las restricciones y de las generaciones de seguridad del SIN, y los criterios generales y procedimientos para la evaluación y definición de las mismas, establecidos mediante la Resolución CREG-073 de 1999;
Que dentro del plazo previsto para el efecto, se recibieron recomendaciones, solicitudes de corrección aclaración y otras observaciones por parte de ISA (Radicación No. 6373), EEPPM (Radicación No. 6378), ELECTROCOSTA (Radicación No. 6382), CODENSA (Radicación No. 6396), y ACOLGEN (Radicación No. 6411);
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas consideró conveniente efectuar ajustes al texto propuesto en el Proyecto de Resolución CREG-002 de 2000, teniendo en cuenta las observaciones recibidas en el sentido de señalar que el CND deberá definir las Sub-Areas Operativas; establecer la forma de completar las estadísticas de los Subsistemas Eléctricos indisponibles por fuerza mayor; incluir las inflexibilidades en el Predespacho Programado y definir el cronograma para la aplicación de los procedimientos señalados;
ARTÍCULO 2o. Ámbito de Aplicación. Esta Resolución aplica a todos los agentes económicos que hacen uso del Sistema Interconectado Nacional.
ARTÍCULO 3o. El Centro Nacional de Despacho (CND) identificará, clasificará y asignará cada una de las Restricciones que se presenten en el SIN, así como la Generación de Seguridad requerida para suplirlas. Serán responsabilidades del CND las siguientes:
a)	Elaborar y mantener una Base de Datos del SIN para estudios de Restricciones.
b)	Efectuar estudios técnicos y económicos del SIN, teniendo en cuenta los criterios de planeación y operación del Sistema, en cuanto condicionan el surgimiento de Restricciones Eléctricas u Operativas.
c)	Definir las Sub-Áreas y Áreas Operativas, de acuerdo con los criterios aprobados por la CREG.
d)	Realizar estudios técnicos de identificación y clasificación de Restricciones.
e)	Elaborar un Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones y de inversiones alternativas o recomendaciones, para la eliminación de las mismas a nivel del STN.
En desarrollo de sus funciones, el CND deberá coordinar con el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) aquellos aspectos asociados con las Restricciones, que inciden en la planeación de la expansión de dicho Sistema. Para tal efecto, el CND será miembro del CAPT con voz pero sin voto.
Parágrafo. Mientras el CND define las Como Sub-Áreas Operativas de acuerdo con lo establecido en esta Resolución, se aplicarán aquellas que el CND esté usando para estudios eléctricos en el momento de entrada en vigencia de la presente Resolución.
ARTÍCULO 4o. Base de Datos de Evaluación de Restricciones. El CND deberá elaborar y mantener una base de datos para el estudio de Restricciones. Esta base debe representar el sistema existente y su crecimiento futuro, tanto en cuanto predicciones de demanda, como incorporación de nuevos equipos. Esta base debe ser coherente con aquellas utilizadas en otros ámbitos de la operación del SIN, en particular con el Plan de Expansión de Referencia del STN y las proyecciones de demanda definidas por la UPME. La base de datos debe ser coherente, en lo que corresponda, con aquella utilizada en la determinación de los Cargos por Uso del STN.
ARTÍCULO 5o. Criterios de Planeación y Operación de Corto Plazo; Sub-Áreas y Áreas Operativas.	El CND identificará las Restricciones y los requerimientos de Generación de Seguridad en las Sub-Áreas y Áreas Operativas del SIN. Los criterios, el procedimiento y los estándares en materia de confiabilidad y seguridad en el suministro de electricidad aplicables, se describen a continuación:
a)	Disponibilidad Probabilística de los Subsistemas Eléctricos. Para cada Subsistema Eléctrico cuya indisponibilidad ocasione racionamientos, se calculará semanalmente la variable “Disponibilidad Esperada del Subsistema (D0)” de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo No 1 de la presente Resolución.
b)	Probabilidad Esperada de Falla de los Subsistemas Eléctricos a nivel del STN. Se calcula semanalmente esta variable por Subsistema Eléctrico como: p = 1 – D0.
c)	Generación de Seguridad por Restricciones. Para el cálculo e identificación de las Generaciones de Seguridad asociadas con Restricciones, exceptuando las Generaciones de Seguridad asociadas con la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, se aplicarán los criterios y el procedimiento establecido en el Anexo No 2 de la presente Resolución.
El CND hará explícita la forma de aplicar estos criterios en los estudios estáticos y dinámicos del Sistema. Así mismo, recomendará al Consejo Nacional de Operación (CNO) y este último a la CREG, para su aprobación, los criterios aplicables para la definición de las Sub-Áreas y Áreas Operativas del SIN, así como para la modificación de las mismas.
La definición de cada Sub-Área y Área Operativa debe ser justificada técnicamente, especificando cuales fueron los criterios subyacentes tenidos en cuenta en materia de Restricciones Eléctricas y Operativas, durante el proceso de definición.
ARTÍCULO 6o. Estudios Técnicos. El CND realizará los estudios técnicos de identificación, clasificación y asignación de las Restricciones y de las Generaciones de Seguridad asociadas. Estos estudios deben comprender análisis de flujos de potencia, de estabilidad transitoria (ante fallas predefinidas) y estabilidad permanente, y de confiabilidad, según metodologías que determinará el CND. Los estudios técnicos deberán ser reproducibles por terceros y la información deberá estar disponible para estos efectos.
Parágrafo. Para la reproducción de los Estudios Técnicos, el CND pondrá a disposición de los agentes, los desarrollos que hayan sido necesarios para garantizar la funcionalidad del software. El licenciamiento del software estará sujeto a las leyes vigentes sobre esta materia, y su costo estará a cargo del agente solicitante.
ARTÍCULO 7o. Identificación, Clasificación y Asignación de Restricciones y de las Generaciones de Seguridad Asociadas. El CND, como resultado de los Estudios Técnicos, deberá establecer el carácter de cada Restricción, las condiciones operativas en que se presenta, la razón o razones por la cual es requerida una Generación de Seguridad y la forma en que se debe concretar dicha generación. Similar análisis debe realizarse con relación a los límites de intercambio entre Sub-Áreas y Áreas Operativas (Ver Numeral 2. del Anexo 2o. de la presente Resolución).
ARTÍCULO 8o. Levantamiento de Restricciones. El CND deberá definir un procedimiento de evaluación técnica y económica de soluciones específicas que permitan levantar Restricciones. El procedimiento deberá ser compatible con los análisis y estudios que efectúe la UPME con el apoyo del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión.
ARTÍCULO 9o. Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones. El CND emitirá un Informe Trimestral de Evaluación de Restricciones. Este informe debe contener información sobre capacidades de transmisión disponibles y su evolución en el tiempo, las Restricciones identificadas y las inversiones alternativas factibles o las recomendaciones operativas para el levantamiento de ellas.
ARTÍCULO 10o. CRONOGRAMA DE APLICACION. A partir del quinto día hábil siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND, con base en los procedimientos aquí señalados, por esta resolución, calculará identificará y asignará las generaciones de seguridad.
ARTÍCULO 11o. VIGENCIA. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga las normas que le sean contrarias.
1.	Para cada uno de los Activos se llevan estadísticas de la totalidad de Eventos con un periodo de 8760 horas. El CND podrá complementar la información que le sea reportada, con la proveniente de la operación del SIN, con el fin de tener la mayor información posible de la ocurrencia de Eventos.
Una vez completadas las 8760 horas, los periodos se harán móviles semanalmente.
Circuitos de 220 o 230 kV Longitud < 100 km
2.	Se agrupan los Activos especificados en el Numeral anterior en Subsistemas Eléctricos.
3.	Para Subsistemas Eléctricos no se tendrán en cuenta los períodos de indisponibilidad causados por que por fuerza mayor. En este caso, las estadísticas necesarias para completar analizar las 8760 horas se completarán con información histórica previa, y se irá actualizando con la nueva información la información más antiguüa.
4.	Para cada Subsistema Eléctrico se registra la siguiente información: Identificación de los Activos que conforman el Subsistema, Eventos de cada uno de los Activos que conforman el Subsistema, Fecha y Hora de Inicio de los Eventos, Duración de los Eventos (corresponde al tiempo transcurrido en horas y minutos desde el Inicio de cada Evento, hasta el momento en que el activo respectivo le es reportado al CND como Disponible):
5.	Para los cálculos que se efectúan a continuación por Subsistema, se considera un período móvil semanal de un año (8760 horas). Se tiene entonces para este período:
Si se trata de un Activo nuevo, que entre a formar parte de un Subsistema existente, se mantienen las estadísticas asociadas al subsistema previo, necesarias para completar un periodo de 8760 horas.
6.	Para cada Subsistema Eléctrico se calcula el Tiempo entre Fallas (T), como se muestra a continuación:
·	Si la fecha en que ocurrió el primer Evento , coincide con la Fecha de Inicio del período o si en la Fecha de Inicio del período el Activo de Uso está en medio de un Evento, se tomará como fecha de Inicio del Periodo la fecha de Finalización del Evento.
·	Si la fecha en que ocurrió el último Evento , coincide con la Fecha de Finalización del período o, si la fecha en que ocurrió el último Evento , es inferior a la Fecha de Finalización del período y el Evento no ha terminado se define .
7.	Se asume que la variable Tiempo entre Fallas (T), sigue una distribución de probabilidad Weibull con parámetros (parámetro de escala), (parámetro de forma) y c (parámetro de localización), con función de densidad como sigue:
Con base en la información para Subsistema Eléctrico si el número de observaciones es mayor que 2, se realiza una prueba de bondad de ajuste con Hipótesis Nula: "Los tiempos entre fallas se distribuyen Weibull", si la hipótesis nula se rechaza al 5%, se asume =1, c=0 (Distribución Exponencial), y se estima con el procedimiento descrito para dicha distribución.
Cuando el Subsistema Eléctrico presente 1 o 2 eventos (n=1 o 2), o la Hipótesis de Distribución Weibull se rechace, se calcula el parámetro como si la distribución de T siguiera una Distribución Exponencial ( =1, c=0). Así:
Si para un subsistema se tiene que , entonces:
Cuando el Subsitema Eléctrico presente tres o más Eventos (n > 3) durante el período de análisis, y la Hipótesis de Distribución Weibull no pueda ser rechazada la estimación de los parámetros se realiza aplicando el método de máxima verosimilitud y haciendo c = 0.
8.	Con los parámetros estimados en el Numeral anterior, se calcula la Disponibilidad Esperada del Subsistema Eléctrico (D0), mediante la expresión:
Es función del Centro Nacional de Despacho (CND) identificar y clasificar las Restricciones del SIN, así como, definir las Generaciones de Seguridad asociadas con dichas Restricciones en cada Sub-Área y Área Operativa del Sistema.
1.	Cálculo de la Generaciones de Seguridad
a)	Información Requerida
Mantenimientos de Activos de Uso del STN, Conexión al STN y Activos de STR’s a Nivel IV
b)	Predespacho Ideal
Pof	Precio de Oferta
Q	Disponibilidad Declarada
c)	Análisis de Restricciones Eléctricas y Requerimientos de Soporte de Tensión sobre el Predespacho Ideal
El CND establecerá las Restricciones Eléctricas y Requerimientos de Soporte de Tensión sobre el Predespacho Ideal, teniendo en cuentas la Generación de Seguridad solicitada por los OR´s, por seguridad, calidad y para soporte de tensión en sus Sistemas a niveles de voltaje inferiores al nivel IV (Ver Literal b) del siguiente Numeral) y la información disponible en la Base de Datos de Evaluación de Restricciones Eléctricas.
d)	Predespacho Programado
El CND encontrará para cada una de las veinticuatro (24) horas del Despacho, teniendo en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y considerando las Restricciones del SIN identificadas en el Literial anterior, un Predespacho Programado tal que:
e)	Despacho Programado Preliminar
Para cada Sub-Área se calcula el VERPC siguiendo el procedimiento que se describe a continuación:
1.	Se toman los Subsistemas Eléctricos definidos de acuerdo con lo establecido en el Anexo No 1 de la presente Resolución.
2.	Se asocia a cada Subsistema Eléctrico la Probabilidad Esperada de Falla, calculada de acuerdo con lo establecido en el Literal b) del Artículo 5o. de la presente Resolución.
3.	Para cada Subsistema se asigna el Racionamiento Asociado con el mismo.
4.	Se calcula el VERPC en cada Sub-Área Operativa como:
Racionamiento Asociado
i:	i-ésimo Subsistema de la Sub-Área.
n:	Número de Subsistemas de la Sub-Área.
r:	Racionamiento Asociado al i-ésimo Subsistema
p:	Probabilidad Esperada de que solamente Falle el i-ésimo Subsistema
Se calcula: ,	donde
:	Es el Valor Esperado de Racionamiento producto de la primera Iteración.
:	Número total de Sub-Áreas.
:	Promedio Aritmético de los VERPC de las Sub-Áreas.
Se seleccionan las Sub-Áreas tales que:
f)	Despacho Programado
2.	Identificación de Generaciones de Seguridad
El CND deberá identificar y considerar las siguientes Generación de Seguridad:
a)	La Generación de Seguridad requerida por Restricciones en la infraestructura de los STR´s y/o SDL´s, con tensión de operación inferior al Nivel IV, o requerimientos de soporte de reactivos en estos Sistemas. Éstas deben ser propuestas al CND por el OR del respectivo STR y/o SDL, debiendo ser avaladas por dicha entidad quien podrá ajustarlas con el debido soporte.
b)	La generación forzada requerida por Restricciones Eléctricas en la infraestructura de los STR´s y/o SDL´s con tensión de operación correspondiente a Nivel IV, o por requerimientos de soporte de reactivos en dichos Sistemas. Para identificar éestas generaciones se calculan los flujos de carga en estado estable del Sistema, simulando toda la infraestructura disponible con tensión de operación igual al Nivel IV.
c)	La generación forzada requerida por Restricciones Eléctricas en el STN o en los Activos de Conexión al STN; o por consideraciones de soporte de reactivos en el STN.
d)	Las Generaciones de Seguridad requeridas para cumplir los criterios de confiabilidad definidos en el Numeral anterior.
e)	La generación forzada por consideraciones de estabilidad del STN.
f)	La Generación de Seguridad asociada Restricciones relacionadas con importaciones de electricidad.
g)	La Generación de Seguridad asociada Restricciones relacionadas con exportaciones de electricidad.
Modificado : Resolución CREG 014-04-Art:17
h)	La generación forzada requerida por situación de CAOP (Condiciones Anormales de Orden Público).
Ultima actualización: 21/03/2011 05:19:30 p.m.

References: Resolución 
 artículo 1
 Resolución 
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Resolución 
 Artículo 23
 Resolución 
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ARTÍCULO 2
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ARTÍCULO 3

ARTÍCULO 4

ARTÍCULO 5

ARTÍCULO 6

ARTÍCULO 7

ARTÍCULO 8

ARTÍCULO 9

ARTÍCULO 10

ARTÍCULO 11
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 Artículo 5
 Resolución