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Timestamp: 2018-08-15 15:19:28+00:00

Document:
﻿ RESOLUCIÓN 47 DE 2011
RESOLUCIÓN 47 DE 07 DE ABRIL DE 2011
CONTENIDO:COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS. ADICIONA LA RESOLUCIÓN 5 DE 2010, EN LO CORRESPONDIENTE A LAS PRUEBAS Y AUDITORÍA PARA PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA.
RESOLUCIÓN 47 DE 2011
“Por la cual se regulan las pruebas y auditoría definidas en la Resolución CREG 005 de 2010”.
En cumplimiento de lo previsto en las normas anteriores, expidió la Resolución CREG 085 de 1996, modificada y adicionada por las resoluciones CREG 107 de 1998, CREG 032 y CREG 039 de 2001 para regular la actividad de cogeneración.
En cumplimiento de lo previsto en la Ley 1215 de 2008, la comisión expidió las resoluciones CREG 134 de 2008, CREG 162 de 2008, CREG 077 de 2009 y CREG 005 de 2010.
De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 005 de 2010, corresponde al Consejo Nacional de Operación, CNO, desarrollar el procedimiento de prueba y auditoría para las plantas de cogeneración y a esta comisión la adopción de dicho procedimiento por medio de una resolución.
El CNO mediante comunicación con Radicado CREG E-2010-004344 del día 12 de mayo de 2010 envió a la comisión la propuesta para regular la auditoría y pruebas para las plantas de cogeneración. La firma Lee e Infante Ltda., contratada por el CNO para la elaboración de la propuesta, presentó la misma el 31 de mayo de 2010.
La respuesta a los comentarios formulados por la comisión durante la presentación fue enviada mediante la comunicación con Radicado CREG E-2010-005226.
En la revisión y análisis del protocolo de prueba y auditoría enviado por el CNO y elaborado por la firma Lee e Infante Ltda., se identificaron dos etapas en la realización de las pruebas y auditoría a las plantas de cogeneración.
El procedimiento de prueba y auditoría se hizo público mediante la Resolución CREG 102 de 2010.
Mediante las comunicaciones con radicados E-2010-007931, E-2010-007906, E-2010- 007897, E-2010-007896, E-2010-007857, E-2010-007807, E-2010-007795, E-2010-009515, E-2010-007666, E-2010-007657, E-2010-007612, E-2010-007611 y E-2010-007611 se recibieron comentarios de Empresas Públicas de Medellín ESP, Riopaila Castilla S.A., Gecelca S.A. ESP, Ingenio Risaralda S.A., Manuelita S.A., Asocaña, Expertos en Mercados XM S.A. ESP, Ingenio Carmelita S.A., Isagén S.A. ESP, Incauca S.A., Ingenio Providencia S.A., Proyectos Energéticos del Cauca S.A. ESP, respectivamente.
Los comentarios recibidos fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis, así como el cuestionario de que trata el Decreto 2897 de 2010, se presentan en el documento CREG 034 de 2011.
No se informó sobre este acto a la Superintendencia de Industria y Comercio por cuanto no tiene incidencia sobre la libre competencia según lo señalado en el Decreto 2897 de 2010.
ART. 1º—Pruebas y auditoría para plantas de cogeneración. Las pruebas y auditoría señaladas en la Resolución CREG 005 de 2010 serán realizadas usando el procedimiento descrito en el anexo 1 de esta resolución. El procedimiento se realizará en dos etapas, como se describe a continuación:
a) Condiciones: la revisión documental deberá ser realizada por la firma auditora empleando para ello la información señalada en el numeral 6º del anexo de la presente resolución y la demás que considere pertinente para la realización de la auditoría;
– Concepto donde se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si es posible realizar la prueba conforme a las reglas establecidas en el anexo de la presente resolución.
– Listado de las desviaciones respecto del procedimiento de prueba y auditoría establecido en el anexo de esta resolución y ajustes necesarios para el cumplimiento de los requisitos establecidos.
– Concepto donde se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si la información reportada a la fecha por el cogenerador de acuerdo con el artículo 5º de la Resolución 005 de 2010 cumple con los requisitos del artículo 7º de la Resolución CREG 107 de 1998 modificado por el artículo 4º de la Resolución 005 de 2010 y, por tanto, puede ser empleada para la actividad de seguimiento señalada en el artículo 7º de la misma resolución;
c) Plazo de ejecución: el cogenerador deberá contratar la realización de la auditoría y la firma auditora realizar la revisión documental dentro de las ocho (8) semanas siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.
a) Condiciones: la segunda etapa de la auditoría y pruebas, se realizará una vez se hayan corregido todas las desviaciones detectadas durante la revisión documental y el cogenerador haya presentado el método de corrección de la información reportada a la firma auditora para su validación;
– Cálculo del rendimiento eléctrico equivalente, así como la producción mínima de energía eléctrica y térmica de acuerdo con lo establecido en el artículo 2º de la Resolución CREG 005 de 2010.
– Concepto en el que se establezca, expresamente y sin ambigüedades, si el método de corrección definido por el cogenerador para la información reportada en cumplimiento con el artículo 5º de la Resolución 005 de 2010 permite que esta pueda ser empleada para el seguimiento señalado en el artículo 7º de la misma resolución en caso de que este sea necesario;
c) (Modificado).* Plazo de ejecución: la segunda etapa de la auditoría se debe realizar dentro de las dieciocho (18) semanas siguientes a la finalización del periodo para contratación y ejecución de la revisión documental.
*(Nota: Modificado por la Resolución 144 de 2011 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
PAR. 1º—Si el cogenerador se encuentra aislado del SIN, o por requerimientos de seguridad y confiabilidad del SIN, o por aplicación del Decreto 880 de 2007 o aquel que lo modifique o sustituya, no puede ser despachado en ningún periodo, se procederá por parte del CND a cancelar la prueba y a establecer la nueva fecha de ejecución de la misma.
PAR. 2º—La información reportada hasta la fecha de la prueba de acuerdo con el artículo 5º de la Resolución 005 de 2010 podrá ser corregida y reportada al CND, por una sola vez y dentro de las dos (2) semanas siguientes al envío de la certificación del cumplimiento de los parámetros exigidos en los artículos 2º y 3º de la Resolución CREG 005 de 2010 al CND y a la CREG de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 005 de 2010.
ART. 2º—Adición al artículo 5º de la Resolución CREG 005 de 2010. Se adiciona el siguiente literal al artículo 5º de la Resolución CREG 005 de 2010:
ART. 3º—Adición al artículo 6º de la Resolución CREG 005 de 2010. Se adiciona el siguiente parágrafo al artículo 6º de la Resolución CREG 005 de 2010:
ART. 4º—Adición al artículo 7º de la Resolución CREG 005 de 2010. Se adiciona el siguiente parágrafo al artículo 7º de la Resolución CREG 005 de 2010:
“PAR. 2º—La pérdida de calidad de cogeneración del proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica en los términos de este artículo, será considerada como una causal para la cancelación del registro de la frontera comercial respectiva, de que trata el artículo 3º de la Resolución CREG 006 de 2003 o aquella que la modifique o sustituya.
Para el efecto, corresponderá al ASIC cancelar la frontera comercial”.
La prueba para determinar el rendimiento eléctrico equivalente, REE, y la producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso de cogeneración, se debe realizar de acuerdo con las reglas establecidas en este anexo.
Como resultado de esta prueba se deberán obtener los valores del rendimiento eléctrico equivalente, REE, y la producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso.
Rendimiento eléctrico equivalente, REE: corresponde a la relación entre la energía primaria del combustible, la energía eléctrica y el calor útil, tal como está definido en el literal a) del artículo 2º de la Resolución CREG 005 de 2010.
Energía eléctrica, EE: producción total bruta de energía eléctrica en el proceso, expresada en kWh. Por consiguiente, incluye tanto la energía eléctrica usada en el proceso productivo propio como los excedentes entregados a terceros.
Energía primaria del combustible, EP: energía primaria del combustible consumido por el proceso, expresada en kWh, y calculada empleando el poder calorífico inferior del combustible.
Calor útil, CU: es la energía térmica obtenida como resultado de un proceso de cogeneración, destinada al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales.
Producción mínima de energía eléctrica y térmica en el proceso: es la menor proporción aceptada a los cogeneradores, según la Resolución CREG 005 de 2010, entre la energía térmica o energía eléctrica producidas en un proceso de cogeneración y la energía total (eléctrica más térmica) producida en el mismo proceso de cogeneración, expresada en porcentaje [%] con aproximación a un (1) decimal.
De acuerdo con el parágrafo 2º del artículo 2º de la Resolución CREG 005 de 2010, para los cálculos señalados en los literales a) y b) de dicho artículo solo se podrá considerar como energía térmica el calor útil.
Laboratorio de pruebas y ensayo acreditado: laboratorio que posee la competencia e idoneidad necesarias para llevar a cabo en forma general la determinación de las características, aptitud o funcionamiento de materiales o productos y que ha sido reconocido por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC, la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, de Colombia o la autoridad competente.
Combustible: es la fuente de energía primaria del proceso de cogeneración. La Resolución CREG 005 de 2010 señala los tipos de combustible usados en la cogeneración:
Poder calorífico inferior o neto (Low Heating Value, LHV): es la cantidad de energía transferida como calor en la reacción de combustión pero el agua que se forma en la combustión y la inherente del combustible permanecen en la fase de vapor. Para calcular el rendimiento eléctrico equivalente, REE, se considerará el poder calorífico inferior, LHV, del combustible.
Poder calorífico superior o bruto (High Heating Value, HHV): es la cantidad de energía transferida como calor en la reacción de combustión donde todos los productos de combustión son enfriados a 600 ºF y el agua producto de la reacción ha sido condensada.
– Recuperador de calor de un proceso con turbina de vapor.
Generador de vapor convencional:
– Turbina de vapor a contrapresión sin condensación.
– Turbina de vapor a contrapresión y condensación.
– Turbina con extracción de vapor a y condensación.
– Turbina de gas con caldera de recuperación de calor.
– Turbina de gas en ciclo combinado con turbina de vapor.
– Turbina de gas para secado de productos.
– Motor de combustión con recuperación de calor.
Las mediciones realizadas en las plantas de cogeneración que proveen los datos para el cálculo del REE y la producción mínima de energía eléctrica y térmica deberán garantizar la exactitud y trazabilidad de las medidas. Las mediciones expresadas en sistemas de unidades diferentes al sistema internacional de unidades, SI, tendrán en cuenta las equivalencias de las unidades que se establecen en este anexo.
1 kgf/cm2 =14,2233 psig
ºC = 0,5555 x (ºF - 32)
Los medidores de flujo de gas natural utilizados para las pruebas deberán cumplir con el margen de error del 1% establecido en el reglamento único de transporte, RUT, de gas natural por redes aprobado mediante la Resolución CREG 071 de 1999 y demás normas que la modifican o complementan. Desde la fecha de calibración de los instrumentos de medición de flujo de gas hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por el transportador de gas natural, su delegado, o una firma debidamente acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios.
Las plantas y/o unidades que operan con combustible líquido deberán tener medidores con una exactitud al menos de 0,5%. Desde la fecha de calibración de los contadores de combustible líquido hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios, por el fabricante o por su representante.
Las centrales que no cuenten con equipos alimentadores harán la medición en la báscula instalada en la banda transportadora que alimenta las tolvas del combustible, siguiendo el procedimiento establecido en este anexo. Desde la fecha de expedición del acta o certificado de calibración de la báscula hasta el momento de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para expedir este tipo de certificados.
La temperatura ambiente y la presión barométrica se medirán con instrumentos que tengan una exactitud dentro del rango de ± 1,0%. Los instrumentos portátiles deberán estar situados, durante el periodo de la prueba, en un sitio a la sombra y en cercanías del tanque de agua de reposición del ciclo térmico. Para aquellas plantas que tengan instalado el sistema de medición que cumpla con los requerimientos de precisión podrán ser utilizados sus registros para las pruebas.
Desde la fecha de expedición del acta o certificado de calibración de los instrumentos de medición hasta el momento de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para expedir este tipo de certificados.
Las mediciones para determinar los caudales de los fluidos transportadores de calor: vapor, agua, líquidos térmicos, gases, etc., deberán tener una exactitud de 2,0%; las presiones y temperaturas, deberán tener una exactitud de 1,0%, y se realizarán en tantos puntos cuantos sean necesarios para el cálculo del calor útil total suministrado al proceso. Desde la fecha de calibración de estos medidores hasta el momento de realización de la prueba, no podrán haber transcurrido más de doce (12) meses. El acta o certificado de calibración deberá ser expedido por una entidad acreditada con capacidad para prestar este tipo de servicios, el fabricante o su representante.
En caso de que no existan laboratorios con un procedimiento de calibración acreditado, se podrá emplear las mejores prácticas de ingeniería para la calibración de los instrumentos de medición con el fin de garantizar los límites establecidos. El procedimiento empleado deberá ser presentado y aprobado durante la primera etapa de la auditoría y pruebas por la firma auditora.
a) Indicación de todos los puntos de mediciones de entrada y de entrega de combustibles a todos los procesos que demanden combustible, con la identificación de la línea de suministro de combustibles al proceso de cogeneración;
b) Identificación de los distribuidores y líneas de vapor a presiones diferentes para diferenciar el calor útil del proceso de cogeneración del suministro de otra energía térmica del proceso industrial;
c) Líneas de vapor desde calderas a turbinas, con todos los puntos de medición de entrega de vapor;
d) Líneas de vapor de las extracciones de la(s) turbina(s) de vapor, con indicación los equipos y/o distribuidores a los cuales se alimenta con este vapor, con las mediciones correspondientes;
e) Líneas de agua de alimentación, retornos de condensado y de reposición del ciclo;
a) Características de la instrumentación instalada para medición de cantidades de combustible, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación;
b) Características de la instrumentación instalada para medición de caudales, presiones y temperaturas de vapor, de agua y/o de otros medios de transporte de energía térmica, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación;
c) Características de la instrumentación instalada para medición de energía eléctrica, indicando en el diagrama su ubicación y etiqueta de identificación.
a) Cuando la planta no disponga de medida se deberá presentar el método de cálculo de energía primaria de cogeneración si el combustible principal no es exclusivo para el proceso de cogeneración;
En las centrales que realicen quema alternada o combinada de combustible, la prueba deberá realizarse a máxima capacidad con su combustible principal para cogeneración.
En el caso de plantas que requieran de la quema simultánea de combustibles para su operación, podrán emplear estos para la prueba.
Las lecturas acumuladas de cada una de las variables medidas, tanto iniciales como finales, deben realizarse de forma simultánea.
a) Se medirá la energía eléctrica de cogeneración en bornes del generador, utilizando los instrumentos propios de la planta. Esta energía se medirá haciendo la diferencia entre las lecturas inicial y final del contador de la unidad;
b) Se medirá el consumo de combustibles registrados durante la prueba haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes, según el combustible utilizado. Esta medición del combustible consumido en el periodo de la prueba se efectuará en pies cúbicos para el gas y galones, kilogramos, metros cúbicos o libras para combustibles líquidos y será la utilizada para los cálculos;
a) Poder calorífico volumétrico ideal y real, bruto y neto (HHV y LHV), para el caso del gas natural;
b) Poder calorífico bruto (HHV) del combustible líquido;
c) Poder calorífico neto (LHV) calculado a partir del bruto y del contenido de hidrógeno, del combustible líquido;
En caso de no disponer de los dos métodos anteriores, se podrán realizar balances de masas y energía, siempre y cuando la determinación de las cantidades globales de entrada de combustible provenga de equipos de pesaje con calibración vigente. El procedimiento que se aplique debe previamente ser sometido a conocimiento y aprobación del auditor;
c) Se medirá el suministro de calor útil en el fluido transportador de calor durante la prueba (vapor, agua, aceite térmico, etc.), haciendo la diferencia entre las lecturas acumuladas iniciales y finales en los medidores correspondientes. Estas lecturas se deben complementar con las de lecturas de presiones y temperaturas en los puntos de control.
a) Al inicio de la prueba se determinará el nivel de referencia de las tolvas;
b) Durante el transcurso de la prueba se alimentan periódicamente las tolvas, regresando cada vez el nivel original que tenían al comenzar la prueba, haciendo simultáneamente el pesaje, mediante la báscula instalada en la banda transportadora;
Mientras se implementan las facilidades para la toma de muestras en las plantas que no cuenten con ellas, se deberá tomar al menos dos (2) muestras (al iniciar y al finalizar la prueba) en el sistema de transporte de combustible, antes de las tolvas alimentadoras o del equipo que haga sus veces. El procedimiento que se aplique deberá ser sometido previamente a conocimiento y aprobación del auditor.
a) Análisis próximo;
b) Análisis último;
c) Poder calorífico bruto y neto (HHV y LHV)

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