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Timestamp: 2018-10-22 00:08:49+00:00

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﻿ RESOLUCIÓN 73 DE 1999
RESOLUCIÓN 73 DE 03 DE DICIEMBRE DE 1999
CONTENIDO:SERVICIO DE ENERGÍA. SE ESTABLECEN LAS BASES METODOLÓGICAS PARA LA IDENTIFICACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LAS RESTRICCIONES Y DE LAS GENERACIONES DE SEGURIDAD DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
REVISTA LEGISLACIÓN ECONÓMICA N°:1134 DE ENERO 15 DE 2000, PG.1781
RESOLUCIÓN 73 DE 1999
“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 SIN”.
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 Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante la Resolución CREG-024 de 1995, reglamentó los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional, a través de la cual previó un régimen transitorio de asignación de los costos de la generación fuera de mérito;
Área operativa. Conjunto de activos de transporte, recursos de generación y/o demanda, que para asegurar niveles de calidad y seguridad en más de una subárea operativa, presentan alguna restricción en la infraestructura del sistema de transmisión nacional, que exige generaciones forzadas en el área y/o limita los intercambios con el resto del STN. Las áreas deberán tener activos del STN no asociados con alguna de las subáreas contenidas en el área.
Restricción eléctrica. Limitación en el equipamiento del STN, o en los activos de conexión al STN, o de los STR’s y/o SDL’s, o de las interconexiones internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos.
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 éste último a la CREG, para su aprobación, los criterios aplicables para la definición de las subáreas y áreas operativas del SIN, así como para la modificación de las mismas.
ART. 6º—Estudios técnicos. lCND 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 a determinar por el CND. Los estudios técnicos deberán ser reproducibles por terceros y la información deberá estar disponible para estos efectos.
ART. 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 subáreas y áreas operativas (Ver num. 2º del anexo 2 de la presente resolución).
ART. 10.—Vigencia. La presente resolución deberá publicarse en el Diario Oficial. Las disposiciones que contiene entrarán a regir a partir del 30 de junio del año 2000. A partir de esta fecha deroga las normas que le sean contrarias, en especial las resoluciones CREG-051 de 1995 y CREG-031 de 1996.
A continuación se establecen los criterios y el algoritmo para el cálculo semanal de la disponibilidad esperada de activos de usos del STN y de los activos de conexión a este sistema:
1. Para los activos de conexión al STN y para los siguientes activos de uso del STN, se llevan estadísticas de eventos con una ventana de 8.760 horas. Sólo se excluyen de la estadística aquellos eventos que hayan tenido su origen en el programa anual de mantenimiento, en indisponibilidades programadas de activos debidas a trabajos de expansión de la red y en eventos de fuerza mayor.
2. Se agrupan los activos especificados en el numeral anterior en subsistemas eléctricos. Se define como subsistema eléctrico el conjunto de activos conectados físicamente entre sí, con disponibilidades interdependientes. Es decir, la indisponibilidad de uno de ellos, implica la indisponibilidad de los activos restantes que conforman el subsistema eléctrico. En otras palabras, la indisponibilidad de cualquiera de los activos que conforman el subsistema eléctrico, origina la misma magnitud y el mismo evento de racionamiento.
3. 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):
Subsistema (S) Evento Fecha y hora del evento (FEi) Duración del evento (DE )
Activoj i dd/mm/yyyy hh:mm Duración: hh:mm
4. Para los cálculos que se efectúan a continuación por subsistema, se considera un período móvil semanal de un año (8.760 horas). Se tiene entonces para este período:
(FI ): Fecha y hora de inicio del período.
(FF ): Fecha y hora de finalización del período.
Si se trata de un activo nuevo, que entre a formar parte de un subsistema existente, no se modifican las fechas (FI ) y (FF ) asignadas al respectivo subsistema.
5. 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 (FE1), coincide con la fecha de inicio del período, o si en la fecha de inicio del período alguno de los activos del subsistema está en medio de un evento, la fecha del primer evento será igual a la fecha de inicio del período (FEI = FI ).
• Si la fecha en que ocurrió el último evento (FEn), coincide con la fecha de finalización del período, o si la fecha en que ocurrió el último evento (FEn), es inferior a la fecha de finalización del período y el evento no ha terminado, se define .
• Si la fecha en que ocurrió el último evento (FEn ), es inferior a la fecha de finalización del período y el evento ya finalizó, se calcula:
DEn Duración del n-ésimo evento.
El tiempo entre fallas (T), para el primer evento del subsistema se calcula como:
El tiempo entre fallas (T), para los siguientes eventos del subsistema se calcula como:
El conjunto de eventos del subsistema, corresponde a la unión de los eventos registrados en cada uno de los activos que lo conforman.
6. Se asume que la variable tiempo entre fallas (T), sigue una distribución de probabilidad Weibull con parámetros a (parámetro de forma), (parámetro de escala) y c (parámetro de localización).
Cuando el subsistema presente tres o más eventos (n > 3) durante el período de análisis, la estimación de los parámetros se realiza aplicando el método de máxima verosimilitud y haciendo c = 0.
Cuando el subsistema presente menos de tres eventos (n < 3) durante el período de análisis, los parámetros se igualan a:
7. Con los parámetros estimados en el numeral anterior, se calcula la disponibilidad esperada del subsistema eléctrico (Do), 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 subárea y área operativa del sistema.
1. Cálculo de las generaciones de seguridad. Diariamente el CND realizará el siguiente proceso, para determinar las generaciones de seguridad y los límites de intercambio que definen el despacho programado.
Precios de ofertas.
Generación de seguridad solicitada por operadores de Red (ver literal b) del siguiente numeral)
Mantenimientos de equipos del STN y de equipos de STR’s a nivel IV;
b) Predespacho ideal
i Indexa a los generadores.
t Indexa las horas del día.
Pof Precio de oferta.
Q Disponibilidad declarada;
El CND establecerá las restricciones eléctricas y requerimientos de soporte de tensión sobre el predespacho ideal, teniendo en cuenta la generación de seguridad solicitada por los OR’s, para soporte de tensión en sus sistemas a niveles de voltaje inferiores al nivel IV 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, sin tener en cuenta las inflexibilidades de las unidades y/o plantas de generación y considerando las restricciones del SIN identificadas en el literal anterior, un predespacho programado tal que:
Q Disponibilidad declarada.
e) Despacho programado preliminar.
El CND encontrará para cada una de las veinticuatro (24) horas del despacho, tomando como dado el predespacho programado, un despacho programado preliminar tal que:
Para cada subárea y área operativa del SIN 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.
i: i-ésimo subsistema de la subárea o área operativa.
n: Número de subsistemas de la subárea o área operativa.
r: Racionamiento asociado al i-ésimo subsistema.
p: Probabilidad esperada de falla del i-ésimo subsistema.
2. Identificación de generaciones de seguridad. CND deberá identificar y considerar las siguientes generación de seguridad:
a) Para los análisis se debe considerar el servicio de regulación primaria de frecuencia (ver par. 1º del presente anexo);
b) Se debe determinar la generación forzada requerida por la existencia de restricciones en la infraestructura de los STR’s y/o SD L’s, o por requerimientos de soporte de reactivos en dichos sistemas.
Para la definición de la generación de seguridad asociada con restricciones eléctricas en la infraestructura de nivel IV de los STR’s y/o SDL’s, o requerimientos de soporte de reactivos en estos sistemas, se calculan los flujos de carga en estado estable del sistema, simulando la infraestructura de transporte disponible con tensión de operación igual o superior al nivel IV.
La generación de seguridad requerida por restricciones en la infraestructura de los STR’s y/o SDL’s, o requerimientos de soporte de reactivos en estos sistemas, con tensión de operación inferior al nivel IV, 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;
c) Se debe considerar la generación forzada requerida por restricciones en activos de interconexión internacional;
d) Se debe considerar la generación forzada requerida por consideraciones de soporte de reactivos o estabilidad del STN.
e) Se debe considerar la generación forzada requerida por exigencia adicional atribuible a una exportación internacional.
PAR. 1º—El CNO propondrá a la CREG, antes del 31 de marzo del año 2000, un esquema regulatorio que permita hacer uso efectivo de la obligación vigente de prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia, por parte de los generadores, en cada subárea y área operativa del SIN.
PAR. 2º—La necesidad de forzar generación por requerimiento de reactivos en desarrollo de lo establecido en los literales b) y d) arriba mencionados, debe determinarse luego de agotar las fuentes de suministro de reactivos disponibles, incluyendo las que provienen de generación despachada por seguridad de suministro.

References: RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 

RESOLUCIÓN 
 artículo 23
 Resolución 
 resolución