Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/Indice01/Resoluci%C3%B3n-1998-CREG070-98
Timestamp: 2018-11-14 12:01:35
Document Index: 411293572

Matched Legal Cases: ['artículo 3', 'Artículo 23', 'Artículo 1715', 'ARTÍCULO 1', 'ARTÍCULO 2', 'Artículo 67', 'Artículo 3', 'Artículo 18', 'Artículo 16', 'Artículo 2', 'Artículo 56', 'Artículo 5', 'Artículo 25', 'Artículo 137', 'Artículo 136', 'Artículo 137', 'Artículo 137', 'Artículo 2', 'Artículo 36']

D893DFFEA93E1EA30525785A007A6245 Resolución - 1998 - CREG070-98
(Mayo 28 de 1998)
- Modificada por la Resolución 16 de 2007, publicada en el Diario oficial No. 46.583 de 27 de marzo de 2007, "Por la cual se modifica parcialmente la Resolución CREG 024 de 2005 que establece las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a la Distribución de Energía Eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional"
8. Modificada por la Resolución 24 de 2005, publicada en el Diario Oficial No. 45.904 de 10 de mayo de 2005, "Por la cual se modifican las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de distribución de energía eléctrica"
6. Modificada por la Resolución CREG-101 de 2001, publicada en el Diario Oficial No. 44.520, de 15 de agosto de 2001, "por medio de la cual se aclaran las normas técnicas aplicables al Alumbrado Público establecidas en el capítulo 8 del Anexo General de la Resolución CREG-070 de 1998"
5. Modificada por la Relosución CREG-96 de 2000, publicada en el Diario Oficial No. 44.263, del 19 de diciembre de 2000" Por la cual se dictan normas relacionadas con el Período de Transición de que trata el Reglamento de distribución de Energía Eléctrica y se complementan algunas disposiciones de esas resoluciones".
4. Modificada por la Resolución CREG - 089 de 1999, "Por la cual se dictan normas relacionadas con el Período de Transición de que trata el Reglamento de distribución de Energía Eléctrica (Resolución CREG-070 de 1998 y 025 de 1999), y se complementan algunas disposiciones de esas resoluciones", publicada en el Diario Oficial No. 43.835, del 30 de diciembre de 1999.
3. Modificada por la Relosución CREG - 025 de 1999, " Por la cual se establecen los Indicadores de Calidad DES y FES para el año 1 del Período de Transición de que trata el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica (Resolución CREG-070 de 1998), y se modifican algunas normas de esa misma resolución."
2. La Resolución 132 de 1998, "Por la cual se modifica el plazo para la presentación de los planes de reestructuración exigidos a varias empresas del sector eléctrico y el plazo para la evaluación de dichos planes por parte de la CREG en su artículo 3 establece que modifica la presente Resolución "... en cuanto a los plazos previstos para la presentación y evaluación de los planes de reestructuración de las empresas a que se refiere esta resolución".
1. Modificada por la Relosución CREG - 117 de 1998, "Por la cual se modifica el numeral 5.5.1 y se aclara el numeral 4.4.2.3 de la resolución CREG-070 de 1998
Concordancia : Resolución-CREG089-99-.
Resolución-CREG089-99
Aclarada parcialmente : Resolución CREG 101-01
Sobre.el.Mismo.Tema.Ver : Resolución-CREG080-99
Resolución-CREG043-2000
Resolución-CREG058-2000
Resolución-CREG074-2000
Resolución-CREG096-2000
Que, de conformidad con el Artículo 23, Literal i, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional;
Que de acuerdo con el Artículo 1715 del Código Civil, la compensación opera por el solo ministerio de la ley y aún sin conocimiento de los deudores;
Que las empresas en la actualidad requieren de un proceso de transición, de manera que se adapten a los criterios de calidad, y confiabilidad a los hace referencia el presente Reglamento;
Que se hace necesario la expedición de normas que establezcan la responsabilidades y derechos tanto de las empresas de distribución de energía eléctrica, así como de los usuarios;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión del 28 de mayo de 1998 estudió y adoptó el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica;
ARTÍCULO 1o.	Adoptar el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica contenido en el Anexo General de la presente Resolución, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.
ARTÍCULO 2o.	La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.
Publicada en el Diario Oficial No. 43.318 de junio 10 de 1998
Dada en Santa Fe de Bogotá, D.C., el día 28 de Mayo de 1998
2.	PRINCIPIOS Y ÁMBITO DE APLICACIÓN DEL REGLAMENTO
3.	PLAN DE EXPANSIÓN
3.1	OBJETIVO
3.2	RESPONSABILIDAD POR LA EXPANSIÓN DE LOS STR’S Y/O SDL’S
3.3	CRITERIOS PARA DESARROLLAR LA PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS OR’S.
3.4	PROCEDIMIENTOS Y METODOLOGÍAS
4.	CONDICIONES DE CONEXIÓN
4.2	CRITERIOS TÉCNICOS DE DISEÑO
4.3	ESPECIFICACIONES DE DISEÑO
4.4	PROCEDIMIENTO PARA LA CONEXIÓN DE CARGAS
4.5	PROCEDIMIENTO PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN
5.	OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DE DISTRIBUCIÓN LOCAL
5.1	OBJETIVO
5.2	PLANEAMIENTO OPERATIVO
5.3	SUPERVISIÓN OPERATIVA
5.4	MANEJO OPERATIVO DE CARGA
5.5	INFORMACIÓN OPERACIONAL
6.	CALIDAD DEL SERVICIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DE DISTRIBUCIÓN LOCAL
6.1	OBJETIVO
6.2	CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA
6.3	CALIDAD DEL SERVICIO PRESTADO
6.4	REGISTRO DE INTERRUPCIONES
6.5	VIGILANCIA DE LA CALIDAD
7.	MEDIDA
7.2	FRONTERAS COMERCIALES
7.3	CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
7.4	ACCESO A LOS EQUIPOS DE MEDIDA
7.5	REGISTRO, PRUEBAS Y SELLADO DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
7.6	REVISIONES DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
8.	ALUMBRADO PÚBLICO
8.1	OBJETIVO
8.2	NORMAS APLICABLES
9.	PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN LOCAL
9.1	PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS STR Y/O SDL
9.2	NUEVOS OR´s
9.3	DERECHO A LA PROPIEDAD DE ACTIVOS DE UN STR Y/O SDL
9.4	VENTA DE ACTIVOS
10.	MODIFICACIONES Y ACTUALIZACIONES DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS
10.1	OBJETIVO
10.2	ACTUALIZACIÓN DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN
10.3	SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS Y SITUACIONES NO PREVISTAS
RD-1	SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
RD-2 NORMAS OPERATIVAS PARA CONSIGNACIÓN DE CIRCUITOS
De esta manera, aquí se definen y hacen operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía eléctrica, se establecen procedimientos para la planeación, operación y expansión de los Sistemas de Transmisión Regional (STR´s) y los Sistemas de Distribución Local (SDL´s), y se definen normas para el diseño y ejecución del plan de inversiones y conexiones al sistema, entre otros. Adicionalmente, se definen y establecen criterios y procedimientos para la medición de los consumos, para la prestación del servicio de Alumbrado Público y para las remuneraciones asociadas con la propiedad de activos.
Centro Nacional de Despacho (CND). Es la dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional.
El Centro también está encargado de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.
Centro Regional de Despacho (CRD). Es un centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobra de esas instalaciones con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con el fin de asegurar una operación segura y confiable del Sistema Interconectado Nacional.
CIE. Commission International d’ Eclairage.
Consejo Nacional de Operación (CNO). Es el organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento.
Nivel IV:	Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 62 kV
Nivel III:	Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 kV
Nivel II:	Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV
Nivel I:	Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV
Planta Menor. Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva inferior a 20 MW. Se excluyen de esta definición los Autogeneradores o Cogeneradores.
Punto de Conexión. Es el punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario está conectado a un STR y/o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las partes.
Reglamento de Operación. Conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del SIN y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El reglamento de operación comprende varios documentos que se organizarán de acuerdo con los temas propios del funcionamiento del SIN.
Sistema Interconectado Nacional (SIN). Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre si: las plantas y equipos de generación, la red de intercone-xión nacional, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los Usuarios.
Sistema de Transmisión Regional (STR) Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; Conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local.
Transmisor Nacional (TN). Persona que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.
Transmisor Regional (TR). Persona que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Transmisión Regional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.
Usuario. Persona que utilice o pretenda utilizar, o esté conectado o pretenda conectarse a un STR o SDL.
2.1	PRINCIPIOS Y ALCANCE DEL REGLAMENTO
El Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica se desarrolla con base en los principios de eficiencia, calidad y neutralidad de la prestación del servicio de Energía Eléctrica establecidos por las Leyes 142 y 143 de 1994. En cumplimiento de tales principios, la presente Resolución establece criterios para la planeación, expansión y operación de los STR’s y/o SDL’s y determina los procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes Usuarios de tales Sistemas y sus correspondientes operadores.
·	Establecer criterios y procedimientos para la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento de los STR´s y/o SDL´s, de acuerdo con los diferentes niveles de tensión existentes en el país.
·	Establecer los principios y procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes Usuarios de los STR´s y/o SDL´s y sus correspondientes operadores.
·	Definir criterios para el planeamiento y operación eficiente de los STR’s y/o SDL’s que faciliten la competencia en la Generación y Comercialización de electricidad.
·	Establecer criterios para el diseño y ejecución del plan de inversiones de los OR’s, con el fin de garantizar la confiabilidad, seguridad y economía de los STR’s y/o SDL’s.
·	Establecer criterios y procedimientos para la ejecución y operación de las conexiones de los Usuarios de los STR´s y/o SDL´s.
·	Establecer los criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR’s, con el propósito de dar garantías mínimas en estos aspectos a los Usuarios conectados al STR y/o SDL del OR respectivo.
·	Definir criterios generales relacionados con la medición de los consumos de energía eléctrica.
·	Establecer las características técnicas de la prestación del servicio de Alumbrado Público.
·	Definir criterios y remuneraciones para la propiedad de activos.
2.2	Ámbito de aplicación del REGLAMENTO
·	Operadores de Red (OR’s) en los STR´s y/o SDL´s .
·	Comercializadores y Usuarios de los STR´s y/o SDL´s.
·	Generadores, Plantas Menores, Cogeneradores y Autogeneradores conectados directamente a los STR´s y/o SDL’s.
·	Responsables del servicio de Alumbrado Público.
Los objetivos básicos de este capítulo son los siguientes:
·	Fijar los criterios para asegurar la expansión y los niveles de cobertura de los STR´s y/o SDL´s.
·	Establecer las obligaciones de los Operadores de Red (OR´s), en lo relacionado con la expansión eficiente, económica y confiable de los STR´s y/o SDL´s.
·	Precisar el alcance de las competencias de la Nación y las demás entidades territoriales, para celebrar contratos de concesión, en aquellos eventos en los cuales el OR no esté obligado a ejecutar la expansión de la red y la ampliación de la cobertura.
·	Definir los procedimientos para el intercambio de información entre los OR´s y entre estos y los Usuarios.
3.2	RESPONSABILIDAD POR LA EXPANSIÓN DE LOS STR´S Y/O SDL´S
3.2.1 NIVELES DE COBERTURA Y PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LOS STR´S Y/O SDL´S
De acuerdo con el Artículo 67.2 de la Ley 142 de 1994, le compete al Ministerio de Minas y Energía elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio público de energía eléctrica, en el que se determinen las inversiones públicas que deben realizarse, y las privadas que deben estimularse.
De igual manera, con base en el numeral f del Artículo 3 de la Ley 143 de 1994, le corresponde al Estado alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos agentes públicos y privados que presten el servicio.
En desarrollo del Artículo 18 de la Ley 143 y teniendo en cuenta lo establecido en el Literal c del Artículo 16 de la misma Ley, le corresponde a la UPME elaborar y actualizar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de Desarrollo.
En el caso de los STR´s y/o SDL´s, el Plan de Expansión definido por la UPME deberá incorporar como criterio los niveles de cobertura previstos en el Plan Nacional de Desarrollo.
3.2.2	RESPONSABILIDAD DEL OR EN LA PLANEACIÓN DE SU SISTEMA
3.2.3	RESPONSABILIDAD POR LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DEL OR
Si el OR incumple con la ejecución de un proyecto previsto en su Plan de Inversión (Ver Artículo 2o de la Resolución CREG 005 de 1996), el proyecto correspondiente podrá ser desarrollado por el Usuario interesado o por un tercero, de acuerdo con lo establecido en el Capítulo 9 de la presente Resolución.
3.2.4	RESPONSABILIDAD POR LA EJECUCIÓN DE PROYECTOS INCLUIDOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LOS STR´S Y/O SDL´S, PERO NO INCLUIDOS EN LOS PLANES DE EXPANSIÓN DE LOS OR´S
En caso de que los Planes de Expansión de los OR´s, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR´s y/o SDL´s, pero exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, éste podrá ejecutar las obras correspondientes que serán remuneradas de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo 9 de la presente Resolución.
Del mismo modo, en caso de que los Planes de Expansión de los OR´s, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR´s y/o SDL´s y sólo en aquellos eventos en los cuales como resultado de la libre iniciativa de los distintos agentes económicos, no exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, se dará cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 56 de la Ley 143 de 1994, relacionado con contratos de concesión.
·	En el caso de redes de transmisión entre regiones (STR´s), le corresponde al Departamento.
·	En el caso de redes de distribución de electricidad (SDL´s), le corresponde al Municipio.
3.3	Criterios para desarrollar la planeación de lA EXPANSIÓN DE LOS OR´S
En cumplimiento de los principios establecidos en el presente Reglamento de Distribución, la planeación debe ser desarrollada con base en los siguientes criterios:
·	Atención de la Demanda. La planeación de la expansión deberá estar soportada en proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto.
·	Adaptabilidad. Los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.
·	Flexibilidad del Plan de Expansión. El Plan de Expansión de un OR, en su ejecución, puede experimentar modificaciones. El OR podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que por la dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente aprobado por la UPME.
·	Viabilidad Ambiental. Los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad ambiental vigente.
·	Normas y Permisos. Las obras de expansión requeridas deben cumplir con las normas pertinentes previstas por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes.
·	Eficiencia Económica. Los Planes de Expansión e inversiones deberán considerar la minimización de costos.
·	Calidad y Continuidad en el Suministro. Los planes de inversión deberán asegurar los indicadores de calidad que reglamenta la presente Resolución y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación, modernización e inventario de repuestos, entre otros.
·	Coordinación con el SIN. Teniendo en cuenta que la operación y expansión de los STR’s y/o SDL’s deben ser coordinadas con el resto del Sistema Interconectado Nacional, el OR deberá planear su Sistema considerando los planes de expansión en transmisión y generación elaborados anualmente por la UPME.
Para el cumplimiento de los criterios definidos, el OR deberá mantener información técnica actualizada sobre el Sistema que opera. Los elementos requeridos como información básica se relacionan en los numerales 1.1 y 1.2 del Anexo RD-1 de la presente Resolución.
3.4.1	HORIZONTES DE PLANEACIÓN
·	Corto plazo: un (1) año.
Es un período de carácter operativo, durante el cual el OR simula la operación y el funcionamiento de su Sistema y además realiza el ajuste de las alternativas de expansión planteadas.
·	Mediano plazo: cinco (5) años.
·	Largo plazo: diez (10) años.
Es un período de carácter estratégico, en el cual el OR determina en forma global la expansión de su Sistema, según las tendencias de crecimiento de la demanda de sus Usuarios.
3.4.2	IDENTIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS
Para definir el Plan de Expansión, el OR deberá considerar varias alternativas siguiendo lineamientos técnicos y económicos que le permitan jerarquizarlas dentro del proceso de selección.
La selección del Plan deberá estar basada en evaluaciones técnicas, económicas y financiera. La alternativa seleccionada deberá ser la de mínimo costo, incluyendo inversiones, costos de operación y mantenimiento y pérdidas, y deberá ser la alternativa que cumpla con la calidad del servicio definida para el Sistema.
3.4.3	INVENTARIOS Y COSTOS.
Los OR´s deberán llevar un registro claro y preciso del trazado de las Redes de sus Sistemas, utilizando preferiblemente planos digitalizados.
3.4.4	DIVULGACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN
Los Usuarios tienen derecho a conocer los Planes de Expansión de los Sistemas de los OR´s. Para tal efecto el OR deberá tener disponible esta información para quien la requiera.
·	Proporcionar un conjunto de requisitos técnicos mínimos y de procedimientos para la planeación, diseño, construcción y puesta en servicio de las conexiones a la red, aplicable tanto a Usuarios existentes como futuros.
·	Garantizar que las normas básicas para conexión a un STR y/o SDL sean las mismas para todos los Usuarios dentro del área de servicio del respectivo OR y para todos los OR’s del país.
·	Asegurar que todos los OR´s y los Usuarios cumplan con las obligaciones, según lo dispuesto en este Reglamento y demás normas complementarias.
·	Establecer las obligaciones del OR y de los Usuarios, para ejecutar los estudios necesarios con relación a las modificaciones y refuerzos requeridos para una nueva conexión, para modificar una existente y para suscribir contratos de conexión.
Las normas técnicas exigidas por los OR´s a sus Usuarios, no podrán contravenir las normas técnicas nacionales vigentes o en su defecto las normas técnicas internacionales. Así mismo, los OR´s no podrán discriminar o exceptuar a ningún Usuario en el cumplimiento de dichas normas.
4.2.1	OBRAS DE INFRAESTRUCTURA
4.2.2	Distorsión de las Ondas
Para limitar los efectos de las distorsiones en la forma de las ondas de tensión y de corriente de los STR’s y/o SDL’s, el contenido de armónicos de los equipos de los Usuarios conectadas en los niveles de tensión I, II, III y IV deberán cumplir con lo establecido en la Norma IEEE 519/92 o aquella que la modifique o sustituya.
4.2.3	niveles de corriente de falla
La capacidad de corriente de falla nominal de los equipos que se vayan a conectar a un STR’s y/o SDL’s, deberá ser superior al nivel máximo de corriente de falla calculado en el punto de conexión.
4.2.4	compensación de consumos de energía reactiva
Cuando las características del equipo que conectará un Usuario lo amerite, éste deberá suministrar al OR la información pertinente. Debido a que la conexión de bancos de condensadores y reactores conectados en los niveles de tensión II, III y IV puede afectar la operación del STR y/o SDL, estas conexiones deberán ser aprobadas por los OR´s, a quienes se deberán suministrar las características técnicas de las inductancias y capacitancias que se conectarán. Cuando el OR lo requiera, se le deberá también suministrar las características técnicas de la inductancia y la capacitancia de las redes del Usuario.
·	Verificar que el equipo de control y maniobra del Sistema del OR esté dimensionado en forma adecuada.
·	Comprobar que el funcionamiento del STR y/o SDL que opera el OR no se afectará.
4.3.1	Especificación de equipos, redes aéreas y subterráneas
Las especificaciones de diseño, fabricación, prueba e instalación de equipos para los STR’s y/o SDL’s, incluyendo los requisitos de calidad, deberán cumplir con las partes aplicables de una cualquiera de las normas técnicas nacionales o en su defecto de las internacionales que regulan esta materia.
El equipo a ser instalado en el STR y/o SDL debe ser el apropiado para que opere dentro de la frecuencia y el rango de tensión establecidos para el SIN, así como para soportar las corrientes de falla en el punto de conexión. Adicionalmente, el dispositivo de protección deberá tener la capacidad de conducir e interrumpir la corriente de falla. Los OR´s están en la obligación de suministrar los detalles técnicos del Sistema al cual se hará la conexión.
4.3.2	PUESTA A TIERRA
La puesta a tierra de los STR’s y/o SDL’s deberá ser diseñada siguiendo la metodología de cálculo de la Norma IEEE 80 y la Guía IEEE C6292.4 o aquellas que las modifiquen o sustituyan.
El valor de la resistencia de la puesta a tierra del STR y/o SDL, deberá ser establecido claramente por el OR de acuerdo con las características resistivas del terreno, de los tiempos de despeje de falla adoptados, y de los voltajes de contacto y de paso, los cuales no deben ser superiores a los valores indicados por el NESC y cada sistema de un Usuario deberá adaptarse a esta exigencia. Las especificaciones de los equipos asociados deberán ser aptas para soportar las tensiones y corrientes resultantes como consecuencia del método y valor de la resistencia de la puesta a tierra utilizados por el OR y el Usuario.
4.3.3	PROTECCIONES
4.4.1	SOLICITUD DE FACTIBILIDAD DEL SERVICIO Y PUNTOS DE CONEXIÓN
El OR está en la obligación de ofrecer al Usuario un punto de conexión factible a su Sistema cuando éste lo solicite y garantizará el libre acceso a la red. Para tal efecto, el Usuario deberá informar sobre la localización del inmueble, la potencia máxima requerida y el tipo de carga.
Los procedimientos para la aprobación de una solicitud de conexión por parte del OR, se diferencian según el tipo de conexión: cargas que no implican la expansión de la red del STR y/o SDL, y cargas que implican la expansión de dichos sistemas.
Cuando la conexión de un inmueble o una Unidad Inmobiliaria Cerrada sólo requiera de la construcción de la Acometida y/o Activo de Conexión, el procedimiento a seguir será:
NIVEL I:	El Usuario deberá presentar los planos eléctricos del inmueble y de la Acometida hasta el punto de conexión definido en la etapa de factibilidad y las características de la demanda. Si la solicitud está relacionada con la modificación de una conexión existente, el Usuario deberá presentar los planos eléctricos de la conexión existente y los nuevos planos con la modificación requerida.
NIVEL II, III y IV:	Para solicitar una conexión nueva o la modificación de una existente, el Usuario deberá presentar la información pertinente dependiendo de la complejidad de la conexión (Ver Anexo RD-1; numeral 1.3).
Cuando la conexión de un inmueble o una Unidad Inmobiliaria Cerrada requiera, además de la construcción de la Acometida, la construcción de Redes de Uso General, el OR será responsable por el diseño de tales redes. La información a suministrar por parte del Usuario es la descrita en el numeral 4.4.2.1.
NIVELES I y II:	Los proyectos deberán ser realizados y firmados por un ingeniero con matrícula profesional vigente o un técnico electricista.
NIVELES III y IV:	Los proyectos deberán ser realizados y firmados por un ingeniero electricista, que deberá tener matrícula profesional vigente.
4.4.3	PLAZOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA APROBACIÓN O IMPROBACIÓN DE LAS SOLICITUDES DE CONEXIÓN POR PARTE DEL OR.
Para Nivel I:	Siete (7) días hábiles
Para Nivel II:	Quince (15) días hábiles
Para Nivel III:	Quince (15) días hábiles
Para Nivel IV:	Veinte (20) días hábiles
La aprobación del proyecto por parte del OR no exonera de responsabilidad al diseñador por errores ú omisiones que afecten el STR y/o SDL en el cual opera el OR.
4.4.4	EJECUCIÓN DE LAS OBRAS DE CONEXIÓN
Las instalaciones internas son responsabilidad de los Usuarios y deberán cumplir las condiciones técnicas que aseguren que las mismas no afecten la seguridad del STR y/o SDL, ni de otros Usuarios.
Las Redes de Uso General que se requieran para la conexión del Usuario son responsabilidad del OR. No obstante, en el caso en que el OR presente limitaciones de tipo financiero que le impidan la ejecución de las obras con la oportunidad requerida por el Usuario, tales obras podrán ser realizadas por el Usuario; en este caso, se aplicará lo dispuesto en al Capítulo 9 del presente Reglamento.
En el caso de nuevas Redes de Uso General realizadas por el Usuario, éste deberá presentar ante el OR un instrumento financiero que garantice el cumplimiento de las normas técnicas establecidas en este Reglamento, por un monto igual al veinte por ciento (20%) de las obras y por un período de cinco (5) años a partir de la puesta en servicio de los activos correspondientes.
4.4.5	CONTRATO DE CONEXCIÓN
De acuerdo con las disposiciones establecidas en el numeral 4.4.4, cuando el OR asuma la ejecución de las obras de conexión de un Usuario, o cuando se requieran Redes de Uso General para la conexión de un Usuario, antes de la iniciación de las obras, deberá suscribir un contrato de conexión con el Usuario, el cual se regirá en lo que aplique por lo dispuesto en la Resolución CREG 025 de 1995 y demás normas que la modifiquen o sustituyan.
4.4.6	PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN
Previo a la puesta en servicio de una conexión, el OR deberá verificar que la Acometida y, en general, todos los equipos que hacen parte de la conexión del Usuario, cumplan con las normas técnicas exigibles. Así mismo, deberá verificar que la operación de los equipos de los Usuarios no deteriorarán la calidad de la potencia suministrada a los demás Usuarios.
El OR podrá exigir previa sustentación, el cumplimiento de un procedimiento de homologación y/o los protocolos de pruebas de los diferentes equipos a instalar por un nuevo Usuario, o por la ampliación de la capacidad de un Usuario existente.
Previo a la puesta en servicio de la conexión, el Usuario, en los casos en que haya más de un Comercializador ofreciendo servicios en ese mercado, informará al OR, sobre el nombre del Comercializador que ha seleccionado para que le suministre el servicio.
En el caso de Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores o Cogeneradores que proyecten conectarse directamente a un STR y/o SDL, el procedimiento para la conexión se rige en lo que aplique a lo dispuesto en las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 030 de 1996 y demás normas que las modifiquen o sustituyan.
Todo Generador, Planta Menor, Autogenerador o Cogenerador que pretenda conectarse directamente a un STR y/o SDL, o modificar una conexión existente, deberá presentar ante el OR la información relacionada en el numeral 1.4 del Anexo RD-1 de la presente Resolución.
4.5.2	OTROS REQUISITOS PARA SOLICITAR LA APROBACIÓN DE UNA CONEXIÓN
Los proyectos deberán ser realizados por un ingeniero electricista con matrícula profesional vigente o una firma de ingeniería especializada en el tema.
En la solicitud que presente ante el OR, el Generador, Planta Menor, Autogenerador o Cogenerador deberá anexar copia de las licencias, permisos y requisitos legales aplicables al tipo de conexión que sean exigidos por las autoridades competentes.
El OR tendrá un plazo máximo de cuarenta y cinco (45) días hábiles para aprobar o improbar una solicitud de conexión o la modificación de una conexión existente.
Se aplica lo establecido en el numeral 4.4.4 de la presente Resolución.
4.5.5	CONTRATO DE CONEXIÓN
Los contratos de conexión se regirán en lo que aplique por lo dispuesto en las Resoluciones CREG 025 de 1995 y CREG 030 de 1996, y demás normas que las modifiquen o sustituyan.
4.5.6	PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN
4.5.6.1	Pruebas
Para las pruebas de puesta en servicio de una estación generadora se aplicarán las siguientes normas: a) ANSI-IEEE 492, para hidrogeneradores, b) IEC-41, para turbinas hidráulicas, c) ASME PTC 23, para turbinas a gas, d) ASME para equipos mecánicos, e) API para instrumentación y f) ASTM para tuberías y materiales.
El OR exigirá al propietario de la conexión y/o la Unidad Generadora un programa de pruebas para la puesta en servicio, a fin de someterlo a su aprobación, de modo que estas puedan ser coordinadas con el STR y/o SDL o con el Sistema de Transmisión Nacional si es del caso.
4.5.6.2	Coordinación de Protecciones
Tanto los Generadores, Plantas Menores, Autogeneradores o Cogeneradores como el OR están en la obligación de cumplir con las siguientes disposiciones, las cuales deberán ser consideradas durante la puesta en servicio y en la fase de operación:
a)	Las Protecciones de las Unidades de Generación conectadas directamente al STR y/o SDL, deben cumplir con los tiempos de despeje fijados para fallas en el respectivo Sistema.
b)	El ajuste de la(s) protección(es) eléctricas o los valores de operación no deben ser cambiados sin la autorización expresa del OR.
c)	Para la protección de la Unidad Generadora, será necesario coordinar cualquier política de recierre especificada por el OR.
d)	Las protecciones eléctricas de una Unidad Generadora, deberán actuar cuando se presente sobrecargas de secuencia negativa.
e)	La protecciones eléctricas de las Unidades Generadoras deberán estar ajustadas para situaciones de deslastre automático de carga por baja frecuencia y/o baja tensión.
f)	Toda Unidad Generadora deberá poseer un equipo de protección que la desconecte de la red del OR, en el momento en que se produzca una apertura por maniobra automática o manual del interruptor del circuito del STR y/o SDL.
g)	La Unidad Generadora deberá contar con un sistema de detección de tensión a fin de no permitir el cierre del interruptor de interconexión cuando el circuito del OR esté desenergizado.
Los estudios y la coordinación de las protecciones eléctricas son responsabilidad del propietario de la Unidad Generadora que se conecte.
4.5.6.3	Requisitos para la Operación y Puesta en Servicio
Todas las Unidades Generadoras deben cumplir con las siguientes disposiciones:
a)	La puesta en servicio de una Unidad Generadora no debe producir sobrecargas en los elementos de la red.
b)	El operador de la Unidad Generadora será exclusivamente responsable por la sincronización de su Unidad o subestación de potencia en el momento de su entrada en operación. En todo caso cualquier sincronización deberá coordinarse con el Centro de Control respectivo.
c)	Una Unidad de Generación debe operar dentro del rango de frecuencia del SIN y no debe deformar las ondas de tensión y corriente del STR y/o SDL.
d)	El control de voltaje de la Unidad Generadora se hará en coordinación con el respectivo Centro de Control.
e)	El proceso de entrada en operación de una Unidad Generadora deberá coordinarse con el Centro de Control correspondiente.
5.	OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCIÓN LOCAL
Proporcionar las regulaciones necesarias para asegurar el funcionamiento seguro, confiable y económico del SIN en general y de los STR´s y/o SDL´s en particular. Tales regulaciones incluyen el planeamiento operativo y la adecuada coordinación entre los diferentes Agentes.
Para buscar la operación segura, confiable y económica del Sistema Interconectado Nacional, los OR’s deben suministrar al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes, de acuerdo con los horizontes de planeamiento operativo allí estipulados. Para tal fin, los OR´s deben acogerse a los procedimientos que les sean aplicables y que estén contenidos en el Código de Redes.
Los OR´s están obligados a cumplir con las instrucciones operativas que emita el Centro de Control respectivo o el CND. Igualmente, están obligados a cumplir con la supervisión operativa en tiempo real que defina el CND y acatar aquellas pruebas que sea necesario realizar en su Sistema, ya sea que estas pruebas estén reglamentadas o que sean definidas por el Consejo Nacional de Operación.
Para garantizar lo anterior, los OR´s permitirán que en sus equipos y predios se instalen los elementos necesarios para la supervisión, control y medida por parte de los respectivos Centros de Control.
Para asegurar que el STR y/o SDL sea operado en forma segura, confiable y económica, y cumpla con los estándares de calidad establecidos en la presente Resolución, los OR’s podrán efectuar pruebas con el fin de supervisar tanto las cargas como las Unidades de Generación conectadas a sus Sistemas.
En condiciones normales de Operación el OR debe coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras en los equipos de su STR y/o SDL.
5.4.2.	EN CONDICIONES DE CONTINGENCIA
Cuando se presente un evento que afecte total o parcialmente el SIN, el OR deberá coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras correspondientes.
Cuando las etapas de desconexión automática se agoten o existan problemas de baja tensión que comprometan la estabilidad del sistema de potencia, los OR’s deberán efectuar, por instrucciones del Centro de Control respectivo, desconexiones manuales de carga, mediante esquemas que cada OR haya predeterminado de común acuerdo con los Comercializadores que operen utilizando sus redes.
5.4.3	EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO
Ante situaciones de racionamiento de emergencia o programado, el OR se regirá en un todo por las disposiciones establecidas en el Estatuto de Racionamiento.
5.5.1	INFORMACIÓN SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS – MANUAL DE OPERACIÓN
El Consejo Nacional de Operación, en un plazo no superior a tres (3) meses a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, determinará un Manual de Operación Tipo para que se aplique en todas las empresas. Dicho Manual deberá contener, como mínimo, los procedimientos operativos detallados en materia de: coordinación, supervisión y control del Sistema del OR, ejecución de maniobras, mantenimientos, seguridad industrial y demás prácticas que garanticen el óptimo desempeño de los STR’s y/o SDL’s.
Con independencia del plazo fijado para el CNO, los OR’s tendrán un plazo máximo de seis (6) meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución para expedir el Manual de Operación de su Sistema, el cual será de conocimiento público.
Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan los aspectos a incluir en el Manual de Operación, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima.
5.5.2	SISTEMA DE INFORMACIÓN TOPOLÓGICO
Los OR’s deberán mantener un Sistema de Información Topológico con la configuración detallada de su red, el cual debe permanecer actualizado. Preferiblemente el Sistema de Información Topológico deberá desarrollarse con tecnología digital.
5.5.3	INFORMACIÓN SOBRE OCURRENCIA DE EVENTOS
5.5.3.1	Reportes de Eventos No Programados
El OR deberá efectuar reportes ante la ocurrencia de Eventos No Programados. El reporte debe contener como mínimo:
·	Descripción del Evento
·	Secuencia del Evento (horas, minutos, segundos y milisegundos).
·	Demanda no Atendida
·	Análisis de Protecciones
·	Análisis del Evento
§	Condiciones de Prefalla
§	Análisis Eléctrico
·	Conclusiones y Recomendaciones
5.5.3.2	Reporte de Eventos Programados
Cuando un Evento Programado afecte a los Usuarios de un STR y/o SDL, el OR deberá informarlo por un medio de comunicación masivo con cuarenta y ocho (48) horas de anticipación a la ocurrencia del Evento, indicando la hora del inicio y la duración.
5.5.3.3	Estadísticas de Eventos
Los reportes de los Eventos deberán ser almacenados en forma magnética durante un periodo no inferior a tres (3) años. La base de datos correspondiente deberá estar disponible en el momento que lo soliciten las autoridades competentes.
El OR deberá, antes de finalizar el primer trimestre de cada año, efectuar informes y diagnósticos anuales sobre su desempeño operativo. Estos diagnósticos e informes serán agregados por los Centros de Control respectivos y presentados al CND, quien publicará un informe anual sobre esta materia.
6. CALIDAD DEL SERVICIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMICIÓN REGIONAL Y/O DISTRIBUCION LOCAL
·	Establecer criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR´s, con el propósito de dar garantías mínimas en estos aspectos a los Usuarios conectados al STR y/o SDL.
·	Definir indicadores mínimos de calidad del servicio que prestan los OR’s.
·	Establecer criterios de responsabilidad y compensación por la calidad del servicio prestado por los OR’s.
El OR es el responsable por la calidad de la potencia y del servicio suministrado a los Usuarios conectados a su Sistema. De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 5° de la Resolución CREG 108 de 1997: “Cuando la actividad de comercialización de electricidad o de gas por red de ductos, sea realizada por una empresa diferente de la que desarrolla la actividad de distribución, el contrato de servicios públicos será ofrecido por la empresa comercializadora. A su vez, las obligaciones que adquiera esta empresa con sus suscriptores o usuarios, en lo relacionado con la actividad de distribución, deberán estar respaldadas por parte de la empresa comercializadora, mediante contrato con la respectiva empresa distribuidora”.
La calidad de la potencia entregada por un OR, se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente.
6.2.1 ESTANDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA
Los siguientes indicadores miden la calidad de la potencia suministrada por un OR:
La frecuencia nominal del SIN es 60 Hz y su rango de variación de operación está entre 59.8 y 60.2 Hz en condiciones normales de operación. El OR y los Usuarios deben tener en cuenta que en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento, la frecuencia puede oscilar entre 57.5 y 63.0 Hz por un período de tiempo de quince (15) segundos, en concordancia con lo establecido en los numerales 2.2.5 y 5.1 del Código de Operación incluido en el Código de Redes (Resolución CREG 025 de 1995).
Son el contenido de ondas con frecuencias que son múltiplos de la frecuencia normal de suministro (60 Hz) y son el resultado de cargas no lineales en el STR y/o SDL. Tanto el OR como los Usuarios conectados a su red deberán cumplir con la norma IEEE 519 - [1992] o la que la modifique o sustituya.
Mide las variaciones de tensión causadas fundamentalmente por cargas tales como hornos de arco, acerías y otros equipos de gran consumo, que usualmente se traducen en la distorsión de la onda de tensión. El OR deberá garantizar que sus Usuarios cumplan con la norma IEEE-519 [1992] o la que la modifique o sustituya.
El factor de potencia mínimo permisible es el establecido en el Artículo 25 de la Resolución CREG 108 de 1997 o posteriores que la modifiquen o sustituyan.
6.2.1.5	Transitorios Electromagnéticos Rápidos y Fluctuaciones de Tensión
Es todo fenómeno que origine distorsiones transitorias de las ondas de tensión y corriente respecto a su forma y frecuencia permisibles.
6.2.2	PLAZOS PARA CORREGIR LAS DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA
El OR tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles para corregir las deficiencias en la Calidad de la Potencia Suministrada de acuerdo con lo establecido en los numerales 6.2.1.1 al 6.2.1.5 de la presente Resolución.
Cuando las deficiencias se deban a la carga de un Usuario conectado al STR y/o SDL, el OR, como responsable de la Calidad de la Potencia, le dará un plazo de treinta (30) días hábiles al Usuario para la solución del problema. En este caso, sí transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR debe desconectar al Usuario respectivo, informando a la SSPD con dos (2) días hábiles de anticipación al corte.
6.2.3	INSTRUMENTOS FINANCIEROS PARA GARANTIA DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA
El OR deberá constituir un instrumento financiero que ampare a los Usuarios conectados a su Sistema en los Niveles de Tensión II, III y IV, por daños y perjuicios que se causen por el incumplimiento de los estándares de la calidad de la potencia suministrada. El cubrimiento de tal instrumento será determinado de conformidad con lo establecido en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.
Dicho instrumento deberá estar vigente antes de finalizar los seis (6) primeros meses de la entrada en vigencia de la presente Resolución. El valor o fondo del instrumento deberá ser igual, como mínimo, al cinco por ciento (5%) de los ingresos del OR del año inmediatamente anterior. Para nuevos OR´s este valor será igual al cinco por ciento (5%) de los ingresos proyectados para el año respectivo.
La anterior disposición no exonera de responsabilidad a los OR’s por los daños y perjuicios que le puedan causar a los Usuarios no amparados por este instrumento financiero.
Sin perjuicio de lo anterior, cuando quiera que un Usuario se vea perjudicado por una acción u omisión del OR, deberá interponer el reclamo ante la empresa, quién deberá responder dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la fecha de su recibo. El OR podrá asumir de manera directa la indemnización a que haya lugar, cuando considere que existen fundamentos suficientes, o remitir el reclamo a la entidad financiera que estuviere garantizando los daños y perjuicios, de la manera como se determina en el presente artículo.
6.2.4	INFORMACIÓN SOBRE LA CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA
Todo OR debe contar con equipos que permitan monitorear los estándares de Calidad de la Potencia Suministrada. Así mismo, deberá mantener disponible en medio magnético la información que permita verificar el cumplimiento de dichos estándares.
En esta sección se presentan los indicadores para la medición de la confiabilidad del servicio y se establecen definiciones únicas de esos indicadores.
6.3.1 Clasificación de las interrupciones del servicio de energía
6.3.1.1	De acuerdo con la Duración de la Interrupción
Teniendo en cuenta la duración de las interrupciones, éstas se clasifican así:
·	Instantáneas: Son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es inferior o igual a un (1) minuto.
·	Transitorias: Son aquellas suspensiones del servicio cuya duración es superior a un (1) minuto y menor o igual a cinco (5) minutos.
·	Temporales: Son aquellas suspensiones del servicio de energía cuya duración es mayor a cinco (5) minutos.
·	Interrupciones Instantáneas.
·	Interrupciones por racionamiento de emergencia o programadas del sistema eléctrico nacional debidas a insuficiencia en la generación nacional o por otros Eventos en Generación y en el STN, siempre y cuando así hayan sido definidas por el CND.
·	Interrupciones por seguridad ciudadana y solicitadas por organismos de socorro o autoridades competentes.
·	Suspensiones o cortes del servicio por incumplimiento del contrato de servicios públicos.MODIFICADO: RESOLUCION CREG-089/99, art. 1.
6.3.1.2	De acuerdo con el Origen
Teniendo en cuenta el origen de las interrupciones éstas se clasifican así:
·	No Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos No Programados.
·	Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos Programados.
6.3.2	INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVIO PRESTADO
Los indicadores de Calidad del Servicio Prestado, así como los Valores a Compensar establecidos en el numeral 6.3.4 de este Reglamento, se calcularán mensualmente. Los Indicadores son los siguientes:
6.3.2.1	Indicadores para el Período de Transición
Numeral.modificado : Resolución-CREG025-99-Art:1
Durante el período de transición establecido en el numeral 6.3.3, la Calidad del Servicio Prestado se medirá a nivel de Circuito con base en los siguientes Indicadores:
a)	Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio (DES)
Es el tiempo total, medido sobre los últimos doce (12) meses, en que el servicio es interrumpido en un Circuito. Los OR´s deben calcular el Indicador DESc mensualmente para cada Circuito, de acuerdo con la siguiente expresión:
i:	Interrupción i–ésima.
t(i):	Tiempo en horas de la interrupción i–ésima.
NTI:	Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el Circuito durante los últimos doce (12) meses.
b)	Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio (FES)
c)	Indicadores de Seguimiento de la Calidad del Servicio Prestado
Los OR´s, para efectos estadísticos y de diagnóstico, realizarán un seguimiento de Calidad Media del Servicio Prestado por nivel de tensión, de acuerdo con las siguientes fórmulas:
DESn:	Tiempo promedio por Usuario, en horas, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.
FESn:	Frecuencia promedio por Usuario, de las interrupciones del servicio en el nivel de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.
NT:	Número Total de Interrupciones que ocurrieron en el nivel de tensión n, durante los últimos doce (12) meses.
Ua(i):	Número Total de Usuarios afectados por la Interrupción i-ésima en el nivel de tensión n.
Un(i):	Número Total de Usuarios en el nivel de tensión n, en el momento de la Interrupción i-ésima.
6.3.2.2	Indicadores Definitivos
Una vez finalizado el período de transición establecido en el numeral 6.3.3, la Calidad del Servicio Prestado se medirá a nivel de Usuario individual con base en los siguientes Indicadores:
a)	Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio
DESj= Duración acumulada en horas, de las interrupciones durante los últimos doce (12) meses para el Usuario j.
b)	Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio
FESj=	Número acumulado de las interrupciones durante los últimos doce (12) meses para el Usuario j.
6.3.3 VALORES MÁXIMOS ADMISIBLES DE LOS INDICADORES Y PERÍODO DE TRANSICIÓN
Numeral.modificado : Resolución-CREG025-99-Art:2
Los Valores Máximos Admisibles para los indicadores DESc y FESc durante el Período de Transición de tres (3) años son los siguientes:
Año 1: Período comprendido entre el 1o de Enero y el 31 de Diciembre del año 2000.
Año 2: Período comprendido entre el 1o de Enero y el 31 de Diciembre del año 2001.
Año 3: Período comprendido entre el 1o de Enero y el 31 de Diciembre del año 2002.
No obstante lo anterior, los Usuarios individuales tienen derecho a solicitar al OR límites inferiores a los aquí establecidos, siempre y cuando asuman los mayores costos que conlleve esa reducción.
6.3.4	INCUMPLIMIENTO DE LOS INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO PRESTADO
De acuerdo con lo establecido en el Artículo 136 de la Ley 142 de 1994, existe falla en la prestación del servicio cuando se incumpla cualquiera de los Indicadores DES y FES. En este caso, dará lugar a la aplicación del Artículo 137 de la Ley 142 de 1994 mientras se estén incumpliendo los Valores Máximos Admisibles.
6.3.4.1	Período de Transición
Numeral.modificado : Resolución-CREG025-99-Art:3
El valor a compensar a los Usuarios afectados durante el Período de Transición se determinará de acuerdo con las siguientes fórmulas:
VCDc = [ (DESc-HCDc) - VMDESc] x CR x DPc
VMDESc: Valor Máximo Admisible para el Indicador DES de acuerdo con lo dispuesto en la Tabla del Numeral 6.3.3.
VCFc = [ (FESc-HCFc) – VMFESc] x [DESc/FESc] x CR x DPc
VCFc:	Valor a Compensar por el Incumplimiento del Indicador FES del Circuito c.
FESc:	Indicador FES registrado para el Circuito c.
VMFESc: Valor Máximo Admisible para el Indicador FES de acuerdo con lo dispuesto en la Tabla del Numeral 6.3.3.
El Comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Usuarios afectados que no presenten mora en sus pagos, a prorrata de sus consumos, en la siguiente factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos Usuarios. El Comercializador descontará los valores compensados a los Usuarios del siguiente pago que tenga que hacerle al OR por el uso de su Sistema.
Los valores compensados a los Usuarios, los Indicadores de Calidad calculados y los Valores Máximos Admisibles, a nivel de Circuito ó de Usuario según el caso, deberán ser discriminados por el Comercializador en la factura por el servicio.
6.3.4.2	Período Definitivo
El valor a compensar a cada Usuario afectado, una vez concluya el Período de Transición, se determinará de acuerdo con las siguientes fórmulas:
VCDj = [ (DESj-HCDj) – VMDES] x CR x [CPMj/730]
VCDj :	Valor a Compensar por el Incumplimiento del Indicador DES del Usuario j.
DESj :	Indicador DES registrado para el Usuario j.
HCDj : Horas efectivamente compensadas por incumplimiento del Indicador DES al Usuario j, durante los últimos doce meses.
VMDES:	Valor Máximo Admisible para el Indicador DES de acuerdo con lo dispuesto en el Numeral 6.3.3.
CR : Costo del Primer Escalón de la Función de Racionamiento (Definido por la UPME) actualizado al mes respectivo.
CPMj :	Consumo Promedio Mensual del Usuario j, calculado con base en los consumos de los seis (6) meses anteriores al Incumplimiento.
VCFj = [ (FESj-HCFj) – VMFES] x [DESj/FESj] x CR x [CPMj/730]
VCFj : Valor a Compensar por el Incumplimiento del Indicador FES del Usuario j.
HCFj : Frecuencia de interrupciones efectivamente compensadas por incumplimiento del Indicador FES al Usuario j, durante los últimos doce meses.
VMFES :	Valor Máximo Admisible para el Indicador FES de acuerdo con lo dispuesto en el Numeral 6.3.3.
FESj : Indicador FES registrado para el Usuario j.
6.3.5 CONDICIONES DURANTE EL PERÍODO DE TRANSICIÓN
Numeral.modificado : Resolución-CREG025-99-Art:4
Para el cálculo de los Indicadores DES y FES por Circuito, los tiempos de duración y el número de interrupciones de cada Circuito, comenzarán a acumularse a partir del 1o de Enero del año 1999. Así mismo, deberán reportar trimestralmente los valores acumulados a la SSPD y conservar registros en medio magnético por un período no inferior a tres (3) años.
Antes de finalizar el primer año de la entrada en vigencia de la presente Resolución, la CREG establecerá los Valores Máximos Admisibles de los Indicadores DES y FES aplicables para los años 1 y 2 del Período de Transición, para cada OR, con base en un estudio que se realizará para tales efectos. Así mismo, como resultado de dicho estudio, se podrán establecer, para los años 1, 2 y 3, esquemas de Indicadores DES y FES por empresas y niveles de tensión, valores a compensar por niveles de tensión, metodologías de estimación de las compensaciones y reducir los Valores Máximos Admisibles que se aplicarán para el tercer año, entre otros.
Una vez definidos los valores DES y FES por parte de la CREG, para el Período de Transición, los OR deberán compensar a los Usuarios por el incumplimiento de los Valores Máximos Admisibles, a partir del 1o de Enero del año 2000, sin perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.
Todas las interrupciones de Circuitos en niveles II, III y IV deberán ser registradas en las subestaciones del OR. Las interrupciones de transformadores de distribución y de Circuitos de nivel I se contabilizarán a partir del momento en que sea detectada por el OR, o que un Usuario afectado de aviso al OR respectivo. En caso de controversia entre el OR y los Usuarios, la carga de la prueba será a cargo del OR.
La vigilancia de la calidad la realizarán los propios Usuarios y la SSPD, cuando los Usuarios soliciten su intervención, o de oficio.
Establecer las condiciones generales relacionadas con la medida entre los Usuarios y las empresas Comercializadoras y/o OR´s.
7.2.	FROTERAS COMERCIALES
El equipo de medida para un punto de conexión debe colocarse de tal forma que el punto de medición esté lo más cerca posible del punto de conexión, considerando aspectos económicos y de seguridad de la instalación.
Para efectos tarifarios, un Usuario pertenece al nivel de tensión al cual está conectado el equipo de medida. Cuando un Usuario se conecte al Sistema del OR mediante un transformador dedicado, tiene la opción de conectar su equipo de medida en el nivel de alta tensión del transformador y ser considerado Usuario del nivel correspondiente. En este caso el Usuario debe cumplir con las normas aplicables y es, además, responsable del mantenimiento del transformador y de las instalaciones y equipos de desconexión en el lado de baja tensión.
7.3.1	REQUISITOS GENERALES DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
Los medidores podrán ser monofásicos, bifásicos o trífasicos de acuerdo con la conexión a la red.
Los medidores de energía activa y reactiva, lo mismo que los transformadores de corriente y tensión, se ajustarán a las siguientes normas técnicas colombianas vigentes, o aquellas que las modifiquen o sustituyan, o las normas internacionales correspondientes:
·	Medidores de Energía Activa: Los medidores de energía activa, tipo inducción y clase 0.5, 1.0 y 2.0, deben cumplir con la norma NTC 2288. Los medidores de energía activa de estado sólido y clase 0.2S y 0.5S deben cumplir con la norma NTC 2147. Los medidores de energía activa de estado sólido y clase 1.0 y 2.0 deben cumplir con la norma NTC 4052.
·	Medidores de Energía Reactiva: Los medidores de energía reactiva, tipo inducción y clase 3.0, deben cumplir con la norma NTC 2148. Los medidores de energía reactiva de estado sólido deben cumplir con la norma IEC correspondiente.
·	Indicadores de Demanda Máxima: Los indicadores de demanda máxima, clase 1.0, previstos para operar como accesorios de medidores de energía activa o reactiva, se regirán por la norma NTC 2233.
·	Transformadores de Medida: Los transformadores de corriente y tensión para usarlos con instrumentos de medida deberán ser especificados para el ambiente donde se van a instalar, indicando temperatura ambiente máxima y mínima, altitud, tipo de instalación (interior o exterior), ambiente (limpio o contaminado). Los transformadores de medida deberán usar valores normalizados de corriente y tensión y deberán cumplir con las normas NTC 2205 y NTC 2207 respectivamente y someterse a los ensayos de rutina y especiales conforme a las mismas normas.
7.3.2 PRECISIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
Los medidores de energía activa, reactiva y transformadores de medida deben cumplir, como mínimo, con la precisión que se presenta en la siguiente Tabla:
Energía Anual (MWh) por punto de medida
Clase Mínima Aceptada para los Componentes
0.5 CT/PT
300 < E < 2,000
1.0 CT/PT
E < 300
2.0 Medidor Wh
E = Energía Activa
CT = Transformador de Corriente
PT	= Transformador de Tensión
7.3.3	APLICACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
Sin perjuicio de lo dispuesto en la Resolución CREG 199 de 1997, las Características Técnicas aquí adoptadas serán exigibles para todo equipo de medida que se instale a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, así como para toda reposición o reemplazo que se efectúe de los equipos de medida existentes.
Para efectos de la lectura de los medidores, tienen acceso a los equipos de medida el Usuario, el o los Comercializadores que lo atienden y el OR del STR y/o SDL respectivo.
El OR tiene derecho a acceder a la información, ya sea por lectura directa o por consulta directa a la base de datos de registros del Comercializador, para poder facturar los Cargos por Uso de su STR y/o SDL.
7.5.1 PROCEDIMIENTO DE REGISTRO
El Usuario es libre de adquirir el equipo de medida en el mercado, siempre y cuando el equipo cumpla con las Características Técnicas establecidas en el presente Capítulo.
El equipo de medida debe ser registrado ante el Comercializador correspondiente, indicando: fabricante, características técnicas, números de serie, modelo y tipo de los diversos componentes.
7.5.2 PRUEBAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
Antes de su instalación en el punto de medición, el equipo de medida deberá ser revisado, calibrado y programado por el Comercializador o un tercero debidamente acreditado ante la autoridad nacional competente. El OR tiene derecho a estar presente en esta calibración o exigir el protocolo de pruebas correspondiente.
7.5.3	SELLADO DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA
Los equipos de medida deberán instalarse en una caja de seguridad ú otro dispositivo similar que asegure que el equipo de medida esté protegido contra interferencias.
·	Suministrar e instalar sellos o sistemas similares y mantener el registro correspondiente, para detectar las interferencias sobre el equipo.
·	Proveer la señalización adecuada para evitar interferencias inadvertidas.
El Comercializador puede hacer pruebas rutinarias al equipo de medida, por iniciativa propia, o por petición del OR o del Usuario, para verificar su estado y funcionamiento.
En el evento en que el equipo de medida no esté dando las medidas correctas, el Comercializador notificará al Usuario afectado y establecerá un plazo para la calibración, reparación o reposición del equipo defectuoso. El plazo establecido no podrá ser inferior a siete (7) días hábiles, ni superior a treinta (30) días hábiles. Si el Usuario no calibra, repara, o reemplaza el equipo en el plazo estipulado, el Comercializador procederá a realizar la acción correspondiente a costa del Usuario.
Establecer las características técnicas de la prestación del servicio de Alumbrado Público.
El Alumbrado Público deberá cumplir con la norma NTC 900 o aquella que la reemplace o modifique, o en su defecto con una cualquiera de las siguientes normas internacionales: CIE 115, CIE 30-2 (TC-42); IES RP-8; IES LM-50.
En túneles deberá cumplir con una cualquiera de las siguientes normas: CIE-88, British Standard Code of Practice CP-1004 Part 7/71.
Aclarado por : Resolución CREG 101-01 Artículo 2
9.1 PROPIEDAD DE ACTIVOS DE LOS STR Y/O SDL
Cuando una persona sea propietaria de Redes de Uso General dentro de un STR y/o SDL tendrá las siguientes opciones:
·	Convertirse en un OR.
·	Conservar su propiedad y ser remunerado por el OR que los use.
·	Venderlos.
9.2 NUEVOS OR´s
9.2.1 SOLICITUD DE CARGOS POR USO
Todo nuevo OR, deberá presentar un estudio a la CREG en el cual se justifiquen los Cargos por Uso que pretende cobrar por la utilización de sus activos en el STR y/o SDL respectivo. Este estudio debe seguir la metodología establecida en la Resolución CREG 099 de 1997 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
9.2.2 APROBACION DE LOS CARGOS POR USO
Analizado el estudio, la CREG aprobará los cargos del nuevo OR. Para el caso especial de OR’s que tengan activos en varios STR’s y/o SDL’s localizados en diversas zonas geográficas no colindantes entre sí, deberán solicitar Cargos por Uso separados para cada uno de ellos.
9.2.3 DERECHO AL COBRO DE CARGOS POR USO DE LOS STR’s Y/O SDL’s.
Sin perjuicio de las facultades de imposición de servidumbres en cabeza de la CREG, un OR no podrá remunerarse mediante Cargos por Uso hasta tanto la CREG no le haya aprobado los cargos correspondientes. En todo caso, los Cargos por Uso siempre serán recaudados por los Comercializadores y pagados a los OR’s respectivos de acuerdo con lo que haya aprobado la CREG.
9.2.4 CARGOS POR USO QUE SE DEBEN COBRAR A LOS USUARIOS DE UN STR Y/O SDL.
Los Cargos por Uso que se deben cobrar a los Usuarios conectados a un STR y/o SDL corresponden a los que apruebe o haya aprobado la CREG para el respectivo Sistema, independientemente del número de OR’s que presten servicio en ese Sistema.
9.2.5 VIGENCIA DE LOS CARGOS POR USO.
De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 099 de 1997, los Cargos por Uso que apruebe la CREG a los nuevos OR’s empezarán a regir desde la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG correspondiente y hasta el 31 de diciembre del año 2002. Vencido el período de vigencia de los Cargos por Uso que apruebe la CREG, continuarán rigiendo hasta tanto la CREG apruebe los nuevos.
9.3 DERECHO A LA PROPIEDAD DE ACTIVOS EN UN STR Y/O SDL
9.3.1 REMUNERACIÓN DE ACTIVOS DE TERCEROS.
= Anualidad Equivalente ($).
CMR =	Costo Medio Reconocido ($/kWh) en un nivel de tensión para un STR y/o SDL, actualizado de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 099 de 1997. Como los cargos o costos medios reconocidos son aprobados por la CREG en forma acumulada, el costo medio reconocido para un nivel de tensión particular se calcula como la diferencia entre el costo acumulado del nivel de tensión correspondiente y el inmediatamente superior.
CMMC =	Costo medio de la red o de un activo ($/ kWh) calculado con su máxima utilización y actualizado de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 099 de 1997. Por máxima utilización se entiende la potencia máxima que puede soportar la instalación.
d =	Consumo o flujo de energía que pasa a través del activo, registrado en el ultimo año o fracción de año (KWh).
La periodicidad de los pagos que efectúe el OR a un tercero podrá ser acordada entre las partes sin que tal periodicidad exceda a un año calendario. Los pagos se realizarán en proporción al tiempo en que estos activos han estado en operación.
9.3.2 REPOSICIÓN DE ACTIVOS DE TERCEROS
Cuando sea necesario realizar la reposición de Redes de terceros que sean de Uso General, la obligación en primera instancia es del propietario correspondiente. Si éste no hace la reposición oportunamente, el OR que está remunerando dicho activo deberá realizarla. En este caso, el OR ajustará la remuneración al tercero, de acuerdo con la reposición efectuada.
Un OR no podrá adquirir las obras de infraestructura construidas por un tercero a un precio inferior al valor presente de los pagos anuales a los que hubiera estado obligado a realizar si el tercero hubiera conservado la propiedad, de conformidad con lo establecido en el numeral 9.3.1 de esta Resolución.
·	Horizonte de Proyección. Es la vida útil remanente del activo calculado como la diferencia entre la vida útil establecida en la Resolución CREG 099 de 1997 o aquellas que la sustituyan o modifiquen y el tiempo de servicio del activo contado desde la fecha en que entró en operación.
·	Tasa de Descuento. Es la tasa reconocida por la CREG en la Resolución CREG 099 de 1997 o aquellas que la sustituyan o modifiquen.
·	Proyecciones de Demanda o Flujos de Potencia. Son las proyecciones de demanda de la infraestructura o los flujos proyectados por el activo del tercero, calculadas con la utilización esperada o con la potencia máxima según el caso.
El valor mínimo resultante entre el CMR y el CMMC de conformidad con lo establecido en el numeral 9.3.1 será la cifra a utilizar, por este concepto, para el horizonte de proyección.
10.	MODIFICACIONES Y ACTUALIZACIÓN DEL REGLAMENTO DE DISTRIBICIÓN Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS
Definir los procedimientos generales para modificar y/o actualizar el Reglamento de Distribución, y para resolver situaciones imprevistas y controversias.
10.2	ACTUALIZACIÓN DEL REGLAMENTO DE DISTRUBICIÓN
De acuerdo con lo establecido en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, corresponde al Consejo Nacional de Operación ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación, del cual forma parte la presente Resolución.
Cuando se presenten controversias sobre las disposiciones aquí establecidas, o situaciones no previstas, se seguirá el procedimiento establecido en el Anexo General de la Resolución CREG 025 de 1995, o demás normas que la modifiquen o sustituyan.
ANEXO RD-1. SISTEMAS DE INFORMACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
1.1	INFORMACIÓN SOBRE CARACTERÍSTICAS DE LA RED
Los OR’s deben tener información que comprenda un Inventario detallado de los componentes de su red. Este Inventario debe incluir información sobre:
1.1.1	GENERADORES
·	Localización.
·	Tipo de Generador (hidráulico, térmico).
·	Tipo de Combustible.
·	Propietario.
·	Nivel de Tensión del Punto de Conexión.
·	Capacidad Nominal.
·	Capacidad Efectiva.
·	Energía Firme.
·	Fecha de Entrada en Servicio.
·	Fecha de Pruebas.
1.1.2	SISTEMAS DE TRANSMICIÓN REGIONAL
En este caso, se tendrá información básica sobre:
1.1.2.1	Líneas de Transmisión Regional y/o Local
·	Nivel de Tensión.
·	Longitud de la Línea de Transmisión Regional y/o Local.
·	Subestaciones que interconecta.
·	Número de Circuitos.
·	Capacidad de Transporte en Operación Normal.
·	Capacidad de Transporte en Emergencia.
·	Diagrama Unifilar del Sistema de Transmisión Regional y/o Local.
·	Tipo y Calibre de Conductores.
·	Tipo de Estructura y Configuración.
·	Número y Tipo de Cable de Guarda.
·	Líneas con las que comparte estructuras.
·	Datos Eléctricos (Resistencia, Capacitancia e Inductancia).
·	Fecha de Puesta en Operación.
1.1.2.2	Subestaciones de Transmisión Regional
·	Tipo (Convencional o Encapsulada).
·	Capacidad Total.
·	Posibilidades de Ampliación.
·	Niveles de Tensión.
·	Configuración de Barrajes.
·	Número de Unidades de Transformación.
·	Descripción de Equipos de Patio.
·	Descripción de Tableros de Control, Protección y Medida.
·	Descripción de los Transformadores de Potencia.
·	Descripción de Equipos de Compensación.
·	Servicios Auxiliares (Tipo, Capacidad y Consumo).
·	Equipo de Comunicación, Tipo y sus Características.
·	Diagrama Unifilar de la Subestación.
·	Características del Sistema de Puesta a Tierra.
1.1.2.3	Subestaciones de Distribución Local
·	Tipo (Interior, Exterior, Encapsulada, Móvil)
1.1.2.4	Líneas de Distribución Primaria y Secundaria Aéreas
·	Longitud.
·	Capacidad de Transporte.
·	Tipo de Estructura.
·	Subestación a la cual está conectada.
·	Distancia Media entre Estructuras.
·	Configuración (No. Hilos, Cable de Guarda, Disposición.
·	Tipo, Material y Calibres de Conductor por Tramo.
·	Equipo Conectado (Localización y Características).
·	Sistema de Neutro (Aterrizado, Flotante).
1.1.2.5 Líneas de Distribución Primaria y Secundaria Subterráneas
·	Tipo, Material y Calibres de Cables por Tramo.
·	Características de la Canalización.
·	Distancia entre Cámaras.
1.2	INFORMACIÓN PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN
1.2.1	INFORMACIÓN PARA PROYECCIÓN DE DEMANDA
·	Composición de los Usuarios Existentes (Residencial, Comercial, Industrial).
·	Plan de Desarrollo Urbano y Rural.
·	Consumos Promedios de los Usuarios Existentes.
·	Consumos Potenciales Identificados.
·	Variables Demográficas.
·	Variables Económicas.
·	Pérdidas Estimadas de Energía.
·	Otras, según la Metodología de Proyección.
1.2.2	INFORMACION ADICIONAL PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN
·	Indicadores de Calidad.
·	Niveles de Cargabilidad de los Componentes del Sistema.
·	Costos Unitarios de los Componentes del Sistema.
·	Restricciones Operativas.
·	Estado de la Red.
·	Diagramas Unifilares.
·	Otras que se consideren necesarias para un óptimo Plan de Expansión.
1.3	INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE CARGA
a) Información Solicitudes de Conexión
·	Tipo de Carga (Industrial, Comercial).
·	Carga Total o Carga Adicional a Conectar.
·	Cargas Especiales.
·	Fecha de Entrada en Operación.
b)	Información para Aprobar o Improbar Conexiones
·	Diseños, Planos y Memorias de Cálculo de Líneas y Subestaciones.
·	Especificaciones y Características Técnicas de Líneas y Subestaciones.
·	Especificaciones y Características Técnicas de Equipos Asociados.
·	Rutas y Constitución de Servidumbres.
·	Licencias y Permisos.
c)	Información para Puesta en Servicio
·	Certificado de Aprobación del Punto de Conexión.
·	Protocolo de Pruebas de los Equipos a Conectar.
1.4	INFORMACIÓN SOBRE CONEXIONES DE GENERADORES
La Solicitud, Aprobación y Puesta en Servicio de una Conexión de Generación a un STR y/o SDL, deberá cumplir con lo dispuesto en la Resolución CREG-025 de 1995 y demás normas que la modifiquen o complementen, en lo que aplique.
1.5	INFORMACIÓN SOBRE CALIDAD DEL SERVICIO
Los OR´s deberán tener disponible la siguiente información para: Los Comercializadores que operen en la zona de influencia del STR y/o SDL respectivo, los Usuarios conectados al STR y/o SDL respectivo, los Organismos de Control y Vigilancia y demás autoridades competentes:
·	Codificación de Circuito.
·	Fecha y hora en que se inició la interrupción.
·	Número de transformadores afectados por la interrupción y capacidad instalada de los mismos.
·	Fecha y hora en que se restableció el servicio.
·	Causa de la interrupción.
·	Número de usuarios afectados por la interrupción del servicio.
·	Todas las Variables Independientes de los DES, FES y Valores a Compensar.
b)	Período Definitivo:
·	Codificación de Circuito y Usuario.
ANEXO RD-2. NORMAS OPERATIVAS PARA CONSIGNACIÓN DE CIRCUITOS
2.1	CONSIGNACIÓN UNICA
Se da cuando se ordena la apertura de un Circuito que estará a cargo de un sólo consignatario. La solicitud de la maniobra la realiza el consignatario. La orden de apertura del Circuito se dará desde el Centro de Control respectivo.
2.2 TRASLADO DE CONSIGNACIÓN.
Si el consignatario inicial del Circuito, por cualquier motivo, tiene que ser sustituido o se presenta la consignación agregada, debe llamar por radio al centro de operaciones donde tiene la consignación identificándose plenamente e identificando al nuevo consignatario; quien a su vez confirmará el recibo de ésta.El operador del Centro de Control respectivo registrará por escrito este cambio y aceptará solicitudes emitidas por este nuevo consignatario únicamente. Todas aquellas que provengan de otras personas o del Centro de Control respectivo o del anterior consignatario serán rechazadas.
2.3	CONSIGNACIÓN ESPECIAL
Si se están efectuando trabajos en un Circuito energizado y por emergencia del sistema se requiere abrir dicho Circuito para deslastrar carga, el permiso para esta maniobra debe ser tomado por el operario del Centro de Control respectivo e informar al personal que esté efectuando dichas labores.
2.4	OTRAS DISPOSICIONES
·	El control de las consignaciones se efectuará en el Centro de Control respectivo.
·	Cuando algún Circuito se abre al operar sus protecciones y no posee una consignación especial, será consignado exclusivamente al Centro de Control respectivo quien podrá efectuar el traslado de esta a la cuadrilla de daños que efectúe la reparación o al inspector de zona. Si se tiene una consignación en un Circuito desenergizado, se coordinará con el consignatario antes de proceder a efectuar cualquier maniobra de energización.
·	Solamente en casos de emergencia los operadores de las subestaciones tomarán la decisión de abrir Circuitos, e informarán inmediatamente al Centro de Control respectivo.
- Creg070-98.pdf
Ultima actualización: 21/03/2011 05:21:45 p.m.