Source: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/7ef77a545ceb66680525785a007a6b88?OpenDocument
Timestamp: 2020-06-04 11:50:26
Document Index: 138600776

Matched Legal Cases: ['Artículo 73', 'Artículo 23', 'artículo 9', 'ARTÍCULO 1', 'ARTÍCULO 2', 'ARTÍCULO 3', 'Artículo 5', 'Artículo 5', 'ARTÍCULO 4', 'ARTÍCULO 5', 'Artículo 3', 'ARTÍCULO 6', 'ARTÍCULO 7', 'ARTÍCULO 8', 'ARTÍCULO 9']

Publicada en el Diario Oficial No.45.904 del 10 de Mayo de 2005
RESOLUCIÓN No.024
Por la cual se modifican las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica.
Notas de Vigencia: - 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"
- Modificada por la Resolución 49 de 2006, publicada en el Diario Oficial No. 46.346 de 31 de julio de 2006, "Por la cual se suspende el plazo para la exigencia de las mediciones de la Calidad de la Potencia Eléctrica"
- Modificada por la Resolución 110 de 2005, publicada en el Diario Oficial No. 46.127 de 19 de diciembre de 2005, "Por la cual se modifica el plazo para la instalación de equipos de medición de Calidad de la Potencia Eléctrica"
Modificado : Resolución-CREG070-98-.
Sobre.el.Mismo.Tema.Ver : Resolución-CREG096-2000-.
Modificado.por.las.resoluciones : Resolución-CREG016-2007-.
Que según lo dispuesto en el Artículo 73, Numeral 73.4 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios públicos en la prestación del servicio";
Que conforme a lo establecido en el Artículo 23, Literal n, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía";
Que la Resolución CREG 058 de 2004, sometió a consideración de los agentes y demás interesados la propuesta regulatoria sobre Calidad de la Potencia –CPE-, contenida en el Documento CREG-042 del 15 de julio de 2004;
Que conforme a lo dispuesto por el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, se hizo público mediante la Resolución CREG 083 de 2004, el proyecto de resolución "Por la cual se modifican las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica.";
Que mediante comunicación radicada en la CREG con el No. E-2004-010352 el día 28 de diciembre de 2004, el Consejo Nacional de Operación se pronunció sobre los aspectos contenidos en esta Resolución;
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión No. 254 del 26 de abril de 2005, aprobó el contenido de la presente Resolución;
ARTÍCULO 1o.	Definiciones. Para interpretar y aplicar las normas del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, además de las definiciones contenidas en dichas normas, se tendrán en cuenta la siguientes:
Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE). Para efectos de esta resolución, se define como el conjunto de calificadores de fenómenos inherentes a la forma de onda de la tensión, que permiten juzgar el valor de las desviaciones de la tensión instantánea con respecto a su forma y frecuencia estándar, así como el efecto que dichas desviaciones pueden tener sobre los equipos eléctricos u otros sistemas.
Variaciones de corta duración. Los fenómenos transitorios cubiertos por el indicador PST a que se refiere esta resolución, son, entre otros, los que se relacionan en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 1159 [1995]:
ARTÍCULO 2o.	Modificación. Modificar los Numerales 6.2.1 y 6.2.2 del Anexo General del Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, según se indica en el Anexo 1.
ARTÍCULO 3o.	Equipos de medición. Los equipos de medición a usar, para medir la Calidad de la Potencia, son los reconocidos en la Resolución CREG 082 de 2002, así:
·	Unidad constructiva CCS9: Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Calidad de Potencia y sistema de procesamiento).
·	Equipo “Unidad de adquisición de datos”, reconocido, entre otras, en las unidades constructivas N2S1 a N2S6, N2S8 a N2S12, N2S15 a N2S18, N3S1 a N3S16, N3S19, N3S20 y N4S1 a N4S18.
·	Medir el indicador THDV, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992),para el barraje.
·	Medir la relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2) / V(1)) para el barraje.
·	Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02).
·	Medir la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto)
·	Medir la desviación estacionaria de la tensión r.m.s (duración superior a 1 minuto) por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo 1 de esta resolución..
·	Medir el indicador PST, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02), o al menos permitir descargar, en medio magnético, información digital de la forma de onda del voltaje, para ser procesada en otra parte del sistema, como se describe en el Artículo 5º, con una velocidad de muestreo mínima de 1024 muestras por segundo.
·	Contar con un sistema de procesamiento de datos capaz de realizar descargas automáticas de información, de estas medidas, en medio magnético, desde los medidores, y capaz de generar de forma automática los reportes indicados en el literal e) del Artículo 5º de la presente resolución.
Estas mediciones deberán descontar el efecto de discontinuidades por interrupciones superiores a 1 minuto de duración y para niveles de tensión 2 y 3, discriminar el circuito a través una lógica con el interruptor respectivo.
ARTÍCULO 4o.	Plan para instalar el sistema de medición y registro. Para enero de 2006, debe ser posible realizar mediciones en el 100% de las barras de las subestaciones de Niveles de Tensión 4, 3 y 2, así como en el 5 % de los circuitos a 13.2 kV cuya unidad constructiva reconozca esos equipos, y en la totalidad de los circuitos donde esto ocurra, en un plazo de 2 años más.
ARTÍCULO 5o. Plan de Recolección de Datos. Para cada punto de medida se usará la siguiente metodología para procesar la información cada 10 minutos:
a)	Descarga de Información: Se descargan 10 minutos de la señal Tensión contra Tiempo del registrador. Posteriormente a esto, la memoria del registrador destinada a almacenar esta información, puede ser borrada.
b)	Almacenamiento de fluctuaciones estacionarias de tensión: Las desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a 1 minuto y superiores o iguales al 10% de la tensión nominal, serán almacenadas de forma separada de las discontinuidades por interrupción, de duración superior a un minuto, pero su efecto será tenido en cuenta para la evaluación de los valores obtenidos de PST. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f).
c)	Almacenamiento de interrupciones: Las discontinuidades en la prestación del servicio, superiores a un minuto y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, serán almacenadas en forma separada y su impacto sobre el PST será descontado en el período de los 10 minutos correspondientes para efectos de la evaluación de los valores obtenidos de PST. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f).
d)	Cálculo del PST: Usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02) se calcula el PST a partir de la información descargada. El ejecutable para calcular el PST a partir de la información, en medio magnético, de la señal de tensión, podrá ser tomado de la página web de la CREG.
e)	Almacenamiento Voltaje de Secuencia Negativa: Se tomará al menos una medida de la relación V(2) / V(1) (Voltaje de Secuencia Negativa sobre Voltaje de Secuencia Positiva) en cada barraje de subestación donde se conecten unidades constructivas reconocidas, según lo descrito en el Artículo 3º. En caso que V(2) y V(1) sean simultáneamente menores al 10%, la relación tomará el valor de cero. Se dejará constancia de esta medición en los registros de PST según lo indicado en el literal f).
f)	Almacenamiento de PST: La información es almacenada en un archivo del tipo “csv” llamado CEL_Semana_j_PM.csv; donde j corresponde al número de la semana, y PM corresponde al nombre del punto de medida.
Para cada intervalo de tiempo se registra la Fecha y Hora en la cual comienza el período de evaluación del PST, el número de interrupciones que comenzaron en el intervalo y la duración total de las interrupciones durante éste (en segundos), el número de Desviaciones Estacionarias de Tensión (DET) que comenzaron en el intervalo, y la duración total de las DET durante éste (en segundos), el valor del PST para cada fase medida, con dos cifras decimales, y el valor de la relación V(2) / V(1), con cuatro cifras decimales, utilizando el siguiente formato: “dd/mm/aaaa, hh:mm, NI, DI, NDET, DDET, Pst_R, Pst_S, Pst_T, V2V1”. (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, NI = Número de interrupciones, DI = Duración de interrupciones, NDET = Número de DET, DDET = Duración de las DET, Pst_R S ó T = PST por fases, V2V1 = relación V(2) / V(1)).
g)	Almacenamiento de eventos: La información de los eventos de tensión es almacenada en un archivo del tipo “csv” llamado ET_Semana_j_PM.csv; donde j corresponde al número de la semana y PM corresponde al nombre del punto de medida.
Para cada intervalo de tiempo se registra la Fecha y Hora en la cual comienza el evento, la mayor desviación (positiva o negativa) normalizada respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), por fase, con cuatro cifras decimales y la duración del evento (en segundos) con dos cifras decimales, utilizando el siguiente formato: “dd/mm/aaaa, hh:mm, DV_R, DV_S, DV_T, TET”. (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, DV_R, S ó T = Mayor desviación -positiva o negativa- por fase, TET = duración del evento). Los parámetros enunciados se calculan usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-30 (2003-02).
Si el Registrador está en capacidad de medir el PST directamente, en el literal a) se realiza la descarga del valor del PST. Por lo tanto, en este caso, no es necesario llevar a cabo el literal d). La semana 1 corresponde a la semana que se inicia el 2 de enero del año 2006
ARTÍCULO 6o.	Reporte Valores de Indicadores. El Operador de Red deberá enviar semanalmente a la CREG un archivo comprimido de tipo "zip", que contenga únicamente los archivos “csv” con las 1008 medidas y los eventos de tensión (para cada semana y para cada punto de medida) usando los formatos explicados anteriormente. El archivo comprimido será llamado Semana_j.zip; donde j corresponde al número de la semana. Se entiende que cada semana comienza el día lunes a las 00:00:00 horas y termina el día domingo a las 23:59:59 horas. El plazo para reportar la información de la semana anterior será de 3 días contados a partir del último día de la semana. El estudio de diagnóstico preliminar durará 27 semanas contadas a partir del 2 de enero de 2006.
ARTÍCULO 7o.	Límites del PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados obtenidos de un estudio de diagnóstico del sistema colombiano. Se iniciará con una regulación basada en el Autocontrol para el cumplimiento de límites. El sistema de Autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario.
ARTÍCULO 8o.	Aclaración. El cumplimiento de los indicadores PST y THDV no exonera al OR de las responsabilidades derivadas del daño ocasionado en equipos de los usuarios, o de perjuicios adicionales generados por la anomalía. Sin embargo, la automatización en la forma de procesamiento de registros puede servir como elemento probatorio en reclamaciones a la empresa.
ARTÍCULO 9o.	Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.
La frecuencia nominal del SIN y su rango de variación de operación son las establecidas en el Código de Operación incluido en el Código de Redes (Resolución CREG 025 de 1995 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan). La responsabilidad por el control de la frecuencia corresponde al Centro Nacional de Despacho –CND- y a los generadores.
Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz no podrán ser inferiores al 90% de la tensión nominal ni ser superiores al 110% de esta durante un periodo superior a un minuto. En el caso de sistemas con tensión nominal mayor o igual a 500 kV, no podrán ser superiores al 105%, durante un periodo superior a un minuto.
6.2.1.2 Distorsión Armónica de la Onda de Tensión
Es la distorsión periódica de las ondas de voltaje, modelable como el contenido adicional de ondas seniodales cuyas frecuencias son múltiplos de la frecuencia de suministro, acompañando la componente fundamental (componente cuya frecuencia es igual a la de suministro). Este fenómeno es el resultado de cargas no lineales en el STN, STR y/o SDL. Tanto los transportadores del Sistema de Transmisión Nacional – STN -, como los Operadores de Red – OR-, deberán cumplir las exigencias establecidas en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 519 - [1992]:
TABLA 1. Límites máximos de Distorsión Total de Voltaje
THDV Máximo (%)
Niveles de tensión 1,2 y 3
Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el OR podrá instalar los equipos que considere necesarios en la red o en las Fronteras y/o equipos de medición del usuario, para registrar variables como corrientes y tensiones, y podrá exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería.”
- Creg024-2005.pdf
- D-017 CALIDAD DE LA POTENCIA.pdf