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Timestamp: 2019-10-13 20:41:33
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Matched Legal Cases: ['ARTÍCULO 11', 'artículo 11', 'artículo 1', 'artículo 13', 'artículo 5', 'artículo 8', 'artículo 7', 'artículo 7', 'artículo 9', 'artículo 10', 'artículo 9', 'artículo 5', 'artículo 7', 'artículo 5']

﻿ RESOLUCIÓN 61 DE 2000
RESOLUCIÓN 61 DE 12 DE SEPTIEMBRE DE 2000
CONTENIDO:ENERGÍA ELÉCTRICA. SE ESTABLECEN LAS NORMAS DE CALIDAD APLICABLES A LOS SERVICIOS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL Y DE CONEXIÓN, COMO PARTE DEL REGLAMENTO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL.
REVISTA LEGISLACIÓN ECONÓMICA N°:1153 DE OCTUBRE 30 DE 2000, PG.730
VIGENCIA:DEROGADA POR LA RESOLUCIÓN 93 DE 2012 ARTÍCULO 11 DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
“Por la cual se establecen las normas de calidad aplicables a los servicios de transporte de energía eléctrica en el STN y de conexión al STN, como parte del reglamento de operación del SIN”.
(Nota: Derogada por la Resolución 93 de 2012 artículo 11 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
Que la Resolución CREG-040 de 2000 estableció que la CREG publicaría a más tardar el 31 de julio de 2000, de conformidad con el Decreto-Ley 266 de 2000, los proyectos que contengan la normatividad que permita aclarar de manera integral la aplicación de las normas en materia de calidad del STN, y del cálculo, identificación y asignación de restricciones, así como las reglas comerciales aplicables al servicio de regulación secundaria de frecuencia;
Que en cumplimiento del Decreto 266 de 2000, artículos 31 y 32, la Comisión de Regulación de Energía y Gas publicó el proyecto de resolución CREG-001, que contiene la propuesta de aclaración de las normas de calidad aplicables a los servicios de transporte de energía en el STN y de conexión al STN, establecidas mediante la Resolución CREG-072 de 1999;
Que dentro del plazo previsto para el efecto, se recibieron recomendaciones, solicitudes de corrección y otras observaciones por parte de EPSA (radicación 6344), EEB (radicación 6372), ISA (radicación 6373), EEPPM (radicación 6378), Codensa (radicación 6396), Acolgen (radicación 6411) y Transelca (radicación 6447);
Capacidad nominal de activos de conexión al STN. Para los activos de conexión, la capacidad nominal corresponde a la capacidad asignada en el contrato de conexión. Estas capacidades deberán ser declaradas ante el CND, una vez suscrito el contrato de conexión respectivo. Para aquellos activos de conexión existentes, que no hayan declarado la capacidad nominal, el CND asumirá aquella utilizada en los análisis de seguridad, mientras éstas son declaradas.
Transportador. De manera genérica se entiende por transportador, los transmisores nacionales, los propietarios de activos de uso del STN, los transmisores regionales, los distribuidores locales, o los propietarios de activos de uso de STR y/o SDL.
Unidad constructiva, UC. Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, o al transporte o a la transformación de la energía eléctrica.
Unidad constructiva provisional, UCP. Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, o al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, que es configurada de forma provisional; configuración que resulta como consecuencia de la necesidad de reestablecer el servicio en una o más áreas del SIN, previo acuerdo del propietario o propietarios y el CND, tras la indisponibilidad de otros activos de conexión o uso del STN.
ART. 3º—Calidad de la potencia en el STN. Es responsabilidad del centro nacional de despacho, CND, mantener la calidad del suministro de electricidad en términos de la frecuencia a nivel del SIN y de la tensión a nivel del STN, manteniendo estas variables dentro de los límites establecidos en el código de redes (Res. CREG-025/95 y las que la modifiquen o complementen).
PAR.—En resolución aparte la CREG definirá los procedimientos para la desconexiones del equipo o equipos responsables de una deficiencia en la forma de onda, o de un desbalance en las tensiones de fase.
ART. 4º—Calidad del servicio en el STN. La continuidad en el servicio de conexión al STN y en el servicio de transporte de energía eléctrica en el STN, dentro de niveles de calidad definidos en esta resolución, es responsabilidad de los prestadores de dichos servicios.
Circuitos de 220 o 230 kV Longitud £ 100 km
PAR. 1º—El CND será el responsable de centralizar, almacenar y procesar la información estadística requerida para mantener actualizada la base de datos correspondiente, que permite calcular los indicadores de disponibilidad y/o indisponibilidad de los activos y unidades constructivas relacionados en el presente artículo. Es responsabilidad de los transportadores y de los operadores de activos de conexión al STN, la recolección y el reporte de la información estadística, en los términos definidos en las bases de datos que administra el CND para tales fines.
PAR. 2º—Para activos nuevos, las estadísticas de indicadores de disponibilidad y/o indisponibilidad, se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previa autorización del CND.
PAR. 3º—Para efectos de calcular las compensaciones de que trata la presente resolución y en general los indicadores de disponibilidad y/o indisponibilidad de todos los activos, se tomarán las estadísticas con base en lo establecido en el anexo de la presente resolución, que debieron comenzar a colectar y reportar los agentes que prestan los servicios de conexión al STN y de transporte de energía eléctrica en el STN, al CND, desde el trece (13) de diciembre de 1999, tal como se estableció en la Resolución CREG-072 de 1999.
PAR. 4º—La información reportada por los agentes que prestan los servicios de conexión al STN y de transporte de energía eléctrica en el STN, será confrontada por el CND contra la información operativa manejada por esta entidad.
• Si el CND encuentra discrepancias en el reporte de un evento en cuanto a su duración, se asumirá el evento de mayor duración.
• Adicionalmente, si el agente no reporta información sobre el activo involucrado en el evento, o se constatan discrepancias sobre la identidad del activo reportado, el CND asumirá que el activo involucrado es el de mayor costo unitario por unidad constructiva, de todos los activos que estuvieron indisponibles por la ocurrencia del evento.
PAR.—Para las unidades constructivas provisionales (UCP), la capacidad reducida de los activos que las conforman será igual a la capacidad nominal de los mismos multiplicada por la fracción resultante de los kilómetros de red utilizados en la UCP, sobre la totalidad de kilómetros de red del circuito al que pertenece la UCP. cuando las UCP estén conformadas por activos indisponibles por fuerza mayor, no se aplicará el anterior procedimiento.
ART. 7º—Indisponibilidades excluidas. Para el cálculo del IP y del IT de un activo, se excluyen los siguientes eventos:
5. Indisponibilidades causadas por terceros. Cuando un activo de conexión al STN o de uso del STN, quede fuera de servicio por causas atribuibles a eventos que registren otros activos de propiedad de terceros, siempre y cuando sea identificado el tercero y el activo causante de la indisponibilidad. En tal caso, el agente deberá declarar formalmente al CND la causa “terceros”. No se considerarán “propiedad de terceros” los activos que pertenezcan a personas con las que tenga vinculación económica o relación de beneficiario real el agente declarante. Para tal efecto los propietarios de activos del STN informarán antes del primero de octubre de cada año a la CREG el estado de su vinculación económica con otros agentes propietarios de activos de conexión al STN y/o de uso del STN. De no hacerlo la CREG establecerá la vinculación económica con base en la información disponible.
ART. 8º—Meta del índice de disponibilidad o de las horas anuales acumuladas de indisponibilidad. Los agentes que presten el servicio de conexión al STN o de transporte de energía eléctrica en el STN, deberán cumplir con las siguientes metas:
Circuitos de 220 o 230 kV - Longitud > 100 km 99.45% 48
Circuitos de 220 o 230 kV - Longitud £ 100 km 99.59% 36
Metas año 2001 Meta del índice de disponibilidad anual (%) Meta horas anuales acumuladas de indisponibilidad MHAI
Circuitos de 220 o 230 kV - Longitud > 100 km 99.59% 36
Circuitos de 220 o 230 kV - Longitud £ 100 km 99.73% 24
PAR. 1º—(Modificado).* Antes del 31 de diciembre del año 2001, la CREG establecerá las metas que regirán para el año 2002 y años siguientes.
*(Nota: Modificado el paragrafo 1º por la Resolución 158 de 2001 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
PAR. 2º—Para cada activo considerado individualmente, las metas establecidas para el año 2000 y 2001, y las que sean definidas con posterioridad, se reducirán en treinta (30) minutos, por cada consignación de emergencia solicitada, por cada modificación al programa semestral de consignaciones y/o mantenimientos que empezará a aplicarse a partir del 1º de octubre de 2000, de acuerdo con lo dispuesto en la regulación vigente, y por cada retraso en reporte de eventos (artículo 13 de la presente resolución).
ART. 9º—Índices y metas de disponibilidad. El incumplimiento de las normas y obligaciones reguladas en la presente resolución, en relación con la calidad del servicio prestado por concepto de transporte de energía eléctrica en el STN y conexión al STN, estará sujeto a compensaciones, o a asignaciones de generación de seguridad fuera de mérito respectivamente.
Para establecer los Indices y metas de disponibilidad de los activos de uso del STN y de los activos de conexión al STN, el CND semanalmente calculará las siguientes variables, para cada uno de los activos definidos en el artículo 5º de la presente resolución:
b) Meta del índice de disponibilidad ajustada, MIDA. El cálculo de esta variable se efectuará de acuerdo con la siguiente expresión:
MHAI: Meta horas anuales acumuladas de indisponibilidad (artículo 8º de la presente resolución).
SCE: Número acumulado de solicitudes de consignaciones de emergencia exceptuado las excluidas en el artículo 7º de la presente resolución, durante un período de tiempo de 8.760 horas, móvil semanal.
CPSM: Número acumulado de cambios al programa semestral de mantenimientos, exceptuado los excluidos en el artículo 7º de la presente resolución, durante un período de tiempo de 8.760 horas, móvil semanal.
ENR: Número acumulado de eventos no reportados dentro de los quince (15) minutos siguientes a su ocurrencia, o finalización de maniobras no reportadas en un tiempo máximo de cinco (5) minutos, durante un período de tiempo de 8.760 horas, móvil semanal (art. 13 de la presente resolución);
c) Índice de disponibilidad ajustada del activo, IDAA. El cálculo de esta variable se efectuará de acuerdo con lo establecido en la sección 1 del anexo de la presente resolución, y
d) Índice de disponibilidad teórica del activo, IDTA. El cálculo de esta variable se efectuará de acuerdo con lo establecido en la sección 2 del anexo de la presente resolución.
ART. 10.—Compensaciones aplicables al servicio de transporte de energía eléctrica en el STN. Para establecer las compensaciones aplicables a los activos de uso del STN, el LAC con base en la información calculada por el CND, conforme al artículo 9º de la presente resolución, efectuará los siguientes cálculos semanalmente:
a) Porcentaje de compensación semanal del activo, PCSA. La compensación semanal se calcula como se expresa a continuación:
Si para el activo en la semana de cálculo, IDA ³ MIDA:
Mensualmente el LAC por activo, puede haber calculado cuatro (4) o cinco (5) PCSA completos, dependiendo del mes;
b) Ingreso mensual a compensar, IMC, e ingreso mensual, IM. Para un activo, el IMC y el IM se calculan como:
IM=IMF-IMC
IMF: Ingreso del mes a facturar (1)
(1) Para el caso de la unidad constructiva líneas a 220 o 230 kV - doble circuito el IMF asociado a un circuito es igual a un 50% del ingreso asociado con la unidad constructiva.
PAR. 1º—Para los nuevos proyectos de expansión, los ingresos mensuales asociados, serán asignados por el LAC, por unidad constructiva, en proporción a los costos unitarios vigentes para las mismas. Para tal fin, el propietario del proyecto deberá reportar al LAC cada una de las unidades constructivas que componen dicho proyecto.
PAR. 2º—Los adjudicatarios de las convocatorias de proyectos de expansión del STN, seleccionados con anterioridad a la fecha de expedición de la Resolución CREG 072 de 1999, deberán presentar ante el LAC, por una sola vez, previa la entrada en aplicación de esta resolución, una desagregación de los ingresos anuales esperados por unidad constructiva. De no hacerlo, el LAC aplicará lo establecido en el parágrafo anterior.
PAR. 3º—Mensualmente el LAC calculará para cada prestador del servicio de transporte de energía eléctrica, las siguientes variables:
IA: Ingreso anual regulado del prestador del servicio de transporte de energía eléctrica j (Res. CREG-004/99 y demás normas que la modifiquen, la complementen o sustituyan)
= 1, 2,…, 12, para los activos que registren menos de 12 meses desde su entrada en operación comercial, según el número de meses que hayan transcurrido desde el inicio de la operación comercial de los mismos.
IMR: Ingreso mensual regulado del agente j, en el mes m (Res. CREG-004/99 y demás normas que la modifiquen, la complementen o sustituyan)
m : Mes
= 1, 2,…,12, para los activos que registren menos de 12 meses desde su entrada en operación comercial, según el número de meses que hayan transcurrido desde el inicio de la operación comercial de los mismos.
ART. 11.—Asignación de los costos de la generación de seguridad fuera de mérito aplicables por concepto del servicio de conexión al STN. Si un activo de conexión al STN, durante la semana de cálculo, registró un IDA < MIDA y el activo estuvo indisponible en algún período de la semana correspondiente y dicha indisponibilidad forzó generación de seguridad fuera de mérito en dicho período, la asignación de los costos de esta generación fuera de mérito, se efectuará de acuerdo con la reglamentación vigente. Lo anterior sin perjuicio de lo establecido en el contrato de conexión correspondiente.
ART. 12.—Aplicación y asignación de los recursos provenientes de las compensaciones. Las compensaciones de que trata el artículo 10 de la presente resolución, se aplicarán a partir del 13 de diciembre del año 2000, con base en el siguiente procedimiento:
El LAC reportará el valor unitario ($/kWh) de los cargos de transmisión previstos antes de las deducciones como el valor T, acompañado del respectivo valor T que incluirá las deducciones por compensaciones.
ART. 13.—Obligación de reportar eventos. Los agentes que presten servicios de conexión al STN, o de transporte de energía eléctrica en el STN, deberán informar al CND la ocurrencia de eventos, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la finalización de la ejecución de maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de comprobarse que un agente no hubiera efectuado tales notificaciones, se afectará la meta del índice de disponibilidad del activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el literal b) del artículo 9º de la presente resolución.
ART. 14.—Cronograma de aplicación. A partir del quinto día hábil siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND y el LAC con base en lo señalado por esta resolución, aplicarán de manera integral los procedimientos para el cálculo de los indicadores de calidad, las compensaciones y demás reglas contenidas en esta resolución.
ART. 15.—La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.
Índice de disponibilidad ajustada del activo, IDAA
A continuación se establecen los criterios y el algoritmo para el cálculo semanal del índice de disponibilidad ajustada del activo, IDAA, aplicable a los activos definidos en el artículo 5º de la presente resolución:
1. Para cada uno de los activos se llevan estadísticas de la totalidad de eventos con un período de 8.760 horas.
2. Para los trabajos de expansión, o activos que por reconfiguraciones en desarrollo de dichos trabajos, puedan ser considerados como nuevos por cambios en las características de los mismos, y que no dispongan de información suficiente, las estadísticas del primer año se calcularán con la información disponible que acumulen desde su fecha de entrada en operación. Una vez completadas las 8.760 horas, los períodos se harán móviles semanalmente.
3. Para subsistemas eléctricos no se tendrán en cuenta los períodos de indisponibilidad causados por fuerza mayor. En este caso, las estadísticas necesarias para analizar las 8.760 horas se completarán con información histórica previa, y se irá actualizando con la nueva información la información más antigua.
4. Se excluyen de la estadística las indisponibilidades definidas en el artículo 7º de la presente resolución y las originadas en mantenimientos consignados en el programa semestral y los reportados al CND antes del 1º de octubre de 2000 en los programas anuales de mantenimiento.
Activo Evento Fecha y hora de evento (FEi) Duración del evento (DEi)
A i dd/mm/ aaaa/hh:mm Duración: hh:mm
6. Para los cálculos que se efectúan a continuación, se considera un período móvil semanal de un año (8.760 horas). Se tiene entonces para este período:
Si se trata de un activo considerado en el numeral 2º de esta sección y éste, entró en operación comercial en una fecha posterior a la fecha de inicio del período, se toma como fecha de inicio del período, la fecha y hora en que entró en operación comercial el activo correspondiente, mientras se completa un período de 8.760 horas.
DEn Duración del n-ésimo evento
• Si la fecha en que ocurrió el primer evento (F Ei ), coincide con la secha de inicio del período o si en la fecha de inicio del período el activo esta en medio de un evento, se tomará como fecha de inicio del período la fecha de finalización del evento.
• Si la fecha en que ocurrió el último evento (F En ), coincide con la fecha de finalización del período o, si la fecha en que ocurrió el último evento (F En ), es inferior a la fecha de finalización del período y el evento no ha terminado se define D=1.
8. Se asume que la variable tiempo entre fallas (T), sigue una distribución de probabilidad Weibull con parámetros a (parámetro de escala), b(parámetro de forma) y c (parámetro de localización), con función de densidad como sigue:
Con base en la información para cada activo si el número de observaciones es mayor que 2, se realiza una prueba de bondad de ajuste con hipótesis nula: “Los tiempos entre fallas se distribuyen Weibull” si la hipótesis nula se rechaza al 5%, se asume b =1, c = 0 (distribución exponencial), y se estima a con el procedimiento descrito para dicha distribución.
Cuando el activo presente 1 o 2 eventos (n = 1 o 2), o la hipótesis de distribución Weibull se rechace, se calcula el parámetro a como si la distribución de T siguiera una distribucion exponencial (b = 1, c = 0). Así:
Si para un evento DC ³ (FF-F1), entonces:
a = 1, b = 1 y c = 0
Cuando el activo presente tres o más eventos (n ³ 3) durante el período de análisis, y la hipótesis de distribución weibull no pueda ser rechazada la estimación de los parámetros se realiza aplicando el método de máxima verosimilitud y haciendo c = 0.
9. Con los parámetros estimados en el numeral anterior, se calcula el índice de disponibilidad ajustada del activo, IDAA, mediante la expresión:
Índice de disponibilidad teórica del activo, IDTA
A continuación se establecen el algoritmo para el calculo semanal del índice de disponibilidad teórica del activo, IDTA, aplicable a los activos definidos en el artículo 5º de la presente resolución.
1. Se calcula con base en la distribución weibull de parámetro b= 1, y con a0 calculado como:
L: Longitud del circuito de línea (km). Para activos distintos a circuito de línea, L=1.
red: Función de redondear con 0 decimales, también conocida como función del entero más cercano.
2. Con el parámetro estimado en el numeral anterior, se calcula el índice de disponibilidad teórica del activo, IDTA, mediante la expresión: