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Comisión de Regulación de Energía y Gas

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS YREGULATORIOS PARA LA ENTRADA EN OPERACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN Y REGISTRO DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA

(Modificación de la Resolución CREG 024 de 2005)

DOCUMENTO CREG-10514 DE DICIEMBRE DE 2006

CIRCULACIÓN:M IEM BRO S DE LA CO M ISIÓ N DE REG ULACIÓ N DE EN ER G ÍA Y

Sesión No. 313

TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES 36

2. ANÁLISIS DE LOS REQUERIMIENTOS TÉCNICOS 37

2.1 2. Descripción, clasificación y análisis de las dificultades expuestas por losagentes. 37

2.2 Análisis de las dificultades expuestas por los agentes 392.2.1 Problema de la Clase de los equipos 402.2.2 Problema del descuento de las interrupciones 402.2.3 Problema de la lógica del interruptor y de los indicadores que se miden por barra y

por circuito 412.2.4 Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites: 422.2.5 Problema de la solicitud de reporte de nuevos indicadores 422.2.6 Problema de normalización respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC

61000-4-30. 432.2.7 Problema de los plazos y la desconexión 462.2.8 Reporte de una interrupción en dos períodos 472.2.9 Problema de utilizar los transformadores de Potencial de los relés de protección, o los transformadores de los circuitos de medida. 47

3. PROPUESTA 48

D-105 CALIDAD DE LA POTENCIA DE ELECTRICIDAD 3 5

Sesión No. 313

MODIFICACIÓN RESOLUCIÓN 024 DE 2005 MODIFICADA POR RESOLUCIÓN 110 DE2005

1. ANTECEDENTES

La Comisión, mediante la Resolución CREG 024 de 2005, modificó las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica y definió dos etapas para la entrada en operación del sistema de medición y registro de CPE. La primera para enero de 2006, y la segunda para enero de 2008.

Posteriormente la Comisión, mediante la Resolución CREG 110 de 2005, modificó los plazos para la entrada en operación del sistema de medición y registro de CPE. La primera etapa para 31 de julio de 2006 y la segunda etapa se definiría en resolución aparte.

La Comisión mediante la Resolución CREG 049 de 2006 suspendió el plazo para la exigencia de las mediciones de la Calidad de Potencia Eléctrica “mientras la Comisión adelanta la revisión de la validez de las razones expuestas por los agentes, en cuanto a los requerimientos técnicos para la entrada en operación del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia. De acuerdo con los resultados de la revisión, la Comisión definirá mediante resolución posterior la fecha y las condiciones para el efectivo cumplimiento de tales mediciones y los reportes que deben hacer las empresas.

Mientras se define la fecha y las condiciones señaladas en este artículo, se adelantará un plan piloto de recolección de datos y de reporte de valores con la información que tengan disponible las empresas, teniendo en cuenta lo previsto en los artículos 5 y 6 de la Resolución CREG-024 de 2005, modificados por la Resolución CREG 110 de 2005”

De otro lado, la Comisión contrató a la Universidad Pontificia Bolivariana con el fin de que la apoye en la revisión de los requerimientos técnicos para la entrada en operación del Sistema de Medición y Registro de la Calidad de la Potencia.El desarrollo del contrato con la Universidad Pontificia Bolivariana ha tenido tres elementos hasta el momento:

La presentación llevada a cabo por la Universidad sobre calidad de la potencia realizada el 25 de octubre de 2006 a los agentes del sector eléctrico.La recolección y el análisis de las dificultades expuestas por los agentes para la entrada en operación del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia eléctrica.Propuesta de las posibles modificaciones a la Resolución CREG 024 de 2005, en caso de considerarlas necesarias.

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2. ANÁLISIS DE LOS REQUERIMIENTOS TÉCNICOS

Con base en el estudio de la UPB, a continuación se presenta el análisis de los requerimientos técnicos para la entrada en operación del Sistema de Medición y Registro de la Calidad de la Potencia.

Igualmente se adjunta el documento titulado “Fundamentación teórica de la CPE”, elaborado por la UPB, con el fin de ayudar al entendimiento de las motivaciones técnicas y teóricas de la resolución.

2.1 2. Descripción, clasificación y análisis de las dificultades expuestas por losagentes.

Respecto a la descripción y análisis de los interrogantes y comentarios recogidos en el taller informativo y enviados a la CREG, se identificó que era posible agruparlos dentro de problemas generales, los cuales se describen a continuación:

a. Con referencia a la norma IEC 610004-30 de los medidores y los algoritmos internacionales planteados que se proponen en la regulación, se pide que la clase de los equipos de medición de CPE sea de clase “A” a nivel nacional, en comparación con los estándares internacionales. Asociado a: Problema de la Clase de los equipos.

b. Que en lo relacionado con la medición del Pst, en la regulación se está modificando la norma IEC, al indicar que se deben separar las interrupciones de los SAC. Excluyéndolos del Pst por fuera, con una metodología que asocia unos valores a percentiles atípleos. Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites.

c. Según el artículo 7 de de la Resolución CREG 024, en cuanto a los límites del Pst sólo son para medir efectos que cansan y para los otros efectos de CPE, como sag y swel's tener en cuenta las normas internacionales. Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites.

d. Según artículo 5, literal g, en lo que se refiere al Voltaje de referencia para el cálculo de los eventos de tensión se debe utilizar la Tensión declarada (Udin) y no la tensión de referencia media móvil (Usr). Problema de normalización respecto al voltaje USR

e. Según la norma IEC 6001-4-30 el término “descuento” no aparece en la redacción de la norma, por lo tanto, no debe aparecer en la regulación, puesto que esto implicaría alterar el informe entregado a la CREG. Problema del descuento de las interrupciones.

f. En la metodología de evaluación hay diferencias con respecto a la metodología de medida debido a que no especifica que bandera se debe marcar para realizar el descuento en las interrupciones mayores a 1 minuto. Problema del descuento de las interrupciones.


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g. Según la norma IEEE 519 el pst debe ser igual a 1, la resolución CREG 024 de 2005 no ha indicado todavía cual es ese valor, proponemos incluir como indicador la norma Sudafricana puesto que el pst utiliza unos filtros, lo cual hace que no lo haría aplicable para rangos entre 50-60 Hz, y entre 120 y 220 voltios. Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites.

h. Como usuarios el flicker no es un indicador de sag, entonces como identificar los fenómenos de sag en una evaluación posterior. Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites.

i. Se debe adecuar la regulación a las normas a internacionales, y no hacer modificaciones que impliquen interpretar los estándares de los equipos. Por lo tanto, se debe precisar en el numeral 3o los nuevos indicadores que aparecerán posteriores a la entrega de los informes (Se solicita un plazo adicional de 8 meses posteriores a la regulación, para pruebas y debe ser tenido en cuenta por el C. N. O. ). Problema de la solicitud de reporte de nuevos indicadores

j. Se debe tener en cuenta el ancho de banda de los transformadores de medida con respecto a la frecuencia. Problema de los transformadores de Potencial

k. Definir las implicaciones de la lógica de interruptor. Problema de la lógica del interruptor.

i. Tener en cuenta las normas técnicas nacionales en trámite, ya que estas recogen las experiencias regionales. Al mismo tiempo tener en cuenta lo que se refiere a la desviación estacionaria de tensión. Respecto a este comentario, ya se tuvieron en cuenta las normas NTC 500 y NTC-IEC 61000-1-1, en lo que tiene que ver con la definición de términos y metodologías básicas de evaluación.

m. Aclarar el número de equipos a instalar en subestaciones y en barras y tener en cuenta la lógica del interruptor. Problema de la lógica del Interruptor.

n. De acuerdo la IEC 60001-4-30 y la clase de equipo a utilizar, se debe evaluar un laboratorio internacional para certificar los equipos. Problema de la Clase de los equipos

o. Tener en cuenta que algunas empresas del sector ya cumplieron con los requisitos establecidos y que impacto tendría para estos los nuevos cambios que se introduzcan en la regulación teniendo en cuenta que ya cumplieron.

p. Según las normas internacionales en la generación de reportes, como debe interpretarse cuando existen interrupciones que cogen 2 intervalos de medida. Problema del reporte de una interrupción en dos períodos.

q. Tener en cuenta los límites para subestaciones y para usuarios. Esto debido a que la información puede estar muy lejana entre usuarios y subestaciones, con el fin de definir responsabilidades. Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites


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r. ¿Cómo generar reportes cuando una interrupción abarca 2 ventanas de tiempo?. Problema del reporte de una interrupción en dos períodos.

2.2 Análisis de las dificultades expuestas por los agentes

En el presente numeral se analizan los problemas puntuales de la resolución, resultados de las síntesis y agrupación de los diversos cuestionamientos presentados por los agentes. De acuerdo con la agrupación presentada en el numeral 2.1, estos problemas se denominarán así:

-Problema de la Clase de los equipos: Trata de los requerimientos y especificaciones de los equipos de medición.

- Problema del descuento de las interrupciones: Trata posibles ambigüedades de interpretación y aplicación generadas por el siguiente texto de la 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..

- Problema de la lógica del interruptor: Trata posibles ambigüedades de interpretación y aplicación generadas también por el párrafo anteriormente señalado (ver subrayado al f in a l)"... el circuito a través una lógica con el interruptor respectivo....”.

- Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites: Trata de si el indicador PST debe ser utilizado para la medición del impacto de eventos de tensión.

- Problema de la solicitud de reporte de nuevos indicadores: “ ...La CREG podrá solicitar el reporte de parámetros e indicadores de voltaje adicionales a los mencionados en el presente artículo.” -Artículo 3-.

- Problema de normalización respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000- 4-30.

- Problema de los plazos y la desconexión: Trata de los plazos estipulados para la solución de los problemas de CPE, y la medida de desconectar al usuario cuando las deficiencias se deban a una de sus cargas, y no corrija el problema en el plazo señalado.

- Problema de los transformadores de Potencial: Trata de establecer cuales son los transductores que se deben utilizar para tomar la señal de tensión para la medida.

-Reporte de una interrupción en dos períodos: ¿Cómo generar reportes cuando una interrupción abarca 2 ventanas de tiempo?


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2.2.1 Problema de la Clase de los equipos

Una gran cantidad de solicitudes de los agentes coincide en que se debería señalar que la medición de todos los indicadores debe hacerse con equipos clase A, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02).

Esto implicaría que la medición del los indicadores THDv, Pst, Vumb, las interrupciones, los hundimientos y picos, y la desviación estacionaria de la tensión deberían medirse según el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), con equipos que utilícen los algoritmos y condiciones que determinan un desempeño clase A para cada indicador.

Es importante explicar que un equipo de medición de CPE, puede utilizar desempeños distintos para cada indicador o parámetro de la CPE. Por tanto no es conveniente referirse simplemente a equipos de una u otra clase, es necesario especificar el parámetro específico y el desempeño con el cual se realiza la medición.

Medir un indicador de CPE de acuerdo a un desempeño definido por la IEC, consiste en hacerlo de acuerdo con ciertas condiciones y algoritmos establecidos, y garantizando una determinada certidumbre.

Según el estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), un desempeño clase A se requiere cuando las mediciones deben ser precisas, como por ejemplo, en aplicaciones contractuales, verificación de cumplimiento de estándares y para solución de disputas; mientras que un desempeño clase B puede utilizarse para evaluaciones estadísticas, detección de problemas y otras aplicaciones donde no se requiere tener una gran certidumbre. De esta forma, una regulación basada en el autocontrol por parte de las empresas prestadoras del servicio puede efectuarse perfectamente con equipos clase B; mientras que una regulación que esta basada en compensaciones o sanciones de cualquier tipo, necesariamente requiere la utilización de equipos en los que se declare un desempeño clase A.

Sin embargo haciendo notar que la resolución misma contempla reevaluar el sistema de Autocontrol, es recomendable que los OR opten desde el comienzo por la utilización de equipos que declaren desempeño clase A.

El THDv exigido es de acuerdo al estándar IEEE 519 (1992), por tanto no aplica para este indicador la discusión. Respecto al PST, la resolución requiere que sea medido según el estándar IEC 61000-4-15 (2003-02), y toda medida de este indicador que satisfaga los requerimientos de este estándar es Clase A, razón para esperar que los OR prefieran el desempeño clase A.

2.2.2 Problema del descuento de las interrupciones

El examen del artículo 5, de la resolución: Plan de recolección de datos, literal c:


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. .serán - las interrupciones- 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

Si bien no se requiere intervenir en ningún momento la medición del PST, ni su reporte; sino que el descuento se debe hacer en el proceso de la evaluación de la Información por parte de los ORIa cual es posterior se considera conveniente omitir este texto de la resolución.

2.2.3 Problema de la lógica del interruptor y de los indicadores que se miden por barra y por circuito

Se ha argumentado por parte de los agentes, que la medición del PST debe hacerse monitoreando la tensión de barra, sin hacer ningún tipo de discriminación por circuito; y que además la medición del indicador del PST utilizando la lógica del interruptor, perdería su connotación original de evaluar el efecto de malestar por parpadeo. Así mismo se desea claridad sobre cuáles indicadores deben ser discriminados por circuito, y cuales no.

El THD y el desbalance de tensión son medidos por barra, el efecto del interruptor no tiene incidencia en ninguno de los dos Indicadores. Para los demás indicadores (hundimientos, picos, interrupciones, continuidad, desviaciones estacionarias y PST) se requiere medición discriminada por circuito.

Lo que pretende la lógica del interruptor en el caso del PST, es una discriminación de la medida por circuito, de manera que cuando el interruptor de un circuito permanezca abierto, el PST medido en la barra, no le sea asignado a los usuarios del circuito respectivo, el cual puede estar desconectado, o energizado de otra barra.

Teniendo en cuenta que el cálculo del PST se efectúa por períodos de tiempo de 10 minutos, y que el efecto de las interrupciones es descontado del análisis en el período de evaluación, la discriminación tiene sentido para cortes que sobrepasen los 20 minutos, o sea, cuando se cumpla al menos un período que no contenga el evento relacionado con las maniobras de apertura y cierre. En estos cortes prolongados, el cotejo de los registros del PST obtenidos en la barra, con los del usuario desconectado, sirven para la detección de las causas de los problemas relacionados con cargas fluctuantes.

Para las medidas de - hundimientos, picos, interrupciones, continuidad, desviaciones estacionarias-, es evidente la necesidad de una medición discriminada por circuito. De otra manera escaparían de toda metodología de análisis las interrupciones de duración menores a un minuto, las cuales no son incluidas en el DES y el FES.

Esto no implica que se requiera un equipo de medida de CPE por circuito, únicamente se requiere que cada circuito disponga de un algoritmo independiente para la estimación de los indicadores señalados.

Nuevamente, si algún OR considera dentro de sus políticas de autocontrol, una medición completamente discriminada por circuito, e incluyendo puntos intermedios de monitoreo, puede perfectamente implementarlos.


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2.2.4 Problema de la aplicación del indicador PST, y de sus límites:

El problema parte de las dudas generadas por el siguiente fragmento de la resolución:

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.

El estudio de diagnóstico mencionado deberá tener como fin conocer los valores de PST existentes en el Sistema Interconectado Nacional.

El PST como se ha demostrado en estudios nacionales, citados en los documentos de soporte de la resolución - Documento de estudio CREG 017 de 2005-, mide adecuadamente el impacto de eventos de tensión, que no necesariamente corresponden al fenómeno flicker, y por tanto es una valiosa herramienta para facilitar la detección rápida de problemas.

La resolución permite libertad en la escogencia de metodologías - al interior de las empresas- para la evaluación de los eventos de tensión como las cartas de coordinación iso-sags, o la utilización de Indicadores como el SARFI -índ ice promedio del sistema de la frecuencia de las variaciones del valor eficaz -, o el “record de sag” que utiliza la compañía Detroit Edison’s. Todas estas metodologías pueden ser implementadas por las empresas en su sistema interno de diagnóstico, a partir de los eventos registrados de la manera especificadas por la resolución.

2.2.5 Problema de la solicitud de reporte de nuevos Indicadores

Se debe al párrafo:

"... La CREG podrá solicitar el reporte de parámetros e indicadores de voltaje adicionales a los mencionados en el presente artículo.” -Artículo 3-.

Según algunos de los representantes de las empresas es necesario establecer cuáles son los parámetros e indicadores que podrán ser exigidos, con el fin de dimensionar de manera adecuada sus sistemas de medida y reporte.

Sobre otros posibles indicadores que puedan ser requeridos, hay que hacer una discriminación entre los que requieren sistemas más complejos de medida, y los que simplemente pueden obtenerse a partir de las mediciones ya exigidas.

En el primer grupo pueden ubicarse indicadores tendientes a la evaluación de transitorios de voltaje de carácter oscilatorio e impulsivo, para los cuales aún no existen indicadores ampliamente establecidos, y sobretodo para los cuales el sistema de medida actualmente considerado sería Insuficiente por la alta velocidad de muestreo requerida. El estado del arte de la Calidad de la Potencia, prácticamente imposibilita que la CREG considere en el


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corto plazo la exigencia de medir indicadores relacionados con este tipo de fenómenos en los puntos de medida señalados por la resolución.

Del segundo grupo hacen parte indicadores como el SARFI, las curvas ISO-SAG, entre otros, los cuales ya están siendo considerados por los OR en sus sistemas internos de diagnóstico. Estos indicadores se pueden calcular con los eventos y la información que la resolución exige obtener de las mediciones, y hacen parte de un procedimiento de evaluación posterior, que de ninguna manera afecta las características de los equipos correspondientes a las unidades constructivas. La exigencia de reportes de parámetros de este tipo no debe suponer modificación alguna en los equipos reconocidos, y por tanto los OR deberán estar en capacidad de generar los reportes de dichos indicadores, cuando sean requeridos.

El propósito, es que los indicadores nuevos que sean exigidos, puedan ser calculados mediante software, sin implicar ningún tipo de cambio en el hardware.

2.2.6 Problema de normalización respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000-4-30.

El requerimiento está en concordancia con las recomendaciones internacionales. Para los puntos de medida, que corresponden a alta y media tensión se recomienda la utilización de un voltaje con referencia deslizante USR, debido a que en estos puntos pueden ocurrir fluctuaciones de voltaje de consideración durante tiempos prolongados; por el contrario, para estudios en baja tensión, la recomendación es utilizar la tensión declarada como referencia -Udyn-, e inclusive se prefiere el voltaje residual para los usuarios finales, porque este voltaje se referencia a cero voltios. A demás si se utiliza el voltaje Udyn, este debe ser declarado por el usuario (std IEC 61000-4-30, 2003-02) lo cual complicaría la aplicación de la resolución.

Con el siguiente ejemplo (ver Figura 1) se busca explicar por qué es mejor utilizar como referencia el voltaje USR (referencia móvil), y no un voltaje con referencia fija, como la tensión declarada (Udyn), cuando la medición es efectuada en alta y media tensión, y no en el usuario final. El objeto de medir con una referencia deslizante, es comparar el valor del cambio de voltaje, respecto al valor de “pre-evento".

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<2> HVoMV LVUsuario

Caso 1)

UDyn

Caso 2)

UDyn5%

10%

UDyn

5%10%

UDyri

Figura 1. Ejemplo de caracterización de un hundimiento.

Se consideran dos casos, en los cuales la gráfica a la izquierda muestra la tensión medida (punteada y en rojo) en el primer transformador en el lado de alta o media tensión, en línea sólida (azul), se muestra la tensión declarada en ese punto de conexión; y la gráfica a la derecha presenta las tensiones medidas y declaradas en un usuario final, en el lado de baja del segundo transformador.

En ambos casos se presenta un hundimiento de tensión (Sag o DIP), cuyo cambio de voltaje (AV), respecto a la tensión declarada es del 5%.

Un hundimiento (IEC 61000-4-30) comienza cuando la tensión eficaz (refrescada cada medio ciclo -Urms(1/2)-), cae por debajo de un umbral llamado umbral de hundimiento. Este umbral de hundimiento se define como porcentaje de la tensión tomada como referencia, pudiendo ser la tensión declarada o la de referencia móvil. Para la evaluación del hundimiento se utilizan dos datos, su duración, y su profundidad. La profundidad se define como la diferencia entre el voltaje de referencia y el voltaje residual, que es el voltaje más bajo (Urms(1/2)) medido durante el hundimiento.

Con estas consideraciones, analicemos la manera en que se caracterizaría un mismo evento de voltaje - medido en el lado de alta o media tensión-, con las dos posibles referencias, y en dos casos distintos.

Para el caso 1, se tiene un voltaje medido en el primer transformador, un 5% por encima de la tensión declarada, practica que puede considerarse aceptable, si se tiene en cuenta


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la regulación de voltaje al final de circuitos largos. En este caso el voltaje residual del hundimiento, coincide con el voltaje declarado, y por tanto este hundimiento no sería considerado como tal, en caso de que se utilizara la tensión declarada como referencia. Pero dicho evento podría tener un significativo impacto en un usuario final, el cual debido a la posición de la toma o Tap de su transformador, experimenta en condiciones normales una tensión un 5% por debajo del nivel declarado en bajo voltaje. La desviación total que percibe el usuario final durante el hundimiento sería del 10%.

En el caso 2 por el contrarío, la tensión en el lado de alta o media tensión, se encuentra un 5% por debajo de la tensión declarada en ese punto del sistema, pero el usuario valiéndose del cambiador de posición de su transformador, garantiza que en condiciones normales, su voltaje es igual al voltaje declarado en lado de bajo voltaje. En este segundo caso la profundidad asignada al evento, teniendo como referencia la tensión declarada, seria del 10%, exagerada, teniendo en cuenta el impacto que puede tener la desviación de apenas el 5% que percibe el usuario final. Tanto para el caso 1, como para el caso 2, se evidencia la ventaja de haber referenciado el hundimiento al valor anterior de la tensión, o sea a la referencia móvil o deslizante USR.

También el ejemplo sirve para mostrar por qué en el nivel de tensión del usuario final, el uso de la tensión declarada como referencia, arroja resultados conservativos en la caracterización de los hundimientos, lo que la hace preferible a la referencia deslizante.

También el uso de una referencia móvil, facilita la detección de cargas cuando estás son la causa de los hundimientos. Como se explicó en la presentación efectuada, y en el documento de soporte, el cambio de voltaje - d - que ocasiona una carga fluctuante, depende del cambio en la potencia aparente -A S - en relación a la potencia de cortocircuito - Ssc - , y por tanto a partir de la profundidad de un cambio de voltaje, medida tomando como referencia el valor anterior a la conexión de la carga -va lor que toma la referencia móvil-, y conociendo las características de las cargas conectadas, se puede establecer la causante del problema, ver figura 2.


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Zsc

tsV AS _____V(p.u)

SC1

Figura 2. Hundimiento causado por una carga fluctuante.

2.2.7 Problema de los plazos y la desconexión

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 el numeral 6.2.1 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, s i transcurrido el plazo


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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.

Se propone modificar dicho num era l, determinando que el OR en conjunto con el usuario deben establecer un plazo máximo razonable para la corrección de la deficiencia. Además que considere la desconexión del equipo causante, antes que la del usuario, similar a lo establecido en la resolución CREG 096 de 2000.

Esta modificación está más acorde con el sistema de autocontrol propuesto, adicionalmente debe complementarse con aspectos de seguridad y responsabilidad jurídica.

2.2.8 Reporte de una interrupción en dos períodos

¿Cómo generar reportes cuando una interrupción abarca 2 ventanas de tiempo?

Primero se debe verificar que la duración de la interrupción sea mayor a 1 minuto, independientemente de la ventana en que se produce. Su duración se reparte según el tiempo de interrupción en cada ventana, incrementando la variable DI para cada una de ellas; y el contador de frecuencia de interrupciones (NI), se incrementa sólo en la primera ventana.

2.2.9 Problema de utilizar los transformadores de Potencial de los relés de protección, o los transformadores de los circuitos de medida.

Para la adquisición de la señal de tensión, los transductores más comunes a utilizar son los transformadores de potencial. Cuáles transformadores de potencial deben ser utilizados: los transformadores de Potencial asociados a los relés de protección, ó los transformadores asociados a los circuitos de medida.

Para la respuesta de este cuestionamiento, se remite al estándar IEC 61000-4-30: ambos tipos de transformadores pueden ser considerados, sin embargo los transformadores de los relés de protección están dimensionados para ofrecer una respuesta correcta incluso en caso de sobre voltajes debidos a cortocircuitos desequilibrados, mientras que los transformadores de los circuitos de medida pueden ser causantes de distorsión de la señal debido a la saturación.

Respecto a la respuesta en frecuencia, los PT generalmente utilizados tienen un buen desempeño típico hasta de IKHz. De esta manera sirven para medir adecuadamente los armónicos característicos esperados en los niveles de tensión exigidos por la resolución (hasta el armónico de orden 20); es prácticamente imposible la presencia de armónicos de mayor orden en estos puntos de la red, debido a la naturaleza predominantemente inductiva de la red. En casos especiales, y como parte de su sistema de autocontrol, el OR puede verificar la respuesta en frecuencia de sus PT. En caso de utilizar como transductores divisores capacitivos o sistemas resistivos, los OR deberían estar en capacidad de dar razón de su respuesta en frecuencia, cuando les sea requerido.


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3. PROPUESTA

Se propone a la Comisión introducir algunas precisiones de orden técnico que permitan la adecuada implementación del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia exigido en la Resolución 024 de 2005, las cuales se presentan según el texto del proyecto de Resolución adjunto.


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