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Impacto de la resolución CREG 038 en una subestación de potencia del territorio nacional colombiano Juan Pablo Villarraga Gómez Juan Daniel Ramos Bermúdez Universidad Distrital Francisco José de Caldas Facultad Tecnológica - Ingeniería Eléctrica por Ciclos Bogotá, Colombia 2017
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Impacto de la resolución CREG 038 en
una subestación de potencia del territorio
nacional colombiano
Juan Pablo Villarraga Gómez
Juan Daniel Ramos Bermúdez
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Facultad Tecnológica - Ingeniería Eléctrica por Ciclos
Bogotá, Colombia
2017
Impacto de la resolución CREG 038 en
una subestación de potencia del territorio
nacional colombiano
Juan Pablo Villarraga Gómez
Juan Daniel Ramos Bermúdez
Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de:
Ingeniero Eléctrico
Director:
Ingeniero Henry Felipe Ibáñez
Universidad Distrital Francisco José de Caldas
Facultad Tecnológica - Ingeniería Eléctrica por Ciclos
Bogotá, Colombia
2017
“Si quieres encontrar los secretos del
Universo, piensa en términos de energía, frecuencia y vibración.”
Nicola Tesla
“La verdadera sabiduría está en reconocer
La propia ignorancia.” Sócrates
Nota de aceptación:
Aprobado en cumplimiento de los
requisitos exigidos por la Universidad
Distrital Francisco José de Caldas para
optar por el título ingeniero Eléctrico.
Firma del Director de proyecto
_______________________________
Ing. Henry Ibáñez
Firma del Jurado
_______________________________
Ing. PhD. Clara Inés Buriticá A.
Agradecimientos
Primero damos gracias a Dios por fortalecer nuestros corazones e iluminar nuestras mentes;
por estar en cada paso que damos, por haber puesto en nuestro camino aquellas personas
que han sido respaldo y compañía durante este tiempo.
Esta investigación ha requerido de esfuerzo, dedicación, y persistencia. No hubiese sido
posible sin la ayuda de las personas que a continuación citaremos muchas de las cuales han
sido soportes importantes en los momentos de angustia y desesperación.
Agradecemos hoy y siempre a nuestros padres quienes se preocupan por nuestro bienestar,
nos brindan el ánimo, apoyo y alegría para seguir adelante.
Un agradecimiento a nuestros maestros de la Universidad Distrital Francisco Jose de caldas
que nos impartieron sus conocimientos, experiencias en el transcurso de nuestra vida
estudiantil e indirectamente hicieron posible esta investigación.
Abreviaturas
ANSI American National Standards Institute
BP Bloque de Pruebas
BT Baja Tensión
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
EM Equipo de medida
F Cálculo de error de medida de tensión en equipos de medida.
F_1 Cálculo de error de medida de corriente en equipos de medida.
F_2 Cálculo de media estándar.
F_3 Cálculo de depreciación en línea recta.
F_4 Cálculo del porcentaje pendiente de inversión.
FP Factor de potencia
MT Media tensión
NT Nivel de Tensión
OR Operador de Red
SIN Sistema Interconectado Nacional
SM Sistema de medida
S/E_1 Subestación eléctrica en estudio
VM Tensión Máxima
Glosario
Centro de Gestión de la Medida (CGM): Es un centro donde el Representante de las
Fronteras ante el ASIC centraliza, administra, gestiona, opera, mantiene y controla
los servidores, bases de datos, los sistemas de información, los respaldos, seguridad
informática, equipos tecnológicos y software empleados para la interrogación
remota de los medidores de las fronteras comerciales. Se concentran y almacenan
las lecturas de los medidores, se ejecutan procesos de validación y crítica de las
mediciones y se realizan los reportes respectivos al Administrador del Mercado.
Certificado de producto: La certificación de producto se define como la actividad
por la cual un organismo independiente, también llamado tercera parte, verifica y
asegura que los productos o servicios suministrados por un fabricante son
conformes con las exigencias técnicas de una o varias normas. También se
puede certificar un producto(Santamaría, 2011).
Clase de exactitud: Designación asignada a un transformador de corriente o de
tensión cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las
condiciones de uso prescritas
Corriente primaria nominal: El valor de la corriente primaria en la cual se basa el
funcionamiento del transformador(ICONTEC, 2007).
Corriente secundaria nominal: El valor de la corriente secundaria en la cual se basa
el funcionamiento del transformador(ICONTEC, 2007).
El Mercado Regulado y el Mercado No Regulado. Un cliente No Regulado es una
persona natural o jurídica con una demanda máxima superior a un valor en MW o a
un consumo mensual mínimo de energía en MWh, definidos por la Comisión, por
instalación legalizada, a partir de la cual no utiliza redes públicas de transporte de
energía eléctrica y la utiliza en un mismo predio o en predios contiguos. Sus
compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente entre el
comprador y el vendedor. Actualmente los límites son: tener una demanda de 0.1
MW o presentar un consumo de energía de mínimo de 55 MWh mensuales. Todos
los demás usuarios, que no cumplen con estos límites, pertenecen al Mercado
Regulad(Santa María et al., 2009).
Equipo de medida. Conjunto de dispositivos destinados a la medición o registro del
consumo de energía(ICONTEC, 2007).
Frontera comercial con reporte al ASIC: Frontera comercial a partir de la cual se
determinan las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en
el Mercado de Energía Mayorista (MEM. Estas fronteras se clasifican en: fronteras
de generación, fronteras de comercialización, fronteras de enlace internacional,
fronteras de interconexión internacional, fronteras de distribución y fronteras de
demanda desconectable voluntaria. (ICONTEC, 2007).
Fronteras de intercambio comercial. Puntos de intercambio comercial entre un OR y
otros agentes del MEM: otros operadores de red y otros comercializadores. Dentro
de este grupo se incluyen los puntos de transferencia de energía con el STN y el
SDL (subestaciones de energía, fundamentalmente) y los puntos de intercambio con
otros comercializadores. Los equipos de medida de estas fronteras deben cumplir
los mismos requerimientos de los usuarios no regulados( EMCALI, 2006).
Norma técnica colombiana: Esta norma establece los requisitos para el
planeamiento y diseño físico-espacial de nuevas instalaciones escolares, orientado a
mejorar la calidad del servicio educativo en armonía con las condiciones locales,
regionales y nacionales. Adicionalmente, puede ser utilizada para la evaluación y
adaptación de las instalaciones escolares existentes.
Medidor de energía: conjunto de elementos electromecánicos o electrónicos que se
utilizan para medir el consumo de energía activa y reactiva y en algunos casos su
demanda(ICONTEC, 2007).
Medidor de energía activa: Instrumento destinado a medir la energía activa
mediante la integración de la potencia activa con respecto al tiempo (ICONTEC,
2007).
Medidor de energía reactiva: Instrumento destinado a medir la energía reactiva
mediante la integración de la potencia reactiva con respecto al tiempo (ICONTEC,
2007).
Punto de conexión. Punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario
está conectado a un sistema eléctrico, con el propósito de transferir energía eléctrica
entre las partes. Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión
de un usuario o de un generador se conectan al STN, a un STR o a un SDL; el punto
de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) Operadores de Red; el punto de
conexión entre niveles de tensión de un mismo OR; o el punto de conexión entre el
sistema de un OR y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica.
(ICONTEC, 2007).
Relación de transformación nominal: Relación dada entre las señales de entrada y
salida de los transformadores de medida. Ésta se da entre la tensión primaria
nominal y la tensión secundaria nominal, y entre la corriente primaria nominal y la
corriente secundaria nominal(ICONTEC, 2007).
Sistema de medición o de medida: Conjunto de elementos destinados a la medición
y/o registro de las transferencias de energía y en el punto de medición. (ICONTEC,
2007).
Tensión nominal o de referencia (Vn): Valor de la tensión en función de la cual se
fija el desempeño del medidor(ICONTEC, 2007).
Transformador para instrumentos: Transformador previsto para alimentar
instrumentos de medida, medidores, relés y otros aparatos similares(ICONTEC,
2007).
Transformador de corriente (TC): Transformador para instrumentos en el cual la
corriente secundaria, en condiciones normales de uso, es substancialmente
proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente
cero para una dirección apropiada de las conexiones(ICONTEC, 2007).
Transformador de tensión o potencial (TT ó TP): Transformador para instrumentos
en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es
substancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es
aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones(ICONTEC,
2007).
Contenido Pág.
LISTA DE FIGURAS . .................................................................................................................... 1
LISTA DE TABLAS ......................................................................................................................... 2
RESUMEN ......................................................................................................................................... 3
ABSTRACT ....................................................................................................................................... 4
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 5
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................................................ 6
JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................................. 6
OBJETIVOS DEL PROYECTO ..................................................................................................... 9
1. CONCEPTOS GENERALES ................................................................................................... 10
1.1. La energía eléctrica .................................................................................................................... 10
1.1.1. Generación ............................................................................................................................................. 10
1.1.2. Transmisión............................................................................................................................................ 10
1.1.3. Distribución............................................................................................................................................ 10
1.1.4. Comercialización ................................................................................................................................... 11
1.2. Subestaciones ............................................................................................................................. 11
1.2.1. Tipos de subestaciones eléctricas. .......................................................................................................... 12
1.2.2. Tipos de configuración:.......................................................................................................................... 13
1.3. Equipos de medida...................................................................................................................... 24
1.3.1. Definición y precisión ............................................................................................................................ 25
1.3.2. tipos de medición según su conexión ..................................................................................................... 26
1.3.3. Normas para la fabricación de los medidores de energía ....................................................................... 27
1.3.4. Normas para la fabricación de los transformadores de medida .............................................................. 28
1.4. Sistema eléctrico nacional .......................................................................................................... 29
2. MARCO NORMATIVO ........................................................................................................... 31
2.1. LEY 142 Y 143 DE 1994 ............................................................................................................. 31
2.1.1. Aspectos relevantes de la ley 142 de 1994 referentes al sector eléctrico................................................ 32
2.1.2. Aspectos relevantes de la ley 143 de 1994 referentes al sector eléctrico................................................ 32
2.2. El Código de Medida .................................................................................................................. 33
2.2.1. Actualizaciones del código de medida ................................................................................................... 34
2.3. CREG 038 del 2014 .................................................................................................................... 37
2.3.1. Impactos nuevo código de medida resolución CREG 038 de 2014 ........................................................ 45
3. CAMBIOS REALIZADOS SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 038 DE 2014 EN LA S/E_1 .. 53
3.1. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN ............................................................................ 54
3.1.1. Ubicación ............................................................................................................................................... 56
3.1.2. Capacidad ............................................................................................................................................... 58
3.1.3. Diagrama ................................................................................................................................................ 58
3.1.4. Aspectos Técnicos .................................................................................................................................. 60
3.2. CUMPLIMIENTO NORMATIVO ............................................................................................... 61
3.2.1. Cumplimiento Normativo Creg 025 De 1995 ........................................................................................ 61
3.3. PLAN DE CAMBIOS PROPUESTOS POR EL OR .................................................................... 66
3.3.1. Cumplimiento normativo creg 038 de 2014 ........................................................................................... 68
3.3.2. Cambios realizados ................................................................................................................................ 71
3.3.3. Seguimiento a la actualización de la instalación .................................................................................... 74
3.3.4. Instructivo para el reporte y atención de fallas en equipos de medida.................................................... 74
3.4. COSTOS ASOCIADOS ............................................................................................................... 76
3.4.1. Costo de cambio y seguimiento ............................................................................................................. 76
3.4.2. Impacto social ........................................................................................................................................ 77
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 78
5. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................ 80
6. ANEXOS ..................................................................................................................................... 82
1
Lista de Figuras Pág.
Figura 1: Tipos de configuraciones” (elaboración propia basado en XM 2014).............................. 14
Figura 2: Interruptor sencillo – Barra simple” (fuente XM 2014) ................................................... 14
Figura 3: Interruptor sencillo – Barra partida” (fuente XM 2014) .................................................... 15
Figura 4: Barra Principal y Barra de Transferencia” (fuente XM 2014). .......................................... 17
Figura 5: Doble Barra” (fuente XM 2014). ...................................................................................... 18
Figura 6: Doble Barra” (fuente XM 2014). ....................................................................................... 19
Figura 7: Doble Barra más Barra de Transferencia” (fuente XM 2014). .......................................... 20
Figura 8: Anillo” (fuente XM 2014). ................................................................................................ 21
Figura 9: Interruptor y medio” (fuente XM 2014). .......................................................................... 22
Figura 10: Doble Barra con Doble Interruptor” (fuente XM 2014). ................................................ 24
Figura 11:Diagrama unifilar 1 de la S/E de estudio” (tomado de plano real del OR). ..................... 54
Figura 12: Diagrama unifilar 2 de la S/E de estudio” (fuente propia) ............................................... 55
Figura 13: ubicación geográfica de la S/E de estudio”, (Fuente Google Mapas). ............................. 57
Figura 14: ubicación georreferenciada de la S/E de estudio”, (Fuente Google Mapas). ................... 58
Figura 15: Diagrama unifilar 3 de la S/E de estudio” (tomado del plano eléctrico del O.R.) .......... 59
2
Lista de Tablas Pág. Tabla 1: “Selección de los medidores de energía. (Fuente NTC5019)”. ........................................... 26
Tabla 2: “Selección de transformadores de medida” (fuente NTC5019-2007) ................................ 28
Tabla 3:Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida. (Fuente CREG 038-
2014). ................................................................................................................................................ 29
Tabla 4: aspectos generales CREG 025 vs CREG 038 (fuente propia) ............................................ 45
Tabla 5: Impactos nuevo código de medida resolución CREG 038 de 2014 (fuente propia) ........... 53
Tabla 6: Clasificación puntos de medición, (fuente CREG 038 de 2014). ....................................... 55
Tabla 7: Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida de nuestra S/E,
(fuente CREG 038 de 2014). ............................................................................................................. 56
Tabla 8: Desfase máximo para el reloj interno de la S/E de estudio, (fuente CREG 038 de 2014). 56
Tabla 9: Frecuencia de mantenimiento del sistema de medición de la S/E de estudio, (fuente CREG
038 de 2014). ..................................................................................................................................... 56
Tabla 10: Aspectos técnicos a tener en cuenta (fuente propia) ......................................................... 60
Tabla 11: Información técnica S/E de estudio (fuente propia) .......................................................... 60
Tabla 12:Inspección Banco 1 medidor Principal (fuente propia) ...................................................... 62
Tabla 13: Inspección Banco 1 medidor Respaldo, (fuente propia) ................................................... 63
Tabla 14: Inspección Banco 2 medidor Principal, fuente propia) ..................................................... 64
Tabla 15: Inspección Banco 2 medidor Respaldo, (fuente propia). .................................................. 65
Tabla 16: Metodología PHVA. (Basado en Mayorga, S. A. (2007)). ............................................... 68
Tabla 17:Formato lista de Chequeo inspección a realizar cumplimiento CREG 038. (Fuente propia).
........................................................................................................................................................... 70
Tabla 18:Lista de Chequeo inspección realizada a S/E de estudio para cumplimiento CREG-038.
(Fuente propia). ................................................................................................................................. 73
Tabla 19:Instructivo para el reporte y atención de fallas en equipos de medida. (Fuente propia). ... 75
Tabla 20: Costos asociados. (Fuente Propia). ................................................................................... 77
3
RESUMEN
Los avances tecnológicos impulsan los cambios constantes en la sociedad y los elementos
que lo rodean, las tecnologías emergentes inciden en los mercados y generan planes que
mejoran la calidad de la información, La última modificación del código de medida se
describe en la resolución CREG 038 de 2014, en donde se establecen avances tecnológicos
que permitan realizar las mediciones en los intercambios comerciales de energía eléctrica
con menos incertidumbre, permitiendo un mejor respaldo de información y seguimiento
detallado. Estos avances tecnológicos inciden en los agentes del mercado eléctrico
Colombiano (Generadores, distribuidores, comercializadores) y generan cambios en las
instalaciones físicas donde se ubican las fronteras comerciales.
En el presente proyecto, la implementación de la regulación CREG 038 de 2014 será objeto
de investigación, como acción regulatoria y normativa sobre los actores del mercado
eléctrico nacional; para efectos prácticos se tomará una subestación del territorio nacional
de Colombia, en la cual se analizarán los cambios requeridos. Para el desarrollo de la
investigación se tendrá en cuenta modelos cuantitativos y cualitativos que exploren normas
sobre lo sistemas de medida. Las distintas fases de investigación permitirán identificar los
cambios más significativos de un sistema de medida en una subestación eléctrica del
territorio nacional.
Establecer las condiciones comparativas hacia un futuro permite establecer no solo el
estado, también el contexto en el cual se desarrollan las actividades y evalúa si estas
tecnologías vanguardistas son las adecuadas.
Palabras clave: CREG 038 de 2014, código de medida, equipo de medida,
intercambios comerciales, mercado eléctrico.
4
ABSTRACT
Technological advances drive constant changes in society and the surrounding elements,
emerging technologies have an impact on markets and generic airplanes that improve the
quality of information. The latest modification of the measurement code is described in
resolution CREG 038 of 2014, which establishes the technological advances that allow to
realize the measurements in the commercial exchanges of electric energy with less
uncertainty, allowing a better support of information and detailed monitoring. These
technological advances affect the agents of the Colombian electricity market (generators,
distributors, traders) and the changes generate in the physical facilities where the
commercial borders are located.
In the present project, the implementation of the CREG 038 regulation of 2014 was object
of investigation, as the regulatory and normative action on the actors of the national
electricity market; for practical purposes, a substation of the national territory of Colombia
was taken, in which the required changes are analyzed. The development of research takes
into account the quantitative and qualitative models that explore the rules on measurement
systems. The different phases of research will allow identifying the most significant
changes of a measurement system in an electrical substation of the national territory.
Establish the comparative conditions towards a future that allows establishing not only the
state, but also the context in which the activities are developed and evaluates if these
cutting-edge technologies are appropriate.
Key words: CREG 038 of 2014, measurement code, measurement equipment,
commercial exchanges, electricity market.
5
Introducción
Para el estudio y aplicación de la resolución CREG 038 de 2014 se tomó como referencia
una subestación eléctrica del OR a un nivel de tensión 230 kV en el municipio de Soacha,
en donde se realizar la validación de todas las condiciones pedidas por esta nueva
resolución, el OR como representante de la frontera participara de forma activa en este
estudio, con el objeto de realizar las adecuaciones necesarias, es muy posible que las
modificaciones no se realicen en su totalidad a la fecha límite de entrada en vigor de la
resolución.
Para un desarrollo óptimo de este estudio es necesario conocer las condiciones de seguridad
de operaciones en campo bajo la influencia de campos eléctricos establecidos en el RETIE,
así como las condiciones normativas actuales y sus modificaciones, ya que este estudio
contempla visitas a subestaciones eléctricas de niveles de tensión considerables que pueden
afectar la salud de los investigadores.
Es de recordar que algunas frases que se emplean en este escrito no contemplan los
nombres reales del OR ya que por condiciones de seguridad empresarial hubo restricción de
datos, esta restricción permite publicar las condiciones reales de los equipos de la
subestación de estudio.
Es importante mencionar que las condiciones de operación anteriores serán modelo
comparativo con las exigencias actuales en su totalidad ya que la resolución entro en vigor
en el 2014 y a la fecha se estima tener las modificaciones en su totalidad, es importante que
las condiciones de evaluaciones planteadas son una iniciativa académica sin ánimo de
perturbar decisiones políticas o influencia económicas.
6
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Las modificaciones físicas de las instalaciones se basan en requerimientos establecidos, en
algunas ocasiones pueden o no ser correctas; con la publicación de la resolución CREG
038 del 20 de marzo 2014 que actualizó la ley 143 y su artículo 11 de 1994 realizada por
la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG ), entraron en vigencia las
modificaciones al Código de Medida que establece los requisitos, condiciones técnicas,
procedimientos para la medición de energía en los intercambios comerciales en el Sistema
Interconectado Nacional (SIN), los intercambios con otros países y las transacciones entre
agentes (MME, 2014a).
Es vital evaluar las condiciones solicitadas para garantizar el objetivo principal de la
legislación, así como su cumplimiento e impacto técnico y económico en los actores del
mercado eléctrico.
Sistematización del Problema.
¿Qué tan coherentes han resultado los análisis realizados por los agentes del sector
eléctrico, en los conceptos regulatorios enfocados para las nuevas tecnologías de medición
y aplicados a una subestación eléctrica de potencia del territorio nacional?
¿Con el nuevo código de medida, resolución CREG 038 de 2014, se garantiza la
funcionalidad, operación y confiabilidad en la subestación eléctrica de potencia bajo
estudio?
¿Cuáles serían las mejoras sugeridas y cuales sus costos de inversión?
JUSTIFICACIÓN
La medición de los parámetros eléctricos como la tensión, corrientes, frecuencia, potencia
activa y reactiva son la base fundamental de un sistema de control y seguimiento (Ricardo
Andres Valencia, 2015). En los últimos años el mercado de energía eléctrico en el territorio
nacional tiene establecido la normativa que regula el sistema de medición y es el código de
medida por medio de la resolución 038 de 2014 expedida por la CREG (MME, 2014a).
7
La última modificación del código de medida se describe en la resolución CREG 038 de
2014, establece avances tecnológicos que permitan realizar las mediciones en los
intercambios comerciales de energía eléctrica con menos rango de incertidumbre,
permitiendo un mejor respaldo de información y seguimiento detallado a las cifras así como
cambios en las instalaciones físicas que deben ser bien seleccionados; es de recordar que la
publicación de la resolución fue en el año 2014 y su cumplimiento se estima en el 2016, es
vital evaluar si el tiempo estimado para las adecuaciones sugeridas es el correcto (MME,
2014a).
En el marco regulatorio se establece las sanciones e incumplimientos a los actores del
mercado eléctrico que incumplan lo descrito en la CREG 038 de 2014, algunos aspectos
relevantes en la sociedad son los siguientes:
El monopolio del mercado; el incumplimiento de la resolución CREG 038 de 2014
implica ceder la frontera del comercializador con sus derechos al operador de red,
esto implica aumentos en precio de energía a usuarios no regulados, impactando la
industria y productividad; un impacto de costo en la industria afecta directamente a
la clase obrera por consideración en reducción de presupuesto (Santa María et al.,
2009).
La medición de pérdidas y fallas. Si es posible tener un sistema más oportuno en
reporte de fallas se puede dar mejor respaldo y confiabilidad en el ZIN,
aumentando la calidad de energía entregada al usuario final (Ricardo Andres
Valencia, 2015).
Asegurar la sostenibilidad del negocio; si tienen garantía medible se aumenta la
probabilidad de inversión en el país (Santa María et al., 2009).
Calidad de información; la confiabilidad de la información de fronteras comerciales
con reporte al ASIC, como resultado del reporte automatizado, seguridad de la
información, y exactitud de la medición de la energía y facturación de cargos
asociados, son índices claves en las proyecciones energética a nivel nacional
(MME, 2014b).
8
Calidad en la medición; la fiabilidad en la medición de la energía consumida y
facturada, así como la información suministrada al cliente final impulsa la
implementación de UEEE (uso eficiente de energía eléctrica) en los sectores
industriales (Ramírez & Cano, 2003).
Oportunidad de un nuevo negocio; la creación de nuevos nichos de mercado
impactan el índice laboral, al ofrecer a los representantes de las fronteras
comerciales los servicios del Centro de Gestión de la Medida (MME, 2014b).
Control flujos energéticos; controlar las grandes energías que fluyen entre redes
aumenta el control de los niveles de pérdidas de energía (Ramírez & Cano, 2003).
En la actualidad Colombia cuenta con 31 operadores de red, 93 comercializadores,
CODENSA es el operador de red más conocido en Colombia con 73 fronteras comerciales
y 2722 relaciones comerciales con otros agentes del mercado, algunas ubicadas en
subestaciones principales; según cumplimiento de la resolución CREG 038 de 2014 es
necesario realizar las actualizaciones en todas las fronteras comerciales y todos los puntos
de relación con otros agentes del mercado eléctrico nacional (comercializadores). Para
nuestra investigación y evaluación se tomara una subestación real existente, inscrita como
frontera comercial del territorio nacional (EPM, 2014).
9
OBJETIVOS DEL PROYECTO
Objetivo general
Evaluar el estado actual y los cambios que genera la resolución CREG 038 del 2014 en
una subestación eléctrica del territorio nacional Colombiano.
Objetivos específicos:
1. Realizar un comparativo de exigencias entre el código de medida tanto anterior
(Resolución 025 de 1995) como nuevo (resolución CREG 038 de 2014) y los
trabajos realizados en un sistema de medición (SM).
2. Establecer y realizar una metodología para evaluar el cumplimiento de la resolución
CREG 038 y del S.M. aplicado en una subestación eléctrica real del territorio
nacional.
3. Evaluar los procedimientos en un sistema de Medición (SM) para reportes y
atención de fallas de acuerdo a los plazos del código de medida en una subestación
eléctrica del territorio nacional, atendiendo la resolución CREG 038 del 2014.
4. Evaluar el impacto técnico-económico de la implementación de la resolución CREG
038 en una subestación eléctrica real del territorio nacional.
10
1. CONCEPTOS GENERALES
1.1. La energía eléctrica El proceso de energía eléctrica tiene como fin suplir una necesidad del ser humano, y su
proceso inicia en la generación hasta el uso final, a continuación, describimos los distintos
procesos de la energía eléctrica.
1.1.1. Generación
La generación es un estado transitorio de la energía, en el cual se convierte la energía
cinética a mecánica. En este caso el resultante es la energía eléctrica, obtenida en las
centrales por medio de generadores, Estas fuentes pueden ser renovables (agua, viento, sol,
biomasa, o no renovables (combustibles fósiles como carbón, petróleo, gas natural entre
otros).
Después de este proceso de transformación la energía es modelada para su transporte de
forma eficiente, es muy común elevar la tensión nominal para evitar pérdidas en tensión
sinusoidales, en tensiones continuas es común ver el uso de superconductores(Vargas,
Alarcón, & Fajardo, 2011).
1.1.2. Transmisión
Una vez se ha generado la energía eléctrica por alguno de los procesos anteriormente
mencionados, se procede al proceso de la transmisión cuya función principal es transportar
la energía, desde su punto de origen a las subestaciones ubicadas a grandes distancias para
su distribución y así establecer un enlace eléctrico entre dos puntos o nodos(TOLEDANO,
2007).
1.1.3. Distribución
Después de ser transportada la energía eléctrica llega a las subestaciones cerca de las áreas
de consumo y cuya función es reducir los niveles de tensión y distribuirlas a través de la
ciudad para ser entregadas a los usuarios finales. Estas líneas, realizadas a distintas
tensiones, y las instalaciones en que se reduce la tensión hasta valores de media tensión,
más cercanos a los de consumo, constituyen la red de distribución que puede ser aérea o
subterránea. Centros de Transformación: Los Centros de Transformación, dotados
de transformadores o autotransformadores alimentados por las líneas de distribución en
Media Tensión (entre 1 kV y 36 kV), son los encargados de realizar la última
transformación, efectuando el paso de las tensiones de distribución a la tensión de
utilización(Rosas, 2003).
11
1.1.4. Comercialización
La comercialización consiste en la venta de la energía eléctrica a los usuarios finales.
Incluye la lectura de los medidores que hay en cada vivienda o empresa, la facturación del
servicio, la entrega de las facturas, la atención al cliente y la respuesta de peticiones, quejas
o reclamos.
Por lo general este proceso de comercialización es realizada operador de red (OR) de cada
una de las ciudades, pero existen casos en los cuales no es así. Es aquí donde entran los
usuarios llamados regulados regidos por lo establecido en la Ley 142, y no regulados que
deben cumplir los requisitos de energía y/o demanda descritos en la Resolución CREG 038
de 2014, es decir los comercializadoras: son las encargadas de comprar la electricidad en el
mercado eléctrico o bien llegar a acuerdos bilaterales con los generadores para conseguir la
energía y luego vendérsela a los clientes(Rendón, Hinestroza, & Moreno, 2011).
1.2. Subestaciones Las subestaciones es un conjunto estructuras o instalaciones situado en un mismo lugar, del
cuarto eléctrico y de los edificios necesarios para realizar alguna de las siguientes
funciones: Transformación de la tensión, del número de fases, rectificación, compensación
de factor de potencia y de conexión de dos o más circuitos, adecuadas para la transmisión y
distribución de la energía eléctrica. Su principal equipo es el transformador. Hay dos tipos
de subestaciones: reductoras y elevadoras. Las subestaciones elevadores son aquellas que
como su nombre lo indica elevan la tensión generada de media a alta o muy alta tensión
para poderla transportar. Se encuentran al aire libre o pueden ser GIS (cuartos compactos) y
están situadas al lado de las centrales generadoras de electricidad. La tensión primaria de
los transformadores suele estar entre 3 y 36 kV, mientras que la tensión secundaria de los
transformadores está condicionada por la tensión de la línea de transporte o de
interconexión (44, 115, 220 o 500 kV). Y las subestaciones reductoras son subestaciones
con la función de reducir la tensión de alta o muy alta a media tensión para su posterior
distribución. La tensión primaria de los transformadores depende de la tensión de la línea
de transporte (44, 115, 220 o 5000 kV). Mientras que la tensión secundaria de los
transformadores está condicionada por la tensión de las líneas de distribución (entre 11.4 y
34.5 kV)(TOLEDANO, 2007).
12
1.2.1. Tipos de subestaciones eléctricas.
Las subestaciones de potencia se pueden clasificar de varias formas, pueden ser de dos
tipos:
Subestaciones de transformación: son las encargadas de transformar la energía
eléctrica mediante uno o más transformadores. Estas subestaciones pueden ser
elevadoras o reductoras de tensión.
Subestaciones de maniobra: son las encargadas de conectar dos o más circuitos y
realizar sus maniobras. Por lo tanto, en este tipo de subestaciones no se transforma la
tensión(Ramirez, 2003).
Según su función:
De maniobra: Es la subestación en la que se interconectan dos o más circuitos, es
decir varios sistemas y de la cual se distribuye energía eléctrica a otras subestaciones
o a otros sistemas. Cabe destacar que todas las líneas que concurren en la subestación
a igual tensión, permite la formación de nudos en una red mallada y tienen la
característica de aumentar la fiabilidad del sistema.
De transformación pura: Es una subestación en la cual se realiza cambio en el nivel
de tensión de entrada, puede ser elevadora o reductora según la función que cumpla.
Para esto debe contar con la presencia de uno o varios transformadores.
De transformación/maniobra: destinada a la transformación de tensión desde un nivel
superior a otro inferior, así como a la conexión entre circuitos del mismo nivel, estas
es una de las subestaciones más utilizadas. De central: destinada a la transformación
de tensión desde un nivel inferior a otro superior, es muy usada en las centrales
eléctricas o subestaciones de generación. Es útil a un nivel de tensión apto para
transporte de energía eléctrica en considerables distancias(CODENSA, 2014).
Según emplazamiento o forma constructiva:
De intemperie. Las subestaciones de intemperie son aquellas cuyos elementos,
componentes están diseñados para operar al aire libre y por ende soportar los embates
del clima; lluvia, viento, granizo, contaminación atmosférica, etc. En estás
subestaciones los aislamientos están diseñados para que operen con alta grado de
humedad y bajo lluvia, por lo cual los aisladores tienen grandes faldones que sirven
para alargar la distancia dieléctrica y para mantener la rigidez dieléctrica necesaria en
condiciones de lluvia y contaminación. Las subestaciones de intemperie
13
convencionales, se caracterizan por ocupar espacios con equipo montado sobre
estructuras de acero y concreto.
De interior: Donde sus elementos constitutivos se instalan en el interior de edificios
apropiados y por lo tanto no se encuentran a condiciones de la intemperie. Esta
solución, en la actualidad solo encuentra aplicación en ciertos tipos de subestaciones
que ocupan poco espacio y que se conocen como subestaciones unitarias, que operan
con potencias relativamente bajas y se emplean en el interior de industrias o
comercios.
Blindadas: en este tipo de subestaciones los aparatos y las maquinas se encuentran
completamente blindados y el espacio que ocupan, a igualdad de potencia y tensiones,
es muy reducido a comparación con los otros tipos de subestaciones. Emplean gas
SF6 (Hexafluoruro de Azufre) como medio aislante incluido en el blindaje, en varios
compartimentos separados entre sí y su forma modular permite ampliaciones
posteriores, son bastante usadas en poblaciones o en áreas de alta contaminación. Por
lo general se usan en fábricas, hospitales, auditorios, edificios y centros comerciales
que requieran poco espacio para su instalación(Fernando Gómez Tapias & Torres,
2011).
1.2.2. Tipos de configuración:
Se denomina configuración al arreglo de los equipos electromecánicos constitutivos de un
patio de conexiones, o pertenecientes a un mismo nivel de tensión efectuado de tal forma
que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de confiabilidad, seguridad
y flexibilidad de manejo, transformación y distribución de energía eléctrica. Cada punto o
nodo del sistema tiene diferentes requerimiento de confiabilidad, seguridad y flexibilidad y
cada tipo de configuración brinda diferentes grados de estas características(XM _ESP,
2014).
14
Figura 1: Tipos de configuraciones” (elaboración propia basado en XM 2014)
Barra sencilla
Interruptor sencillo – Barra simple
“En este tipo de configuración se tiene un único barraje al cual llegan los diferentes tipos de
circuitos sean provenientes de un equipo de generación o de otra subestación de potencia.
Por lo general cada línea viene acompañado de con un interruptor y con dos seccionadores
en cada uno de los extremos. Esta configuración es la más económica posible ya que
contiene la menor cantidad de equipos” (XM _ESP, 2014).
Figura 2: Interruptor sencillo – Barra simple” (fuente XM 2014)
15
Ventajas:
• Económica – bajo costos.
• Fácil de proteger.
• Fácilmente ampliable.
• Ocupa poco espacio y no presenta muchas posibilidades de operación incorrecta
Desventajas:
• La falla o mantenimiento de un interruptor pone fuera de servicio al circuito completo que
presenta la anomalía.
• Un mantenimiento en el barraje deja fuera de servicio a toda la subestación.
• Cuando se presenta una falla en el barraje salen de funcionamiento todos los circuitos
debido a que se disparan todos los interruptores de los circuitos(Ruiz, 2002).
Interruptor sencillo – Barra partida
Esta configuración es similar a la anterior con la única diferencia que se le ha agregado un
interruptor en la parte media del barraje con sus seccionadores llamado campo de
seccionamiento, con el aumento de quipo aumentan los costos de la configuración pero
gracias a esto hay ganancia en la flexibilidad y en la continuidad del servicio de la
subestación. Afectando solo el 50% de su funcionamiento.
Figura 3: Interruptor sencillo – Barra partida” (fuente XM 2014)
16
Ventajas:
• Económica – bajo costos.
• Fácil de proteger.
• Fácilmente ampliable.
• Cuando se presenta una falla en el barraje o en el interruptor, seccionador de un circuito
se dispara la protección diferencial, junto con el interruptor del campo de seccionamiento,
esto hace que independicen cada una de las zonas permitiendo de esta manera aislar la zona
que se encuentra en falla y poder realizar el respectivo mantenimiento o reparación. Se
utiliza para acoplar el sistema de sub-transmisión con el de distribución(XM _ESP, 2014).
Desventajas:
• El mantenimiento del interruptor pone fuera de circulación dicho circuito.
• El mantenimiento al campo de seccionamiento o a uno de los barrajes pone fuera de
servicio el 50% de la subestación en la zona afectada.
• No se puede hacer mantenimiento a interruptores son desconectar las cargas salgo el
interruptor de acople(Ruiz, 2002).
Barra Principal y Barra de Transferencia
Este configuración es aquella que dentro de su estructura contiene dos barrajes, uno
llamado principal que lleva toda la carga y otro llamado de transferencia que se utiliza para
transferir la carga de un transformador de potencia o un alimentador de A.T. a través de un
seccionador. Cabe resaltar que en este tipo de configuración la barra de transferencia está
diseñada para soportar la carga de una sola línea. Es decir, que no pueden estar dos
interruptores de línea conectados a la barra de transferencia.
Este tipo de barraje se utiliza en subestaciones intermedias de transmisión o subtransmisión
por tener mayor flexibilidad en operación y continuidad del servicio y son bastante
comunes en áreas de corredores industriales, zonas de alto crecimiento y en áreas donde se
requiera una mayor confiabilidad permitiendo el crecimiento(XM _ESP, 2014).
17
Figura 4: Barra Principal y Barra de Transferencia” (fuente XM 2014).
Ventajas:
• Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin perder el elemento (LAT
o banco de transformación) a que pertenezca el interruptor. En subestaciones blindadas en
SF6 no se requiere mantenimiento mayor hasta por lo menos durante un periodo de 10
años.
• No existe restricción entre la ubicación física de las bahías de los elementos y la
funcionalidad de la subestación eléctrica, condición que facilita el reacomodo de las líneas
de alta tensión y la realización de ampliaciones.
• Para subestaciones eléctricas importantes en la red y/o que requieran de alta confiabilidad
este arreglo es el más óptimo.
• En subestaciones de bajo perfil, permite dar mantenimiento al interruptor del elemento
que se trate, sin la pérdida del enlace utilizando el bypass y el interruptor comodín
• De fácil construcción modular, en subestaciones blindadas en SF6 se puede reducir hasta
un 60% del área requerida. Ocupa menor superficie de construcción dependiendo de la
cantidad de bahías.
• En subestaciones blindadas en SF6 no requiere de tres niveles de conductor energizado
para la conectividad entre equipos y barras.
Desventajas:
• Más costoso en comparación de la configuración barrajes sencillos.
• Una falla en la barra principal ocasiona la pérdida de todos los elementos de la
subestación.
• Es necesario transferir los disparos de protecciones al interruptor de transferencia, cuando
éste se está usando.
18
• No permite des energizar la barra principal sin tener que desconectar todos los elementos
de la subestación.
• En subestaciones eléctricas de distribución de bajo perfil con aislamiento en aire se
pueden realizar arreglos de bajo perfil, pero requiere tres niveles de conductor energizado
para la conectividad entre equipos y barras.
• En las subestaciones eléctricas de distribución de bajo perfil, Ocupa mayor superficie de
construcción.
f) Para las subestaciones eléctricas de distribución de bajo perfil en este arreglo no es
recomendable la instalación de interruptores de tanque muerto, derivado a los esquemas de
protecciones de cada elemento (Ruiz, 2002).
Doble Barra
Este configuración es aquella que dentro de su estructura contiene dos barrajes idénticos,
uno se puede usar como repuesto de otro. Con esta configuración se puede garantizar que
no va a existir la interrupción del servicio, en caso de que falle una de las dos barras de
servicio(XM _ESP, 2014).
Figura 5: Doble Barra” (fuente XM 2014).
Ventajas:
• Se puede independizar el suministro de cargas, de manera que cada carga, se pueda
alimentar de un barraje diferente.
• Cada juego de barras se puede tomar por separada para limpieza y mantenimiento, es
decir que es posible hacer mantenimiento en barras sin suspender el servicio
19
• Esta configuración es flexible y confiable pues permite separar circuitos en cada una de
las barras.
• Dada su flexibilidad, se puede usar el acople como seccionador de barras, permitiendo así
conectar a una y otra barra circuitos provenientes de una misma fuente sin necesidad de
hacer cruce de las líneas a la entrada de la subestación.
Desventajas:
• No es segura cuando se presentan fallas en barras e interruptores.
• No se puede realizar mantenimiento a interruptores(Ruiz, 2002).
Doble Barra más Seccionador de “By-pass”
Esta subestación se puede operar, no simultáneamente, como doble barra o como barra
principal más transferencia, no presentándose así conjuntamente las propiedades de
flexibilidad y confiabilidad(XM _ESP, 2014).
Figura 6: Doble Barra” (fuente XM 2014).
Similar al esquema de barra simple, pero permite realizar labores de mantenimientoen los
tramos sin interrumpir el servicio, a través del seccionador en derivación (By-Pass)
Ventajas:
• Dada su flexibilidad, se puede usar el acople como seccionador de barras, permitiendo así
conectar a una y otra barra circuitos provenientes de una misma fuente sin necesidad de
hacer cruce de las líneas a la entrada de la subestación.
20
• Requiere poco espacio físico para su construcción.
• Se pueden hacer mantenimiento a los interruptores.
• Es posible hacer mantenimiento en barras sin suspender el servicio.
Desventajas
• Falla en barra interrumpe totalmente el suministro de energía.
• Las ampliaciones de barra exigen la salida de la subestación en su totalidad.
• Esta configuración es la que requiere un mayor número de equipos por campo,
presentándose así mismo más elevada posibilidad de operación incorrecta durante
maniobras(Ruiz, 2002).
Doble Barra más Barra de Transferencia
Es una combinación de la barra principal y de transferencia y la doble barra, dando como
resultado un arreglo que brinda simultáneamente confiabilidad y flexibilidad. Normalmente
se usan dos interruptores para las funciones de acople y transferencia, respectivamente,
pudiéndose así efectuar en forma simultánea ambas operaciones. En algunos casos se
utiliza un sólo interruptor (con el debido arreglo de seccionadores) perdiéndose así la
función fundamental de las tres barras, con lo cual se asimila esta configuración a las dos
anteriores(XM _ESP, 2014).
Figura 7: Doble Barra más Barra de Transferencia” (fuente XM 2014).
Ventajas:
• Ofrece mayor confiabilidad y flexibilidad.
21
• Permite mantenimiento a barras e interruptores.
• Es posible hacer mantenimiento en barras sin suspender el servicio.
Desventajas
• Es el más costoso por el número de elementos y equipos para su construcción.
•Esta configuración es la que requiere un mayor número de equipos por campo,
presentándose así mismo más elevada posibilidad de operación incorrecta durante
maniobras(Ruiz, 2002).
Anillo
Esta configuración, como su nombre lo indica, está en forma de anillo. El barraje se
encuentra seccionado en varias partes, cada circuito de línea o transformador posee dos
seccionadores de barraje a cada lado lo que llegado el caso permite que dicho circuito se
alimentado por cualquiera de los seccionadores adyacentes de barraje. Para su
funcionamiento es necesario que todos los seccionadores de barraje se encuentren cerrados.
La barra colectora es un anillo conformado por interruptores. Para aislar un circuito se
requiere la apertura de los dos interruptores. Para aislar un circuito por un período largo, se
debe abrir el seccionador de la línea para cerrar los interruptores asociados a dicho circuito
y así dar continuidad al anillo(XM _ESP, 2014)
Figura 8: Anillo” (fuente XM 2014).
Ventajas:
• Es económica, segura y confiable si todos sus interruptores están cerrados. En caso de
falla en un circuito, mientras se hace mantenimiento en otro, el anillo puede quedar
22
dividido y presentar falta de servicio para alguna de las partes, o perderse la seguridad en el
sistema.
• Desde el punto de vista de la flexibilidad la subestación es similar a una barra sencilla.
Para efectos de distribución de corrientes, los circuitos conectados al anillo se deben
distribuir de tal manera que las fuentes de energía se alternen con las cargas.
Desventajas:
• La cantidad de seccionadores de barraje puede hacer que sea mayor la posibilidad de
fallas, para el mantenimiento de un circuito se deben abrir cada uno de los seccionadores
adyacentes de barraje y des energizar el circuito.
• Cuando se presenta una falla en el barraje o en uno de los seccionadores de barraje, esto
hará que se dispararen todos los interruptores de los circuitos de línea y de transformador,
poniendo fuera de servicio a la subestación, aunque es posible volverla a poner en servicio
una vez que se ha detectado el circuito en falla, ya que este puede ser aislado de los demás
abriendo los seccionadores de barrajes adyacentes.
• Difícilmente ampliable, debido a que la parte de control de bastante difícil
implementarla(Ruiz, 2002).
Interruptor y medio:
En esta configuración nuevamente se tienen dos barrajes y además dispone de tres
interruptores por cada dos circuitos. Cada circuito puedes ser alimentado por cualquiera de
los barrajes, por lo que estos deben ser diseñados para soportar la carga de todos los
circuitos. Este esquema es muy flexible en operación y la continuidad del servicio le
permite ser instalada cerca de una central generadora o en aquellas donde el flujo de
potencia sea considerado(XM _ESP, 2014).
Figura 9: Interruptor y medio” (fuente XM 2014).
23
Esta configuración se basa en 2 barras energizadas y un arreglo de 3 interruptores llamado
Diámetro y que alimenta 2 circuitos.
Se tienen tres interruptores (diámetro) por cada dos salidas. Se puede hacer mantenimiento
a cualquier interruptor o barraje sin suspender el servicio y sin alterar el sistema de
protección.
Una falla en un barraje no interrumpe el servicio a ningún circuito. Es segura y confiable
tanto por falla en los interruptores como en los circuitos y en las barras.
Ventajas:
• No necesita tramo de enlace de barra.
• El mantenimiento de un disyuntor se puede realizas sin sacar de servicio el tramo
correspondiente.
• Se puede realizar mantenimiento en cualquier interruptor y en cualquier barra.
• Ante la falla de uno de los interruptores los 2 circuitos quedan alimentados por los otros 2
interruptores del esquema.
• Este esquema es más costoso, pero permite mayor grado de continuidad del servicio.
Desventajas:
• Para la realización del mantenimiento de los seccionadores conectados directamente al
tramo, es necesario dejar fuera de servicio el tramo correspondiente.
• Requiere gran espacio físico para su construcción.
• Cambios de carga afectan la frecuencia en el generador.
• No es flexible porque se opera con ambas barras energizadas y todos los interruptores
cerrados. El hecho de tener dos barras no significa que los circuitos puedan ser conectados
independientemente a cualquiera de ellas, como en el caso de la doble barra.
• La protección y el re cierre se complican por el hecho de que el interruptor intermedio
(entre dos circuitos) debe trabajar con uno u otro de los circuitos asociados(Ruiz, 2002).
Doble Barra con Doble Interruptor
En esta configuración se duplican tanto las barras como los interruptores de cada circuito.
24
Presenta la mayor seguridad tanto por falla en barras como en interruptores. Da gran
libertad para la operación, para trabajos de revisión y mantenimiento. Para lograr la mayor
seguridad cada circuito se debe conectar a ambas barras o sea todos los interruptores
cerrados y las dos barras energizadas.
Es la más costosa de todas las configuraciones a expensas de su seguridad desde el punto de
vista del suministro, por lo cual su adopción en un caso particular requiere una justificación
cuidadosa(XM _ESP, 2014).
Figura 10: Doble Barra con Doble Interruptor” (fuente XM 2014).
Ventajas:
• No afecta las demás cargas cuando hay alguna falla en una carga
• Tiene versatilidad y confiabilidad.
• Esta configuración es la más confiable pero la cantidad de elementos también la hacen
muy costosa, puede ser ubicada en una central de generación en donde la continuidad del
servicio sea lo primordial.
Desventajas:
• Es muy costosa la implementación(Ruiz, 2002).
1.3. Equipos de medida El buen funcionamiento de un organismo, máquina, etc., dependen del funcionamiento
exacto de los distintos elementos que lo constituyen. Si uno de ellos no realiza la función
adecuada, desencadena el mal funcionamiento de todo el sistema; en los sectores
industriales el paro de la producción implicaría pérdidas considerables en una empresa.
25
Hay muchos métodos e instrumentos diferentes que se emplean para medir las diferentes
variables eléctricas, dependiendo de cada instalación. Cada uno de ellos desarrollado e
implementados de acuerdo con cada una de las diferentes instalaciones.
En el campo de las medidas eléctricas hay que distinguir dos tipos de medidas: medidas de
tipo industrial y medidas de laboratorio.
Medidas industriales: son aquellas que se realizan directamente sobre el montaje o
instalación eléctrica. Para realizarlas se necesitan aparatos que sean prácticos, con la
posibilidad de ser tanto fijos como portátiles.
Medidas de laboratorio: son aquellas que se realizan en condiciones idóneas y distintas
de las ambientales. Se utilizan para verificar el funcionamiento de los aparatos de
medida o para el diseño de aparatos y circuitos; estos aparatos suelen tener una mayor
precisión que los utilizados en la industria, motivo por el cual son más delicados y
costosos.
Podemos decir que un aparato de medida será mejor o peor, atendiendo a las siguientes
cualidades:
a) Sensibilidad: se define como el cociente entre la desviación de la aguja indicadora
medida en grados y la variación de la magnitud que se está midiendo. Esta cualidad es
específica de los aparatos analógicos.
b) Precisión: la precisión de un aparato de medida, está íntimamente relacionada con su
calidad. Es más preciso un aparato cuanto más parecido sea el valor indicado a la medida
real de dicha magnitud.
c) Exactitud: es un concepto parecido al de precisión, pero no igual. Un aparato es más
exacto cuanto más parecidos sean el valor medido y el valor real por extensión, un aparato
exacto es, a su vez, preciso, pero un aparato preciso no tiene por qué ser exacto.
d) Fidelidad: cuando al repetir varias veces la misma medida, el aparato da la misma
indicación(EPSA, 2012)(Aladro, 2002).
1.3.1. Definición y precisión
De acuerdo al nivel de tensión y de la magnitud de la carga la medida puede ser directa,
semidirecta o indirecta. Dependiendo del tipo de medición los medidores deben cumplir
con unas especificaciones técnicas de acuerdo a su aplicación.
La selección de los medidores de energía se hace de acuerdo con la tabla 1 de acuerdo en la
norma NTC 5019. Los medidores de energía se deben seleccionar de acuerdo a lo indicado
en la tabla 7 y las características eléctricas de los medidores como se indican en la misma.
26
Tabla 1: “Selección de los medidores de energía. (Fuente NTC5019)”.
Todos los medidores de energía a partir de la implementación de nuevas tecnologías y de
acuerdo a las normas deben contar con un dispositivo de comunicación que le permita ser
interrogado local o remotamente. Para la parametrización y lectura el medidor dispondrá de
al menos dos puertos de comunicación que serán:
Puerto óptico
Puerto RS 232 o RS485
Puerto Ethernet.
Para los anteriores dispositivos de comunicación, el fabricante debe suministrar las
características y especificas técnicas respectivas de acuerdo con el esquema de medición
remoto que se implemente(ESSA, 2004)(ICONTEC, 2007).
1.3.2. tipos de medición según su conexión
Las definiciones y los aspectos relacionados con la selección de los equipos de medida
(tipos de medición, clasificación, conformación del equipo de medida, normas de
fabricación de los componentes del equipo de medida (medidor, T.C., T.T., etc.), equipos
auxiliares, esquemas de conexión, simbología, pruebas y ensayos, requisitos de
27
parametrización, dispositivos de salida, intercambio de datos, etc.) deben cumplir con lo
establecido en la norma NTC 5019 – SELECCIÓN DE EQUIPO PARA MEDICIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA(Espin & Guillermo, 2008)(ESSA, 2004).
Equipo para medición directa
En este tipo de medida, los equipos se conectan directamente a la tensión y a la corriente
del servicio eléctrico, sin la necesidad de requerir Transformadores de Corriente (TC) o
Transformadores de Tensión (TP)(ESSA, 2004).
Equipo para medición semi-directa
Para la medición semi-directa de energía se utiliza el (los) medidor(es) de energía (activa
y/o reactiva) y un TC por cada fase que alimenta la carga. En este tipo de medición, la
conexión de las señales de corriente provenientes de los devanados secundarios de los TC y
de las señales de tensión provenientes de la acometida, al medidor, debe realizarse
mediante una bornera o bloque de pruebas(ESSA, 2004)(Flórez & José, 2006).
Equipo para medición indirecta
Para la medición indirecta de energía se utiliza generalmente un medidor estático
multifuncional de energía y un juego de transformadores de medida compuesto por TCs y
TPs. El número de TCs y de TPs se selecciona con base en el número de fases, el número
de hilos y el nivel de tensión de la red en el punto en el cual se realiza la medida(ESSA,
2004)(Aladro, 2002).
1.3.3. Normas para la fabricación de los medidores de energía
Los medidores de energía que han de adquirirse para la medición de corriente alterna deben
cumplir las siguientes normas nacional o internacional:
NTC 4052 / IEC 62053-21. Equipos de medición de energía eléctrica para clases de
precisión 1 y 2
NTC 2147/ (IEC 62053-22) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores
estáticos de energía activa Clases 0,2s y 0,5s.
28
NTC 4569/ IEC 62053-23) Equipos de medición de energía eléctrica, medidores
estáticos de energía reactiva Clases 2 y 3.
NTC 2288 IEC 62053-11 Equipos de medición de energía eléctrica, medidores
electromecánicos de energía activa (Clases 0,5, 1 y 2)
NTC 2148/ IEC 60145) Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.
1.3.4. Normas para la fabricación de los transformadores de medida
NTC 2205/IEC 60044-1 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.
NTC 2207/IEC 60044-2 Transformadores de medida. Transformadores de Tensión
inductivos.
NTC 4540 / IEC 60044-3 Transformadores de medida. Transformadores combinados.
IEC 60044-5 Instrument transformers. Part 5: Capacitor Voltage Transformers.
ANSI/IEEE 57.13 / IEEE Standard for instrument Transformers.
Tabla 2: “Selección de transformadores de medida” (fuente NTC5019-2007)
De acuerdo al enfoque de la resolución CREG 038 DEL 2014, se tienen los requisitos de
exactitud para medidores y transformadores de medida de acuerdo a la tabla 3:
29
Tipo de
puntos
de
medición
Índice de clase
para
medidores de
energía activa
Índice de clase
para
medidores de
energía
reactiva
Clase de
exactitud para
transformadores
de corriente
Clase de
exactitud para
transformadores
de tensión
1 0,2 S 2 0,2 S 0,2
2 y 3 0,5 S 2 0,5 S 0,5
4 1 2 0,5 0,5
5 1 ó 2 2 ó 3 -- --
Tabla 3:Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida. (Fuente CREG 038-
2014).
1.4. Sistema eléctrico nacional El fundamento principal para comprender el sistema eléctrico nacional son los niveles de
tensión, por que definen la caracterización de las redes que operan, para llegar a definir los
niveles de tensión se debe tener claro los conceptos de las diferentes redes presentadas en el
mercado eléctrico nacional. Para ellos debemos señalar que la transmisión y distribución de
energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, se realiza a través del Sistema de
Transmisión Nacional, STN, de los Sistemas de Transmisión Regionales, STR, y de los
Sistemas de Distribución Local, SDL, definidos en la Resolución CREG 097 de 2008 y
descritos a continuación:
“Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de compensación y
subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, los transformadores
con este nivel de tensión en el lado de baja y los correspondientes módulos de conexión.
Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema de transporte de energía eléctrica
compuesto por los Activos de Conexión del OR al STN y el conjunto de líneas, equipos y
subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el Nivel de Tensión 4. Los STR
pueden estar conformados por los activos de uno o más Operadores de Red.
Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto
por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los
Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de
Comercialización.”
30
Adicionalmente, para la interpretación de las definiciones citadas se debe considerar los
Niveles de Tensión definidos en la resolución en mención:
“Niveles de Tensión. Los sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local se
clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente
definición(MME, 2004)(MME, 2014a)(MME, 2013):
Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.
Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.
Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.
Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.”
Aunque si se compara por el lado seguridad industrial emitidas por el RETIE tenemos la
siguiente clasificación, que a su vez fueron tomados de la NTC 1340(ESSA, 2004):
Extra alta tensión (EAT): circuitos de tensión nominal entre fases superior a 220 kV.
Alta tensión (EA): circuitos de tensión nominal mayor o igual a 57,7 kV y menor o
igual 220 kV.
Media tensión (MT): circuitos de tensión nominal superior a 1 kV e inferior a 57,7
kV.
Baja tensión (BT): circuitos de tensión nominal mayor o igual a 25 V y menor o igual
a 1 kV.
Toda instalación debe asociarse a uno de los niveles anteriormente vistos sea por RETIE
(seguridad en personas e instalaciones) o por CREG (parte comercial).
Para las instalaciones que se encuentran fuera del SIN o denominadas ZNI no se precisa
una clasificación exacta de niveles de tensión por sus diversos usos, es común encontrar un
rango de tensión nominal inferior a 1 kV(CREG, 2008)(MME, 2013).
31
2. MARCO NORMATIVO
2.1. LEY 142 Y 143 DE 1994 La satisfacción de las necesidades básicas de las personas en las ciudades generan un alto
consumo de energía; esta demanda enérgica tiene un comportamiento similar a la tasa de
crecimiento de las personas; algunas empresas contemplan esta oportunidad como la
generación de nuevos mercados que involucren una rentabilidad que sea sostenible y
perdurable en el tiempo; esta misma oportunidad emana una gran responsabilidad de
control que permita un mercado equitativo entre las oferentes y los demandantes para ello
existen dos entes uno que imparte las condiciones legales de control, inspección y
vigilancia por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; el otro ente
el Ministerio de Minas y Energía, en ejercicio de las funciones de regulación, planeación,
coordinación y seguimiento de todas las actividades relacionadas con el servicio público de
electricidad, definirá los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes
convencionales y no convencionales de energía(Santa María et al., 2009).
Las necesidades básicas establecidas en los servicios públicos se refieren a la prestación
del suministro de agua potable, energía eléctrica, alcantarillado y gas, algunos de ellos de
suministro vital dependiendo del caso que se evalué; sin embargo los más relevantes como
el agua potable y el servicio de energía eléctrica tiene su trascendencia normativa que data
de unos 20 años en seguimiento y crecimiento de acuerdo a las condiciones de desarrollo de
las distintas ciudades. En el artículo 370 de la Constitución política colombiana señala lo
siguiente ...” Corresponde al Presidente de la República señalar, con sujeción a la ley, las
políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos
domiciliarios y ejercer por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios, el control, la inspección y vigilancia de las entidades que los presten, para
ello se creó un Contrato con usuarios regulados en el cual se consolida el “Contrato de
Condiciones Uniformes”, el cual se rige por lo establecido en la Ley 142 de 1994 y
representa un acuerdo mediante el cual se presta el servicio de energía a cambio de un
precio en dinero y de acuerdo a las estipulaciones definidas para ofrecerlas a los clientes del
Mercado Regulado.
Para los usuarios no regulados los contratos que se celebren con cualquier OR celebra con
los usuarios del Mercado No Regulado, son del tipo “pague lo demandado”. Para ser un
usuario del Mercado No Regulado, se deben cumplir los requisitos de energía y/o demanda
descritos en la Resolución CREG 131 de 1998 y actualmente la Resolución CREG 038 de
2014. (SSPD, 1994b)(SSPD, 1994a).
32
2.1.1. Aspectos relevantes de la ley 142 de 1994 referentes al sector eléctrico
La ley 142 de 1994 establece las labores de control y vigilancia las empresas prestadoras
de servicios públicos domiciliarios excepto el área de telecomunicaciones la cual
corresponde a la agencia de control del espectro electromagnético; para este caso la SSPD
vigila el cumplimiento y disposiciones generales del MME y que establece la CREG sobre
el sector eléctrico para las compañías prestadoras de energía eléctrica en el territorio
nacional(SSPD, 1994a).
Los parámetros básicos de verificación de la ley están enmarcados en los siguientes rasgos
principales:
De las personas de servicios públicos.
Régimen de actos y contratos de las empresas.
Régimen laboral.
Otras disposiciones (gestión de informes, indicadores y expropiación de
servidumbres).
Regulación, control y vigilancia del estado en los servicios públicos.
Régimen tarifario de las empresas de servicios públicos.
Organización y procedimientos administrativos.
Contrato de servicios públicos.
Normas especiales para algunos servicios.
Régimen de transición y otros aspectos.
2.1.2. Aspectos relevantes de la ley 143 de 1994 referentes al sector eléctrico
La ley 143 establece las condiciones generales que tiene el MME para establecer un ámbito
de franca ley de mercado entre las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliario
y el usuario, directamente delega a la CREG para ser autónoma de procedimientos que
cumplan el objetivo principal de lo dispuesto en la ley 143 de 1994, algunos aspectos en las
que se enmarca la normativa mencionada son(SSPD, 1994b):
Planeación de la expansión.
De la regulación.
De la generación de energía eléctrica.
De la interconexión.
De la operación del sistema interconectado nacional.
De las tarifas de acceso y uso de las redes.
Del régimen económico y tarifario para venta de energía eléctrica.
De la conservación del medioambiente.
Del contrato de concesión.
33
Algunas actualizaciones y modificaciones a la normativa se han dispuesto en las siguientes
modificaciones:
Ley 689 de 2001 en la cual se dispone de:
- Régimen de actos y contratos de las empresas.
- Otras disposiciones (control de resultados y liquidación de empresas de servicios
públicos).
- Régimen tarifario (estratificación).
- El contrato de servicios públicos.
Ley 632 de 2000 (subsidios sobre la prestación de servicios públicos domiciliarios).
Decreto 990 de 2002 (naturaleza, funciones y estructura de la SSPD)
2.2. El Código de Medida
El Código de Medida establece las condiciones técnicas y procedimientos que se deben
tener en cuenta, para efectos de lectura, registro y recolección, actividades necesarias para
la contabilización de las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado
Mayorista(EPSA, 2012).
El Código sólo trata de los temas de medición para efectos comerciales y no cubre los
aspectos de medición para efectos operativos, los cuales se desarrollan en los Códigos de
Conexión, Operación y sus respectivos anexos. En el Código se especifican las
características que deben cumplir los equipos de medición, de telecomunicaciones y de
respaldo asociados, así como los procedimientos de instalación, pruebas, certificación,
operación y mantenimiento.
Las normas descritas a continuación deben ser aplicadas en todas las fronteras comerciales
del Mercado Mayorista de energía eléctrica, y para ello requiere que todos los agentes las
tengan en cuenta en las instalaciones, desarrollos futuros y efectúen los cambios en las
existentes, con el objeto de lograr su cumplimiento(MME, 2014b).
A partir de los siguientes criterios se definen las fronteras comerciales del Mercado
Mayorista de energía eléctrica:
Los puntos de entrega de energía neta de los Generadores a cualquiera de las redes de
transmisión o de Distribución, en el nivel de alta tensión de la red;
34
Los puntos de conexión entre los equipos de un Transportador y de un Distribuidor. En
conexiones de transformación, la frontera estará ubicada en el lado de alta del equipo;
Los puntos de consumo de energía de los Grandes Consumidores atendidos por
Comercializadores diferentes al Distribuidor local o que estén conectados directamente
a una red de transmisión. En el caso de redes de distribución la ubicación de la frontera
se hará por acuerdo entre el Usuario y la empresa de Distribución, mientras que en el
caso de redes de transmisión la frontera se ubicará en el nivel de tensión de la red de
transmisión;
Los puntos de conexión entre equipos de empresas Transportadoras, según acuerdo
entre las partes; Los puntos de conexión entre equipos de empresas Distribuidoras,
según acuerdo entre las partes; en caso de que la frontera deba definirse por acuerdo y
éste no se logre se llevará el caso ante la CREG.
En caso de que la ubicación de los equipos de medida no coincida con la frontera comercial
establecida en los puntos anteriores, las lecturas de energía se afectarán por medio de
factores de ajuste que reflejen las pérdidas reales de los equipos de transporte o
transformación involucrados, según el caso. Los criterios para calcular los factores de ajuste
se acordarán entre los interesados. Cuando no se logre acuerdo en este tema se aplicarán los
procedimientos de solución de controversias establecidos en el Código. Como última
instancia se llevará el caso a la CREG (MME, 2014a)(MME, 2014b).
2.2.1. Actualizaciones del código de medida
El marco normativo nace con la emisión de las leyes 142 art. 73 y 143 art. 23 de año 1994,
es modificado mediante la resolución 025 de 1995 de la CREG la cual adoptó en el Anexo
General el Código de Redes como parte del Reglamento de Operación del SIN, el cual
incluyó el Código de Medida. En dicho Código se definieron las características técnicas que
deben cumplir los equipos de medición, telecomunicaciones y de respaldo, y los requisitos
de instalación, pruebas, calibración, certificación, operación y mantenimiento de los
mismos .
Esta resolución tuvo modificaciones parciales que se describen a continuación indicando la
modificación(MME, 2014b):
Mediante la Resolución 025 de 1995 la CREG adoptó en el Anexo General el Código
de Redes como parte del Reglamento de Operación del SIN, el cual incluyó el Código
de Medida. En dicho Código se definieron las características técnicas que deben
35
cumplir los equipos de medición, telecomunicaciones y de respaldo, y los requisitos de
instalación, pruebas, calibración, certificación, operación y mantenimiento de los
mismos.
Resolución CREG 001 de 1999 se aprobó la modificación del número de elementos
requeridos en los sistemas de medición de las fronteras comerciales.
Resolución CREG 019 de 1999 se estableció el plazo máximo para adecuar los
transformadores de corriente y de tensión de los sistemas de medición de energía que se
encontraban instalados en la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 025
de 1995, a los requisitos establecidos en el Código de Medida contenido en esa
resolución.
Resolución CREG 108 de 1997 la Comisión señaló los criterios generales sobre
protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de
energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación,
comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y
se dictaron otras disposiciones, en donde se establecieron normas sobre la medición
individual, el control sobre el funcionamiento de los medidores y la determinación del
consumo facturable.
Resolución CREG 225 de 1997 la regulación relativa a los cargos asociados con la
conexión del servicio público domiciliario de electricidad para usuarios regulados en el
Sistema Interconectado Nacional.
Resolución CREG 070 de 1998 la Comisión adoptó el Reglamento de Distribución de
Energía Eléctrica como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado
Nacional, en el cual se definieron las condiciones aplicables a la medida entre los
usuarios, los comercializadores y Operadores de red, OR.
Resolución CREG 006 de 2003 modificó el procedimiento establecido en el Código de
Medida ante la ocurrencia de fallas en los equipos del sistema de medición.
Resolución CREG 156 de 2011 establece los reglamentos de comercialización.
Resolución CREG 157 de 2011 establece liquidación y facturación de fronteras
comerciales.
Resolución CREG 020 de 2012 propuesta de modificación del código de medida.
Todas las modificaciones realizadas a las resoluciones referentes a los equipos de medida
del sistema eléctrico nacional son publicadas en el diario oficial, con esta acción se da por
culminada la trazabilidad informativa, las últimas publicaciones referentes al código de
medida se pueden encontrar de la siguiente manera y a continuación relaciono un ejemplo
importante para esta investigación: Ejemplo:
Antecedentes regulatorios
36
En el artículo 28 de la Resolución CREG 038 de 2014 “Por la cual se modifica el
Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes” se prevé que
“Los transformadores de tensión y de corriente deben ser sometidos a pruebas de
rutina de acuerdo con el procedimiento y frecuencia que para tal fin establezca el
Consejo Nacional de Operación.”
Según lo establecido en el numeral 2 del artículo 10 de la Resolución CREG 038 de
2014, modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG 047 de 2016 y por el artículo
1 de la Resolución CREG 058 de 2016: “Para el caso de los elementos d) y e) del
mismo anexo, la realización de las pruebas señaladas en el artículo 28 de esta
resolución en un plazo no mayor a los 42 meses siguientes a la entrada en vigencia de
esta resolución.”
En el artículo 2 de la Resolución CREG 058 de 2016 que modifica el parágrafo
adicionado por el artículo 2 de la Resolución CREG 047 de 2016 al artículo 10 de la
Resolución CREG 038 de 2014 se prevé lo siguiente:
“Parágrafo 3. Para los elementos indicados en el numeral 2 del presente artículo, el
representante de la frontera debe elaborar un plan de pruebas de estos elementos e
informarlo al Consejo Nacional de Operación, CNO, al Comité Asesor de
Comercialización, CAC, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios,
SSPD, dentro de los 25 meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución.
El plan deberá clasificar los transformadores considerando su nivel de tensión y
características técnicas y establecer metas trimestrales de ejecución de las pruebas. En
caso de que el CND establezca, como resultado de la coordinación de la ejecución de
mantenimientos, un plazo diferente al establecido en el plan de pruebas, el
representante de la frontera deberá cumplirlo.
El CNO y el CAC deben realizar un análisis semestral y un balance final de la
ejecución de los planes, los cuales deberán informarse a la CREG y a la SSPD para lo
de su competencia.”
Acuerdo 877 de 2016
Teniendo en cuenta que el plazo regulatorio para que los representantes de las fronteras
elaboren y reporten el plan de pruebas de los transformadores de tensión y de corriente
a todos los niveles de tensión vence el 14 de junio de 2016, la Comisión de Trabajo
Temporal de Medida del Consejo recomendó la implementación de un aplicativo WEB
a través del cual los agentes reporten los planes antes mencionados, que facilite el
análisis semestral y el balance final que el CNO y el CAC deben reportar a la CREG y a
la SSPD y la expedición de un acuerdo que adopte un procedimiento de reporte del plan
de pruebas.
El CNO expidió el 20 de mayo de 2016 el Acuerdo 877, por el cual se aprobó el
procedimiento de reporte del plan de pruebas de rutina de los transformadores de
37
medida de los representantes de fronteras comerciales, el cual se encuentra publicado en
la página WEB del Consejo: www.cno.org.co
Diligenciamiento de los Anexos 1 y 2 del Acuerdo 877 de 2016
Anexo 1 “PLAN DE PRUEBAS DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA
(RESOLUCIÓN CREG 058 DE 2016)”: Los representantes de fronteras comerciales
deben diligenciar el Anexo 1 en una hoja de cálculo, de acuerdo con las instrucciones
previstas en el Acuerdo 877 de 2016 y subirlo al aplicativo WEB que está desarrollando
el CNO y el CAC, a partir de la fecha que el CNO indique mediante otra circular.
Anexo 2 “DESIGNACIÓN DE USUARIOS DEL APLICATIVO WEB R058-2016”:
Los representantes legales de los representantes de fronteras comerciales deben
diligenciar el Anexo 2 del Acuerdo 877 de 2016 de acuerdo con las instrucciones allí
previstas y enviar una comunicación al correo
electrónico [email protected] por medio de la cual lo adjuntan, hasta el 3
de junio de 2016.
La persona designada como Administrador del aplicativo WEB será la persona
designada por la empresa representante de la frontera comercial para crear los roles en
el aplicativo WEB en las siguientes categorías: Planeación, Ejecución y Consulta.
Los anexos se pueden descargar de la página WEB del CNO www.cno.org.co por la
ruta CNO/Acuerdos/ Acuerdo 877(CNO, n.d.).
2.3. CREG 038 del 2014
La Resolución CREG 038 de 2014 modificó el Código de Medida establecido en la
resolución CREG 025 de 1995 para actualización a tecnologías de uso actuales; se puede
evidenciar que en definitiva se dio la importancia a las condiciones del mercado eléctrico
nacional. Un ejemplo claro es la consolidación del documento final CREG 038, si se realiza
un comparativo entre los dos textos se observa un cambio radical en forma y fondo,
inicialmente se diseñó un documento en el cual se compilan los parámetros en un concepto
general de seis literales con un único anexo, ahora los parámetros se contemplan en
cuarenta y tres artículos más nueve anexos, implicando un nivel de detalle exitoso y
puntual, esto garantiza alto nivel de percepción. Las modificaciones principales al código
de medida se describen a continuación:
38
Unificar los requisitos técnicos de la medición entre el mercado mayorista y no
mayorista.
Actualizar requerimientos de exactitud, certificación, calibración, respaldo y
mantenimiento de los equipos, así como la medición de energía reactiva.
Establecer mecanismos que garanticen la calidad de la información.
Ajustar los procedimientos para que se asegure el debido proceso de las partes.
Establecer auditorías que verifiquen el cumplimiento del código de medida.
Lo anterior tiene implicación para los operadores de red, que son los principales
responsables sobre las instalaciones del sistema eléctrico colombiano. Los operadores de
red deben garantizar que los cambios requeridos, modificaciones legales y normativas se
cumplan en los tiempos fijados. Lo anterior representa inversiones económicas que se
describen a continuación:
Aspecto técnico: son todos los aspectos que garanticen las definiciones y técnicas para
realizar verificaciones sobre los equipos de medida.
Gestión de la medición: son las estrategias para garantizar la información en un centro
de mando integrado.
Aspecto operativo: son todos los aspectos que se requieren intervención humana con
calificación técnica necesaria para realizar una adecuación.
Auditorias: son todos los aspectos que requieren acciones de seguimiento y control de
la información reportada en el mercado mayorista(MME, 2014b)(MME, 2014a).
A continuación, en la tabla 5 se relacionan los principales puntos que describe las
principales aristas de cambio en las dos resoluciones basado en los seis literales de la
CREG 025 de 1995:
39
Ítem
comparativo
Res CREG 025 1995 Res CREG 038 de 2014 Observación
Características
de equipos y
clase de
medición
INSTALACIÓN CT PT CONTADOR
Fronteras con tensiones mayores o iguales a II0 kV,
ó transferencias medias horarias mayores o ¡guales
a 20 MWh
0 0 0.2
Fronteras con tensiones menores a II 0 kV y
transferencias medias horarias menores a 20
MWh.
1 1 0.5
La clasificación
cambia de nivel de
tensión a capacidad
de carga y
capacidad de
transferencia de
energía
Tipo de
punto s de
m e dic ió n
Índic e de
c la s e pa ra
m e dido re s
de e ne rg í a
a c t iv a
Índic e de
c la s e pa ra
m e dido re s
de e ne rg í a
re a c t iv a
C la s e de
e xa c t itud
pa ra
tra ns fo rm a d
o re s de
c o rrie nte
C la s e de
e xa c t itud
pa ra
tra ns fo rm a
do re s de
te ns ió n
1 0,2 S 2 0,2 S 0.2
2 y 3 0,5 S 2 0,5 S 0.5
4 1 2 0.5 0.5
5 1 ó 2 2 ó 3 -- --
40
Disposiciones
para los
equipos
existentes
Los cts. Y pts. Actualmente instalados se
admiten con carácter de excepción. Solamente
se exigirá su reemplazo cuando sea necesario
hacerlo por deterioro, pérdida de clase, para lo
cual se deberán cumplir las características
especificadas en el numeral a. 2.1. Los
equipos nuevos o sustituciones deberán
cumplir las características especificadas en el
numeral a.2.1.
El sistema de medición comercial podrá
compartir los bobinados de los
transformadores de medición con el equipo de
medición existente, siempre y cuando la carga
total no supere su potencia de exactitud,
definida según las normas indicadas
anteriormente. Esta situación es válida hasta
tanto se requiera el reemplazo de los mismos
en virtud de lo expresado en el párrafo
anterior.
Los contadores que no cumplan los requisitos
establecidos en el numeral a.2.1. Deben ser
reemplazados antes de la fecha establecida
por la CREG.
Artículo 10. Certificación de conformidad de
producto para los elementos del sistema de
medición. A partir de la entrada en vigencia de la
presente resolución los elementos señalados en
los literales a) al g) y m), del anexo 1 de esta
resolución, de los nuevos sistemas de medición y
de aquellos que se adicionen o remplacen en los
sistemas de medición existentes, deben contar
con un certificado de conformidad de producto
expedido por una entidad acreditada por el
organismo nacional de acreditación de Colombia,
ONAC.
Se exige
certificación de
producto para todos
los elementos que
integran el equipo
de medida
41
Registro y
comunicación
Los contadores principales de cada frontera
comercial deberán disponer de registradores
tanto para la energía activa como reactiva, los
cuales obtienen y almacenan en forma
permanente los valores de energía.
El procedimiento normal de lectura de los
registradores se hará en forma remota,
mediante la utilización de canales de las redes
telefónicas conmutada privada o pública y la
red digital de las empresas del sin. Para ello,
el equipo estará dotado de un módem de datos
y la programación necesaria para la
comunicación, con el grado de protección y
confiabilidad requerido. Adicionalmente,
dispondrá de la posibilidad de extracción
local de la información en papel y en medio
magnético (discos).
Como referencia de tiempo los registradores
utilizarán una base de tiempo propia,
previéndose la disponibilidad de
sincronización externa remota de los mismos
desde el CND. Ésta última es aplicable a los
registradores que reciben pulsos de emisores
externos.
La protección de los datos deberá abarcar
tanto el almacenamiento como la extracción y
transmisión, disponiendo de memoria no
volátil o alimentación asegurada, palabra
clave y protocolos de transmisión con
detección de errores y repetición de bloques
de datos defectuosos, respectivamente.
Artículo 15. Registro y lectura de la información.
Las fronteras comerciales con reporte al ASIC
deben contar con medidores de energía activa y
reactiva de tal manera que permitan, como
mínimo, el registro horario de las transacciones
de energía en el primer minuto de cada hora y
con los equipos necesarios para realizar la
lectura, interrogación y reporte de la información
en los siguientes términos:
a) los medidores deben contar con un dispositivo
de intercambio de información que permita la
descarga local de las mediciones realizadas y de
los parámetros configurados en el medidor,
además de un sistema de visualización de las
cantidades registradas, así como, la fecha y hora.
El sistema de visualización puede o no estar
integrado a los medidores.
B) para la lectura remota de la información, cada
medidor debe contar con la infraestructura
necesaria que permita el cumplimiento de los
plazos y requerimientos establecidos en el
artículo 37 de la presente resolución.
C) la configuración de los parámetros del
medidor principal y del medidor de respaldo
debe ser la misma.
D) el procedimiento de interrogación remota de
los medidores, el procesamiento y consolidación
de las lecturas en las bases de datos de los
centros de gestión de medidas y el reporte de las
lecturas al ASIC debe realizarse de manera
automática.
E) el almacenamiento de los datos registrados en
los medidores, principal y de respaldo, debe ser
como mínimo de 30 días con intervalo de lectura
Se especifica
tiempos más
exactos, calidad de
captura de datos y
se integra el centro
de gestión de la
medida para
interrogación en
tiempo real a los
medidores para
conocer los
parámetros
generales de
medición y
consumo
42
Cuando, por razones técnicas o en lugares
aislados, no sea posible el registro horario ni
la transmisión diaria de la información al
CND, se calcularán valores horarios a partir
de una curva de carga típica aprobada por las
partes asociadas a la frontera. Con base en
tales valores se realizará la liquidación de
transacciones comerciales de energía. Los
ajustes a los que haya lugar,
comparativamente con las transacciones
reales, serán acordados entre las partes.
cada 60 minutos, incluyendo la etiqueta de
tiempo.
F) el representante de la frontera debe almacenar
los datos registrados por los medidores, principal
y de respaldo, al menos por los dos (2) años
inmediatamente anteriores al día de la lectura. La
información debe estar disponible para su
comprobación por parte de las autoridades
competentes y por quien realice las
verificaciones de que trata esta resolución.
G) para la determinación del consumo o
transferencia de energía en una frontera
comercial no se permite realizar balances a partir
de lecturas realizadas en otras fronteras, salvo los
casos señalados en la regulación.
43
Ensayos y
mantenimiento
El propietario de los equipos deberá realizar
el control rutinario, calibración y eventuales
reparaciones que sean necesarias para
asegurar la permanencia en el tiempo de los
parámetros y condiciones especificadas en
este código.
Cuando cualquiera de los interesados detecte
que un contador no cumple satisfactoriamente
alguno de los ensayos de verificación que
realice, el responsable de la instalación deberá
reemplazarlo por uno equivalente en un plazo
máximo de 72 horas si no hay contador de
respaldo y de 7 días si tiene respaldo. Todo
instrumento que se retire de la cadena de
medición, deberá ser nuevamente certificado.
Toda intervención programada sobre
componentes de la cadena de medición,
requerirá la notificación del propietario de los
equipos al CND y a las partes interesadas con
7 días de anticipación. Éstas tendrán derecho
a participar de la misma.
En caso de intervenciones de emergencia la
notificación será realizada de inmediato, y las
verificaciones de requerirse serán realizadas a
posteriori, con la participación de los
interesados.
Artículo 23. Verificación inicial del sistema de
medición.
Artículo 24. Procedimiento técnico de
verificación de los sistemas de medición.
Artículo 25. Firmas de verificación.
Artículo 26. Verificación de los requisitos
técnicos por parte del operador de red o el
transmisor nacional.
Artículo 27. Sellado de los elementos del sistema
de medición.
Artículo 28. Mantenimiento del sistema de
medición. (mto entre 2 a 10 años dependiendo de
la clasificación del punto de medición).
Artículo 30. Hoja de vida del sistema de
medición.
Artículo 31. Verificación extraordinaria.
Se contempla desde
la verificación
inicial hasta visitas
periódicas y
mantenimientos a
equipos con
tiempos definidos
adoptando hojas de
vida que permitan
realizar
comparativos de
desgaste y
seguimiento
continuo, así como
la idoneidad en el
personal que
verifica los equipos
44
Centros de
recolección
Los propietarios de los equipos de medida
podrán constituir centros de recolección (cr)
para concentrar las lecturas de sus contadores
y de otros agentes, de acuerdo con las
condiciones geográficas y de comunicaciones.
Los CRS permiten también el envío de
lecturas consolidadas al CND, de acuerdo con
las condiciones establecidas en el código
comercial.
El propietario de un CR podrá prestar servicio
de recolección y envío de contadores al CND
para otros agentes de la zona. La adquisición
primaria de la información procedente de los
registradores será concentrada en centros de
recolección (CR) o enviada directamente al
CND. Los costos asociados a los servicios
anteriores serán cargados por el propietario
del CR a los agentes correspondientes.
Estos centros estarán dispuestos en las
instalaciones de diferentes agentes del
mercado, preferiblemente en los centros
regionales de despacho. Cada uno de los CRS
remitirá al CND, según formatos y protocolos
normalizados de dominio público, la totalidad
de la información, mediante procedimientos
automáticos y/o manuales, según las
necesidades establecidas en el código
comercial.
Artículo 18. Centro de gestión de medidas,
CGM. El Rf debe emplear un CGM para
interrogar los medidores de las fronteras
comerciales de su responsabilidad, concentrar y
almacenar las lecturas, ejecutar los procesos de
validación y crítica de las mediciones y realizar
los reportes al ASIC de las lecturas de los
medidores.
Un CGM puede ser constituido por un RF o por
terceros y prestar sus servicios a varios RF. Los
costos asociados serán acordados entre las partes.
La interrogación de los medidores debe sujetarse
a lo establecido en el artículo 17 de esta
resolución y emplear los canales de
comunicación, tanto primarios como de respaldo,
que el RF considere necesarios para garantizar el
reporte de las lecturas de los medidores.
Además de las funciones ya señaladas, el CGM
empleado por el representante de la frontera debe
realizar las establecidas en el anexo 3 de la
presente resolución.
El almacenamiento de los datos en el CGM debe
garantizar la integridad de las mediciones
registradas y su disponibilidad por un período de
al menos dos (2) años contados a partir del día de
la lectura. Además, debe cumplir con los
requisitos de protección de los datos establecidos
en el artículo 17 de la presente resolución.
Se adopta un centro
de gestión de la
medida el cual
puede ser propio o
de diseño de
terceros para la
interrogación, así
como la seguridad
de la transmisión de
datos para evitar las
posibles
desviaciones por
agentes externos al
mercado.
45
Tabla 4: aspectos generales CREG 025 vs CREG 038 (fuente propia)
2.3.1. Impactos nuevo código de medida resolución CREG 038 de 2014
Para llevar a cabo el impacto por esta resolución se decide tomar artículo por artículo y realizar un
análisis detallado.
ARTICULO IMPACTO Art. 3. REPRESENTANTE FRONTERA -RF.
Agente a cuyo nombre aparece registrada la Frontera en
el ASIC. Para fronteras de comercialización es el
Comercializador.
Art. 4. RESPONSABILIDADES DEL RF. Asegurar
el cumplimiento del Código Medida. El RF debe adoptar
los mecanismos para que se cumpla con los requisitos
del código.
Establece responsabilidad del RF por
evaluación y definición de mecanismos
para asegurar el cumplimiento del Código
por parte de los Usuarios
Art. 5. PROPIEDAD SISTEMA MEDICIÓN.
Corresponde a las partes determinar la propiedad de los
elementos del sistema de medición. Conforme a los Art
144 y 145 de Ley 142 en el Contrato de Servicios se
podrá exigir al usuario la compra de equipos necesarios
para la medición
Cambia el mecanismo de propiedad del
sistema de medida.
Ratificar política sobre propiedad
equipos.
Analizar posible exigencia en contratos
CFI sobre compra de equipos.
Art. 6. TIPOS DE PUNTOS MEDICIÓN. Se definen
tipos 1, 2, 3, 4 y 5 en función del consumo medio mes
(Últimos 12 meses) o proyecciones para nuevas
fronteras y la Capacidad Instalada:
Tipo de
puntos de
medición
Consumo
[MWh/mes]
Capacidad
Instalada
[MVA]
1 C ≥ 15.000 CI ≥ 30
2 15.000 > C ≥ 500 30 > CI ≥ 1
3 500 > C ≥ 50 1 > CI ≥ 0,1
4 50 > C ≥ 5 0,1 > CI ≥ 0,01
5 C < 5 CI < 0,01
Ante cambios en la capacidad instalada se debe evaluar
de nuevo el tipo y realizar los ajustes del caso y
actualizar Registro ante el ASIC
Cambia clasificación de frontera por
demanda y potencia de consumo y no por
nivel de tensión de la medida.
Tipificar Fronteras según puntos de
medición definidos.
Consultar XM sobre la periodicidad de
verificación.
Art. 7. COMPONENTES SISTEMA MEDIDA Se
definen los componentes en ANEXO 1
Los sistemas de medición se
componen de todos o de algunos de
los elementos que se listan a
continuación, algunos de los cuales
pueden o no estar integrados al
medidor.
Art. 8. REQUISITOS GENERALES SISTEMAS
MEDICIÓN. Las características deben corresponder Establece parámetros de registro y
características de medidores.
46
con el tipo de frontera. Los elementos deben contar con
certificado de CONFORMIDAD DE PRODUCTO. Los
medidores deben registrar kWh y kVarh. La resolución
de las mediciones debe ser como mínimo 0,01
Literales b), c), d), e), f) o g).
Identificar los medidores con registro
en pulsos y reemplazar en caso de no
permitir parametrización en energía.
Identificar medidores con resolución
inferior a 0,01 y realizar
reparametrización.
Art. 9. REQUISITOS DE EXACTITUD. Se define
para cada tipo de punto de medición, los índices de
clase, clase de exactitud y error porcentual total máximo.
El cálculo de este último debe estar documentado para
cada sistema de medición y reposar en la respectiva hoja
de vida.
Cambia requerimientos de precisión con
base en puntos de medida establecido en
Artículo 6.
Verificar el cumplimiento de los
requisitos de exactitud del Código para
nuevas fronteras y modificaciones o
adiciones a las actuales.
Informar a Clientes de las nuevas
exigencias.
Definir procedimiento de cálculo del
error máximo.
Calcular, documentar y registrar en
HOJA de VIDA error en nuevas
fronteras.
Art. 10. CERTIFICACIÓN CONFORMIDAD
PRODUCTO. Se deberá contar con CCP para a)…g) y
m). Para nuevos, adiciones y reemplazos de
INMEDIATO. Para existentes se debe tener certificados
de conformidad (Ver 4 opciones) o en su defecto: Para
a), b) y c) se debe calibrar medidores en 18M, Para d) y
e) realizar pruebas en 24M y para f), g) y m) reemplazar
si se considera necesario. Todo debe ir a la HOJA DE
VIDA
Incrementa las exigencias de los
componentes del sistema de medición.
Verificar que a partir de la fecha
compra de medidores incluya CCP.
Analizar fronteras para determinar de
cuales CCP se dispone, documentar y
archivar.
Realizar plan para obtener CCP no
disponibles y Plan de realización de
calibraciones medidores (18M) y
pruebas trafos (24M).
Registrar resultados en HOJA de VIDA
Art. 11. CALIBRACIÓN DE ELEMENTOS. Los
medidores de activa, reactiva y trafos deben someterse
calibración antes de su puesta en servicio. Las vigencias
de los certificados de calibración son 12M para
medidores estado sólido y 18M para Trafos. Se deben
seguir las reglas del ANEXO 2
Cambia la vigencia de certificados
calibración:
-12M: Medidores estado sólido
-18M Trafos
Art. 12. MEDIDORES REACTIVA. En frontera
Generación, STN o en NT mayor a 57,5 kV se deben
instalar medidores de Reactiva bidireccionales. Las
fronteras que no cumplan se deben adecuar en 24M
Art. 13. MEDIDORES RESPALDO. Las fronteras De
Generación, STN y las Tipo 1 y 2 deben contar con
Medidor de RESPALDO. Se deben poder interrogar de
forma separada el medidor Principal y el de Respaldo.
Las fronteras que no cumplan se deben adecuar en 24M.
Incrementa requerimientos de medidores
de respaldo.
Definir plan para instalación de
Medidor de Respaldo en Fronteras tipo
1 y 2 [plazo 24M]
Informar a CFI
Definir política para CFI con Tipo>2
Art. 14. OTROS MEDIDORES. Los OR o el TN
pueden instalar medidores adicionales para verificación,
47
siempre y cuando no se afecten las características
técnicas del Sistema de Medida. Estos equipos deben
cumplir con el código y sus costos deben ser asumidos
por el agente que los instale.
Art. 15. REGISTRO Y LECTURA DE LA
INFORMACIÓN. Los medidores deben permitir como
mínimo registro horario, disponer de dispositivos para
descarga local y visualizador de cantidades, hora y
fecha. Medidor principal y respaldo deben tener la
misma configuración. Se deben almacenar lecturas por 2
AÑOS. No se permiten reportes a partir de Balances.
Las fronteras que no cumplan se deben adecuar en 24M
Literales a), b), c), d), e), f) o h)
Modifica requerimientos y plazos para
registro, lectura y reporte de información.
Define prohibición de reporte al ASIC
con base en estimaciones de balances de
red.
Identificar y reemplazar medidores que
no permitan descarga de datos en sitio
Verificar visualización en Sitio
(Cantidades, fecha y hora).
Automatizar reportes al ASIC
Art. 16. SINCRONIZACIÓN RELOJ. Se definen los
desfases máximos permitidas por tipo de punto de
medición. Exige posibilidad de sincronización remota.
Las fronteras que no cumplan se deben adecuar en 24M
Establece límites a desfase en hora de
registro de medidores.
Revisar la disponibilidad de
sincronización remota de todas las
fronteras.
Validar disponibilidad de
sincronización automática del reloj.
Identificar y reemplazar medidores que
no permitan ajuste remoto de reloj.
Elaborar plan de ajuste en 24M
Art. 17. PROTECCIÓN DE DATOS. Exige los
siguientes mecanismos de protección de datos:
Almacenamiento de lecturas y parámetros en memoria
no volátil; Dos niveles de acceso (Lectura y
Configuración) con contraseña para cada usuario;
Administrar lista de usuarios, contraseñas y niveles de
acceso otorgados; Mantener registro de accesos Nivel 2
en la HOJA de VIDA; Contar con niveles de acceso para
consulta y mantener logs de registro en las bases de
datos de lecturas; Se debe disponer de un procedimiento
documentado que evidencie el cumplimiento de este
artículo. Ante cambios de RF se debe entregar
información de usuarios y contraseñas, registro de
accesos Nivel 2 y la configuración del medidor, esto en
no más de 5D hábiles. Las adecuaciones se deben hacer
en 24M. El CNO definirá en 4M las condiciones
mínimas de seguridad e integridad para la transmisión de
información RF-CGM-ASIC.
Establece mecanismos y exigencias en
materia se protocolos y seguridad
informática del registro de datos de
medidores.
Realizar un análisis completo sobre las
exigencias de seguridad contenidas y
las que defina el CNO en 4M.
Definir plan de trabajo. Requerir en el
análisis y plan al equipo GDI.
Art. 18. CENTRO GESTIÓN MEDIDAS - CGM. El
RF debe emplear un CGM para todo el proceso. Se
definen las funciones adicionales del CGM en ANEXO
3. El CGM debe mantener documentados los
procedimientos. El RF debe adecuar procesos y
Define el empleo de un CGM para
interrogar los medidores de las fronteras
comerciales, concentrar y almacenar
lecturas, ejecutar procesos de validación
y crítica de mediciones y realizar reportes
al ASIC de lecturas de medidores.
48
documentar procedimientos en 24M. EL CAC definirá el
contenido del Informe Anual de Operación del CGM y
los formatos de reporte de indicadores al ASIC
Analizar requerimientos contra lo que
tenemos actualmente e identificar
brechas.
Ajustar procesos y procedimientos
acorde a lo exigido por el Código en
24M.
Estructurar informe Anual de CGM
acorde a lo que defina el CAC. Plazo
6M
Implementar proceso de validación de
lecturas descargadas en sitio vs BD
(Anexo 3)
Art. 19. UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS. El
punto de medición debe coincidir con el punto de
conexión. En fronteras vigentes en las que no se cumpla
este requisito, el RF debe suministrar el FACTOR DE
AJUSTE durante la ACTUALIZACIÓN DEL
REGISTRO (Art. 43). El cálculo del FACTOR debe
documentarse, incluirse en la HOJA de VIDA y
revisarse en las VERIFICACIONES (Art. 39). Para
nuevas fronteras y siempre que se modifique la
Capacidad Instalada de una existente en más de un 50%
debe asegurar que se cumpla este criterio.
Establece criterio de ubicación de
fronteras y factor de ajuste.
Modificar procedimiento de registro,
incluyendo “factor de ajuste” (frontera
nueva y las que modifiquen capacidad
instalada > 50%.
Definir metodología para cálculo del
factor de ajuste
Identificar en cuales de las Frontera
actuales el punto de medida no coincide
con el punto de conexión. -Definir
método de cálculo del Factor de Ajuste
y calcularlo para dichas Frontera
Documentar factor de ajuste e incluirlo
en Hoja de Vida
Registrar factor de ajuste en la
Actualización de Fronteras exigida. Art.
43
Art. 20. FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN. Se
definen los requisitos técnicos para el registro de
fronteras de distribución.
Art. 21. INSTALACIÓN SISTEMA MEDICIÓN. Define en el ANEXO 4 los elementos básicos considerar
en la instalación de los Sistemas de Medida. Sistemas de
medida tipo 1 o con NT>57,5 kV deben instalarse con 3
elementos; para los demás se pueden usar 2 elementos
(Conexión Aron)
Establece condiciones reglamentos
técnicos aplicables al sistema de
medición.
Revisar exigencias respecto a los
procedimientos vigentes, realizar los
ajustes del caso.
Capacitar a los Gestores
Verificar conexiones 2 elementos
existentes.
Art. 22. ACCESO AL SISTEMA DE MEDICIÓN. El
RF debe asegurar el acceso al sistema de medida para
efecto de las VERIFICACIONES (Art. 39). El Usuario
debe permitir acceso a las revisiones Conjuntas
(OR/TN-Comercializador). Clientes, OR, TN,
Comercializador y demás agentes afectados deben tener
acceso Nivel 1 al medidor (Local y/o remoto). EL RF
tiene 7D hábiles para responder ante consultas de
registro histórico lecturas. EL RF debe documentar y
suministrar procedimientos de acceso local/remoto. Se
Define condiciones, procedimientos y
requisitos para el acceso al sistema de
medición.
Implementar Niveles de Acceso a los
medidores.
Definir e implementar esquema de
generación de Usuarios/Claves de
acceso.
Desarrollar procedimientos de acceso
local/remoto a los medidores en 10M
49
debe cumplir condiciones de seguridad e integridad (Art.
17)
Art. 23. VERIFICACIÓN INICIAL SISTEMA DE
MEDICIÓN. El RF debe verificar el cumplimiento del
Código por parte de toda Frontera antes de su puesta en
servicio; para esto se debe seguir el procedimiento del
Art. 24. y generar un informe (Su contenido será
definido por el CAC) que debe ser firmado por un
Profesional Competente y el representante legal del RF,
este informe debe reposar en la HOJA de VIDA.
Además de la verificación del RF, las Frontera
Generación, STN y las Tipo 1 y 2 deben ser Evaluadas
por una Firma Autorizada (Art. 25) el resultado debe
reposar en la HOJA de VIDA.
Los costos de las Verificaciones serán asumidos por el
RF o por el propietario de los equipos, según acuerden.
Cuando hayan cambios de RF se debe realizar la
Verificación por el nuevo RF (No se requiere
evaluación).
Se debe realizar Verificación de todas las Frontera en
12M y realizar las adecuaciones en siguientes 12M. Se
debe generar un informe de las Verificaciones el mes 13,
publicarlo en la página Web y enviarlo a la SSPD
Establece criterios y requerimientos de
verificación adicionales para el registro
de fronteras comerciales.
Definir esquema operativo y
contratación de las Verificaciones
Iniciales por parte de firmas
competentes
Definir si los costos de las
Verificaciones serán trasladados al
Cliente o Asumidos por el OR.
Realizar Plan de Revisión de fronteras
en 12M y de normalización en
siguientes 12M.
Consolidar resultados de Verificaciones
durante el mes 13, publicarlo en página
Web y enviarlo a la SSPD.
Art. 24. PROCEDIMIENTO VERIFICACIÓN
SISTEMAS MEDICIÓN. El CAC definirá en 6M
procedimiento para realizar las verificaciones con base
en lo definido en ANEXO 5, mientras tanto se deben
realizar revisiones siguiendo un procedimiento propio a
partir del ANEXO 5.
Define e implementa mecanismo de
verificación inicial del RF a partir de
procedimiento del ANEXO 5.
Art. 25. LISTADO FIRMAS VERIFICACIÓN. Será
definido por el CAC
Definir esquema de contratación de
Verificaciones por las firmas
seleccionadas por el CAC
Art. 26. VERIFICACIÓN DE REQUISITOS
TÉCNICOS POR PARTE DEL OR O TN. El
procedimiento seré definido por el CAC (Art. 24). Se
realiza en el recibo técnico de la conexión. El costo está
incluido en el cargo de conexión. Los resultados se
deben consignar en un Acta y reposar en la HOJA de
VIDA
Art. 27. SELLADO DE EQUIPOS DE MEDIDA. El
RF deberá instalar sellos (Medidores, transformadores,
bornera y demás elementos susceptibles de
Establece requerimientos para el sellado
de equipos de medida.
50
manipulación). El RF debe permitir la instalación de
sellos por parte del OR. Los sellos no pueden afectar la
accesibilidad al sistema de medida ni dificultar las
actividades de lectura y solo pueden ser retirados por el
agente que los instaló. Todas las novedades en los Sellos
deben ser consignadas en Acta firmada por los
participantes y debe reposar en la HOJA de VIDA. EL
usuario no puede retirar los sellos instalados.
Sellar medidores, transformadores y
Bloques. Registrar en Actas y Llevar
registro en HOJA DE VIDA
Art. 28. MANTENIMIENTO SISTEMA
MEDICIÓN. Es responsabilidad del RF y Usuario.
Tipo 1 cada 2 años, Tipo 2 y 3 cada 4 años. El RF debe
definir y publicar en su página Web el procedimiento de
mantenimiento del sistema de medida. El procedimiento
debe garantizar que se mantengan las características
metrológicas e incluir Calibración de Medidores
(Mientras se calibra se deben instalar medidores de las
mismas características, excepto si hay respaldo). Los
trafos deben someterse a pruebas de rutina acorde a las
definiciones que realice el CNO en 8M. Los costos de
los mantenimientos en las fronteras de comercialización
serán asumidos acorde a los establecido en el contrato de
servicio
Implementa mantenimiento periódico al
sistema de medición.
Construir procedimiento de
mantenimiento y publicar en web.
Definir plan anual de mantenimiento
(Incluir calibración medidores y
procedimientos por parte del CNO a
transformadores)
Definir esquema de cobro de
Mantenimiento y de transferencia a
clientes.
Art. 29. REGISTRÓ DE SISTEMAS DE
MEDICIÓN. El RF debe mantener un registro
electrónico actualizado de los sistemas de medición de
sus Frontera La HOJA de VIDA es parte del Registro
Establece exigencia de registro
electrónico actualizado de los sistemas de
medición instalados.
Implementar esquema de registro
electrónico.
Art. 30. HOJA DE VIDA DEL SISTEMA DE
MEDICIÓN. Es responsabilidad del RF mantener
actualizada la HOJA de VIDA de los sistemas de
medición (Características técnicas, actas de verificación,
registro calibraciones, mantenimientos, registro sellos y
demás intervenciones). La HV debe mantenerse en
medio electrónico acorde al formato definido por el
CAC 8M. La HV debe contener como mínimo la
información del ANEXO 6.
Establece exigencia de Hojas de Vida de
los sistemas de medición instalados.
Diseñar herramienta para HOJA de
VIDA de sistemas de medida. Incluir
Programador de Mantenimientos con
Gestor de Alarmas [Plazo 24M]
Art. 31. VERIFICACIÓN EXTRAORDINARIA.
Una verificación extraordinaria puede ser solicitada por
cualquier agente interesado. Se debe utilizar el
procedimiento Art. 24 y una de las firmas autorizadas
Art. 25. En caso de requerirse calibración el RF debe
instalar un medidor provisional con las mismas
características (Excepto si hay respaldo, en tal caso debe
notificar al ASIC). Los resultados se consignan en acta y
se ingresan a la HOJA de VIDA
Faculta a cualquier agente a solicitar una
verificación extraordinaria y define
causales de cancelación de registro.
Evaluar viabilidad de mantener un
stock de medidores calibrados para
usarlos como provisionales para
cambios y/o calibraciones.
Registrar actas de Revisión
Extraordinaria en HOJA DE VIDA
Art. 32. CAMBIOS EN LA PROGRAMACIÓN DEL
MEDIDOR. Se debe seguir el procedimiento de
Establece los criterios y lineamientos a
seguir en los ajustes y/o cambios en la
programación de medidores.
51
revisión conjunta (Res. 156 de 2011 Art. 47 y 48). Los
resultados se deben consignar en ACTA que debe
reposar en HOJA de VIDA. Si se afecta calibración el
RF debe CALIBRAR. Si se realiza programación
remota, el RF debe informar a los agentes que tienen
acceso al medidor
Ajustar ACTA de Medición incluyendo
aspectos de Programación Medidor.
Ajustar procedimientos incluyendo el
informe a Agentes cuando se realice
programación remota.
Registrar ajustes en HOJA de VIDA
Art. 33. ALTERACIÓN SISTEMAS DE MEDIDA.
Todas las empresas involucradas están obligadas a
denunciar ante la autoridad competente cualquier
anomalía que sea indicio de fraude
Art. 34. REPOSICIÓN ELEMENTOS SISTEMAS
DE MEDIDA. Es responsabilidad del RF reemplazar
los elementos de medida ante: Falla, Hurto,
Obsolescencia, Acuerdo con el Cliente, Demás casos
definidos en el Código. La falta de medición por acción
u omisión del usuario dará lugar a suspensión o
terminación del contrato (Art. 46 Ley 142 de 1994). Si la
normalización requiere presencia del TN u OR se debe
utilizar el procedimiento de Visita Conjunta.
Art. 35. FALLA O HURTO DE ELEMENTOS DEL
SISTEMA DE MEDICIÓN. El RF debe informar al
ASIC la falla o hurto de los elementos del sistema de
medida. Si otro agente reporta falla o hurto al ASIC, este
informa al RF quien debe confirmar en 24 H, sino se
declara en falla la frontera. La gestión de fallas o hurtos
se realizará con base en lo definido en ANEXO 7. Se
mantienen los plazos de normalización y su ampliación.
Si no se normaliza en plazo se CANCELA la frontera.
Se prohíbe la estimación de consumos por parte del RF
Define criterios ante fallas o hurtos de
elementos de medida.
Informar sobre el impacto debido al
incumplimiento de la normalización.
Art. 36. LIMITE DE FALLA DE LAS
FRONTERAS. Se establece en 4 el número máximo de
fallas para los primeros 2 años, en 3 para el tercer año y
en 2 a partir de cuarto año. Se contabilizarán las fallas en
medidores, trafos y comunicaciones. No se contabiliza
falla de medidor principal cuando tiene respaldo y
viceversa. Si se superan las fallas máximas se debe
proceder a cancelar la Frontera
Establece límite admisible de fallas en
una frontera comercial.
Definir un mecanismo para contabilizar
las fallas en cada frontera en periodos
anuales.
Informar a los Clientes sobre esta nueva
norma
Art. 37. LECTURA DE LAS MEDICIONES DE
LAS FRONTERAS. En 6M el ASIC debe publicar un
plan de adecuación a las exigencias contenidas en el
ANEXO 8. Los RF y el ASIC dispondrán de 24M para
implementar el nuevo esquema de reportes. Se deberán
reportar las lecturas en 48 H. Se deberán reportar datos
de los medidores principal y respaldo.
Establece criterios a aplicar en las
lecturas mediciones de las fronteras
comerciales.
Implementar procedimiento a establecer
por parte del ASIC.
Implementar adecuación de reporte en
48 H (Plazo 12M)
Remitir comentario a CREG respecto al
criterio de validación de consumos del
15% referido en ANEXO 8
Parametrizar validación en PRIME del
15% de desviación.
52
Art. 38. ESTIMACIÓN DE LECTURAS. Mientras se
normalizan las fallas o hurtos se usarán los sgts criterios
de estimación: 1) Integración potencia Activa 2) Curvas
típicas-ASIC 3) Despacho programado, para enlaces
internacionales. El ASIC deberá emplear las alternativas
que sean viables en el orden definido. En 4M el CNO
realizará los ajustes que considere necesarios en el
ACUERDO 094 de 2000 (Estimación típicos)
Modifica las opciones de estimación de
consumos para fronteras en falla por parte
del ASIC
Art. 39. VERIFICACIÓN QUINQUENAL DE LOS
SISTEMAS DE MEDICIÓN. El ASIC cada 5A debe
contratar una verificación de los sistemas de medición
con los criterios del ANEXO 9. La primera verificación
se deberá realizar en 30M. Los costos estarán incluidos
en los cargos de los “servicios regulados”. El informe
final debe ser remitido a la CREG y a la SSPD.
Establece plan de verificación quinquenal
de sistemas de medición.
Informar a Clientes sobre la
verificación quinquenal y los costos que
serán reflejados en los cargos regulados
de la tarifa
Art. 40. INDICADORES DE GESTIÓN E
INFORME DE OPERACIÓN. EN 12M el CAC debe
definir los indicadores de gestión de las
responsabilidades asignadas al ASIC. Los RF deben
enviar al ASIC los informes de gestión del CGM antes
del último día hábil del mes de febrero de cada año.
Establece informe e indicadores de
gestión para los CGM.
Programar el envío al ASIC del informe
de gestión del CGM antes del último
día hábil de febrero de cada año
Art. 41. REPORTE DE INFORMACIÓN DE
FRONTERAS EMBEBIDAS. Los agentes que
representen fronteras reguladas embebidas sin medición,
deben adecuarse al Código en 24M
Art. 42. FRONTERAS COMERCIALES ENTRE
AGENTES EN GRUPOS DE CALIDAD 3 Y 4. Para
fronteras domésticas en grupos de calidad 3 o 4 sin
posibilidad de indagación remota se pasa del tercer al
segundo día calendario del mes siguiente al de operación
para el reporte de lecturas
Art. 43. ACTUALIZACIÓN DEL REGISTRO. El
registro debe actualizarse una vez se realicen las
adecuaciones exigidas por el Código. También se debe
actualizar el registro de aquellas Frontera que no hayan
requerido adecuación. La actualización del registro por
parte del RF debe hacerse en los siguientes 25M. El
ASIC debe ajustar o elaborar nuevos formatos acorde a
lo definido en ANEXO 10.
Establece requerimiento de actualización
de fronteras existentes.
Planificar la actualización de todas las
fronteras en los próximos 25M
Realizar seguimiento a ajustes de
formatos que realice el ASIC
Art. 44. DIVULGACIÓN A USUARIOS. A más
tardar en el 6M el RF debe informar a los usuarios de
forma clara y sencilla sobre los cambios de las reglas en
la medición. Como mínimo se debe incluir en la factura
un mensaje alusivo a la publicación de información en la
página web y en la oficina de atención al cliente.
Establece la obligación de los agentes de
informar sobre cambios implementados
por la presente norma.
Preparar documento sencillo para
información al Usuario sobre los
cambios. Antes de 6M
Art. 45. MODIFICACIONES. Se modifica: 1) 4.4.6
Anexo General 070 de 1998 2) Art. 3 CREG 122 de
2003 3) Núm. 4 y 5 Art. 4 CREG 157 de 2011.
Art. 46. DEROGATORIAS. Se deroga: 1) Anexo
General CREG 025 1995 – Código Medida, 2) Numeral
53
7, Anexo Gral CREG 070 1998 – Medida; 3) Art. 13
CREG 006 2003; 4) Art. 31 CREG 157 2011; 6) Art. 06
CREG 006 2011 (Esto cuando entren en vigencia los
nuevos plazos de reporte de lecturas)
Tabla 5: Impactos nuevo código de medida resolución CREG 038 de 2014 (fuente propia)
Con base a este análisis se asignan actividades de la siguiente manera a cada responsable en el
Mercado Eléctrico:
ACTIVIDADES ASIGNADAS AL CNO
Definir intervenciones que conlleven la realización de una calibración o de pruebas de
rutina.
Definir requerimientos mínimos de seguridad e integridad para la transmisión de los datos
entre el medidor y el Centro de Gestión de Medidas y entre este último y el ASIC.
Establecer procedimiento y frecuencia de pruebas de rutina para transformadores de tensión
y de corriente.
Ajustar, de ser necesario, el Acuerdo No 094 de 2000 para determinación de curvas típicas
de demanda de las fronteras comerciales.
ACTIVIDADES ASIGNADAS AL CAC
Establecer el contenido del informe anual de operación de los CGM
Establecer los formatos de reporte de los indicadores al ASIC para su consolidación y
análisis.
Elaborar procedimiento técnico detallado con las actividades requeridas para llevar a cabo
la verificación de los sistemas de medición.
Establecer registro de firmas para realizar las verificaciones de los sistemas de medición.
Establecer formato de hoja de vida del sistema de medición.
Establecer los indicadores de gestión sobre las funciones asignadas al ASIC.
Elaborar el procedimiento detallado con las actividades requeridas para llevar a cabo la
verificación quinquenal de los sistemas de medición.
3. CAMBIOS REALIZADOS SEGÚN RESOLUCIÓN
CREG 038 DE 2014 EN LA S/E_1 La mejor manera de evaluar las condiciones normativas, es validar en campo las
consecuencias que acompañan los cambios físicos y tecnológicos, para efectos de este
54
estudio se tomó como ejemplo una subestación del territorio nacional. Por condiciones del
OR es necesario mantener discretamente el nombre de la subestación seleccionada, para
este estudio se nombrara como S/E_1; aunque solo se modifica el nombre se dará
consentimiento para su ubicación y datos de configuración con fines exclusivamente
académicos(Farías, 2011)(Rendón et al., 2011).
3.1. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN La S/E_1 esta caracteriza por tener un proceso de reducción o cambio de nivel de tensión
de 230 kV a 115 kV, posee una conexión de barra sencilla y cuatro bahías dos de conexión
a 230 kV y dos de transformación son salida final de 115 kV con potencia nominal de 56
MVA como se relaciona en la figura 1-11(ver desglose de características en aspectos
técnicos):
Figura 11:Diagrama unifilar 1 de la S/E de estudio” (tomado de plano real del OR).
Cada bahía de transformación posee un equipo de medida con su respetivo equipo de
respaldo como se puede se puede apreciar en la figura 1-12.
55
Figura 12: Diagrama unifilar 2 de la S/E de estudio” (fuente propia)
Cada bahía de transformación posee un equipo de medida con su respetivo equipo de
respaldo, los cuales se denominan en el diagrama como C1 y C2.
A continuación, en la tabla 6 se describe la clasificación por puntos de medición conforme
a lo establecido en la resolución CREG 038:
Tipo de
puntos de
medición
Consumo
[MWh/mes]
Capacidad
Instalada [MVA]
1 C ≥ 15.000 CI ≥ 30
2 15.000 > C ≥ 500 30 > CI ≥ 1
3 500 > C ≥ 50 1 > CI ≥ 0,1
4 50 > C ≥ 5 0,1 > CI ≥ 0,01
5 C < 5 CI < 0,01
Tabla 6: Clasificación puntos de medición, (fuente CREG 038 de 2014).
56
Conforme a lo establecido en la resolución CREG 038 del 2014, tiene una clasificación
TIPO 1 de medición, con una clasificación de precisión como se describe a continuación en
la tabla 7:
Tabla 7: Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida de nuestra
S/E, (fuente CREG 038 de 2014).
.
Para este tipo de subestaciones se estima por normativa un mínimo de desfase en tiempo de
emisión de información de acuerdo a la presentada en la tabla 8:
Tabla 8: Desfase máximo para el reloj interno de la S/E de estudio, (fuente CREG 038 de
2014).
Con un periodo de inspección de acuerdo a la tabla 9:
Tabla 9: Frecuencia de mantenimiento del sistema de medición de la S/E de estudio,
(fuente CREG 038 de 2014).
3.1.1. Ubicación
La S/E_1 tiene las siguientes características geográficas:
Ubicada en la carrera 6 este # 29 – 00.
Municipio Soacha.
Clima promedio 12 y 15 °C.
Altitud media 2565 m.s.n.m.
57
A continuación en la figura 1-13 se relaciona la ubicación topográfica:
Figura 13: ubicación geográfica de la S/E de estudio”, (Fuente Google Mapas).
58
Figura 14: ubicación georreferenciada de la S/E de estudio”, (Fuente Google Mapas).
3.1.2. Capacidad
La capacidad instalada en la S/E_1 es de 112 MVA, correspondiente a 56 MVA por bahía
de transformación.
3.1.3. Diagrama
A continuación, se relaciona el diagrama simplificado de la S/E_1:
59
Figura 15: Diagrama unifilar 3 de la S/E de estudio” (tomado del plano eléctrico del O.R.)
60
3.1.4. Aspectos Técnicos
La S/E_1 está caracterizada por tener la mayor parte de equipos expuestos en las bahías con
refrigeración natural y se relacionan en la tabla 10:
EQUIPO CANTIDAD AISLAMIENTO REFRIGERACIÓN UBICACIÓN
Transformadores 2 Aceite natural-aire forzado patio
protecciones 6 Aire Aire patio
Control 1 Celda Aire cuarto de control
CT´S 6 Porcelana Aire patio
PT´S 6 Porcelana Aire patio
Tabla 10: Aspectos técnicos a tener en cuenta (fuente propia)
Los equipos de medida principal son de conexión indirecta y tienen las características
presentadas en la tabla 11 (se relaciona un solo equipo pero se aclara que son cuatro dos
principales y dos de respaldo):
Tabla 11: Información técnica S/E de estudio (fuente propia)
El cable de conexión de los equipos de medida es cable convencional multicolor se
encuentran sin certificación, los equipos de interfaz de comunicación son digitales.
61
3.2. CUMPLIMIENTO NORMATIVO Para validar el cumplimiento de la norma es necesario realizar un juicio de valor en terreno
de las distintas instalaciones, así como todos los elementos que conforman el equipo de
medida y sus características, para el ingreso y la validación de los distintos datos fue
necesario realizar presencia en la S/E_1 en conjunto con el operador de RED ya que es
responsabilidad de este las condiciones y los reportes que se emiten sobre las acciones se
deben realizar en las distintas instalaciones de las redes eléctricas.
3.2.1. Cumplimiento Normativo Creg 025 De 1995
Para validar el cumplimiento de la normativa que antecede a nuestro argumento de estudio,
se determinó realizar una visita técnica en compañía del operador de red con el objeto de
evaluar las instalaciones bajo el concepto del código de medida establecido en la CREG
025 de 1995, dicha visita se realizó en junio de 2016; el resultado de dicha visita se observa
en las siguientes actas (se adjunta observaciones ver actas completas en anexo 1) y que se
encuentran compiladas en las tablas 12 a la 15, las cuales fueron desarrolladas para realizar
la inspección y estudiar el cumplimiento o no de la resolución CREG 038 del 2014:
62
Inspección banco de medida principal_1:
Tabla 12:Inspección Banco 1 medidor Principal (fuente propia)
63
Inspección banco de medida respaldo_1:
Tabla 13: Inspección Banco 1 medidor Respaldo, (fuente propia)
64
Inspección banco de medida principal_2:
Tabla 14: Inspección Banco 2 medidor Principal, fuente propia)
65
Inspección banco de medida respaldo_2:
Tabla 15: Inspección Banco 2 medidor Respaldo, (fuente propia).
66
3.3. PLAN DE CAMBIOS PROPUESTOS POR EL OR El OR actual se encuentra dividido por equipos de trabajo denominados grupo técnico y
grupo comercial; una vez fue publicado el código de medida en la página web de la CREG
y diario oficial del CNO, tanto la gerencia técnica como la gerencia comercial estructuraron
un grupo de análisis de del Código de Medida, con la finalidad de identificar
oportunamente los impactos sobre la empresa (CODENSA, 2014). Como resultado de este
análisis se identificaron los impactos clasificados en: Procesos, sistemas, inversiones y
costos de la empresa. Una vez consolidados y clasificados los impactos identificados, se
propone la ejecución de un proyecto a nivel empresa, para la Implementación del Código
de Medida – CREG 038 de 2014.
El OR establece los implicados y responsables de las adecuaciones, describiéndolos de la
siguiente manera:
Inversionistas: Asegurar la sostenibilidad del negocio, proteger su inversión, y dar
cumplimiento a las exigencias regulatoria en Colombia
Agentes del Mercado: Mejorar la confiabilidad de la información de fronteras
comerciales con reporte al ASIC (Administrador del Sistema de Intercambios
Comerciales), como resultado del cumplimiento de requisitos en oportunidad, seguridad
y exactitud de la medición de la energía
Clientes: Incrementar la calidad en la medición de la energía consumida y facturada al
cliente final eliminando las desviaciones por incertidumbre de medida, entendiendo por
incertidumbre los siguientes errores
Error de medición, Error: Diferencia entre un valor medido de una magnitud y un valor de
referencia (Ricardo Andres Valencia, 2015).
Error de relación (Ɛ): Error que un transformador de instrumentos introduce en la medida y que
proviene del hecho de que la relación de transformación real no es igual a la relación de
transformación nominal (ICONTEC, 2003).
El error de relación (error de tensión) (ICONTEC, 2004b),expresado en porcentaje, está dado por la
siguiente fórmula:
F. 𝜀 =𝑘𝑟∗𝑈𝑠−𝑈𝑝
𝑈𝑝∗ 100 [%]
Dónde:
kr = es la relación de transformación nominal
Up = es la tensión primaria real
Us = es la tensión secundaria real cuando Up se aplica en condiciones de medición
67
El error de relación (en corriente)(ICONTEC, 2004a)], expresado en porcentaje, está dado
por la siguiente fórmula:
F_1. 𝜀 =𝑘𝑟∗𝐼𝑠−𝐼𝑝
𝐼𝑝∗ 100 [%]
Dónde:
kr = Relación de transformación nominal
Ip = Corriente primaria real
Is = Corriente secundaria real cuando Ip se aplica en condiciones de medición
Exactitud de medición, Exactitud: Proximidad del acuerdo entre un valor medido y un valor
verdadero de un mesurando. (Ricardo Andres Valencia, 2015)
Usuarios Internos: Incrementar el rendimiento en el procesamiento de información, de
manera que se cuente con mejores tiempos de respuesta en análisis de información.
Apoyar la eficiencia de los procesos permitiendo optimizar la efectividad en las
operaciones.
Entidad de Vigilancia y Control: Asegurar el cumplimiento de los requisitos
establecidos por la CREG en el Código de Medida, con la finalidad de evitar sanciones
por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, como ente de
vigilancia y control.
Los principales cambios que establece a nivel general el OR actual sobre las instalaciones
existentes se describen a continuación(CODENSA, 2014):
Adecuación de los Sistemas de Medición (SM) existentes en fronteras con otros
agentes, creación de procedimientos para el cumplimiento de requisitos en los nuevos
SM y aseguramiento de reportes y atención de fallas de acuerdo a los plazos del código.
Instalación de Sistema de medición en fronteras de distribución, y verificación y ajuste
de los SM existentes para el cumplimiento de requisitos
Implementación del Centro de Gestión de la medida.
Elaboración de las Hojas de Vida de los SM de los clientes y fronteras con otros agentes
y de las nuevas fronteras de distribución de la empresa, y la adecuación de los SM que
se requieran.
Elaboración de ajustes en sistemas y procedimientos de la empresa
Ejecución del plan de verificación a los sistemas de medida, para dar total
cumplimiento al Código de Medida.
Nota: ver evaluación de los aspectos anteriormente descritos en la lista de chequeo diseñada
para evaluar los cambios que se establecen en la resolución CREG 038 de 2014.
68
3.3.1. Cumplimiento normativo creg 038 de 2014
Para realizar una verificación del marco normativo es necesario establecer unos parámetros
fundamentales que logren identificar los hallazgos, que impidan la implementación de la
resolución CREG 038 de 2014; para realizar este seguimiento a las condiciones de la
resolución antes mencionada se emplea una metodología PHVA tabla 16, para establecer
las condiciones y evaluar las condiciones de una subestación del territorio nacional
colombiano(Mayorga, 2007).
METODOLOGÍA PARA EVALUACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 038
P
Seleccionar una subestación del territorio nacional y establecer las condiciones
seguras para la visita de campo, diseñar y verificar los aspectos claves que
establece la resolución CREG 038 y direccionarlos como aristas fundamentales
mediante preguntas establecidas en una lista de chequeo.
H Realizar visita en campo para aplicar la lista de chequeo.
V Seleccionar los hallazgos relevantes clasificándolos de mayor criticidad al menor.
A Realizar las sugerencias necesarias para corregir los hallazgos con el fin de dar
pleno cumplimiento a la resolución CREG 038
Tabla 16: Metodología PHVA. (Basado en Mayorga, S. A. (2007)).
Desarrollo de la metodología
Para desarrollar la metodología fue necesaria la comprensión general de la resolución
CREG 038 del 2014 estableciendo tres parámetros fundamentales que dieron paso a las
preguntas de la lista de chequeo y se relacionan a continuación de mayor a menor
relevancia:
CONDICIONES - INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.
COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.
DOCUMENTACIÓN Y CERTIFICACIONES.
Posterior a la selección de estos tres bloques principales se diseñaron 48 preguntas (una
pregunta por capitulo) que se compilan en la tabla 17, esa tabla se relaciona a continuación:
69
DEPARTAMENTO CODIGO SIC
DIRECCION TELEFONO
NIVEL DE TENSION CAPACIDAD
PUNTO DE MEDICION FECHA
SI NO N/A
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
los equipos de medida transmiten los datos de consumo
se expresa el consumo en las unidades que establece la regulación
El sistema de medición debe ser verificado, antes de su puesta en servicio, de acuerdo con lo
señalado en el Artículo 23 de esta resolución.
los equipos de medida permiten lectura
los equipos de medida registran el consumo
Los transformadores de corriente y de tensión se Instalaron dentro de los rangos de carga
nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que garantizan la clase
de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión y demás elementos
conectado. La carga de los circuitos secundarios de los transformadores de corriente y
voltaje destinados a medición comercial, la carga esta comprendida entre el 20% y el 100%
de la potencia de exactitud.
Los sistemas de medición que empleen medición semidirecta o indirecta deben contar con
bloques de borneras de prueba.
La transmisión de los datos entre el medidor y el Centro de Gestión de Medidas y entre este
último y el ASIC se sujeta a los requerimientos mínimos de seguridad e integridad definidos
por el CNO en el Acuerdo 701.(Cifrado y Encriptado) .
El error porcentual máximo (en módulo y en fase), a factor de potencia 0.9 introducido en la
medición de energía por la caída de tensión en los cables de los circuitos secundarios de los
transformadores de tensión no supera el 0.1%.
Verificación de los cumplimientos de las presiciones de acuerdo al Codigo de Medida
Resolucion Creg 038 May/14
Verificación de la sincronización del reloj de acuerdo al Codigo de Medida Resolucion Creg
038 May/14
Los equipos de medida se Instalaron en una caja de seguridad u otro dispositivo similar que
asegure que queden protegidos contra condiciones climáticas, ambientales, o manipulaciones
y daños físicos que afecten el correcto funcionamiento del medidor.
El punto de medición coincide con el punto de conexión y el punto de medición se ubica por
el Devanado de Alta Tensión.
Los circuitos de tensión y corriente disponen de secundarios dedicados exclusivamente a los
sistemas de medición de energía o de supervisión y control (SCADA) de los centros
regionales de despacho y del CND.
El personal que Instalo Todos los elementos del sistema de medición deben ser personal
calificado de acuerdo con lo establecido en los reglamentos técnicos y en el tiempo
establecido por la Ley y la regulación.
La instalación cumple con lo señalado en el manual de operación y en las normas técnicas
expedidas por el OR de acuerdo con lo señalado en los numerales 4.2 y 5.5.1 del Anexo
General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o
sustituya.
Los equipos de medida se Instalaron con el mínimo posible de conexiones y cables.
TIPO DE MEDICION
PREGUNTA OBSERVACIONES
CONDICIONES - INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
Todos los elementos del sistema de medición cumplen con las condiciones establecidas en
las normas y reglamentos técnicos aplicables
LISTA DE CHEQUEO PARA VALIDAR EL CUMPLIMIENTO DE LA RESOLUCION CREG 038
CIUDAD
NOMBRE
USUARIO
70
Tabla 17:Formato lista de Chequeo inspección a realizar cumplimiento CREG 038.
(Fuente propia).
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
el sistema de medicion no exede las fallas permitidas
se tiene cronograma para validacion quinquenal
Para los puntos de medición tipos 1 y 2, los transformadores de tensión y de corriente del sistema de medición deben disponer de devanados
secundarios para uso exclusivo de los equipos de medida.
Nombre del inspector representante OR
Certificados de conformidad de producto de: Cables.
Certificados de conformidad de producto de: Borneras.
se tiene previsto un mantenimiento al sistema de medición
Certificados de conformidad de producto de: Medidores.
Certificados de conformidad de producto de: Transformadores de tensión.
Transformadores de corriente.
Certificados de conformidad de producto de: Transformadores de corriente.
Cables.
Certificados de calibración de: Medidores. No mayor a 12 meses.
Certificados de calibración de: Transformadores de tensión. No mayor a 18 meses.
Certificados de calibración de: Transformadores de corriente. No mayor a 18 meses.
DOCUMENTACION Y CERTIFICACIONES
Certificado del punto de conexión.
Diagrama unifilar del sistema de potencia.
Certificado de la curva típica esperada de la nueva frontera
el sistema de medicion tiene facil acceso para su verificación
se ha realizado seguimiento de inspeccion y validacion a las instalaciones
el equipo de medida cuenta con los sellos de seguridad del OR y Agente
Se realizo Verificación Inicial al Sistema de Medida por un Tercero siempre y cuando
aplique el concepto de Frontera Tipo 1 y 2
Se entrego Hoja de Vida del Sistema de Medida
el sistema de medición fue instalado correctamente
Si la Frontera es Bidireccional(se configuro la Importación en el Canal 1 y la Exportación
en el Canal 2)
Se configuró el Acceso 1 y 2 en los medidores Principal y respado.
Los bloques de Prueba del medidor Principal y Respaldo, estan de forma independiente
Posse Cableado entre los transformadores y el medidor o medidores que permite
conducir las señales de tensión y corriente entre estos. Con Cumplimiento de la
Normatividad Vigente.
Posee Un panel o caja de seguridad para el medidor y el registro de los datos.
Posee Cargas para la compensación del burden de los transformadores de corriente y
tensión.
Un medidor de energía reactiva, este medidor puede estar integrado con el medidor de
energía activa.
Un medidor de respaldo con la misma presicion exigida
Transformadores de corriente y Tension de acuerdo a la presicion Exigida
COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
Un medidor de energía activa y reactiva integrado de acuerdo a la presicion Exigida
71
Se seleccionó una subestación del territorio nacional que pertenece al OR el cual restringe
el nombre y para efectos de este estudio la subestación se nombra S/E_1.
Se realizó una visita el día 15_06_2016, en la cual se asistió en compañía del OR el cual
portaba todos los elementos de protección personal dicha visita se tramita ante el dpto.
División Control Perdidas para los permisos de ingreso, se acompañó la maniobra de
verificación cumpliendo la distancia de seguridad permitidas para ello fue necesario el uso
de casco y botas de seguridad industrial dieléctricas.
Se registran los resultados posteriores al diligenciamiento de la lista de chequeo diseñada la
cual se relaciona en la tabla 18, posterior a ello se realiza el análisis de los hallazgos y se
procede a concluir la vista.
Finalmente, al evaluar los resultados, si se evidencia alguna falencia en procedimiento se
debe proponer una forma para-mitigar dichos impactos (para este caso ver el instructivo
para el reporte y atención de fallas en equipos de medida)
3.3.2. Cambios realizados
Para evaluar los cambios realizados en las instalaciones se realizó nuevamente una visita
conjunta con el OR para establecer las mejores realizadas. Para validar el cumplimiento
normativo se diligencio la lista de chequeo descrita en la metodología descrita en el
capítulo III literal 3 del presente documento, con los siguientes resultados:
72
BOGOTA DEPARTAMENTO CODIGO SIC FRT10479
JUAN PABLO VILLARRAGA GOMEZ DIRECCION TELEFONO 3125324847
S/E_1 NIVEL DE TENSION CAPACIDAD 56 MVA
INDIRECTA PUNTO DE MEDICION FECHA 1/30/2017
SI NO N/A
1 X
2 X
3 X
4 X
5 X
6 X
7 X
8 X
9 X
10 X
11 X
12 X
13 X
14 X
15 X
16 X
17 X
18 X
LISTA DE CHEQUEO PARA VALIDAR EL CUMPLIMIENTO DE LA RESOLUCION CREG 038
CUNDINAMARCA
SAN MATEO
AT
1
CIUDAD
NOMBRE
USUARIO
TIPO DE MEDICION
Los equipos de medida se Instalaron en una caja de seguridad u otro dispositivo similar que
asegure que queden protegidos contra condiciones climáticas, ambientales, o manipulaciones
y daños físicos que afecten el correcto funcionamiento del medidor.
El punto de medición coincide con el punto de conexión y el punto de medición se ubica por
el Devanado de Alta Tensión.
Los circuitos de tensión y corriente disponen de secundarios dedicados exclusivamente a los
sistemas de medición de energía o de supervisión y control (SCADA) de los centros
regionales de despacho y del CND.
Todos los elementos del sistema de medición cumplen con las condiciones establecidas en
las normas y reglamentos técnicos aplicables
El personal que Instalo Todos los elementos del sistema de medición deben ser personal
calificado de acuerdo con lo establecido en los reglamentos técnicos y en el tiempo
establecido por la Ley y la regulación.
La instalación cumple con lo señalado en el manual de operación y en las normas técnicas
expedidas por el OR de acuerdo con lo señalado en los numerales 4.2 y 5.5.1 del Anexo
General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o
sustituya.
Los equipos de medida se Instalaron con el mínimo posible de conexiones y cables.
PREGUNTA OBSERVACIONES
se expresa el consumo en las unidades que establece la regulación
los equipos de medida permiten lectura
los equipos de medida transmiten los datos de consumo
El sistema de medición debe ser verificado, antes de su puesta en servicio, de acuerdo con lo
señalado en el Artículo 23 de esta resolución.
El error porcentual máximo (en módulo y en fase), a factor de potencia 0.9 introducido en la
medición de energía por la caída de tensión en los cables de los circuitos secundarios de los
transformadores de tensión no supera el 0.1%.
CONDICIONES - INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
Verificación de los cumplimientos de las presiciones de acuerdo al Codigo de Medida
Resolucion Creg 038 May/14
Verificación de la sincronización del reloj de acuerdo al Codigo de Medida Resolucion Creg
038 May/14
Los transformadores de corriente y de tensión se Instalaron dentro de los rangos de carga
nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que garantizan la clase
de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión y demás elementos
conectado. La carga de los circuitos secundarios de los transformadores de corriente y
voltaje destinados a medición comercial, la carga esta comprendida entre el 20% y el 100%
de la potencia de exactitud.
Los sistemas de medición que empleen medición semidirecta o indirecta deben contar con
bloques de borneras de prueba.
La transmisión de los datos entre el medidor y el Centro de Gestión de Medidas y entre este
último y el ASIC se sujeta a los requerimientos mínimos de seguridad e integridad definidos
por el CNO en el Acuerdo 701.(Cifrado y Encriptado) .
los equipos de medida registran el consumo
73
Tabla 18:Lista de Chequeo inspección realizada a S/E de estudio para cumplimiento
CREG-038. (Fuente propia).
19X
20X
21 X
22 X
23
X
24X
25X
26X
27 X
28X
29X
30 X
31 X
32 X
33 X
34 X
35 X
36 X
37 X
38 X
39 X
40 X
41 X
42 X
43 X
44 X
45 X
46 X
47 X
48 X
se ha realizado seguimiento de inspeccion y validacion a las instalaciones
el equipo de medida cuenta con los sellos de seguridad del OR y Agente
el sistema de medición fue instalado correctamente
el sistema de medicion tiene facil acceso para su verificación
COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN
EDUVINO AGUIAR OLIVERA -- EZENTIS S.A
representante OR
Para los puntos de medición tipos 1 y 2, los transformadores de tensión y de corriente del sistema de medición deben disponer de devanados
secundarios para uso exclusivo de los equipos de medida.
NO SE ESTABLECE FECHA DE VEIRIFCACIÓN
NO PRESENTA UNA FECHA DE VERIFICACION
POSTERIOR
Certificados de conformidad de producto de: Borneras.
se tiene previsto un mantenimiento al sistema de medición
el sistema de medicion no exede las fallas permitidas
se tiene cronograma para validacion quinquenal
JUAN PABLO VILARRRAGA GOMEZ
Nombre del inspector
Certificado del punto de conexión.
Diagrama unifilar del sistema de potencia.
Certificado de la curva típica esperada de la nueva frontera
Certificados de calibración de: Medidores. No mayor a 12 meses.
NO PRESENTARON HISTORIAL DE LOS EQUIPOS
DOCUMENTACION Y CERTIFICACIONES
NO SE HA REALIZADO UNA VISITA POSTERIOR
Certificados de calibración de: Transformadores de tensión. No mayor a 18 meses.
Certificados de calibración de: Transformadores de corriente. No mayor a 18 meses.
Posee Cargas para la compensación del burden de los transformadores de corriente y
tensión.
Si la Frontera es Bidireccional(se configuro la Importación en el Canal 1 y la Exportación
en el Canal 2)
Se configuró el Acceso 1 y 2 en los medidores Principal y respado.
Los bloques de Prueba del medidor Principal y Respaldo, estan de forma independiente
Se realizo Verificación Inicial al Sistema de Medida por un Tercero siempre y cuando
aplique el concepto de Frontera Tipo 1 y 2
Se entrego Hoja de Vida del Sistema de Medida
Un medidor de energía activa y reactiva integrado de acuerdo a la presicion Exigida
Un medidor de energía reactiva, este medidor puede estar integrado con el medidor de
energía activa.
Un medidor de respaldo con la misma presicion exigida
Transformadores de corriente y Tension de acuerdo a la presicion Exigida
Posse Cableado entre los transformadores y el medidor o medidores que permite
conducir las señales de tensión y corriente entre estos. Con Cumplimiento de la
Normatividad Vigente.
Posee Un panel o caja de seguridad para el medidor y el registro de los datos.
Certificados de conformidad de producto de: Transformadores de corriente.
Cables.
Certificados de conformidad de producto de: Cables.
Certificados de conformidad de producto de: Medidores.
Certificados de conformidad de producto de: Transformadores de tensión.
Transformadores de corriente.
74
Análisis de la lista de chequeo
Se evidencia cuatro (4) NO CONFORMIDADES de los 48 ítems evaluados un total de 8%
de incumplimiento del calificativo menos relevante de lista; adicional a ello para el caso
evaluado de la S/E_1 dos campos de la lista de chequeo no aplica a esta subestación (6%).
El Pareto de incumplimiento se establece en el seguimiento final de las instalaciones y se
requiere un seguimiento riguroso en el futuro que garantice las condiciones establecidas en
la normativa.
3.3.3. Seguimiento a la actualización de la instalación
Posterior a establecer las condiciones que evaluó la lista de chequeo se percibe que no se
presentan hojas de vida que estimen las condiciones de verificación posteriores a las
adecuaciones, aunque las adecuaciones sobre los equipos se llevaron a cabo en los tiempos
estimados, no existe un plan de contingencia frente a fallas o perturbaciones que impliquen
intervención en las señales de comunicación de las información reportada por los
medidores tanto principales como de respaldo; en ausencia de dicho estándar el presente
estudio propone una manera de evaluación y atención de falla para garantizar un mejor
rendimiento en la medida y complementar las condiciones qué presenta el OR frente a la
normativa vigente.
3.3.4. Instructivo para el reporte y atención de fallas en equipos de medida
En todo sistema las fallas están presentes y forman un punto fundamental de atención para
dar continuidad y fidelidad a los servicios; en el mercado eléctrico nacional es evidente que
las fallas son atendidas de forma remota o presencial por parte de técnicos (los técnicos son
seleccionados de acuerdo a la disponibilidad en las distintas empresas); el caso de la
información reportada en las fronteras comerciales no es ajena a esta situación.
Las fallas de atención remotas se atienden por medio de software especializados y dan
respuestas en tiempo real.
Las fallas de atención presencial requieren más experticia y son atendidas en campo con los
equipos en funcionamiento, estos procedimientos involucran el uso de transductores que
evidencian los problemas presentados; la diversa atención de personal a equipos comunes
requiere de un protocolo establecido para disminuir los tiempos de atención y dar más
eficiencia en restablecimiento de información.
Para la atención de fallas presenciales el OR carece de un protocolo establecido que indique
un paso a paso de atención y facilite el trabajo de los operarios en campo; en este análisis es
evidente que existen varias personas que visitan equipos comunes y es clave realizar un
75
protocolo estandarizado que minimice los tiempos de atención y facilite las operaciones en
campo.
A continuación, se describe el alcance y un protocolo a seguir en caso de atención de fallas
presenciales a equipos remotos de energía en fronteras comerciales.
Este instructivo aplica a todos los grupos técnicos que tienen acción a lectores de
fronteras comerciales, ingenieros de operación del centro de gestión de la medida y
técnicos que supervisan los sistemas de comunicación y lectura remota de los
equipos de medida a continuación se describe un paso a paso para realizar
verificación de fallas presenciales en los equipos:
Tabla 19:Instructivo para el reporte y atención de fallas en equipos de medida. (Fuente
propia).
RESPONSABLE REGISTRO
1 Validar lecturas en el centro de gestion de la medida ingeniero de gestión CGM reporte ASIC
2Falla la lectura al interrogar el medidor
remotamenteingeniero de gestión CGM
reporte de interrogacion
remoto
3 coordinación de visita a campo ingeniero gestor de S/E orden de trabajo
4 visita a campo Ubicación del sistema de medida técnico especialista acta deinspección
5Clasificación según el tipo de conexión del
sistema de medición: Directa, Semidirecta o
Indirecta.
técnico especialista acta deinspección
6Cumplimiento de las condiciones de la caja de
seguridad en torno a factores climáticos,
ambientales o de manipulación y daños físicos.
técnico especialista acta deinspección
7Tipo de conexión de acuerdo al número de
elementos del sistema de medicióntécnico especialista acta deinspección
8 Nivel de Tensión 1, 2, 3 o 4 según clasificación técnico especialista acta deinspección
9Indicar si el sistema de medición de la frontera
presenta o no reporte al ASIC.técnico especialista acta deinspección
10 Selección del tipo de frontera según clasificación técnico especialista acta deinspección
11Identificar si el almacenamiento de los consumos
y la configuración se realiza en memoria no volátiltécnico especialista acta deinspección
12 Identificar si se puede realizar la interrogación y
los cambios en la configuración de acuerdo a los
niveles de acceso.
técnico especialista acta deinspección
13Indicar el Código SIC de la frontera de servicios
auxiliares, en el caso que exista.técnico especialista acta deinspección
14 Verificar la trasmisión de los datos de acuerdo a
los requerimientos del CONtécnico especialista acta deinspección
15 Registro de consumos, visualización y trasmisión
de informacióntécnico especialista acta deinspección
16 Consignar el registro de fecha y hora del medidor. técnico especialista acta deinspección
17 Verificar la transmisión de los datos.técnico especialista/ingeniero de
gestión CGMregistro en CGM
18 Almacenamiento de información en medidor y
centro de gestión de medida
técnico especialista/ingeniero de
gestión CGMregistro en CGM
19Verificar el almacenamiento de los consumos en
el CGM.
técnico especialista/ingeniero de
gestión CGMregistro en CGM
ACTIVIDAD
NOTA: El técnico especialista debera portar en todo caso los transductores fisicos para interrogar y bajar información del
equipo de medida, asi como moden de repuesto y software para realizar correcciones de protocolos IP y cambios de
antena cuando el equipo reporte la falla de cambio de moden o antena por falta de señal.
76
3.4. COSTOS ASOCIADOS Los costos asociados a las modificaciones planteadas, involucran todas aquellas actividades
directas e indirectas que generan inversión o gasto en las instalaciones de la S/E_1 para el
cumplimiento de la normatividad CREG 038.
3.4.1. Costo de cambio y seguimiento
Para realizar una evaluación del proyecto se contempló la periodicidad de los cambios
realizados a la normativa aplicable, evidenciando que desde sus inicios (año 1994) tiene
una media de 2 años por cada cambio publicado en el diario oficial del CNO; el año medio
en el cual se realiza cambios a la legislación se calculó de la siguiente manera en la
herramienta Excel:
F_2. 𝑎 =𝑛
𝑥 Donde a es el año medio de cambios realizados a la norma, n es la cantidad
de modificaciones y x es los años totales desde su inicio hasta el día de hoy.
Para evitar un coste alto de la inversión se sugiere una amortización de 5 años, por lo tanto
la evaluación de los cambios que realizara el OR en este estudio se proyectara a 5 años
(Mayorga, 2007).
El valor de la inversión se calculó bajo un estimado de 5 años de depreciación lineal con el
fin de evaluar la inversión en un corto plazo y se calculó de la siguiente manera usando la
herramienta Excel (ver resultados en la tabla 20):
F_3. 𝑑 =𝑡
𝑒 Donde d es el valor anual del activo, t es el valor nominal del activo y a es el
tiempo de evaluación del proyecto.
El valor pendiente por inversión equivale a un 10 % del valor nominal de inversión que es
el costo de seguimiento a los equipos de medida calculado de la siguiente manera:
F_4. %𝑝 =𝑣𝑡−𝑣𝑖
𝑣𝑡 Donde %p es el porcentaje pendiente de inversión, vt es la inversión
total y vi es la inversión realizada.
Los costos asociados se relacionan en la tabla 20, donde se discriminan las cantidades de
mano de obra y material que utilizo el OR en la actualización de las instalaciones:
77
Tabla 20: Costos asociados. (Fuente Propia).
3.4.2. Impacto social
En las condiciones actuales de la economía colombiana se establece un aspecto positivo el
generar nuevos mercados en el campo de acción laboral, aun cuando esto ocurre es un reto
para los profesionales de las áreas afines establecer metodologías que logren el desempeño
de las personas en los cargos o nuevas funciones requeridas; es de precisar que la
resolución actual tiene ventajas de establecer condiciones más equitativas de mercado para
los distintos actores del mercado, pero desfallece en condiciones de capacitación académica
para este nuevo campo de aplicación del área eléctrica.
La universidad distritales y el SENA como pioneros de la educación en Colombia
establecen distintos ámbitos de capacitación técnica y profesional, es un aspecto de mejora
establecer capacitaciones continuas y dedicadas a los temas de instalación, seguimiento y
control de los distintos equipos de medida que establece la resolución CREG 038 de
2014(UD, 2016).
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL
CERTIFICACIONES$ 3.600.000,00 $ 3.600.000,00 $ 3.600.000,00 $ 3.600.000,00 $ 3.600.000,00 $ 18.000.000,00
EQUIPOS $ 12.000.000,00 $ 12.000.000,00 $ 12.000.000,00 $ 12.000.000,00 $ 12.000.000,00 $ 60.000.000,00
MATERIALES $ 1.707.516,20 $ 1.707.516,20 $ 1.707.516,20 $ 1.707.516,20 $ 1.707.516,20 $ 8.537.581,00
MANO DE OBRA $ 2.241.933,80 $ 2.241.933,80 $ 2.241.933,80 $ 2.241.933,80 $ 2.241.933,80 $ 11.209.669,00
COSTOS
INDIRECTOS $ 600.000,00 $ 500.000,00 $ 400.000,00 $ 300.000,00 $ 200.000,00 $ 2.000.000,00
TOTAL sin
Imprevistos $ 20.149.450,00 $ 20.049.450,00 $ 19.949.450,00 $ 19.849.450,00 $ 19.749.450,00 $ 99.747.250,00
Imprevistos (5%) $ 211.569,23 $ 210.519,23 $ 209.469,23 $ 208.419,23 $ 207.369,23 $ 1.047.346,13
TOTAL con
Imprevistos $ 20.361.019,23 $ 20.259.969,23 $ 20.158.919,23 $ 20.057.869,23 $ 19.956.819,23 $ 100.794.596,13
RESUMEN DE COSTOS DEPRECIADOS EN 5 AÑOS CON ESPECTATIVA DE SUPERVISION BI-ANUAL
78
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Las conclusiones descritas a continuación no representan ninguna posición política o social,
son el resultado de la investigación y la posición crítica y veraz que establece la experiencia
en la academia frente a un aspecto técnico.
Al evaluar la forma de las dos resoluciones, se evidencia que inicialmente el código
de medida no presentaba la relevancia que esencialmente requiere y se observa un
cambio de forma significativa y relevante de un 400%.
Las modificaciones principales se centran en garantizar la transmisión de
información en tiempo real, de un reporte emitido por los equipos a los Centros de
gestión de medida (CGM).
Se evidencia el incumplimiento del 8% de algunos aspectos de la resolución CREG
038 del 2014 sobre las instalaciones de la S/E_1.
Se evidencia que NO existe un control posterior de las entidades estatales sobre el
OR para comprobar las condiciones de cambio de la CREG 038 del 2014.
Aunque el operador de red realizó las actividades de mejora y modificaciones
físicas en un 100% no presenta planes de seguimiento y mantenimiento a las
instalaciones, las cuales deben ser periódicas y en algunos casos se establece el
tiempo de seguimiento de acuerdo al nivel de tensión (ver tabla 4 del artículo 8 de la
resolución CREG 038 de 2014).
Se evidencia que el OR no posee procedimientos o protocolos para atención de
fallas.
Se evidencia la necesidad de realizar un protocolo que contemple las fallas
presenciales con el objeto de disminuir los tiempos de atención.
La resolución CREG 038 de 2014 establece condiciones más equitativas para el
mercado eléctrico al reducir las condiciones de incertidumbre ya que existen
diversos agentes involucrados en el mercado que obligan a que el operador de red a
tener la precisión para establecer las condiciones de equidad en un mercado.
La resolución CREG 038 se involucra en la parte técnica de las instalaciones, pero
no menciona las competencias técnicas que deben tener las personas que manipulan
los equipos de medida; Es recomendable que se establezcan especializaciones sobre
las diferentes aristas que involucran el código de medida por parte de las
instituciones educativas.
Los costos de la implementación en las diferentes subestaciones, los operadores de
red las consideran bajas debido a que son puntos de medición son clasificadas como
nivel 1, es decir con capacidad instala mayores 30 MVA y cargas superiores a
15.000 MWh-mes, se concluye que para ellos es mucho mejor realizar las
inversiones necesarias para cumplir al 100 % la resolución CREG 038 y no llegar a
caer en el error de perder este tipo de fronteras.
79
La inversión de los equipos no tiene remuneración directa por lo cual se convierte
en un activo del OR.
Las fronteras degeneración del ZIN no pueden ser sancionadas de la misma manera
ya que pueden perjudicar el mercado eléctrico por compensación del sistema.
80
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6. ANEXOS ANEXO 1:
83
ANEXO 2
84
ANEXO 3
85
86
ANEXO 4
