Calidad de la Potencia eléctrica en Sistema de Distribución en Colombia

Mediante la Resolución 024 de 2005 la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG modificó las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de distribución de energía eléctrica en Colombia. Esta resolución así mismo modificó los numerales 6.2.1 y 6.2.2 del Anexo General del Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, Resolución 070 de 1998

Esta resolución exige la instalación de equipos especiales para la medición de los siguientes parámetros

• Medir el indicador THDV, de acuerdo con la norma IEEE 519 (1992) para el barraje.

• Medir La relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva para el barraje.

• Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Standar IEC 61000-4-30 (2003-02)

• Medir la Continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto).

Estos equipos deben instalarse en el 100% de los barrajes de las subestaciones de nivel IV, III y II cuyas unidades constructivas de acuerdo a la Resolución 082 de 2002 incluyen dichos equipos y el 5% de las líneas cuya unidad constructiva reconoce dichos equipos. La fecha limite a partir de la cual esta resolución establece la obligación de remitir la información a la la CREG a través de un sistema de procesamiento de datos es enero de 2006. En dos años más se deben instalar el 100% de los equipos en las líneas de 13.2 KV donde se reconozcan dichos equipos.

Estas medidas de la calidad de la potencia, según la CREG buscan establecer los niveles de calidad que cada empresa de distribución tiene en su sistema de distribución y de esa forma posteriormente establecer indicadores meta, de forma tal que al igual que con los indicadores DES y FES se pueda ofrecer cada día un mejor servicio a los usuarios del servicio eléctrico.

Calidad del servicio Eléctrico En el sistema Interconectado Nacional de Colombia

La Comisión de regulación de Energía y Gas CREG desde el año 2000, estableció un sistema de medición y compensación económica de las empresas distribuidoras de energía a sus respectivos usuarios, cuando se incumplen los indicadores de Duración (DES) o Frecuencia (FES) establecidos trimestralmente para cada circuito.

La Metodología vigente para el cálculo de estas compensaciones se estableció por parte de la CREG mediante Resolución 096 de 2000.

De acuerdo con el artículo 5° de la resolución creg 096 de 2000. para efectos de calcular los indicadores de calidad DESc y FESc solo es necesario el registro, mediante equipos adecuados de medida, a nivel de alimentador primario en la respectiva subestación.

Las metas DES y FES vigentes en la actualidad y que dependen del tipo de circuito fueron establecidas por la CREG mediante la Resolución 113 de 2003 . Estas metas así como su metodología de cálculo y aplicación estarán vigentes hasta tanto la CREG expida una nueva metodología, la cual esta en proceso de discusión, con lo cual la CREG espera establecer señales económicas apropiadas para que las Empresas de Distribución hagan inversiones en la mejora de la calidad del servicio eléctrico.

El reporte de la información de DES y FES obtenido de los equipos instalados en cada circuito por parte de las Empresa Distribuidoras deberá ser enviado a la CREG en medio magnético, con una periodicidad ha determinar en dicha resolución.

La inversión en la calidad del servicio por parte de las empresas distribuidoras está relacionada con el costo de las compensaciones, dado que las empresas buscan un equilibrio entre las inversiones a realizar y las compensaciones que se pagarían por el incumplimiento de las metas. Según la CREG la mejora en la Calidad del servicio durante los últimos años no ha sido la que ellos esperaban, razón por la cual es necesario modificar la metodología haciendo un mayor control a los registros reportados, así como incrementar los valores de las compensaciones y replanteando las metas de DES y FES de acuerdo a estudios adelantados por la CREG utilizando sistemas de simulación de eventos DES y FES.