ACTUALIZACIÓN DEL CÓDIGO DE MEDIDA METERING CENTRAL AMERICA & CARIBBEAN ABRIL DE 2010.

Transcripción

1 ACTUALIZACIÓN DEL CÓDIGO DE MEDIDA METERING CENTRAL AMERICA & CARIBBEAN ABRIL DE 2010.

2 Temario Propósito Actualización Contenido Propuesta Res Comentarios Recibidos Cronograma

3 Propósito Actualización Garantizar Calidad de la Medida Determinar Responsabilidades claras de los diferentes agentes que intervienen en la medición de energía. Establecer Procedimientos que garanticen acceso y transparencia en la solución de conflictos.

4 Temario Propósito Actualización Contenido Propuesta Res Comentarios Recibidos Cronograma

5 Técnicos. Precisión de los equipos Requerimientos respaldo reactiva Reporte de la información. Fallas y Hurtos. Contenido Propuesta Resolución CREG 120 de 2007 Operativos. Ubicación y Sellado Procedimientos de Revisión Reposición de equipos Auditorias Equipos Información

6 Objetivos Propuesta Unificar requisitos técnicos de mercado mayorista y mercado no mayorista. Actualizar y aclarar requerimientos de precisión, respaldo y reactiva. Establecer mecanismos que garanticen calidad información. Establecer procedimientos que garanticen debido procesos para las partes. Establecer auditorias que garanticen cumplimiento reglas.

7 PROPUESTA Unificar Requisitos

8 Actualizar y aclarar requisitos técnicos TIPOS Consumo o Transferencia (Mwhmes). Mínima Clase de Exactitud aceptada para los componentes del Equipo 1 C>= ,2 S CT/PT/ Medidor Activa >C>= ,2S CT/0,5S PT/0,5 Medidor Activa >C>=50 0,5S CT/0,5S PT/0,5 Medidor Activa 4 50>C>=5 0,5 CT/1,0 Medidor Activa 5 C<5 1,0/2,0 Medidor Activa

9 Mecanismos que garanticen calidad de información Incentivos para que el reporte de la información corresponda al determinado por el equipo de medida. Mecanismos de reporte de la información a XM que minimice la ocurrencia de errores y la manipulación de la información. Exigencia de Respaldo de equipos de medida. Procedimientos validados con los diferentes agentes de estimación de la medida, en caso de fallas. Auditorias.

10 Reporte de Lectura : Esquema Actual. Res. 06/03 Tiempo de reporte de lectura y modificaciones FG Archivo Plano FD DIARIO: 8 h FC DIARIO: 72 h Soft. Medidor. ASIC Lectura antes del Reporte

11 Situación Actual No hay garantía de la fuente de la información. El mecanismo de reporte de la información permite la ocurrencia de errores y la manipulación de la información. El reporte de información a XM indica un número considerable de inconsistencias, no envío de información y aplicación de curvas típicas.

12 Reporte de Lectura : Propuesta Lectura directa del ASIC a partir de las 8h. Tiempo de reporte de lectura y modificaciones Protocolo de Validación de la Información FG FC FD ASIC Crítica, Relectura, Publicación, Validación. Soft. MultiVendor (Sólo Lectura) Lectura agente antes de las 8h.

13 Requerimientos Respaldo Regulación Actual Sólo respaldo en Activa Los equipos de respaldo pueden tener cualquier especificación. No existe obligación de registro de equipos de respaldo, por lo que no se verifica su existencia ni su funcionamiento. Propuesta Un Sistema de Medición de Respaldo consiste en un medidor adicional de energía activa y un medidor adicional de energía reactiva. El Sistema de Medición de Respaldo operará permanentemente y tendrá las mismas características técnicas del principal, según las disposiciones contenidas en la presente resolución.

14 Requerimientos Reactiva Res. 025 de 1995 En las fronteras comerciales de generación y fronteras del STN se deberán instalar dos contadores (principal y de reserva) de energía activa y uno de energía reactiva. Propuesta En los Puntos de Medición que se encuentren ubicados en niveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kv se deberán instalar equipos de medida de energía reactiva. Clase de medidor de reactiva: 2.0.

15 Cumplimiento del Código de Medida Algunas fronteras no cumplen con el Código de Medida en la actualidad. (Requisitos equipos) Aunque los equipos cumplan con las especificaciones técnicas del C.M., no hay garantía de que los equipos están funcionando correctamente. No existen mecanismos que incentiven el cumplimiento del C.M.

16 Error Sistema de Medición Medidor. Transformadores. Cableado. (Circuito Secundario del transformador.)

17 Error del Sistema de Medición ERROR DE LOS TRANSFORMADORES ERROR DEL MEDIDOR EPT = ± 2 EVT + ECT 2 ES = ± 2 EPT + EM 2 Donde: EVT = error del transformador de voltaje ECT =error del transformador de corriente EPT = error por transformación (error combinado del transformador de corriente y el transformador de voltaje). Donde: ES = error de todo el punto de medición EM =error del medidor EPT = error por transformación (error combinado del transformador de corriente y el transformador de voltaje).

18 Error del Sistema de Medición TIPOS Consumo o Transferencia (Mwh-mes). Mínima Clase de Exactitud para los componentes del Equipo 1 C>= ,2 S CT/PT/ Medidor Activa >C>= ,2S CT/0,5S PT/0,5 Medidor Activa >C>=50 0,5S CT/0,5S PT/0,5 Medidor Activa 4 50>C>=5 0,5 CT/1,0 Medidor Activa 5 C<5 1,0/2,0 Medidor Activa Error máximo permitido (+/- %) Energía Activa del Equipo de Medida 0,5 0,75 1,0 1,25 2,0

19 Procedimientos Estimación de la medida entre las diferentes partes cuando los equipos fallen. Revisión de los equipos. Ubicación, inscripción, mantenimiento y sellado de los equipos.

20 Revisión Conjunto de actividades dirigidas a verificar que el Sistema de Medición se encuentre en buen estado de funcionamiento y cumpla con los requisitos establecidos en el Código. NORMA VIGENTE Código de Medida Cualquier interesado puede solicitar la revisión de una frontera. Código de Distribución El comercializador es el responsable de hacer las revisiones rutinarias. Los costos asumidos por el usuario PROPUESTA REVISIÓN INICIAL REVISIÓN PERIÓDICA REVISIÓN EXTRAORDINARIA 20

21 Revisión Periódica y Mantenimiento Responsable: El representante de la frontera. Objeto: Revisar en intervalos de tiempo definidos el cumplimiento de los aspectos técnicos establecidos en el Código y tomar las acciones para preservar o restablecer la máxima confiabilidad del Sistema de Medición. 21

22 Reposición de los Equipos NORMA VIGENTE Código de Medida No existe disposición Resol. CREG 070/98 El usuario es quien realiza la reposición PROPUESTA FRONTERAS CON REPORTE AL MEM y NO COMERCIALES Responsable: El representante de la Frontera. Causales: Falla El periodo de vida útil se haya cumplido. Por mutuo acuerdo entre el usuario y el comercializador. Por hurto FRONTERAS SIN REPORTE Responsable: Representante de la frontera/usuario 22

23 Auditorias Físicas: responsable, muestra, periodicidad, costos, consecuencias de los resultados. Información: responsable, muestra, periodicidad, costos, consecuencias de los resultados

24 Auditoría: Fronteras con Reporte al MEM Objeto: Verificar el adecuado funcionamiento de los sistemas de medida y el cumplimiento del código. Periodicidad: Se realizan cada dos años sobre una muestra por agente (excepto las dos primeras auditorías). FÍSICAS Tratamiento de la Muestra: Se incluirá como parte de la muestra todas las fronteras de los dos agentes que hayan presentado el mayor número de fallas durante un periodo de 12 meses. La diferencia de costos, los asumen estos dos agentes. En los primeros cuatro años se debe auditar el universo de fronteras. 24

25 Auditoría Físicas: Fronteras con Reporte al MEM Costos: Los asumen los agentes cargo: CND-SIC. El agente que solicite una auditoría a otro agente asume este costo. Si hay incumplimientos al Código el costo lo asume el agente auditado. 25

26 Auditoría: Fronteras con Reporte al MEM Incumplimientos: Comercializadores Encontrados en los dos primeros años de la auditoría: Se afecta positivamente la medida con el porcentaje de error (CEM) encontrado en la auditoría hasta que se normalice el Sistema de Medición y el ASIC realice la verificación correspondiente. Auditorías Posteriores: Se afecta positivamente la medida con el Promedio Nacional de Pérdidas (PNP) por un periodo de 6 meses. Cumplido este tiempo se aplicará el valor CEM encontrado en la Auditoría, hasta que se normalice el Sistema de Medición. 26

27 Auditoría: Fronteras con Reporte al MEM Incumplimientos: Generadores Encontrados en los dos primeros años de la auditoría: Se considerarán para la asignación de las pérdidas de energía horaria en el STN. Participan con la energía neta entregada al STN afectada por CEM. Auditorías Posteriores: La lectura diaria de la Frontera se disminuye con el factor PNP por un periodo de 6 meses. Cumplido este tiempo se aplicará el valor CEM encontrado en la Auditoría, hasta que se normalice el Sistema de Medición. 27

28 Temario Propósito Actualización Contenido Propuesta Res Comentarios Recibidos Cronograma

29 Técnicos. Propiedad, reporte, validación y publicación Información. (ASIC Comercializadores). Costos. Incluir medidores prepago y consumos auxiliares Mayor definición pruebas de Corrección error medidor. No existencia de laboratorios en Colombia para ciertas revisiones. (Medidores 0.2) Comentarios Propuesta Resolución CREG 120 de 2007 Operativos. Periodos de revisión muy Largos. Especificar proceso de ajuste de reloj Plazos de cumplimiento de la Resolución. Auditorias Definir sanciones por incumplimiento

30 Temario Propósito Actualización Contenido Propuesta Res Comentarios Recibidos Cronograma

31 Análisis de temas complementarios Pérdidas Resolución CREG 097 de 2008 Calidad del servicio Cargos de Distribución. Calidad del STR. Calidad de la Potencia