CNO - Acuerdo 20 de 1999

Consejo Nacional de Operación CNO

ACUERDO No. 20

Mayo 27 de 1999 Por el cual se aprueba el procedimiento para la implementación de la demanda en áreas operativas El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el Artículo 36 de la Ley t 43 de 1994 y la Resolución 8-0103 del 2 de febrero de 1995 del Ministerio de Minas y Energía y según lo aprobado en su reunión Número 96, ACUERDA: PRIMERO: Aprobar el Documento "Acuerdos para la implementación de la Demanda en las Areas Operativas". Documento ISA UENCND 99-238, mayo 25 de 1999, anexo al presente acuerdo.

SEGUNDO: El presente acuerdo rige a partir de la fecha. ecreta o T cni

GERMA RREDOR AISA

Oeeración de Mercados de Energía Informa_ción Eíh:rrica y Energéttca

ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN

DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS GERENCIA CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Documento ISA UENCND 99-238ISA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS

1. OBJETIVO Medellín, Mayo 25 de 1999

2. CARACTERISTICAS DE LA DEMANDA 2.1 Unificación de nomenclatura 2.2 Definición de punta y variables a medir 2.3 Información a utilizar en el despacho económico 2.4 Información histórica de energía 2.5 Información histórica de potencia 2.6 Representación de la información para el despacho económico 2. 7 Representación de la información histórica

2.3 Información a utilizar en el despacho económico 2.4 Información histórica de energía 2.5 Información histórica de potencia 2.6 Representación de la información para el despacho económico 2. 7 Representación de la información histórica

3. OBTENCIÓN DE LAS LECTURAS A PARTIR DEL ESQUEMA ACTUAL DE MEDICIÓN

4. CONDUCTO REGULAR PARA DEFINICIÓN DE FRONTERAS DE ÁREAS OPERATIVAS

5. FLUJO DE INFORMACIÓN HACIA EL CND 5.1 lnfonnación histórica de demanda real de energía y potencia 5.1.1 Nombre archivo 5.1.2 Estructura interna del archivo 5.1.3 Demanda no atendida 5.2 lnfonnación pronóstico de demanda de energia y potencia 5.2.1 Nombre archivo 5.2.2 Estructura interna del archivo 5.3 Unidades de medida y precisión de los datos de demanda real y pronóstico 5.4 Contingencias al proceso de intercambio de infonnación 5.5 Cronograma para inicio de intercambio electrónico de información

6. INDICADORES DE CALIDAD DEL PRONÓSTICO DE DEMANDA

1. OBJETIVO

2JBA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 3

Presentar los acuerdos del Comité de Distribución en sus reuniones 6, 7 y 8 en lo referente a: • Características de la información de la demanda histórica de energía y potencia para cada área operativa. • Procedimientos de intercambio de información, de los CRD's o quien represente la demanda del área operativa ante el CND, tanto la demanda real de energía y de potencia, como del correspondiente pronóstico de energía y potencia.

cada área operativa. • Procedimientos de intercambio de información, de los CRD's o quien represente la demanda del área operativa ante el CND, tanto la demanda real de energía y de potencia, como del correspondiente pronóstico de energía y potencia. • Establecer los indicadores de calidad del pronóstico, tanto para las áreas operativas como para el SIN.

2. CARACTERÍSTICAS DE LA INFORMACIÓN DE DEMANDA 2.1 Unificación de nomenclatura Se elimina el concepto de hora al referirse en todo lo relacionado con la demanda, tanto de energía como potencia y se establece el concepto de período, con las siguientes características: • En aquellas aplicaciones en las cuales se requiera la desagregación del día en 24 períodos, ésta se hará en períodos horarios los cuales se notarán del 1 al 24, y con la siguiente correspondencia uno a uno con los intervalos cronológicos horarios Periodo Hora-min Iniciales y finales 0:00 - 0:59 2 1:00-1:59 3 2:00 - 2:59 .. 24 23:00 - 23:59 • Todos los reportes deben adaptarse a este nuevo esquema para garantizar la consistencia de los mismos.ISA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 2.2 Definición de punta.

4 Dado que del análisis de las curvas de carga no se observa que en las horas de la mañana existe una variación significativa que implique tratamiento especial de ningún período. Solo se adopta como punta la de la tarde, que corresponde a los períodos 19, 20 y 21. 2.3 lnfonnación a utilizar en el despa cho económico

mañana existe una variación significativa que implique tratamiento especial de ningún período. Solo se adopta como punta la de la tarde, que corresponde a los períodos 19, 20 y 21. 2.3 lnfonnación a utilizar en el despa cho económico Para efectos del despacho económico, se adaptará la información de demanda real (descrita más adelante), para alimentar los modelos de pronóstico a un formato horario con las siguientes características: ►En tos períodos fuera de punta, el dato a emplear en cada período debe corresponder a la energía pronosticada para el período. ► En los períodos de punta, el dato a emplear en cada período debe corresponder a la potencia pronosticada para el período. Lo anterior con el objeto de garantizar la seguridad del sistema en los períodos de máxima carga o similares. 2.4 lnfonnación histórica de energla De acuerdo con los lineamientos del CNO, es deseable que a corto plazo los agentes del sistema y en particular las aplicaciones relacionadas con el despacho económico estén preparados para poder manejar curvas de carga y de pronóstico no en 24 valores diarios sino en 96, es decir cada 15 minutos. Para efectos de la información histórica se aprobó que todas las empresas debían implementar la toma y el reporte de medidas de energía en subperíodos de 15 minutos, para todo el día. Con ello se logran varias cosas importantes: • Se incrementa la calidad de la información como tal. • Permite estar preparados a cambios futuros. La siguiente tabla presenta la relación entre los períodos y los subperíodos: Períodos Relación Subperíodos Período ! Intervalo Relación entre Período V Subperíodo 1JSA. ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 5 1 eauivalente suboerfodo

Períodos Relación Subperíodos Período ! Intervalo Relación entre Período V Subperíodo 1JSA. ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 5 1 eauivalente suboerfodo 1 0:00 - 0:59 La energía del período se 1 0:00 - 0:15, lectura a las 0:15 obtiene como la suma de la energía de los subperíodos del mismo 2 0:15 -0:30, lectura a las 0:30 3 0:30 -0:45 lectura a las 0:45 4 0:45 -1 :OO lectura a las 1 :00 2 1:00-1:59 La energía del período se 5 1 :00 - 1 :15, lectura a las 0:15 obtiene como la suma de la energía de los subperíodos del mismo 6 1 :15 - 1 :30 lectura a las 1 :30 7 1 :30 - 1 :45 lectura a las 1 :45 8 1 :45 - 2:00 lectura a las 2:00 24 1:00-1:59 La energía del periodo se 93 23:00 - 23:15, lectura a las obtiene como la suma de la 23:15 energla de los subperíodos del mismo 94 23:15 - 23:30, lectura a las 23:30 95 23:30 - 23:45, lectura a las 23:45 96 23:45 - 00:00, lectura a las 00:00 del siQuiente día La gráfica siguiente muestra un ejemplo de la forma como queda definida la curva de carga, según la anterior nomenclatura 2.5 lnf MW 140 120

96 23:45 - 00:00, lectura a las 00:00 del siQuiente día La gráfica siguiente muestra un ejemplo de la forma como queda definida la curva de carga, según la anterior nomenclatura 2.5 lnf MW 140 120 100 80 60 40 20 Pe lodo Curva de carga ENERGIA Pe íodo o +--+----+---+----+----+----,1----+----+----+--+----t---, 0:00 0:15 0:30 0:45 1:00 1:15 1:30 1:45 2:00 2:15 2:30 2:45 3:00JSA_ ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 6 Para efectos de la información histórica se aprobó que todas las empresas debían implementar la toma y el reporte de medidas de potencia en subperíodos de 15 minutos, para los períodos de la punta. Cuando se requiera relacionar la demanda del subperíodo con el período horario, (por ejemplo para el despacho económico) se acordó tomar el máximo de las cuatro lecturas de los subperíodos correspondientes y a partir de estos obtener el valor representativo para el período. El método de construcción será tomar el máximo de los valores parciales. Como se muestra en el cuadro siguiente. Períodos Relación Sub períodos Período 'Intervalo Relación entre Período y Subperíodo eauivalente suboerfodo 19 18:00 - 18:59 La potencia del período se 73 18:00 - 18:15, lectura a las obtiene como el máximo valor 18:15 de la potencia de los suboeríodos del mismo 74 18:15 - 18:30, lectura a las

obtiene como el máximo valor 18:15 de la potencia de los suboeríodos del mismo 74 18:15 - 18:30, lectura a las 18:30 75 18:30 - 18:45, lectura a las 18:45 76 18:45 - 19:00, lectura a las 19:00 20 19:00 - 19:59 La potencia del periodo se 77 19:00 - 19:15, lectura a las obtiene como el máximo valor 19:15 de la potencia de los suboeriodos del mismo 78 19:15 - 19:30, lectura a las 19:30 79 19:30 - 19:45, lectura a las 19:45 80 19:45 - 20:00, lectura a las 20:00 21 20:00 - 20:59 La potencia del periodo se 81 20:00 - 20:15, lectura a las obtiene como el máximo valor 20:15 de la potencia de los suboeríodos del mismo 82 20:15 -20:30, lectura a las 20:30 83 20:30 - 20:45, lectura a las 20:45 84 20:45 - 21:00, lectura a las 21:00 La gráfica siguiente muestra un ejemplo de cómo queda definida la curva de carga en los períodos de punta, según la anterior nomenclatura.JSA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS MW 7,100 7,050 7,000 6,950 6,900 1 Curva de Carga POTENCIA 6,850 -;----¡---71---+---+ 6,800 6,7501

MW 7,100 7,050 7,000 6,950 6,900 1 Curva de Carga POTENCIA 6,850 -;----¡---71---+---+ 6,800 6,7501 6, 700 +---+-----,f---t------'--+---+---+---+--+---+--f---i (l) Valor adoptado como potencia representativa del período 2.6 Representación de la información para el despacho económico. 7 La curva de carga estaría dada por el siguiente diseño, donde para los períodos fuera de punta se registran lecturas de energía MWh, y en los períodos de punta se tienen lecturas de potencia con intervalos de 15 minutos. 1400 1200 1000 800 600 400 200 o Pronóstico de demanda usado para el despacho ------ - -- fi fi fi fi fi fi fi fi fi fi fi o/ Periodo IEnerga fiJSA. ACUERDOS PARA LA IMPLEMEN TACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 2.7 Representación de la información histórica MW 3,500 3,000 2,500 2,000 1,600 1,000 600 8

3. OBTENCIÓN DE LAS LECTURAS A PARTIR DEL ESQUEMA ACTUAL DE MEDIDA Para obtener las lecturas, acordes con el esquema anteriormente descrito, se deben considerar las siguientes posibilidades de instrumentación disponibles en la actualidad • Medidores de Energía.

Si una empresa tiene la posibilidad de medir directamente energía, lo lógico es que utilice estas mediciones para la determinación de esta variable; de esta manera el valor obtenido será exactamente el de interés y no tendrá que hacer aproximaciones.

• Medidores de Energía.

Si una empresa tiene la posibilidad de medir directamente energía, lo lógico es que utilice estas mediciones para la determinación de esta variable; de esta manera el valor obtenido será exactamente el de interés y no tendrá que hacer aproximaciones. Si una empresa posee medidores de potencia con capacidad de integrar el resultado de la energía, caso de algunos sistemas SCADA, estos dispondrán directamente de la energía y el tratamiento será similar al anterior. Para determinar la potencia de las horas de punta, se asumirá que la potencia media de cada subperíodo es el valor representativo de la potencia del subperíodo. Como se anotó anteriormente, esta información solamente será de interés en las horas de punta es decir en los períodos 19, 20 y 21. • Medidores de Potencia. Si una empresa solo puede medir potencia este debe ser el dato que se envíe para los períodos de punta, para los datos de energía debe hacer una aproximación para que el.. JSA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 9 valor obtenido tenga "un equivalente de energía", acogiéndose a uno de los dos casos siguientes. ► Caso 1. Cuando se tiene lecturas de potencia cada 15 minutos. Se acuerda interpolar cada par de lecturas para evitar sesgos en la curva resultante y obtener el dato más representativo de la energía equivalente, para cada subperíodo de 15 minutos. }.- Caso 2. Cuando se tiene lecturas de potencia cada 60 minutos. Se acordó que para hallar el equivalente en los cuatro períodos de 15 minutos, se debía utilizar la interpolación lineal entre datos adyacentes, luego aplicar el procedimiento del caso 1, para encontrar la energía equivalente en cada subperíodo de 15 minutos

Se acordó que para hallar el equivalente en los cuatro períodos de 15 minutos, se debía utilizar la interpolación lineal entre datos adyacentes, luego aplicar el procedimiento del caso 1, para encontrar la energía equivalente en cada subperíodo de 15 minutos

4. CONDUCTO REGULAR PARA DEFINICION DE FRONTERAS DE AREAS OPERATIVAS Según la resolución GREG 025-95 un área operativa debe obedecer al siguiente criterio "Un área operativa comprende un conjunto de subestaciones, recursos de generación y demanda que presentan alguna restricción eléctrica que limitan los intercambios con el resto del sistema." Por lo tanto se debe resp etar la definición que esté oficialmente aprobada por el CNO. El trámite normal para la definición de las áreas es el Subcomité de estudios Eléctricos y su posterior análisis por parte del Comité de Ope ración , pasando a una aprobación por parte del CNO.

La estructura de fronteras para un área operativa debe ser independiente de la instrumentación.

5. FLUJO DE INFORMACIÓN HACIA EL CND Los CRDs y los agentes que representen ante el CND la demanda de las áreas operativas, suministraran: • Diariamente, a más tardar a las 3:00 AM, tanto la demanda del día anterior de energía como la de potencia, cumpliendo con los siguientes estándares . • Semanalmente el pronóstico de demanda de energía para cada uno de los períodos horarios, adicionalmente el pronóstico de demanda de potencia para los períodos de punta, esta información debe ser suministrada a más tardar el día viernes a las.. JSA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 10

horarios, adicionalmente el pronóstico de demanda de potencia para los períodos de punta, esta información debe ser suministrada a más tardar el día viernes a las.. JSA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 10 13:00 horas (RES CREGfi025-95), anteríor a la semana para la cual se realiza dicho pronóstico. 5.1 INFORMACION HISTORICA DE DEMANDA REAL DE ENERGÍA Y POTENCIA. 5.1.1 Nombre de archivo: El nombre del archivo debe estar compuesto por un conjunto de caracteres con la siguiente estructura REAMMDD.TXT, donde. MM mes del af'\o correspondiente (número entero entre 01 y 12) . DO día correspondiente (número entero entre 1 y él ultimo dla del mes MM). 5.1.2 Estructura interna del archivo: El archivo debe en cada fila debe contener: • Identificador de frontera • Noventa y seís (96) datos de energía con resolucíón de quince (15) mínutos. • Trece datos de potencia para la punta. • Una(1) columna al final con la energla total del dla por frontera, para garantizar la coherencia de la información de los 96 datos por frontera(subperlodos de 15 minutos). Dadas las caracterlsticas actuales, de los sistemas de medida (basados en potencia), los cuales no garantizan la coherencia entre la suma de los 96 datos y el total del dla, se acuerda que dicha coherencia debe garantizarse, aplicando algún criterio de ajuste. 5.1 .3 DEMANDA NO ATENDIDA Y GENERACIONES EMBEBIDAS (Menores, Cogeneradores) Cada CRD o quien represente la demanda, enviara diariamente, los valores de la demanda no atendida

5.1 .3 DEMANDA NO ATENDIDA Y GENERACIONES EMBEBIDAS (Menores, Cogeneradores) Cada CRD o quien represente la demanda, enviara diariamente, los valores de la demanda no atendida y el valor de las generaciones embebidas, considerando estos como una frontera más del área operativa. Dadas las características del formato (datos cada 15 minutos) y mientras el Comité de Distribución adelante la normatividad para el monitoreo de generaciones de menores y cogeneradores, se recomienda enviar el dato del total del dla de estas generaciones en el último cuarto del periodo 24.

5.2 INFORMACION PRONÓSTICO DE DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA.

Se debe hacer mediante un formato estándar, es decir 24 datos por día para cada área operativa de pronóstico de energía y adicionalmente 3 datos de pronóstico de potencia para los períodos 19, 20 y 21 considerados como de punta.a:, ISA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERA TIVAS 11 5.2.1 Nombre de archivo: El nombre del archivo debe estar compuesto por un conjunto de caracteres con la siguiente estructura PROMMDD.TXT, donde. MM mes del afio correspondiente (número entero entre 1 y 12). DD día inicial de la semana de pronóstico (número entero entre 1 y él ultimo dla del mes MM). 5.2.2 Estructura interna del archivo: El archivo debe en cada fila contener: • Identificador del período. (Número entero entre 1 y 24) • 24 datos de energía (24) datos de energía con resolución de una (1) hora. • Adicionalmente tres (3) filas con él pronóstico de potencia para los períodos de punta identificados cada uno con un campo adicional o bandera cuyo valor debe ser

• 24 datos de energía (24) datos de energía con resolución de una (1) hora. • Adicionalmente tres (3) filas con él pronóstico de potencia para los períodos de punta identificados cada uno con un campo adicional o bandera cuyo valor debe ser

(P) indicando potencia. Cada columna debe corresponder a los días de la semana de lunes a domingo. 5.3 Unidades de medida y precisión de los datos para las diferentes variables {energía y potencia) La información reportada al CND debe venir medida en MWh para la variable energía y MW para la variable potencia, ambas en valores enteros, tanto para el pronóstico como para la demanda real 5.4. CONTIGENCIAS AL PROCESO DE INTERCAM BIO DE INFORMACIÓN DE DEMANDA REAL Y PRONÓSTICO De no ser posible el acceso al servidor RAS por medio de líneas telefónicas, se definen las siguientes alternativas • Enviar un correo electrónico con los archivos a la dirección demanda@isa.com,co y verificar con el operador que efectivamente llegó antes de las 04:00 horas. • En caso contrario y luego de coordinar con el operador del CND se debe Enviar un fax con la demanda total de energía del área en el dla y el máximo valor de potencia para los periodos de punta de la información correspondiente a la operación del día anterior, una vez realizado este proceso se debe proceder a colocar durante el transcurso de la maf\ana el archivo con la información completa, en la dirección acordada.JSA ACUERDOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LA DEMANDA EN LAS AREAS OPERATIVAS 5.5, CRONOGRAMA PARA INICIO DE INTERCAMBIO ELECTRONICO DE INFORMACIÓN A partir del día primero (1) de junio los responsables de la infonnación de demanda en cada CRD o

5.5, CRONOGRAMA PARA INICIO DE INTERCAMBIO ELECTRONICO DE INFORMACIÓN A partir del día primero (1) de junio los responsables de la infonnación de demanda en cada CRD o quien la represente, iniciaran el envio de la información de demanda real utilizando los formatos acordados así como los medios (servidor RAS. 12 A partir del dia dos (2) de junio, el pronóstico de demanda de energla y potencia, será enviado a cada uno de los CRD o a quien represente la demanda, utilizando los formatos y medios acordados.

6. INDICADORES DE CALIDAD DEL PRONÓSTICO DE DEMANDA DE POTENCIA PARA PERIODOS DE PUNTA Se acordó implementar el siguiente conjunto de siete (7) indicadores, tanto para el Sistema total, como para cada área operativa definidos de la siguiente manera. 6.1 Indicadores de potencia ►Indicador uno (1): Demanda de potencia real vs demanda de potencia programada periodo 19 . ►Indicador dos (2): Demanda de potencia real vs demanda de potencia programada periodo 20. ►Indicador tres (3): Demanda de potencia real vs demanda de potencia programada periodo 21. 9,2 Indicadores de energla ►Indicador cuatro (4): Demanda real acumulada de energla vs demanda de energla acumulada programada en los periodos uno (1) al ocho (8) ►Indicador cinco (5): Demanda real acumulada de energla vs demanda de energla acumula da programada en los periodos nueve (9) al dieciseis (16). ►Indicador seis (6): Demanda real acumulada de vs demanda de energla acumulada programada en los periodos diecisiete (17) al veinticuatro (24).

da programada en los periodos nueve (9) al dieciseis (16). ►Indicador seis (6): Demanda real acumulada de vs demanda de energla acumulada programada en los periodos diecisiete (17) al veinticuatro (24). ►Indicador siete (7): Demanda real acumulada de energla vs demanda de energía acumulada programada en los periodos uno (1) al veinticuatro (24). La ecuación a aplicar en cada caso es: d. d Demnda real - Demanda programada xl 00 J. ,ca or = ----=-------==--...c..---Demanda real