Resolución Nº 764 - Norma de calidad del servicio técnico para las empresas distribuidoras del servicio público de electricidad y para los clientes conectados a la misma

2.2 Confiabilidad

2.2.1 Indicadores Globales '* 22,2 — Indicadores por Cliente

2.3 Niveles de Tensión 2.3.1 Límites admisibles

2.32 Campaña de Medición 2.3.3 - Indicadores Globales de Producto Técnico acerca de la Campaña de Medición

2.4 Efecto de Parpadeo (Flicker) 24.1 — Indicador del Efecto de Parpadeo 2.4.2 Mediciones .

2.5 Armónicas 2.5.1 Límites admisibles 2.5.2 Mediciones <!-- page 5 --> Gaceta Uficial, miércoles 10 de junio de 1998 N*23,561 3 Compensaciones por Desviaciones en la Calidad del Servicio Tecnico

3.1 Indices de Confiabilidad. 3.1.1 Indicadores

3.1.2 Reducción tarifaria para los clientes del sistema de distribución.

3.2 Niveles de Tensión | |

32.1 Indicador ' 322 Reducción Tarifaria 3.3 Efecto de Parpadeo 3.3.1 Indicador

33.2 Reducción tarifaria 3,4 Armónicas 34.1 indicador. 342 Reducción tarifaria 4 Parámetros Técnicos a Cumplir por los Clientes 4.1 Introducción

4.2 Efecto de Parpadeo 4.2.1 Indicador 4.2.2 Límites 4.2.3 Mediciones a los clientes 4.3 Armónicas 4.3.1 Indicador 432 Límites

4.33 Mediciones a los clientes 5 Penalizaciones.Por Inyección de Disturbios Eléctricos - 5.1 . Efecto de Parpadeo (Flicker) $.2 Distorsion Armonica 6 Suministro De Información Al Ente Regulador 6.1 Información de Confiabilidad. | Informe mensual con las interrupciones del servicio. 6.1.

6.1.2 Registros a disposición del Ente Regulador _ 6.1.3 — Informe trimestral

6.2 Información de los Niveles de Tensión. 6.2.1 Un informe trimestral

6.2.2 Registros a disposición del Ente Regulador 6.3 Información del Efecto de Parpadeo y de las Armónicas. 6.3.1 Informe trimestral

6.32 Registros a disposición del Ente Regulador NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO 1 DEFINICIONES. Armónicas: Son componentes de frecuencia que son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental de la onda sinusoidal ideal de 60Hz. Compatibilidad Electromagnética: Se refiere al funcionamiento apropiado y satisfactorio de un equipo eléctrico bajo características eléctricas dadas. Disturbios Eléctricos: Se refiere a perturbaciones que un cliente inyecta a las redes de <!-- page 6 --> N*23,561 . Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 45 distribución, tales como el Efecto de Pardadeo y las Armónicas, por mencionar los más comunes. Efecto de Parpadeo (FLICKER): Es una variación rápida y cíclica del voltaje, que causa una fluctuación correspondiente en la luminosidad de las lámparas a una frecuencia detectable por el ojo humano. Emisión: Se refiere a las perturbaciones eléctricas producidas por una carga, que se propagan al sistema eléctrico de potencia, al cual esta conectada la carga. Punto de entrega: Es el punto del sistema de transmisión en el que una empresa de . distribución o gran usuario es conectado, y donde ocurren las transacciones de electricidad. También es el punto donde un cliente es suministrado por la empresa de electricidad. 2 PARÁMETROS TÉCNICOS A CUMPLIR POR LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA Será de exclusiva responsabilidad de las Empresas de Distribución Eléctrica prestar el servicio público de distribución de electricidad con un nivel de calidad satisfactorio, acorde con los parámetros establecidos en la presente Norma. Para ello deberán realizar los trabajos e inversiones que estimen convenientes de forma tal de asegurar la prestación del servicio con la calidad indicada. Las exigencias referentes a la Calldad del Servicio Público establecidas en el presente documento deberían ser de aplicación para todos los tipos de suministros, incluidos aquellos. que solo utilicen las redes de las Empresas de Distribución Eléctrica para acceder a un mercado ' o para adquirir energía en forma directa a través de un generador (peaje). . Los incumplimientos a los parámetros establecidos se traducirán en una reducción de las tátifás a aplicar a los clientes afectados, teniendo en cuenta que lo abonado por los mistitós en concepto del suministro recibido esta asociado a una determinada calidad de dicha prestación: Será responsabilidad de la empresa de Distribución Eléctrica el asegurar a sus clientes el abastecimiento de su demanda, por lo que en ningún caso podrán invocar el insuficiente abastecimiento de energía eléctrica como eximente de responsabilidad por el incumplimiento de las normas de calidad de servicio establecidas. Las condiciones de Calidad del Servicio especificadas en el presente documento se corresponden con un nivel estándar de la prestación. En caso de que algún cliente requiriese cualquier otra condición de calidad de servicio superior a la contemplada, se deberán acordar entre las partes las condiciones particulares de calidad, mediante la celebración de contratos. Los valores límite admisibles para los distintos indicadores controlados se discriminan en función a la zona ( Centros Urbanos o Areas Rurales) que abastecen adoptando para la clasificación de la misma lo establecido en la NORMA DE ALUMBRADO PUBLICO PARA CALEES Y AVENIDAS DE USO PUBLICO, CAPITULO 11. Se exceptuarán de las compensaciones estipuladas en esta norma, los casos debidamente comprobados de fuerza mayor y caso fortuito, según lo establecido en el Reglamento de la Ley 6 de 3 de febrero de 1997.

2.1 ETAPAS DE IMPLEMENTACIÓN A efectos de implementar el Régimen de Calidad de Servicio establecido en la presente Norma en forma gradual con la finalidad de posibilitar la adecuación tanto de las empresas como de los Clientes vinculados a las mismas, la duración y fecha de entrada en vigencia de las mismas se definirán en el Contrato de Concesión. <!-- page 7 --> , Gaceta Oficial, miércoles 16 de junio de 1998 N"23,561 El Ente Regulador impondrá las sanciones correspondientes, de acuerdo al Título VIH de la Ley | N? 6 de 3 de Febrero de 1997, cuando la empresa de distribución eléctrica no de cumplimiento a las exigencias establecidas en la presente Norma ó a sus fechas de implementación. 2.2 : CONFIABILIDAD La calidad del servicio en lo que respecta a la confiabilidad se evaluará sobre la base de la - frecuencia y la duración de tas interrupciones a los clientes. Las interrupciones que se computarán serán todas aquellas cuya duración sea superior a tres minutos, quedando excluidas las que presenten una duración inferior o igual a ese lapso. Los indicadores a controlar serán los siguientes:

2.2.1 Indicadores Globales | | - SAIFI= Frecuencia media de interrupciones por cliente, por año. 0% SAIFI = =-—— Qtotal - SAÍDI = Tiempo total promedio de interrupción por cliente, por año. : ” , y Ofi Tfs SAID] == QOtotal - CAIDI= Duración promedio de cada interrupción = SAIDI / SAÍFI -ASAI= Disponibilidad promedio del sistema = 1 - (SAIDI/ 8760) Ofs; = Cantidad de clientes interrumpidos Qrotal = Número total de clientes en el sistema Tfs,= Duración de cada interrupción n= número de interrupciones en el periodo Los límites recomendados para las empresas de distribución, incluyendo las interrupciones originadas por causas Externas a la red propia, se indican en las Tablas N* 1 y N? 2. Tabla N? 1 Límites de los Indicadores de Confiabilidad Globales para las Empresas de Distribución en tos CENTROS URBANOS (Ciudad y Area Urbana). FECHAS DE IMPLEMENTACION Indicador | 1 de Enero 1999 | l de Enero 2000 | 1 de Enero 2001 | 1 de Enero 2002 SA1Fi 12 / año 10 / año 8 / año 6 / año SAIDÍ | 35.04 horas/año | 26.28 horas/año | 17.52 horas/año | 8.76 horas/año —CAIDI 2.92 horas 2.62 horas 219 horas 1.46 horas ASAT 99.60% 99.70% 99.80% 99.50% <!-- page 8 --> N"23,561 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 47 Tabla N? 2 Límites de los Indicadores de Confiabilidad Globales para las Empresas de Distribución en Las AREAS RURALES. FECHAS DE IMPLEMENTACION Indicador | 1de Enero 1999 | 1 de Julio 2000 1 de Enero 2002 SAIFI 14 / año 12 /año 10 / año SAIDI 78.84 horas/año 61.32 horas/año 23.30 horas/año CAIDI 5.63 horas ] SIT horas 438 horas ASAI 99.10% 99.30% 99.50%

2.2.2 Indicadores por Cliente Los indicadores por cliente que se controlarán serán los mismos que los definidos como Indices - Globales aplicados para cada cliente individual; -SAIFIcl= y interrupciones ini SA1DIicl = Y Tiempow ful Tabla N* 3 | Límites de los Indicadores de Confiabilidad Individuales para las ,, Empresas de Distribución en los CENTROS URBANOS (Ciudad y Area Urbana). TIPO DE Indice FECHAS DE IMPLEMENTACION CLIENTE li de Enero l de Enero | 1 de Enero | de Enero 2003 2004 2005 2006 Clientes en SAIFLel 12/año: 10 /año 8 / año 6 / año Media Tensión | SAIDIel 35,04 26.28 17.52 8.76 horas/año | horas/año | horas/año | horas/año Clientes en SAIFIcl 12 / año 10 / año 8 / año 6 / año Baja Tensión SAIDIcl 35.04 26.28 17.52 8.76 o horas/año | horas/año | horas/año | horas/afño Tabla N* 4 Límites de los Indicadores de Confiabilidad Individuales para las Empresas de Distribución en Las AREAS RURALES. TIPO DE CLIENTE Indice FECHAS DE IMPLEMENTACION . 1 de Julio 1 de Enero l de Julio o 2003 2005 2006 Clientes en SAIFTel 14 / año 12 / año 10 / año Media Tensión SAIDIcl 78.84 61.32 43.80 l horas/año horas/año -horas/año Clientes en SAIFTcl 14 /año 12 /año 10/año Baja Tensión SAIDIcl 78.84 61.32 43.80 horas/año horas/afñio horas/año <!-- page 9 --> 48 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 N*23,561 2.3 ' NIVELES DE TENSIÓN La empresa distribuidora deberá mantener sus niveles de tensión, dentro de los rangos señalados en esta norma, de manera que los equipos eléctricos de los clientes puedan operar eficientemente dentro de las tensiones normalizadas para el sistema de distribución eléctrica.

2.3.1 Límites admisibles Los niveles máximo y mínimo de tensión, según las "zonas de servicio, en el punto de suministro o entrega al cliente, se indican en la Tabla N* 5 y Tabla N? 6. Tabla N* 5- Límites permisibles de Baja Tensión (hasta 600 V) FECHA CENTRO URBANO RURAL AISLADO 1 de Enero 1999 AUz 10% AUF 10% AU z 10% 1 de Enero 2001 AUZT3% UZ 85% AU 1% [1 de Enero 2003 AUX 5% AU*7.5% AU + 8% Donde: o AU=Vabs(Us-UnyUn Vabs(Us-Un)/Un: es igual al valor absoluto de la diferencia entre la tensión medida del suministro (Us) y la tensión nominal del suministro (Un). Tabla N? 6 - Límites permisibles de Media Tensión (mayor a 600V y menor a 115 kV) FECHA CENTRO URBANO RURAL AISLADO 1 de Enero 1995 AUZ=7% AUF9% AU 10% 1 de Enero 2001 -AUXx6% AU+8% AU + 9% 1 de Enero 2003 AULSH AUL7% AU 8% (*) = AISLADO SE REFIERE A UNA RED DE DISTRIBUCION, QUE NO ESTA CONECTADA AL . SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN). El control del nivel de tensión suministrada se basará en los resultados de cada una de las mediciones realizadas y de indicadores del tipo global obtenidos a partir de los resultados de la totalidad de las mediciones efectuadas mediante la ejecución de campañas de medición en diversos puntos de la red. El equipamiento de medición a utilizar por la empresa distribuidora deberá ser de un tipo especialmente diseñado para medir niveles de tensión o voltaje.

2.3.2 Campaña de Medición Es obligación de la empresa de Distribución Eléctrica, efectuar semestralmente un registro o medición válido del nivel de tensión en el 1 % de sus clientes seleccionados al azar con criterio estadístico, agrupados por Corregimiento, y Categoría Tarifaria. El registro o medición en cada cliente deberá realizarse por un período no inferior a los 7 días corridos, registrando valores a intervalos de 15 minutos. <!-- page 10 --> N"23,561 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 ooo La empresa de distribución, deberá suministrar el listado de clientes seleccionados, con su localización, categoría tarifaria y nivel de tensión de suministro, para su control al comienzo de cada semestre. El Ente Regulador podrá modificar esta lista si lo considera necesario. Las empresas de distribución deberán empezar con el programa de medición, a partir de la primera fecha de implementación de los límites permisibles de tensión, según se establece « enel contrato de concesión. . 2.3.3 ' Indicadores Globales de Producto Técnico acerca de la Campaña de Medición A efectos de evaluar convenientemente el conjunto de las mediciones realizadas a lo largo de la Campaña de Medición se determinarán los siguientes indicadores” Globales, cuyo incumplimieñto dará origen a la aplicación de sanciones a la empresa de Distribución Eléctrica, independientes de aquellas que podrían surgir por los apartamientos registrados en cada una de' las mediciones realizadas: Estos indicadores se calcularán semestralmente considerando una ventana móvil anual que contempla las mediciones realizadas en el semestre bajo análisis n” y el anterior “n-1”. En el gráfico siguiente se indica lo establecido anteriormente: : | 6 meses 6 meses . 6 meses Le Semestre (n-3) Semestre (n-2) -— (n-1) Semestre (n) + Los valores de tensión registrados, utilizados para la determinación de los indicadores, se analizarán en base a los apartamientos del valor nominal medido, discriminados por Rangos: de unidad porcentual. a) FEB»: Frecuencid Equivalente por Rango de Tensión. Nrg 5 NYg sor FEB , = Donde: FEB»: Frecuencia Equivalente asociada al Rango “B”. Nrgg: Cantidad de Registros válidos asociada al Rango “B”. Nrgror: Cantidad total de registros válidos. Este indicador se discrimina a su vez en: FEBper: Frecuencia equivalente dentro de los límites admisibles FEBnoper: Frecuencia equivalente fuera de los límites admisibles b) FEBP y: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión fuera de los límites admisibles. _ NrgP, 0) NÑ rgP Tot FEBP ) Donde: FEBPy: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión “B”. fuera de los. límites admisibles 49 <!-- page 11 --> 50 «de Media y Baja tensión de acuerdo a lo especificado en la Tabla N? 7. Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 N*23,561 NrgPg" : Cantidad de Registros fuera de los límites admisibles asociados con el Rango | “py” o . NrgPy,: Cantidad de Registros Totales fuera de los límites admisibles. c) FEECg: Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Rango de Tensión. TotMed o Eng > (med >) FEEC y = med =1 Eng y. Donde: o o Enga”*?: Energía Registrada en la medición (med) asociada con el Rango de Tensión “B”. | Eng r: Energía Total Registrada TotMed: Total de Mediciones Realizadas en el Período Considerado. Si al cabo del semestre controlado la relación FEBnopEr (Rangos No Permitidos) es mayor al 5 %, la empresa Distribuidora deberá compensar a los clientes en función de la Frecuencia Equivalente y la Energía asociada en cada Rango.

2.4 EFECTO DE PARPADEO ( FLICKER)

2.4.1 Indicador del Efecto de Parpadeo El indicador del efecto de parpadeo en el sistema de distribución, deberá ser medido por el índice de severidad de efecto de parpadeo de corto plazo Pst. | El Pst deberá ser igual a 1.00 para todos los niveles de tensión de distribución.

2.4.2 Mediciones Las mediciones para determinar la presencia del efecto de parpadeo, deberán ser realizadas en los terminales de baja tensión de los transformadores instalados en la red de distribución, al igual que en los transformadores de potencial de las subestaciones, o en cualquier punto donde se sospeche que pueda haber inyección del Efecto de Parpadeo. - Mensualmente, la empresa de distribución seleccionará al azar un (1) punto de verificación por cada 60,000 clientes, donde efectuará las mediciones. El Ente Regulador podrá designarle puntos de verificación a la empresa de distribución, cuando así lo estime conveniente. El período de medición en cada sitio debe ser de catorce (14) días. Las mediciones se deben realizar con un medidor de efecto-de parpadeo para intervalos de 10 minutos y de acuerdo a los procedimientos especificados en la norma IEC 868. o. : Las empresas de distribución deberán empezar este pro grama, según la fecha de implementación que sea establecida en el contrato de concesión. 25 ARMÓNICAS

2.5.1 Límites admisibles. La empresa, en su sistema de distribución, deberá limitar la distorsión armónica en lós niveles - <!-- page 12 --> N*23,561 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 51 o Estos niveles de referencia para las armónicas de tensión en Baja: Tensión, no deben ser superados durante más del 5 % del periodo de medición. Tabla N? 7 - Límites de distorsión armónica en Media y Baja Tensión Orden de la armónica | Tasa de distorsión individual (TDI) % | (n) (impares no múltipios de 3) 6.0 5 o 5.0 7 3.5 11 3.0 13 2.0 y? 1.5 - 19 LS + 23 1.5 25 0.2 + 1.3x25/n >25 | (impares múltiplos de 3) | 3 UN 5.0 .9 1.5 15 0.3 -21 0.2 >21 0.2 (pares) 2 2.0 4. 1.0 6 0.5 8 0,5 10 0.5 12 -0.2 >12 0.2. Tasa de Distorsión Total (Von) Y 8

2.5.2 Mediciones Mensualmente, la empresa de distribución seleccionará al azar un (1) punto de verificación por cada 60.000 clientes, donde efectuara las mediciones. El Ente Regulador podrá designarle. puntos de verificación a la empresa de distribución, cuando asi lo estime conveniente. Las mediciones para determinar los niveles de armónicas, deberán ser realizadas en los terminales de baja tensión de los transformadores instalados en las líneas de distribución, o en el punto de entrega del cliente individual. Las mediciones de distorsión armónica de tensión individual y la distorsión armónica de tensión total deberá ser realizadas en intervalos de 10 minutos y de acuerdo a la norma ¡EC 1000-4-7. Las empresas de distribución deberán empezar este programa, según la fecha de implementación que sea establecida en el contrato de concesión. <!-- page 13 --> 52 - Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 - N*23,561 3 CCOMPENSACIONES POR DESVIACIONES EN LA CALIDAD DEL SERVICIO “TECNICO Las compensaciones económicas a los clientes afectados por un suministro que se aparte de las - exigencias establecidas en la presente Norma tienen por objetivo, además de la propia compensación por el servicio inadecuado, actuar como incentivo para mejorar la calidad del servicio y como una señal para la inversión en recursos que conlleven a esas mejoras. En los casos en que se verifique la existencia de apartamientos a los límites establecidos para cada uno de los indicadores controlados, la empresa de distribución eléctrica aplicará las compensaciones a los clientes, mediante descuentos en las tarifas vigentes, indicadas a continuación. 3.1 ' INDICES DE CONFIABILIDAD. |

3.1.1 Indicadores Los indicadores controlados a efectos de la determinación de la Reducción Tarifaria son: (a) Frecuencia promedio anual de interrupción por cliente: SAIF] (b) Duración promedio anual de interrupelones por cliente: SAIDI

3.1.2 Reducción tarifaría para los clientes del sistema de distribución. Las Reducciones tarifarías serán valoradas en función a la energía no servida de acuerdo a las si ¡guientes expresiones. a) Si SAIFI > SATIF Limite y SAIDI < SAID E mic , la formula de la Reducción Tarifaria es: Reducción tarifaria = [(SAJFI - SAIFLimnc)/8760] x SAIDI/SAILFL x Energía anual consumida (kWh) x Costo de la energía no servida (B/./kWh) b) Si SAIDI > SAID Límite y SALFI < SATIF Limite . la formula de la Reducción Tarifaria es: Reducción tarifaría = [(SAIDI - SAIDL mite)/8760] x Energía anual consumida (kWh) x Costo ) de la energía no servida (B/./KWh) c) Si SAIDI > SAID ímie y SAIFI > SAI Flumice , Se presentan dos casos: c.1) Si SAIDISAIET < SAID mitos SALE Limite , entonces la Reducción Tarifaria se aplica según la formula indicada en a). ' c. .2) Si SAIDI/SAIFI > SAID mi SAlFLumie , entonces la Reducción T arifaria se aplica según la formula indicada en b). El valor del Costo de la Energía. no Servida a efectos de la determinación de las reducciones tarifarias será de 1,50 B/./kWh. <!-- page 14 --> N*23,561 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 53 Esta reducción tarifaria la aplicará la empresa distribuidora, y se transfiere en la forma de un crédito en la factura. eléctrica a los clientes cuyos tiempos y frecuencias totales de interrupciones en un año excedan los límites permitidos. La empresa de distribución deberá calcular y preparar un informe anual, durante el primer mes del año en curso, con las cantidades que resultaron de la valorización de la reducción tarifaría del año anterior, indicando para cada uno de los clientes afectados, la compensación que le corresponde. Los clientes deberán recibir su reducción tarifaria en un credito único, en los ciclos de facturación que correspondan al segundo mes del año en curso. . Este informe anual, deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. Este informe se presentará un año despues de la fecha de implementación que sea a establecida en el contrato de concesión

3.2 NIVELES DE TENSIÓN

3.2.1 Indicador El indicador utilizado a los efectos de la determinación de la Reducción Tarifaria es el AU, que se expresa como porcentaje de la tensión nominal.

3.2.2 Reducción Tarifaría Si como resultado de las mediciones realizadas se detectara el incumplimiento de los niveles - de tensión admisibles, durante un tiempo superior al 5% del período en que se efectúe la medición, la empresa de Distribución Eléctrica deberá compensar a los clientes afectados mediante la aplicación de una reducción tarifaria hasta tanto se demuestre de manera fehaciente la solución del problema. Para el caso de incumplimientos en los niveles de tensión, la Reducción Tarifaria se calculará - en base a la valorización de la totalidad de la energía suministrada en malas condiciones de calidad, de acuerdo a lo especificado en la Tabla N? 8, indicada a continuación: Tabla N* 8 — Valorización de la Energía según el grado de apartamiento los límites admisibles . AUsur superior al |VALORIZACION DE LA admisible en (%): ENERGÍA - CE) (B/./KWh) <1 0.050 <s2 0.072 <3 0.093 s4 0.115 <5 0.137 <s6 0.158 <?7 0.180 <8 0,340. <9 0.500 s10 0.833 <11 1.167 >11 1.500 Se define a AUsup como el porcentaje de apartamiento del Valor Admisible definido en el punto 2.3.1 Límites Admisibles. <!-- page 15 --> Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 - N*23,561 La Compensación correspondiente al período de medición por apartamiento en el nivel de tensión admisible que servirá de base para la determinación de la reducción tarifaria correspondiente se calculará mediante la siguiente expresión: Cpm = $ CE, *ENE 5, B=BP -Cpm : Compensación determinada para el período de medición. CE, - Valorización de la Energía en función del apartamiento detectado. : Sumatoria considerando todos los registros penalizados. B=BP ] ENE, p, : Energía Registrada durante el periodo de medición. En a uellos usuarios con una (8) g g p q potencia menor o igual a 10 kW, la Distribuidora podrá distribuir la Energía Registrada en el medidor de facturación en base a una curva típica de consumo correspondiente a su categoría tarifaria. | La reducción tarifaria se extenderá hasta que la empresa de Distribución Eléctrica demuestre en forma fehaciente, mediante la realización de un nuevo registro, que el inconveniente ha sido solucionado. La extensión será proporcional al período de tiempo hasta que se efectúe la nueva medición que demuestre la solución del problema, determinándose el monto de la Reducción Tarifaria de acuerdo a la siguiente expresión: Cpm Dpm Reducción Tarifaria = (Dpm + Dam) x Dpm: Duración del período de medición en días | Dnm: Duración del período en días hasta la realización de la nueva medición contado a partir de la finalización del período de medición Para el caso de incumplimiento a los Indicadores Globales acerca de la Campaña de Medición, la Reducción Tarifaria será la siguiente: Reducción Tarifaria = E7F 5 Y FEEC , *CE, * Fear) | R=Hp Donde + X«g=pp): Sumatoria sobre los Rangos fuera de los límites admisibles según se corresponda con el periodo considerado. ETF- Energía Total Facturada por la empresa de Distribución Eléctrica en el período controlado, en kWh. FEBPy: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión fuera de los limites admisibles. FEECs: Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Rango de Tensión. CE»: Valorización de la energía suministrada fuera de los límites admisibles según Tabla N? 6. Las Reducciones Tarifarias serán reintegradas a todos los Clientes como un crédito en la facturación, en forma proporcional al consumo que cada uno hubiera tenido en el semestre de control, El reintegro será global, es decir que no se discriminará por tipo de Cliente o tarifa. <!-- page 16 --> N*23,561 Gaceta Oficial, miércoles 14 de junio de 1998 55 La empresa de distribución deberá calcular y preparar un informe trimestral con las cantidades que resultaron de la valorización de las reducciones tarifarías, indicando para cada uno de los - clientes afectados, la compensación que le corresponde. Este informe trimestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. Estos informes se presentarán según la fecha de implementación que sea establecida en el contrato de concesión.

3.3 EFECTO DE PARPADEO

3.3.1 Indicador El indicador para el efecto de parpadeo es el Indice de Severidad de Efecto de parpadeo de - Corto Plazo (Pst) medido.

3.3.2 Reducción tarifaría La Reducción Tarifaria estará basada en función a los apartamientos por encima de los Niveles de Referencia de los Índices de severidad y la energía suministrada en esas condiciones. Se define como Distorsión Penalizable por Efecto de Parpadeo (DPE), al valor de distorsión por fluctuaciones rápidas de tensión encontrado en cada intervalo de medida, por encima de los Niveles de Referencia. Para cualquier punto de suministro, la distorsión penalizable se define como: Pa (k)- Pa | DPF, = teo, Pa Donde: Ps(k) es el índice de severidad por Efecto de Parpadeo de corta duración registrado en el - intervalo k de medida (10 minutos). Psi es el Nivel de Referencia igual a uno (1) -DPFk se calcula para cada intervalo k de cada semana del período de medición, - registrándose el Psi(k) y la energía suministrada Etk) durante cada intervalo k. Si en una medición se verifica que por un período superior al 5 % del perívdo de medición se ha superado el Nivel de Referencia (Pst de referoneia), la empresa de Distribución Eléctrica deberá compensar a los clientes afectados mediante una Reducción Tarifaria. En el caso anterior, en cada intervalo (k) registrado con energía suministrada en malas condiciones de calidad (intervalos con DPF mayor que cero). se utilizarán los siguientes valores de valorización de la energía suministrada en condiciones inadecuadas (B/./KWh) para el cálculo de la compensación: | O<DPF<1t 1.50* DPF? [B/./kKWh] 1<DPF 1.50 [B/./kWh] <!-- page 17 --> 56 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 N"23,561 La compensación que servirá de base para la determinación de la Reducción Tarifaria se calculará como: Compensación(B/)= + Y. 1.50+(DPr, ) *E(k) + . y150*E(k) k: DPFk <1 | k: DPF, >1 La reducción tarifaría deberá ser aplicada por la empresa de distribución, a los clientes . afectados por la ocurrencia del efecto de parpadeo, una vez que se haya detectado el disturbio, y hasta que el mismo haya sido resuelto. ' La empresa de distribución con la aprobación del Ente Regulador, podrá sancionar y/o penalizar al cliente que resulte causante del disturbio, una vez que se haya verificado dicho incumplimiento de acuerdo a lo indicado en el punto 4.2 de la presente Norma La empresa de distribución deberá calcular y preparar un informe trimestral con las cantidades - que resultaron de la valorización de la reducción tarifaría, indicando para cada uno de los clientes afectados, la compensación que le corresponde. Este informe trimestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. Estos informes se presentarán según la fecha de implementación que sea establecida en el contrato de concesión.

3.4 ARMÓNICAS

3.4.1 Indicador Las armónicas en el sistema de distribución se miden por los indicadores V»bar y Vpar. donde: '* Vhnar = Distorsión armónica individual de tensión (%) -Vnar = Distorsión armónica total de tensión (%)

3.4.2 Reducción tarifaría F La Reducción Tarifaria estará basada en función a los apartamientos por encima de los Niveles de Referencia de los Indicadadores Vina y Voar y la energía suministrada en esas condiciones. Se define - como Distorsión Penalizable de Amónicas (DPA) a la distorsión armónica encontrada en cada intervalo de medida, por encir»a de los Niveles de Referencia según la siguiente expresión: | Tíky — , 40 E DPA, = a Vo Ss O. Var, (0) Va Var 35 Von, | Donde: Vhar (k) es la tasa de distorsión total registrada en el intervalo de medición k (10 minutos). Voar es el nivel de distorsión total de referencia definido en la TablaN? 7 - Var (k) es el valor de la tensión armóñica ¡en el intervalo de medición k. <!-- page 18 --> N*23,561 _ Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 57 Vbar es el Nivel de Referencia de la tensión armónica ¡i definido en la Tabla N? 7. DPA;k se calcula pata cadá intervalo k del periodo de medición, registrándose la energía suministrada E(k) durante cada intervalo k. ] Si en uta medición se verifica que por un periodo superior al $ % del periodo de inedición se ha superado el Nivel de Referencia pata alguno de los indicadores controlados, la empresa de Distribución Eléctrica debetá coitiperisat a los clieñtes afectados mediante. una Reducción Tarifaria. En el tdso aiteriot, Eh cada intervalo (k) tegistrado cúh etergía suministrada eii malas cohdlleiones de calidad (iritetvalos eon DPA máyor que cero), se utilizarán los siguientes valotes de valorización de la enetgia uministrada en condiciones inadecuadas (B/./KWh) para el cálculo de la comperisación: Ml 0 <DPAK<1 1.50 *DPA* B//kWh 1 <DPAK 1.50 B/./kKWh La compensación que servirá de base para la determinación de la Reducción Tarifaria se calculará como: | Compensación (B/.) = 1.50*(DPA, | + E(k) + 1.50* E(k) . Kk:DPA, <l k:DPA y >) La reducción tarifaria deberá set aplicada pot la empresa de distribución, a los clientes afectados por la distorsión atmóhica, una vez que se háya detectado el disturbio, y hasta que el mismo haya sido resuelto. La empresa de distribución cot la aprobación del ERSP, podrá sancionar y/o penalizar al ellente que testilte esusátite del disturbio, una vez que se haya verificado dicho incumplimiento, de acuerdo al lo idicado en el punto 4.3 de la presente Norma. La empresa de distribución deberá ealeular y preparar un informe trimestral con las cantidades — que resultaton de lá valorización de la teducción tarifaria, indicando para cada uno de los clientes afectados, la compensación que le corresponde. Este infotmiie trimestral deberá set acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la einpresa, donde este cettifica la vetacidad de la itifofiriación suministrada. Estos inifortiies se preseñtatáti según la fecha de implementación que sea establecida en el coñitrato dle concesión. 4 PARÁMETROS TÉCNICOS A CUMPLIR POR LOS CLIENTES

4.1 INTRODUCCIÓN <!-- page 19 --> Ñ Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 N*23,561 Las cargas de los clientes, después del punto de entrega, pueden producir disturbios que se propagan al sistema de distribución, y en algunos casos hasta el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Si estos disturbios son severos, otros clientes se podrán ver afectados negativamente. Para asegurar la compatibilidad electromagnética, se deberán imponer restricciones y controles en las. cargas de los clientes que causen estos disturbios. Los -. disturbios más comunes son el electo de parpadeo y las armónicas, sin tener que limitarse solamente a estos. | Las exigencias establecidas en este punto comenzarán a tener vigencia según la fecha que se - indique en el contrato de concesión, en concordancia con las obligaciones de las empresas de Distribución Eléctrica. 4,2 EFECTO DE PARPADEO

4.2.1 Indicador El indicador será el Indice de Severidad de Efecto de parpadeo de Corto Plazo (Pst) medido sobre la impedancia de referencia fijada por la Norma IEC 1000-3-3. |

4.2.2 Límites El indicador a controlar para el efecto de parpadeo, es el Indice de Severidad de Efecto de parpadeo de Corto Plazo (Pst), tal como se define en la norma IEC 868. La Tabla N* 9 establece los límites de Pst para diferentes tamaños de cargas conectadas a distintos niveles de tensión. Tabla N* 9 - Límites Individuales del efecto de parpadeo producidos por las cargas de los clientes Carga (S,) EW 21 Nivel de Baja : Pst SN Tensión 5 <20 ETS E 20< 8, <30. U<TKV 1.26 OS 5. <50 “UZTKV 1.58 SL > 30 USTKV 1.86 Radio (S./Scc) — | Nivelde Media y Pst e Alta Tensión SL/Scc<0.005 — [IKV<US2IORV 0.37 0.005<S. /Sc0c<0.02 | 1KkV<US230KV 0:58 0.02 <SL/Scc<004 | IkV<U<230kV 0-74 SL /Scc> 0.04 — "[IKV<US2DORV 030 Donde: “Sec = Capacidad de cortocircuito del sistema en kVA en el punto de medición del Efecto de parpadeo, | <!-- page 20 --> N*23,561 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 59 S.. = Potencia contratada por el cliente expresada en kW para el nivel de Baja Tensión, y expresada en kVA para los niveles de Media y Alta Tensión.

4.2.3 Mediciones a los clientes A efectos de verificar los niveles de emisión de perturbaciones las empresas de Distribución Eléctrica deberán efectuar mediciones en los puntos de entrega a los clientes presuntamente perturbadores. El Efecto de parpadeo deberá ser medido en el punto de entrega, usando un medidor de efecto de parpadeo y en intervalos de 10 minutos, según establece la norma 1EC 868.. Para cargas de bajo tensión, la medición debe ser hecha sobre una impedancia de referencia con las siguientes características: Zph = 0.24 +j0.15 ohms Zn = 0.16 +j0.10 ohms La impedancia de referencia de neutro (Z n) será utilizada solamente para aquellos usuarios cuya alimentación es monofásica. Para cargas en media o alta tensión, las mediciones de efecto de parpadeo deben ser realizadas sobre la impedancia de la red o sobre una impedancia que no cause que la tensión de estado estacionario caiga más del 3%.

4.3 ARMÓNICAS Una carga con características no lineales, se comporta como una fuente de corrientes armónicas. La corriente armónica produce una caida de tensión armónica cuando fluye de la fuente a la carga. La Tensión del sistema tiene por lo tanto una componente armónica, . resultando en una distorsión armónica del voltaje de suministro. Para asegurar que la distorsión armónica de tensión se mantiene en un nivel aceptable, se deben aplicar restricciones en la corriente de carga.

4.3.1 Indicador Las armónicas producidas por el cliente se miden por: Para cargas en baja tensión (<10kW), la magnitud de las corrientes armónicas individuales (li en Amperios) presente en la corriente de la carga. La cantidad de corriente fuera de límites es expresada en % = (Hi - Kumite) / Himite X 100% Para todas las otras cargas se utilizan los indicadores Ipa; e [par, donde: Ipas = Distorsión armónica individual de corriente (%) Ivar = Distorsión armónica total de corriente (%)

4.3.2 Límites La distorsión armónica de tensión producida por una fuente de corriente armónica dependerá de la Potencia contratada por el cliente, del nivel de tensión al cual se encuentra conectado, y del orden de la armónica, por lo que en La Tabla N? 10 se establecen los límites de corrientes armónicas individuales para distintos niveles de tensión, potencia máxima demandada y orden de armónica. <!-- page 21 --> Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 -— N23,561 Tabla N* 10- Límites de emisión de corrientes armónicas individuales Orden de - PS10 kW, P cualquiera, | P>30 kW, la armónica U<IkV 1kV<U<66kV U>66kV Intensidad Intensidad armónica máxima, (n) - armónica como % de la corriente : máxima en contratada. (A) impares no múltiplos de 3 5 2.28 12.0 6.0 7 1.54 8.5 EN 11 0.66 43 2.9 13 - 0,42 3.0 2.2 17 0.26 | 2.7 1.8 19 "TT 0.24 19 — 17 - 23 0.20 1.6 1.1 25 ] 0.18 1.6 1.1 > 23 4.5n 0.2+0.823/n 0.4 Impares no múltiplos de 3 Fo 4.60 16.6 75 9 0.80 2.2 2.2 15 , 0.30 -0.6 0. 8 21 0.21 0.4 1 0.4 > 21 4.5/n 0.3 0.4 Pares 2. 2.16 10.0 10.0 4 0.86 2.5 2:38 6 0.60 1.0 1.5 8 0.46 0.8 0.5 10 0.37 0.8 0,5" 12. 0.31 0.4 0,5 >12 -3.68/n 0.3 0.5 Ipa % - 20.0 12. 0 La corriente demandada se la determina a partir de la potencia contratada por el usuario a' su tensión nominal, utilizando un factor de potencia igual a 0,85.

4.3.3 Mediciones a los clientes A efectos de verificar los niveles de emisión de perturbaciones, las empresas de Distribución Eléctrica deberán efectuar mediciones en los puntos de entrega a los clientes presuntamente perturbadores. Las mediciones deben ser hechas con un instrumento adecuado, en intervalos de 10 minutos, de acuerdo a lo establecido en la norma IEC 1000-4-7. El período de medición para propósitos de verificación debe ser de catorce (14) días. En caso de detectarse niveles de emisión superiores a los admisibles la empresa de Distribución deberá notificar al Cliente a efectos de normalizar la situación. 5 PENALIZACIONES Por INYECCIÓN De DISTURBIOS ELÉCTRICOS Con la finalidad de enviar a los Cliente perturbadores las señales adecuadas que incentiven a la solución de las perturbaciones causadas, y a efectos de asegurar la compatibilidad electromagnética del sistema de distribución eléctrica, la empresa de Distribución Eléctrica <!-- page 22 --> N"23,561 | Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 61 podrá trasladar al cliente perturbador, mediante una penalidad, el monto equivalente al total de las reducciones tarifarias que ésta haya concedido a los Clientes afectados. Asimismo la empresa distribuidora podrá proceder con la desconexión del servicio eléctrico al Cliente perturbador, si el problema no es rectificado en 3 meses, a partir de que este haya recibido una notificación formal sobre el problema.

5.1 EFECTO DE PARPADEO (FLICKER) En los casos en que la empresa de Distribución Eléctrica verificara el incumplimiento de los límites de emisión admisibles por alguno de sus clientes, podrá aplicar una penalidad en su facturación determinada en función a la Distorsión Penalizable Individual de Parpadeo. Se define como (DPIF) al valor de distorsión por fluctuaciones rápidas de tensión detectado en cada intervalo de medida, por encima del Límite de Emisión Individual establecido en la Tabla N*9. La distorsión penalizable individual se define como: opIr, = May o LO Pa sti Donde: Pstmík) es el índice de severidad de flícker de corta duración registrado, en el intervalo k de medida (10 minutos) o Psti es el Límite de Emisión Individual del Cliente bajo control * 54 DPIFk se calcula para cada intervalo k de 10. minutos de cada semana del período de medición, registrándose el Psimík) y la energía consumida por el Cliente E(k) durante cada intervalo k. Existirá penalización si durante más del 5 % del tiempo de medida se ha superado el Límite de Emisión Individual asignado al usuario. En el caso anterior, en cada intervalo (k) registrado con energía consumida emitiendo en exceso (intervalos con DPIF mayor que cero). se utilizarán los siguientes valores de penalización unitaria (B/./kWh) para el cálculo de la penalización aplicable: | -0<DPIFKS1 1.50 * (DPIFI) — B//KkWh -1<DPIFk 1.50 B/./kWh La penalización aplicable se calculará como: Penalizacion(B/.)= Y 150*(DPIFWY *E(k)+ Y 1.50* E(h) k:DPIFESI K:DPIFt> <!-- page 23 --> 62 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 N*23,561

5.2 DISTORSION ARMONICA - En los casos en que la empresa de Distribución Eléctrica verificara el incumplimiento de los . - límites de emisión admisibles por alguno de sus clientes, podrá aplicar una penalidad en su - facturación determinada en función a la Distorsión Penalizable Individual de Armonicas. - Se define como Distorsión Penalizable Individual de Armónicas (DPIA) a la distorsión - armónica detectada en cada intervalo de medida, por encima de los Límites de Emisión - Individuales establecidos, según la siguiente expresión: | ma lnr 40 o DPIA, = Max O, Íbarao — Iba [Has o, Ivar; (K) loa; Ibar ÍDA1; ' Donde: Ipar(k) es la tasa de distorsión total en corriente registrada en el intervalo de medición k (10 minutos), referida a la corriente contratada por el Cliente Ivar es el Limite de Emisión en corriente para la distorsión total definido la Tabla N? 10. Ivan (K) es el valor de la intensidad armónica en el intervalo de medición k que inyecta el Cliente en la red, El límite y las intensidades medidas deben ser expresados en valores absolutos de corrientes o en valores porcentuales con respecto a la intensidad de carga correspondiente con la potencia contratada por el usuario, según corresponda, Inan es el Límite de Emisión Individual de la intensidad armónica ¿ definido en la Tabla N? 10.: DPIAk se calcula para cada intervalo k del periodo de medición, registrándose la energía consumida por el usuario E(k) durante cada intervalo k. A efectos del cálculo de Ipar (k) y Ivar (k) para la evaluación de la DPIA, sólo se considerarán los valores de Ina (k) registrados con flujo de potencia activa desde el Cliente hacia la red de alimentación, que es cuando las instalaciones del Cliente están emitiendo la perturbación de dicha armónica. -Existirá penalización en un punto de medición, si durante más del 5 % del tiempo de medida se ha superado alguno de los Límites de Emisión Individuales asignados al Cliente. En el caso anterior, se aplicarán los siguientes valores de penalización unitaria (B/./KWh) por la energía consumida en intervalos con DPÍA mayor que cero para el cálculo de la penalización aplicable: 0 < DPIAK<1 1.50 * (DPIAL) - BL/KWh 1 < DPIAk ns B/./kWh La penalización aplicable se calculará como: | Penatle zacion(B/. )= Yi 50* (DPIAx y * E(k)+ Y 1,50 E(k) | OPS OPI! <!-- page 24 --> N*23,561 Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 63 6 SUMINISTRO DE INFORMACIÓN AL ENTE REGULADOR Las empresas de distribución eléctrica, deberán informar por escrito al Ente Regulador, el desempeño del sistema de distribución, en términos de los indicadores de confiabilidad, -. variaciones en los niveles de tensión, presencia del efecto de parpadeo, y niveles de armónicas existentes; indicando los incumplimientos de los parámetros establecidos por esta norma y lo establecido en el contrato de concesión. | | | | Las empresas de distribución deberán mantener los registras detallados de las interrupciones y mediciones, en caso de que estas sean requeridas por el Ente Regulador. Estos informes se presentarán dependiendo de las fechas de implementación de los parámetros establecidos por esta norma, en el contrato de concesión. o Esta información estará disponible para cualquier interesado, que así la solicite al Ente Regulador.

6.1 INFORMACIÓN DE CONFIABILIDAD.

6.1.1 Informe mensual con las interrupciones del servicio. El reporte deberá incluir la siguiente información: + Número total de interrupciones e Numero total de clientes interrumpidos e Cantidad total de clientes-hora interrumpidos

6.12 Registros a disposición del Ente Regulador La empresa de distribución deberá también mantener registros detallados de cada interrupción “a ser suministrados al Ente Regulador en caso de que este lo solicite. Los registros detallados incluirán: e Provincia, distrito y corregimiento Número de circuitos afectados Zona afectada, localidad o barrio Fecha, hora y duración de la interrupción Número de clientes interrumpidos

6.1.3 Informe trimestral La empresa de Distribución deberá remitir un informe trimestral que incluya la siguiente información: Número total de interrupciones Numero total de clientes interrumpidos o, | Cantidad total de clientes-hora interrumpidas o CR 3% y Indicadores SAIFI y SA1DI S : e E Reducción tarifaría por incumplimiento de la norma, si correspondiera. Este informe trimestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el | representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. , | 62 INFORMACIÓN DE LOS NIVELES DE TENSIÓN.

6.2.1 Un informe trimestral La empresa de Distribución deberá remitir un informe trimestral con los resuliados del. procesamiento de todas las mediciones y los valores de los Indicadores Globales, así como acciones correctivas efectuadas, obictos de reducción tarifaria. ; <!-- page 25 --> Gaceta Oficial, miércoles 10 de junio de 1998 N*23,561 Este informe trimestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada.

6.2.2 Registros a disposición del Ente Regulador l Las empresas de distribución deberán mantener registros detallados de todas las mediciones de tensión que efectúen, los procesamientos con la evaluación de las eventuales reducciones tarifarías en los archivos correspondientes a las mediciones y acciones correctivas, a ser suministrados al Ente Regulador en caso de que este lo solicite. Los registros detallados correspondiente a cada medición del nivel de tensión contendrán como mínimo: Datos del punto medido y tipo de suministro Fecha y hora de inicio y fin de la medición Registros de las lecturas efectuadas (totales, válidos, sujetos a reducción tarifaría) Tensión máxima y mínima (para los registros válidos) Curva del perfil de tensión Curva de la carga asociada Canlidad de veces que se registraron valores de tensión fuera de los rangos admitidos, agrupados por Rangos. Porcentaje total de registros fuera del rango admitido. Porcentaje de registros fuera del valor admitido, agrupados por Rango. Energía total suministrada, Energía suministrada en condiciones de mala calidad de tensión, Reducción tarifaría por incumplimiento de la norma.

6.3 INFORMACIÓN DEL EFECTO DE PARPADEO Y DE LAS ARMÓNICAS.

6.3.1 Informe trimestral La empresa de Distribución deberá remitir un informe trimestral con los resultados del procesamiento de todas las mediciones y acciones correctivas efectuadas, objetos de reducción tarifaría.. l Este informe trimestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada.

6.3.2 Registros a disposición del Ente Regulador La:empresa de distribución deberá mantener registros detallados de todos los procesamientos con la evaluación de las eventuales reducciones tarifarías en los archivos correspondientes a las mediciones y acciones correctivas, tanto de los puntos sujetos a reducción tarifaría como los no “sujetos a reducción tarifaría, que deberán ser suministrados al inte Regulador en caso de que este lo solicite. Los registros detallados correspondiente a cada medición de efecto de parpadeo o armónicas contendrán como mínimo : + Datos del punto de medición l + Registros de las lecturas efectuadas de armónicas y efecto de parpadeo, y energías (o potencias medias) asociadas o | | -, e Distorsión por armónicas y por efecto de parpadeo, respectivamente, agrupados por Rangos de anchura de un punto porcentual para armónicas, y de 0.10 por unidad de - Índice de severidad para efecto de parpadeo. o e. Registros de distorsión sujetos a reducción tarifaría por Armónicas y por efecto de - parpadeo, y energías (o potencia media) asociadas o + Reducción tarifaría por incumplimiento de la norma.