Resolución Nº 6.001 - Título IX del Reglamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica: Normas de calidad del servicio técnico

Artículo 1, Las empresas distribuidoras, deberán realizar el suministro de la energía eléctrica, en forma adecuada, con la finalidad de mantener un nivel adecuado de satisfacción en los clientes,

Artículo 2, La calidad del servicio técnico al cliente al cual deben ajustarse las empresas distribuidoras, se establece en la presente norma, como así también las compensaciones (créditos a favor del cliente) que deberán otorgar a los clientes afectados en los casos en que se verifiquen incumplimientos específicos a las mismas, a favor de los clientes,

Artículo 3. Estas normas contienen dos tipos de indicadores, a efectos de darle seguimiento a la Calidad Técnica que prestan las empresas distribuidoras, a saber: a) Aquellos vinculados a prestaciones garantizadas a cada Cliente en forma individual; b) Aquellos que se corresponden con indicadores globales,

Artículo 4. En caso de verificarse incumplimientos individuales en los niveles de Calidad Técnica a cada Cliente, la empresa distribuidora deberá compensar al cliente afectado, mediante créditos en la facturación del mismo,

Artículo 5. En caso de verificarse incumplimientos en los niveles Globales de Calidad Técnica, la empresa distribuidora deberá acumular anualmente las penalizaciones en el fondo de inversión para mejoras al servicio eléctrico que será determinado por la ASEP en coordinación con las distribuidoras.

Artículo 6. Las empresas distribuidoras deberán considerar como Reclamo, toda comunicación del cliente con la empresa, ya sea en forma verbal, telefónica, escrita, por correo eléctronico, y por los medios que la distribuidora estime conveniente, a través de las cuales el cliente les señale cualquier tipo de inconformidad o desacuerdo con alguno de los servicios que brinda la empresa, En caso de que el cliente exponga más de una inconformidad o desacuerdo, la empresa deberá clasificar como reclamo, cada uno por separado. La ASEP se reserva el derecho de solicitar a las empresas la implementación de medios especificos de recepción de reclamos.

Articulo 7. Cuando en la aplicación de las compensaciones a los clientes por incumplimiento en los indicadores individuales de calidad técnica, las compensaciones sean menores al centésimo de balboa, se deberá acumular dicha compensación hasta que las mismas puedan ser aplicadas con valores mayores al centésimo y las diferencias que no se puedan aplicar se deberán seguir acumulando,

Artículo 8. Las empresas distribuidoras deben tener disponible para los clientes, una línea telefónica gratuita 1-800 las 24 horas y los 365 días del año, tanto para las llamadas por medio de la telefonía fija, como para las llamadas por medio de la telefonía celular. Reglamento de Distribución y Comercialización | TITULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 4 de 38 63 <!-- page 64 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 A!

Articulo 9. Los casos que la ASEP determine, debidamente comprobados de acuerdo con el q dimiento que se establezca para este efecto, se exceptuarán de las compensaciones spuladas en esta norma, Ley 6 de 3 de Febrero de 1997, cuando la empresa distribuidora incumpla con alguna o varias de las exigencias establecidas en la presente norma,

Artículo 11. 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 distribución, tales como el Efecto de Pardadeo y las Armonicas, 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, Reclamo: Toda comunicación del cliente con la empresa, ya sea verbal, telefónica, escrita, por correo eléctronico, y por los medios que la distribuidora estime conveniente, donde el cliente les señale cualquier tipo de inconformidad o desacuerdo con alguno de los servicios que brinda la empresa, THD: Representación global de la distorsión de un voltaje que toma en cuenta el conjunto de harmónicos que afectan la onda fundamental, AVIV * 100%: Es la variación de tensión relativa en porcentaje donde V es la tensión sin perturbación y AV es la variación de tensión cuando hay perturbación, registrada en cada período del registro. CAPÍTULO IX.2: PARÁMETROS TÉCNICOS A CUMPLIR POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS,

Artículo 12. Será de exclusiva responsabilidad de las empresas distribuidoras prestar el servicio público de distribución de electricidad con un nivel de calidad satisfactorio, acorde con los parámetros e indicadores establecidos en la presente norma. Para ello deberán realizar los trabajos e inversiones necesarios de forma tal de asegurar la prestación del servicio con la calidad indicada,

Artículo 13, Las exigencias referentes a la Calidad del Servicio establecidas en la presente norma deberán ser de aplicación para todos los tipos de Clientes y Grandes Clientes, incluidos aquellos Reglamento de Distribución y Comercialización ! TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 5 de 38 <!-- page 65 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 65 Srs ANEXO B ES Resolución AN No 6001-Elec de 13 de marzo de 2013 : que solo utilicen las redes de las empresas distribuidoras para acceder a un mercado o para adquirir energía en forma directa a través de un generador (cargo por uso).

Artículo 14. Los incumplimientos a los indicadores individuales por cliente establecidos, se " traducirán en un crédito que será aplicado a la factura del cliente afectado, cada vez que ocurran incumplientos individuales a la norma, teniendo en cuenta que lo abonado por los mismos en concepto del suministro recibido esta asociado a una determinada calidad de dicha prestación.

Artículo 15, La empresa concesionaria, salvo las excepciones a las obligaciones establecidas en el contrato de concesión, deberá en todo momento asegurar la satisfacción de la demanda de energía de sus clientes, asegurando en los mercados contractual y ocasional las fuentes de suministro que le permitan continuar ininterrumpidamente la prestación del servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica.

Artículo 16. 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. SECCIÓN 1X.2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS ÁREAS.

Artículo 17. Los valores límite admisibles para los distintos indicadores controlados se discriminan en función de la clasificación de las áreas siguiente: Área Urbana: son aquellos corregimientos que tienen más de 15,000 clientes. Área Sub urbana: son aquellos corregimientos que tienen entre 15,000 y 5,000 clientes, Área Rural Concentrada: son aquellos corregimientos que entre 4,999 y 2,000 clientes, Area Rural Dispersa: son aquellos corregimientos que menos de 2,000 clientes.

Articulo 18. La clasificación de las áreas para cada año se determinará según la cantidad de clientes que tenga cada corregimiento al día 15 de diciembre del año anterior. SECCIÓN IX.2,2 CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO.

Artículo 19. La calidad del servicio eléctrico, en lo que respecta a la confiabilidad, se evaluará sobre la base de la cantidad y la duración (frecuencia) de las interrupciones a los clientes. Reglamento de Distribución y Comercialización , ¿ p TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 6 de 38 <!-- page 66 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 66 Sas» Ñ ANEXO B ES Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013

Artículo 20. Se registrarán todas las interrupciones del suministro eléctrico que afecten a los clientes, y las mismas se dividirán en dos grupos. | Ñ o a) INTERRUPCIONES PERMANENTES: son aquellas interrupciones cuya duración A sea igual o mayor de tres (3) mínutos. b) INTERRUPCIONES MOMENTÁNEAS: son aquellas interrupciones cuya duración sea menor de tres (3) mínutos e igual o mayor al periodo de tiempo del ciclo completo del recierre instantáneo, el cual se encuentra en el orden de los 20-40 ciclos.

Artículo 21. Para el cálculo de los Indicadores Globales se utilizarán sólo las Interrupciones Permanentes. Para el cálculo de los Indicadores Individuales se utilizarán Jas Interrupciones Permanentes y las Interrupciones Momentáneas. 1X.2.2.1 Indicadores Globales

Artículo 22. Para las Interrupciones Permanentes y por Área, se calcularáff anualmente los índices siguientes; - SAIFI= — Cantidad promedio de interrupciones por cliente, por año, por área. y Of. SAIFI = E— Ototal - SAIDI= — Tiempo total promedio de interrupción por cliente, por año, por área. Y Ofx Tf SAIDI = E. Ototal donde, 0fs,= Cantidad de clientes interrumpidos Qtotal = Número total de clientes en el área Tfs,= Duración de cada interrupción n= número de interrupciones en el período Reglamento de Distribución y Comercialización | av TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 7 de 38 <!-- page 67 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 67 ANEXO B Resolución AN No,6001-Elec de 13 de marzo de 2013 / A culo 23, Los límites máximos que se establecen como metas de cumplimiento, por Área son $ siguientes: METAS D£ CUMPLIMIENTO Indicador | ÁREA RURAL ÁREA RURAL ÁREA ÁREA URBANA DISPERSA CONCENTRADA | SUBURBANA SAIFI 16 / año 14 / año 12 /año 10 /año SAIDI | 43,80 horas/año | 36.70 horas/año | 26.30 horas/año 15.00 horas/año

Artículo 24. Los incumplimientos de las metas de cumplimiento arriba estipuladas, conllevan penalizaciones las cuales la empresa distribuidora deberá acumular anualmente en un fondo para inversiones de mejoras a las redes eléctricas, las cuales serán determinadas por la ASEP, 1X.2.2.2 Indicadores Individuales por Cliente,

Artículo 25, Para las Interrupciones Permanentes, se calcularán anualmente los índices o indicadores individuales por cliente SAIFlel y SAIDIc, aplicados para cada cliente individual y de acuerdo al área donde se ubique: SAIFel = Y Interrupciones hal SÁÍDIcl = y Tiempo(y fal SAIFIel = Cantidad de interrupciones por cliente, por año, por área. SAIDIcl= Tiempo total de interrupción por cliente, por año, por área. n= Cantidad de Interrupciones Permanentes. Tiempo (i) = Duración en minutos/horas de la interrupción i-esima. Los límites máximos que se establecen como metas de cumplimiento por año, por Cliente son los siguientes: Reglamento de Distribución y Comercialización qe TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 8 de 38 <!-- page 68 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 CM 68 METAS DE CUMPLIMIENTO POR CLIENTE POR AÑO Y / -Ándicador | ÁREA RURAL ÁREA RURAL ÁREA ÁREA URBANA A DISPERSA CONCENTRADA SUBURBANA SAIFIel 16 / por año 14 / por año 12 / por año 10 / por año SAIDIcl | 43,80 horas/por | 36.70 horas/por | 26.30 horas/por | 15,00 horas/por año año año año

Artículo 26. Las Interrupciones Momentáneas, se calcularán mensualmente, iniciando el 1 de enero de 2015, por medio del indicador MAIFIc, por cliente y por área; sin penalización hasta el 31 de diciembre de 2018. Las Interrupciones Momentáneas, se calcularán mensualmente con penalización iniciando el 1 de enero de 2019, por medio del indicador MAIFIcl, por cliente y por área. Los límites máximos que se establecen como metas de cumplimiento, dependiendo del área donde se ubique el cliente, son las siguientes: METAS DE CUMPLIMIENTO POR CLIENTE POR MES, INICIANDO EL 1 DE ENERO DE 2019 Indicador | ÁREA RURAL AREA RURAL AREA ÁREA URBANA DISPERSA CONCENTRADA SUBURBANA MAIFId 20 / mes 16 / mes 12 / mes 8 / mes MAIFlel = 0) Interrupciones -Momen tan eas)xK ia] MAÍFIel = Cantidad de Interrupciones Momentáneas por cliente, por mes, por área. n = Cantidad de Interrupciones Momentáneas. K= Constante que será determinada por la ASEP, dentro del rango de 0.75 a 1.00

Artículo 27. Los incumplimientos de las metas de cumplimiento arriba estipuladas conllevan penalizaciones en forma de créditos a favor de los clientes afectados, de acuerdo con lo estipulado en la presente norma. Dal Reglamento de Distribución y Comercialización TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 9 de 38 <!-- page 69 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 1X.2.2.3 Obligaciones técnicas de las distribuidoras y su Sistema Telecontrolado.

Artículo 28. Se establecen como obligaciones técnicas de las empresas distribuidoras y su sistema telecontrolado, iniciando el 1 de enero de 2015, las siguientes: a) Los tiempos muertos de prueba de cierre de los interruptores de circuito de media tensión en las subestaciones, deberán ser reportados a la ASEP y obtener la no objeción de la misma. b) Todos los interruptores automáticos con funciones de recierre o no, instalados en las líneas de distribución, deberán estar comunicados con el Sistema Telecontrolado de la empresa en tiempo real. c) Todas las aperturas, ya sean del tipo instantánco o temporizada, que efectúen los interruptores de circuito de alta y media tensión en las subestaciones, y los interruptores automáticos con funciones de recierre o no, instalados en las líneas de media tensión de distribución, deberán ser registradas automáticamente en el “Logger”o archivo secuencial de eventos del Sistema Telecontrolado de la empresa distribuidora, d) Toda la data del “Logger” o archivo secuencial de eventos del Sistema Telecontrolado de la empresa distribuidora, deberá guardarse por un periodo mínimo de treinta y seis (36) Meses, [X,2.2,4 Mejoras a los Clientes “Peor Servidos”,

Artículo 29, Se establece la clasificación de Clientes “Peor Servidos”, a los cuales anualmente (de marzo a febrero), las empresas distribuidoras deberán realizar inversiones en mejoras a la calidad del servicio eléctrico de estos clientes que han calificado como clientes “peor servidos”, de acuerdo con la cantidad anual de horas de interrupciones del suministro eléctrico o indicador SAIDIel, del año anterior, y de acuerdo con la cantidad mínima de horas por año de SAIDIcl para que un cliente califique como “Peor Servido”, Reglamento de Distribución y Comercialización ] TITULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 10 de 38 as 69 <!-- page 70 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 , ¿Las inversiones en mejoras de parte de las distribuidoras, para los clientes que califiquen como /' Peor Servidos” iniciarán a partir del 1 de marzo de 2015.

“ Artículo 30, Antes del 16 de enero del año en curso, se deberán tener identificados los clientes “Peor Servidos” del año anterior; y antes del 22 de febrero del año en curso, debe enviarse a la ASEP el listado de clientes “Peor Servidos” junto con el programa de inversiones en mejoras para estos clientes. El programa de mejoras deberá ejecutarse de marzo del año en curso hasta el mes de febrero del año siguiente. La ASEP dará seguimiento a los programas de inversiones, para verificar el cumplimiento de los mismos. El proceso antes mencionado se realizará anualmente. Los límites mínimos para que un cliente califique como un Cliente “Peor Servido”, se indican en el cuadro a continuación: CANTIDAD MÍNIMA DE HORAS POR AÑO DE SAIDIc] PARA QUE UN CLIENTE CALIFIQUE COMO “PEOR SERVIDO”. Indicador | ÁREA RURAL ÁREA RURAL AREA ÁREA URBANA DISPERSA CONCENTRADA SUBURBANA SAIDIe! | 130,00 /horas | 110.00 / horas 80.00 / horas 45,00 / horas por año por año por año por año En caso de incumplimiento del programa de inversiones del año especifico (marzo a febrero) la ASEP penalizará a la empresa en función de la magnitud de los incumplimientos. s SECCIÓN 1X.2.3 NIVELES DE TENSIÓN,

Artículo 31, Las empresas distribuidoras deberán mantener sus niveles de tensión o voltaje, 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, 1X.2,3.1 Límites admisibles

Artículo 32. Los niveles máximo y mínimo de tensión, para toda la zona de concesión y por área, para la Baja, Media y Alta Tensión , en el punto de suministro, conexión, o entrega al cliente, deberá ser como se indica en el cuadro a continuación: Reglamento de Distribución y Comercialización TITULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 11 de 38 ge 70 <!-- page 71 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ÁNEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 NIVEL DE | LÍMITES HASTA | LÍMITES HASTA | LÍMITES A PARTIR TENSIÓN | EL31DEENERO | EL 31 DEENERO | DEL1DE ENERO DE 2016 DE 2016 DE 2017 ÁREA RURAL | ÁREA URBANA Y área URBANA, ÁREA , CONCENTRADA ÁREA A £ A : , RURAL CONCENTRADA, DISPERSA DISPERSA. ALTA [AU= 45% AU= 25% | AU= 25% TENSIÓN MEDIA | AU= 47% | AU= 25% AU= 15% TENSIÓN BAJA | AU= 47% AU= 25% | AU= ¿5% TENSIÓN Donde: 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).

Artículo 33, El control del nivel de tensión suministrada se basará en los resultados de cada una de las mediciones individuales realizadas y de indicadores del tipo global obtenidos a partir de los resultados de la totalidad de las mediciones validas efectuadas mediante la ejecución de campañas de medición en diversos puntos de la red.

Artículo 34. El equipamiento de medición a utilizar por la empresa distribuidora deberá ser de un tipo especialmente diseñado para medir niveles de tensión o voltaje, y los parámetros THD y AV/V. La ASEP podrá exigir a las empresas el cumplimiento de especificaciones técnicas para el equipamiento de medición que se utilizarán en las campañas de medición. Este requerimiento entrará en vigencia a partir del Í de enero de 2015, 1X2,3.2 Campaña de Medición.

Artículo 35, Es obligación de las empresas distribuidoras, efectuar semestralmente un registro 0 medición válida del nivel de tensión en el 0.5 % de sus clientes seleccionados al azar con criterio estadístico, agrupados por corregimiento, y categoría tarifaria, Mensualmente, durante el semestre, se deberán efectuar como mínimo un 0.075 % de mediciones válidas, con el fin de evitar la concentración o dispersión temporal de las mismas. Reglamento de Distribución y Comercialización TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 12 de 38 71 <!-- page 72 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 Gas | ANEXO B CS Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Eo E ET

Artículo 36. El registro o medición en cada cliente deberá realizarse por un período no inferior a Mos 7 días, o sea 672 registros totales como mínimo, registrando valores a intervalos de 15 A

Artículo 37, Para que una medición se considere válida, la misma deberá tener como mínimo un 85 % de los registros validos, de lo contrario no será considerada una medición válida y deberá ser sustituida por otra,

Artículo 38. La empresa distribuidora deberá suministrar el listado de clientes seleccionados, con su localización, categoría tarifaria y nivel de tensión de suministro, para su control dos (2) meses antes del inicio de cada semestre, La ASEP podrá modificar esta lista si lo considera necesario. Se debe prever que el listado de clientes seleccionados contenga un diez (10) porciento adicional, a fin de su posible utilización frente a la imposibilidad de realizar alguna de las mediciones seleccionadas, 1X.2.3.3 Indicadores Globales de la Campaña de Medición.

Artículo 39, 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 incumplimiento dará origen a la aplicación de penalidades a la empresa distribuidora, independientes de aquellas que podrían surgir por los apartamientos registrados en cada una de las mediciones realizadas,

Artículo 40. Estos indicadores se calcularán semestralmente considerando una ventana móvil anual (12 meses) 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 j | l | 11. .”* í I l ' Semestre (n-3) Semestre (n-2) e. (n-1) Semestre (1)

Artículo 41. — Los valores de tensión registrados, utilizados para la determinación de los indicadores, se analizarán en base a los apartamientos del valor nominal, discriminados por rangos de unidad porcentual (B) entre -20% a +20%, a) FEB: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión, Reglamento de Distribución y Comercialización | pal TITULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 13 de 38 72 <!-- page 73 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 73

ANEXO 8 Resolución AN No,6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Nrg y Nrg sor FEB, = o Donde: FEB»: Frecuencia Equivalente asociada al Rango “B”, Nrgg: Cantidad de Registros válidos asociada al Rango “B”. Nrgror: Cantidad total de registros válidos. Bb: Unidad Porcentual en los rangos de -20% a +20%. Este indicador se discrimina a su vez en: FEBpga: Frecuencia equivalente dentro de los límites admisibles; donde el numerador de la formula arriba representa la cantidad total de registros válidos dentro de los límites establecidos. FEBxopgr: Frecuencia equivalente fuera de los límites admisibles; donde el numerador de la formula arriba representa la cantidad total de registros válidos fuera de los limites establecidos. b) FEBP y: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión fuera de los límites admisibles. NrgP," FEBP , = : NrgP yo Donde: FEBP y: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión “B” fuera de los limites admisibles NrgP5?: Cantidad de Registros fuera de los límites admisibles asociados con el Rango “Br NrgP yy. Cantidad de Registros Totales fuera de los límites admisibles. e) FEECs: Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Rango de Tensión. TotMed (med >) y Eng y FEEC pS med 7 7 Reglamento de Distribución y Comercialización Co, TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 14 de 38 <!-- page 74 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No,6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Engy"""". Energía Registrada en la medición (med) fuera de los límites admisibles, asociada con el Rango de Tensión “B”. Eng r: Energía Total Registrada TotMed; Total de Mediciones Realizadas en el Período Considerado. Artículo 42. Si al cabo del semestre controlado, con base en la ventana anual, la relación FEByopex (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. SECCIÓN 1X.2.4 EFECTO DE PARPADEO (FLICKER). 1X,2.4.1 Indicador del Efecto de Parpadeo Artículo 43. 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 (ver norma JEC- 61000-4-15). Este nivel de referencia para el efecto de parpadeo no debe ser superado durante más del 5 % del periodo de medición, Este límite es garantizado, lo que significa que en cualquier punto de suministro es exigible con la probabilidad especificada (95 %), y se corresponden a valores establecidos por normativa internacional. 1X.2,4,2 Mediciones Artículo 44, Las mediciones para determinar la presencia del Efecto de Parpadeo, deberán ser realizadas a nivel de Centros de Transformación en el lado de baja tensión del mismo, en el punto de entrega del cliente individual o en cualquier punto que determine la ASEP, en los casos particulares que así lo requierán. Artículo 45, Semestralmente, la empresa distribuidora seleccionará seis (6) puntos de verificación por cada 60,000 clientes activos, donde efectuará las mediciones. El criterio de selección se obtendrá de las mediciones AM/V que se obtengan de la campaña semestral de medición de tensión, de los últimos 6 meses disponibles al momento de su selección, donde se tomarán los clientes con los mayores promedios de AV/V, La ASEP podrá designarle puntos de verificación a la empresa distribuidora, cuando así lo estime conveniente, en reemplazo de algunas previamente escogidas por la empresa. Se debe prever que el listado de clientes seleccionados contenga un 15% adicional a la cantidad minima requerida a fin de su utilización frente a la imposibilidad de realizar alguna de las mediciones seleccionadas. La distribuidora deberá suministrar a la ASEP el listado de los clientes seleccionados dos (2) meses antes del inicio de cada semestre. El criterio de selección por medio de las mediciones AM/Y, entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2015; antes de esta fecha la selección será mediante el criterio de la distribuidora. Reglamento de Distribución y Comercialización | TITULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 15 de 38 74 <!-- page 75 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 EN Resolución AN No.6901.Elec de 13 de marzo de 2013 | ASEP podrá unificar las metodologías de selección de clientes. £ Artículo 46. Cada medición debe ser instalada por días corridos y deberá contener como mínimo siete (7) días de registros válidos, o sea no menos de 1008 registros de medición. 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 61000-4-15, debiendo registrar en forma conjunta la energía suministrada integrada en intervalos de 10 mínutos. SECCIÓN 1X.2.5. ARMÓNICAS. 1X.2.5,1 Límites admisibles Artículo 47. La empresa distribuidora, en su sistema de distribución, deberá limitar la distorsión armónica en los niveles de Media y Baja tensión de acuerdo a lo especificado en la Tabla N* 7. Estos límites son obligatorios para las Armónicas hasta el orden 40 (inclusive), y la Tasa de Distorsión Total (Vpar) se define como: Vos y Donde, Ul = amplitud de la tensión de la armónica de orden i; Ul = amplitud de la tensión fundamental, Artículo 48. Estos niveles de referencia para las armónicas de tensión en Media y Baja Tensión, no deben ser superados durante más del 5 % del período de medición, siendo de carácter Reglamento de Distribución y Comercialización ge TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 16 de 38 75 <!-- page 76 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 76 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de JUarzO de 2013 garantizados, lo que significa que en cualquier punto de suministro es exigible con la probabilidad especificada (95%), y se corresponden a valores establecidos por normativa internacional, Tabla N* 7 - Límites de distorsión armónica en Media y Baja Tensión Orden de la armónica | Tasa de distorsión individual (Vpan) 0 % (n) (impares no múltiplos de 3) 5 6.0 7 5.0 11 3,5 13 3.0 Y) 2.0 19 15 23 1.5 25 1.5 >25 0.2+ 0.5 x25/n (impares múltiplos de 3) 3 5.0 9 15 IS 0.3 21 0.2 >21 09.2 Reglamento de Distribución y Comercialización el TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 17 de 38 <!-- page 77 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 (pares) 2 2.0 4 10 6 0.5 8 0.5 10 0.5 19 0,2 >12 0.2 Factor de Distorsión Total (Vpan) Y : 8 IX.2.5,2 Mediciones Artículo 49. 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, en el punto de entrega del cliente individual, o en cualquier punto que determine la ASEP, en los casos particulares que así lo requierán. Artículo 50. Semestralmente, la empresa distribuidora seleccionará scis (6) puntos de verificación por cada 60,000 clientes activos, donde efectuará las mediciones. El criterio de selección se obtendrá de las mediciones THD que se obtengan de la campaña semestral de medición de tensión, de los últimos 6 meses disponibles al momento de su selección, donde se tomarán los clientes con los mayores promedios de THD. La ASEP podrá designarle puntos de verificación a la empresa distribuidora, cuando así lo estime conveniente, en reemplazo de algunas previamente escogidas por la empresa. Se debe prever que el listado de clientes seleccionados contenga un 15% adicional a la cantidad mínima requerida a fin de su utilización frente a la imposibilidad de realizar alguna de las mediciones seleccionadas, La distribuidora deberá suministrar a la ASEP el listado de los clientes seleccionados dos (2) meses antes del inicio de cada semestre. El criterio de selección por medio de las mediciones THD, entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2015; antes de esta fecha la selección será mediante el criterio de la distribuidora. La ASEP podrá unificar las metodologías de selección de clientes. THD Artículo 51. Cada medición debe ser instalada por días corridos y deberá contener como minimo siete (7) días de registros válidos, o sea no menos de 1,008 registros de medición. Las mediciones se deben realizar con un medidor de distorsión armónica de tensión individual y de distorsión armónica de tensión total, para intervalos de 10 minutos y de acuerdo a los procedimientos especificados en la norma IEC 61000-4-7, debiendo registrar en forma conjunta la energía suministrada integrada en intervalos de 10 mínutos. Reglamento de Distribución y Comercialización ! Bal FETULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 18 de 38 <!-- page 78 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 EN LA CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO. Artículo 52. Para los Indicadores Individuales, las compensaciones económicas a los clientes afectados por un suministro que no se ajuste a los indicadores establecidos en la presente norma tienen como 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. Artículo 53. En los casos en que se verifique la existencia de apartamientos a los límites establecidos para cada uno de los parámetros o indicadores controlados por cliente, la empresa distribuidora aplicará las compensaciones a los clientes, mediante créditos a favor de los clientes en su facturación. Artículo 54. Para los Indicadores Globales, los incumplimientos de las metas de cumplimiento estipuladas por la presente norma, conllevan penalizaciones las cuales la empresa distribuidora deberá acumular anualmente en un fondo para inversiones de mejoras a las redes eléctricas, las cuales serán determinadas por la ASEP. SECCIÓN IX3.1 INDICES DE CONFIABILIDAD. 1X.3.1.1 Indicadores Artículo 55. Los indicadores controlados a efectos de la determinación de las compensaciones a los clientes o al fondo de inversión son los que se indican en los numerales a continuación: 1X.3.1.2 Valoración de las compensaciones a favor de los clientes del sistema de distribución. Artículo 56. Las penalizaciones a las distribuidoras serán valoradas en función del costo de la energía no servida de acuerdo a las siguientes expresiones: IX.3.1.2.1 Para los Indicadores Globales por ÁREA, e Interrupciones Permanentes, Artículo 57. Los Indicadores Globales por Interrupciones Permanentes controlados, a efectos de la determinación el monto de las penalizaciones que se acumularán en el fondo de inversión, son los que se indican en los numerales a continuación: a) Si SALFI> SATE Limite y SAIDI < SAID mite , la formula de la penalización es: Reglamento de Distribución y Comercialización ] TÍTULO [X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 19 de 38 78 <!-- page 79 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 79 ANEXO B Resolución AN No,6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Penalización = [(SAIFÍ- SAIFL smite)/8760] x SAIDUSALFI x Energía anual consumida por o los clientes de la ÁREA (kWh) x Costo de la energía no servida (B/./kKWh) b) Si SAIDI> SAID Emite Y SALFT< SAL Lite , la formula de la penalización es: Penalización = [(SAIDI - SATDK imite)/8760] x Energía anual consumida por los clientes de la AREA (kWh) x Costo de la energía no servida (B/./KWh) c) Si SAIDI > SAYDL tito y SALFT > SALE E pniio , se presentan dos casos: c,1) Sí SAIDU/SAIFI < SAID E sonises SATFTiiniro , entonces la penalización se aplica según la formula indicada en a). c.2) Si SAIDI/SAHET > SAID Limites SATF 1 imito , entonces la penalización se aplica según la formula indicada en b). 1X.3.1.2.2 Para los Indicadores Individuales por Cliente, por ÁREA, e Interrupciones Permanentes. Artículo 58. Los Indicadores Individuales por Interrupciones Permanentes controlados, a efectos de la determinación de las compensaciones a los clientes afectados, son los que se indican en los numerales a continuación: a) Para el SAJFIe]: Compensación= [(SAIFlel - SAIFIimite)/8760] x SAIDUSAIFI x Energía anual del año anterior consumida por el cliente (kWh) x Costo de la energía no servida (B//KWh) b) Para el SALDIC]: Compensación = [(SAIDIel - SAUDIjimite)/8760] x Energía anual del año anterior consumida por el cliente (kWh) x Costo de la energía no servida (B/./KWh) Reglamento de Distribución y Comercialización Exe. TITULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 20 de 38 <!-- page 80 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No,6001-Elec de 13 de murzo de 2013 Para los Indicadores Individuales por Cliente, por ÁREA, e Interrupciones Momentáneas. Artículo 59, Los Indicadores Individuales por Interrupciones Momentáneas controlados, a efectos de la determinación de las compensaciones a los clientes afectados, son los que se indican a continuación: Para el MAIE Ll: Compensación = (MAIFIc] - MALE clmite) x (1/ MAEFTehjmise) x Energía promedio mensual del año anterior (kWh) x Costo de la energía no servida (B//kWh) Artículo 60, El valor del Costo de la Energía no Servida a efectos de la determinación de las compensaciones a favor de los clientes será de 1,85 B/./KWh. SECCIÓN 1X.3.2 NIVELES DE TENSIÓN Artículo 61. Para todas las mediciones que se realicen producto de la Campaña de Medición de Tensión, con efecto de determinar los apartamientos de las tensiones respecto de los límites admisibles requeridos por está norma, el indicador utilizado a los efectos de la determinación de la compensación es el AU, que se expresa como porcentaje de la tensión nominal. Artículo 62. Compensación Individual. Si como resultado de las mediciones realizadas se detectara el incumplimiento de los niveles de tensión admisibles, durante un tiempo superior al 5% del periodo en que se efectúe la medición, la empresa distribuidora deberá compensar a los clientes afectados mediante la aplicación de un crédito a favor del cliente hasta tanto se demuestre de manera fehaciente la solución del problema. Artículo 63. Para el caso de incumplimientos en los niveles de tensión, la compensación 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 a los límites admisibles AUsup superior al VALORIZACIÓN DE LA admisible en (%): ENERGIA - CE¡p, (B/./KWh) Reglamento de Distribución y Comercialización TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 21 de 38 80 <!-- page 81 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 81 Resolución AN No,6001-Elec de 13 de marzo de 2013. Ñ A <l 0.062 s<2 0.089 gg 0,115 4 0.142 $ 0.169 <6 0.196 <7 0.223 <$ 0,421 <9 0.620 <10 1,033 <ll 1.447 >]] 1.850 Se define a AUsup como el porcentaje de apartamiento (expresado como valor absoluto) del Valor Admisible definido en el aparte Límites Admisibles. Articulo 64. La compensación correspondiente al período de medición por apartamiento en el nivel de tensión admisible que servirá de base para la determinación del crédito a favor del cliente correspondiente, se calculará mediante la siguiente expresión: Cpm= )'CE,,, *ENE ,,, B=Bp Cpm : Compensación determinada para el período de medición. CE ¿p, : Valorización de la Energía en función del apartamiento detectado, y : Sumatoria considerando todos los registros penalizados. B=BP ENE ¡s, ¿Energía Registrada durante el periodo de medición. En aquellos usuarios con una 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, Articulo 65. La compensación al cliente se extenderá hasta que la empresa distribuidora demuestre en forma fehaciente, mediante la realización de un nuevo registro o medición, 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 compensación al cliente de acuerdo a la siguiente expresión: . 0 Com Compensación = (Dpm+ Dam) x -- pm Dpm Reglamento de Distribución y Comercialización ] EA TÍTULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 22 de 38 <!-- page 82 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 82 Sas . ANEXO B et Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Dpm: Duración del periodo 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 Artículo 66. Penalización Global. Para el caso de incumplimiento a los Indicadores Globales acerca de la Campaña de Medición, la penalización será la siguiente: Penalización = ETF l Y FEEC,*CE,* per, BaBP Donde 2/e=»p): Sumatoria sobre los Rangos fuera de los límites admisibles según se corresponda con el periodo considerado. ETF- Energía Total Facturada por la empresa distribuidora en el período controlado, en kWh. FEBP y: Frecuencia Equivalente por Rango de Tensión fuera de los límites admisibles. FEEC y: Frecuencia Equivalente por Energía Consumida desagregada por Rango de Tensión. CEp: Valorización de la energía suministrada fuera de los límites admisibles según Tabla N* 8, Artículo 67, — La penalización Global, deberá acumularse anualmente en un fondo para inversiones de mejoras a las redes eléctricas, las cuales serán determinadas por la ASEP. Artículo 68. La empresa distribuidora deberá calcular y preparar un informe trimestral, de las compensaciones a los clientes individuales, con las cantidades que resultaron de la valorización - de las mismas, indicando para cada uno de los clientes afectados, la compensación que le corresponde. Artículo 69. La empresa distribuidoradeberá calcular y preparar un informe semestral, de las penalizaciones globales, con las cantidades que resultaron de la valorización de las mismas, según la ventana móvil anual, que se evalua semestralmente, Artículo 70. Los informes trimestrales y semestrales deberán ser acompañados de una declaración jurada por el representante legal de la empresa distribuidora, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. SECCIÓN IX.33 EFECTO DE PARPADEO Artículo 71. El indicador para el efecto de parpadeo es el Indice de Severidad de Efecto de Parpadeo de Corto Plazo (Pst) medido. Reglamento de Distribución y Comercialización ! E TÍTULO EX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 23 de 38 <!-- page 83 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución ÁN No.6001-Elee de 13 de marzo de 2013 sifculo 72, Penalización. La penalización estará basada en función a los apartamientos por cima de los niveles de referencia de los índices de severidad y la energía suministrada en esas Artículo 73, Se define como Distorsión Penalizable por Efecto de Parpadeo (DPF), 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: P.,(k)-P DPF, -uayo Pra st Donde: Pgi(k) es el índice de severidad por Efecto de Parpadeo de corta duración registrado en el intervalo k de medida (10 minutos). Pgt es el Nivel de Referencia igual a uno (1) DPFk se calcula para cada intervalo k de cada semana del periodo de medición, registrándose el Pst(k) y la energía suministrada E(k) durante cada intervalo k. Artículo 74. Si en una medición se verifica que por un periodo superior al 5 % del período de medición se ha superado el Nivel de Referencia (Pgt de referencia), la empresa distribuidora deberá compensar a los clientes afectados mediante un crédito único en su facturación. En caso de existir más de un cliente afectado, la compensación a los clientes será proporcional a su consumo de energía (kWh) anual del año anterior. 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: 0<DPF<1 1.85* DPP? [B/..KWh] 1 <DPF 1.85 [B/./KWh] Reglamento de Distribución y Comercialización ] TITULO YX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 24 de 38 pa 83 <!-- page 84 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Ar alo 75. La compensación que servirá de base para la determinación del crédito a favor de E? 7 . Jes,élientes se calculará como: e 2 Compensación(B/.) = y 185% DPE, *E() + »1.85*E(k) k: DPFk <1 k:DPE, >1 Artículo 76. La compensación deberá ser aplicada por la empresa distribuidora 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. Artículo 77, La empresa distribuidora con la aprobación de la ASEP, 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 la presente Norma Artículo 78, La empresa distribuidora deberá calcular y preparar un informe semestral con las cantidades que resultaron de la valorización de las compensaciones a los clientes, indicando para cada uno de los clientes afectados, el crédito a favor del cliente que le corresponde, Artículo 79, Este informe semestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa distribuidora, donde este certifica la veracidad de la información suministrada, SECCIÓN 1X.3.4 ARMÓNICAS Artículo 80. Indicador. Las armónicas en el sistema de distribución se miden por los indicadores Von y VoaAt donde: Var = Distorsión armónica individual de tensión (%) Voar = Distorsión armónica total de tensión (%) Artículo $1. Penalización. La penalización estará basada en función a los apartamientos por encima de los Niveles de Referencia de los Indicadadores Var y Vpar y la energía suministrada en esas condiciones. Artículo 82, Se define como Distorsión Penalizable de Amónicas (DPA) a la distorsión armónica encontrada en cada intervalo de medida, por encima de los Niveles de Referencia según la siguiente expresión: Reglamento de Distribución y Comercialización gal TITULO TX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 25 de 38 <!-- page 85 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 85 ANEXO B Resolución AN No,6001-Elcc de 13 de marzo de 2013 Voar Von DPA, = Mao, Voar)- a Ma 200 Von do es! Donde: Voar (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 Va, (K) es el valor de la tensión armónica i en el intervalo de medición k. Vhar es el Nivel de Referencia de la tensión armónica i definido en la Tabla N* 7. DPA* se calcula para cada intervalo k del periodo de medición, registrándose la energía suministrada E(k) durante cada intervalo k. Artículo 83. Si en una medición se verifica que por un período superior al 5 % del periodo de medición se ha superado el Nivel de Referencia para alguno de los indicadores controlados, la empresa distribuidora deberá compensar a los clientes afectados mediante un crédito a favor de los clientes en su facturación. En caso de existir más de un cliente afectado, la compensación a los clientes será proporcional a su consumo de energía (kWh) anual del año anterior. En el caso anterior, en cada intervalo (k) registrado con energia suministrada en malas condiciones de calidad (intervalos con DPA 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: 0<DPAx S1 185 *DPA* —— B//KWh 1 <DPAK 1.85 B/./kWh Artículo 84. La compensación que servirá de base para la determinación del crédito a favor del cliente se calculará como: 2 Compensación (B/.)= Y 1858 DRA, *E(k)+ )1.85*E(k) Kk:DPA, <l K:DPA > Reglamento de Distribución y Comercialización Y TÍTULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 26 de 38 <!-- page 86 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No,6001-Elec de 13 de marzo de 2013 p d bio en la facturación, a los cliente afectados por la distorsión armónica, una vez que se <e haya «Jetectado el disturbio, y hasta que el mismo haya sido resuelto, 2 Artículo 86, La empresa distribuidora, con la aprobación de la ASEP, 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 la presente norma. Artículo 87. La empresa distribuidora deberá calcular y preparar un informe semestral con las cantidades que resultaron de la valorización de las compensaciones a favor de los clientes, indicando para cada uno de los clientes afectados, el crédito en su facturación que le corresponde. Artículo 88. Este informe semestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa distribuidora, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. CAPÍTULO 1X.4; PARÁMETROS TÉCNICOS A CUMPLIR POR LOS CLIENTES Artículo 89, Introducción. 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 efecto de parpadeo y las armónicas, sin tener que limitarse solamente a estos, SECCIÓN 1X.4.1 EFECTO DE PARPADEO Artículo 90. 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 61000-3-3, Artículo 91. Límites. El indicador a controlar para el efecto de parpadeo, es el Índice de Severidad de Efecto de parpadeo de Corto Plazo (Pst), tal como se define en la norma TEC 61000-4-15, 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.) kW Nivel de Baja Pst Tensión S, <20 USIkV 1.00 Reglamento de Distribución y Comercialización TÍTULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 27 de 38 es 86 <!-- page 87 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 2055, <30 USIkV 1,26 30<8, <50 Us 1kV 1.58 Si 2 50 USI1KkV 1.86 Radio (SL /Scc) Nivel de Media y Pst Alta Tensión Si /Sec < 0,005 1 kV <U<230kV 0,37 0.005<S, /Ser<0.02 1 1kV<US230kV 0.58 0.02. <Sy /Scc <0.04 1kV<U<230 kV 0.74 Si /Scc > 0.04 1 kV <U<230kV 0.80 Donde: Sec = Capacidad de cortocircuito del sistema en kVA en el punto de medición del Efecto de parpadeo, S, = Demanda máxima anual del cliente expresada en kW para el nivel de Baja Tensión, y expresada en kVA para los niveles de Media y Alta Tensión. Artículo 92. Mediciones a los clientes, A efectos de verificar los niveles de emisión de perturbaciones las empresas distribuidoras deberán efectuar mediciones en los puntos de entrega a los clientes presuntamente perturbadores. El efecto de parpadeo deberá ser medido cn el punto de entrega, usando un medidor de efecto de parpadeo y en intervalos de 10 minutos, según * establece la norma IEC 61000-4-15, 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%. La medición en los puntos de entrega a los clientes presuntamente perturbadores deberá ser realizada mediante el equipo medidor del índice de severidad de Flicker a través del circuito para medición de Emisión Flicker, el cual permitirá conocer el Pst que provoca la intensidad consumida por las instalaciones del usuario sobre las correspondientes impedancias equivalentes. El periodo de medición para que el control tenga las adecuadas características de fiabilidad y representatividad será de una semana de registros válidos y deberá registrarse en forma conjunta la energía suministrada, integrada en intervalos de 10 minutos. Circuito para Medición de Emisión de Flicker: La Figura 1 corresponde al diagrama de conjunto del simulador de línea normalizada. La tensión correspondiente al punto de medición (UL) se transfiere mediante un transformador de acoplamiento a un circuito limitador de amplitud, con lo que se elimina la variación de amplitud y se retiene la información de fase. Se obtiene así una tensión de referencia de la misma frecuencia de red, pero cuya amplitud es constante (U'L). La relación entre U'L y la tensión nominal de red es: U'L=k0UL, Reglamento de Distribución y Comercialización TÍTULO [X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 28 de 38 87 <!-- page 88 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 88 Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 S ASEP ANEXO B Mediante un transductor de corriente, pinza amperométrica, se dispone de una tensión proporcional a la magnitud de la corriente circulante por la carga bajo medición (IL). Con el conversor tensión/corriente siguiente se genera una corriente P'L que resulta proporcional a la de la carga según una constante k1. Esta corriente desarrolla sobre una impedancia de referencia (Z'N) proporcional a la normalizada de red (ZN) una tensión U'L dada por la siguiente relación: — U'L=PLZ'N = kIK21LZN = kUL Mediante el amplificador sumador Al se obtiene: US = U'L + UL =k0 UL +k UL=40 UL + k ILZN Haciendo que k0 sea igual a k resulta: US =k UL + k UL =k(UL + ILZN) Por consiguiente, la tensión de salida US contiene una fluctuación relativa (UL / UL) correspondiente a la corriente 1L circulando por la impedancia normalizada ZN. Enmada 7 : E .r Figura 1. Diagrama circuital del simulador de línea normalizada. SECCIÓN 1X.42. ARMÓNICAS Artículo 93, Una carga con características no lineales, se comporta como una fuente de corrientes armónicas. La corriente armónica produce una caída 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 Reglamento de Distribución y Comercialización ! tl TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 29 de 38 <!-- page 89 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 89 o S ASEP ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 - armónica de tensión se mantiene en un nivel aceptable, se deben aplicar restricciones en la . Corriente de carga. Artículo 94. Indicador. Las armónicas producidas por el cliente se miden por; Para cargas en baja tensión (<10kW), la magnitud de las corrientes armónicas individuales (1 en Amperios) presente en la corriente de la carga. La cantidad de corriente fuera de límites es expresada en % += (Hi - Atimite) / Limite X 100% Para todas las otras cargas se utilizan los indicadores Ipa1 € Ipar, donde: Ipar = Distorsión armónica individual de corriente (Y) Ibar = Distorsión armónica total de corriente (Y) Artículo 95. Límites. La distorsión armónica de tensión producida por una fuente de corriente armónica dependerá de la demanda máxima anual del 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 limites de corrientes armónicas individuales para distintos niveles de tensión, potencia máxima demandada y orden de armónica. Tabla N* 10- Límites de emisión de corrientes armónicas individuales Orden de P<10 kW, P cualquiera, | P>50 kW, la armónica BAJA MEDIA Y ALT A (n) TENSIÓN BAJ A TENSIÓN TENSIÓN Reglamento de Distribución y Comercialización gal TÍTULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 30 de 38 <!-- page 90 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 90 ANEXO E Resolnción AN No.6001-Elec de 13 de JU9TZO de 2013 Intensidad | Intensidad armónica máxima, armónica como % de la corriente máxima en contratada. (A) ? bar ( LO en) Impares no múltiplos de 3 5 2.28 12.0 6.0 7 1,54 8.5 5.1 11 0.66 4,3 2.9 13 0,42 3.0 2.2 17 0,26 2.7 1.8 19 0,24 1,9 17 23 0.20 1.6 1.1 25 0,18 1.6 1.1 >25 4.5n -0.2+0,8*25/n 0.4 Impares múltiplos de 3 3 4.60 16.6 7,5 9 0.80 2.2 2.2 15 0,30 0,6 0.8 21 0.21 0,4 0,4 >21 4.5/n 0,3 0,4 Pares 2 2.16 10.0 10.0 4 0.86 2.5 3,8 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 Ibar % - 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 0.90 (»). Artículo 96. Mediciones a los clientes, A efectos de verificar los niveles de emisión de perturbaciones, las empresas distribuidoras 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 61000-4-7. El período de medición para propósitos de verificación debe ser de siete (7) días corridos de registros válidos y deberá registrarse en forma conjunta la energía suministrada, integrada en RegJamento de Distribución y Comercialización ! dl TÍTULO 1X: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Página 31 de 38 <!-- page 91 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 Gaser - ANEXO B SN Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 intervalos de 10 minutos. Durante la medición se registrarán en el punto de suministro las tensiones armónicas, las intensidades armónicas y los correspondientes ángulos de desfase entre ellas. /' 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, CAPÍTULO [X.5: PENALIZACIONES POR INYECCIÓN DE DISTURBIOS ELÉCTRICOS. Artículo 97. 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 distribuidora podrá trasladar al cliente perturbador, mediante una penalidad, el monto equivalente al total de las compensaciones que ésta haya concedido a los Clientes afectados. La penalización, no podrá superar en 5 veces el monto de la facturación mensual. En caso de superarse, la distribuidora podrá solicitar a la ASEP la desconexión y por consiguiente la suspensión del suministro al Cliente perturbador. En el caso que el Cliente perturbador supere los Niveles de Emisión Individuales de Flicker y Armónicas simultáneamente, se deberá considerar la suma de las penalizaciones aplicables por cada tipo de perturbación a los fines del límite citado en el párrafo antertor. Una vez corregido el nivel de perturbación, el Cliente perturbador deberá solicitar por medio escrito una nueva medición, debiendo la distribuidora realizarla dentro de los 10 días hábiles de solicitada. En el caso que la remedición arroje valores dentro de los límites admisibles, se darán por cumplidas las acciones correctoras por parte del Cliente perturbador, discontinuándose la penalización en caso que se estuviera aplicando, a partir de la fecha y hora de la instalación de la medición de verificación. En el caso que se evidencie que el inconveniente no ha sido solucionado y se estuviera penalizando al Cliente perturbador, la distribuidora aplicará el nuevo valor de penalización determinado a partir de la fecha y hora de la instalación de la medición de verificación, notificando a la ASEP al respecto. Asimismo la empresa distribuidora podrá proceder con la desconexión del servicio eléctrico al Cliente perturbador, si el problema no es rectificado y comprobado con una nueva medición dentro de los 3 meses, a partir de que este haya recibido una notificación formal sobre el problema. El plazo anterior podrá ser extendido, si el cliente demuestra que el tiempo para la solución del problema es mayor. SECCIÓN 1X.5.1 EFECTO DE PARPADEO (FLICKER) Reglamento de Distribución y Comercialización TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 32 de 38 pul 91 <!-- page 92 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 92 Resolución AN No.6001-Elec de 13 de JUgrzO, de 2013 o rtículo 98. En los casos en que la empresa distribuidora verificara el incumplimiento de los ¡a mites de emisión admisibles por alguno de sus clientes, podrá aplicar una penalidad en su cturación determinada en función a la Distorsión Penalizable Individual de Parpadeo. Artículo 99. Se define como (DPF) 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 N99, La distorsión penalizable individual se define como: DPIF, = mojo LaliE, Donde: Pstn(lo es el índice de severidad de flícker de corta duración registrado, en el intervalo k de medida (10 minutos) Pgi¡ es el Límite de Emisión Individual del Cliente bajo control DPIFk se calcula para cada intervalo k de 10 minutos de cada semana del periodo de medición, registrándose el Pstm(k) y la energía consumida por el Cliente E(k) durante cada intervalo k, Existirá penalización si durante más del $ % 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<DPIFKSI —— 185*(DPIEJ) — B//KkWAh 1 <DPIFk 1.85 B/.kWh Artículo 100. La penalización aplicable se calculará como: 2 Penalizacion(B/.)= Y 185*(DPIFK) *E(k)+ Y 1.85* E(k) KEDPIFS! DPI! Reglamento de Distribución y Comercialización Ve TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 33 de 38 <!-- page 93 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 93 ANEXO B Resolución GN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 : Aslculo 101. En los casos en que la empresa distribuidora 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. Artículo 102. 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: DPIA, = Max 0,207 DAT IdArG lor + Max qn 1ba1, 09 — loas, bal, 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 Ipa es el Límite de Emisión en corriente para la distorsión total definido la Tabla N? 10, Ibar (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 máxima anual por el usuario, según corresponda. Iban es el Límite de Emisión Individual de la intensidad armónica ¿ definido en la Tabla N* 10. DPIAk se calcula para cada intervalo k del período de medición, registrándose la energía consumida por el usuario E(k) durante cada intervalo k. A efectos del cálculo de Ipar (k) y Ipaj (k) para la evaluación de la DPIA, sólo se considerarán los valores de Ipaj (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. Artículo 103. 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. Reglamento de Distribución y Comercialización El TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 34 de 38 <!-- page 94 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 94 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 En el caso anterior, se aplicarán los siguientes valores de penalización unitaria (B//KWh) por la energía consumida en intervalos con DPIA mayor que cero para el cálculo de la penalización «aplicable: 0<DPIAKS1 — 185*(DPIA¡) B/.KWh 1 <DPIAK 1.85 B/.KWh Artículo 104, La penalización aplicable se calculará como: Penalizacion(B/)= Y 185*+(DPIAx) +E(k)+ Y 185* E() K:DPJARS] cDPIA>1 CAPÍTULO IX.6: SUMINISTRO DE INFORMACIÓN A LA ASEP. Artículo 105, Las empresas distribuidoras deberán informar, por el medio que se les solicite, a la ASEP, el desempeño del sistema de distribución, en términos de los indicadores de confiabilidad, variaciones en los niveles de tensión, presencia del efecto de parpadco, y niveles de armónicas existentes; indicando los incumplimientos de los indicadores establecidos por esta norma y lo establecido en el contrato de concesión, Artículo 106. Las empresas distribuidoras deberán mantener los registros detallados de todas las interrupciones (Permanentes y Momentáneas) y mediciones (Tensión-Armonicas-Parpadeo), requeridas por la presente norma, en caso de que estas sean solicitadas por la ASEP. Esta información estará disponible para cualquier interesado, que así la solicite a la ASEP, SECCIÓN IX.6.1 INFORMACIÓN DE CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO, Artículo 107. Informe de las Interrupciones Relevantes. Las empresas distribuidoras, deberán informar a la ASEP de todas las Interrupciones Relevantes, de acuerdo con el procedimiento que elabore la ASEP para estos efectos. Artículo 108. Informe mensual de las interrupciones del servicio, El informe mensual deberá ser entregado a la ASEP antes del día 8 (o próximo día hábil) del mes siguiente, y debe incluir todas la interrupciones, independientemente de si las mismas son o no atribuibles a la empresa, El reporte debe incluir la información siguiente: 1, Número total de interrupciones permanentes por área. Reglamento de Distribución y Comercialización —— Al TITULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 35 de 38 <!-- page 95 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 95 a, Sas Ñ ANEXO B y Mr es Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 Número total de interrupciones permanentes en la Concesión. Número total de interrupciones momentaneas por área. Número total de interrupciones momentaneas en la Concesión. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones permanentes) por áreas. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones permanentes) en la Concesión, Número total de clientes interrumpidos (interrupciones momentaneas) por áreas. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones momentaneas) en la Concesión, Cantidad total de clientes-hora interrumpidos (interrupciones permanentes) por áreas, o. Cantidad total de clientes-hora interrumpidos (interrupciones permanentes) en la Concesión. -.. Ñ Caso a : Artículo 109. Informe Anual. Las empresas distribuidoras deberá remitir un informe anual (enero-dic.), antes que finalize el mes de enero del año siguiente, que incluya la información siguiente: 1. Número total de interrupciones permanentes por área. 2. Número total de interrupciones permanentes en la Concesión. 3. Número total de interrupciones momentaneas por área. 4, Número total de interrupciones momentaneas en la Concesión. 3. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones permanentes) por áreas. 6. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones permanentes) en la Concesión, 7. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones momentaneas) por áreas. 8. Número total de clientes interrumpidos (interrupciones momentaneas) en la Concesión, 9. Cantidad total de clientes-hora interrumpidos (interrupciones permanentes) por áreas. | 0. Cantidad total de clientes-hora interrumpidos (interrupciones permanentes) en la Concesión. 11. Los Indicadores Globales SALE] y SALDI por área, 12. Los Indicadores Individuales SAIFIcl y SAÍDIcl por Cliente. 13. Informe detallado de los créditos a favor de los clientes por incumplimientos de la norma. 14, Informe detallado de las penalizaciones acumuladas en el fondo de inversión por incumplimientos de la norma 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, Artículo 110. Registros a disposición de la ASEP, La empresa distribuidora deberá también mantener registros detallados de cada interrupción a ser suministrados a la ASEP en caso de que esta lo solicite, Los registros detallados por interrupción incluirán lo siguiente: e Provincia, Distrito y Corregimiento. e Clasificación del ÁREA afectada, incluyendo las ciudades, poblaciones, localidades y barrios. e Número de circuitos afectados. Reglamento de Distribución y Comercialización gal TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 36 de 38 <!-- page 96 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 ÁNEXO B Resolución AN No,6001-Elec de 13 de pIQrzO de 2913 e Fecha, hora y duración de la interrupción, + Cantidad de clientes interrumpidos, SECCIÓN 1X.6.2 INFORMACIÓN DE LOS NIVELES DE TENSIÓN. Artículo 111. Informe Trimestral. La empresa de Distribución deberá remitir un informe trimestral, antes que termine el mes siguiente al trimestre de control, con los resultados del procesamiento de todas las mediciones individuales con los valores de los Indicadores Individuales, así como acciones correctivas efectuadas, y clientes objeto de compensaciones. 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. Artículo 112, Informe Semestral, La empresa de distribución deberá calcular y preparar un informe semestral, antes que termine el mes siguiente al semestre de control, de las compensaciones por los indices globales, con las cantidades que resultaron de la valorización de los créditos a favor de los clientes, según la ventana móvil anual, que se evalurá semestralmente. Este informe semestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada, Artículo 113, Registros a disposición de la ASEP, Las empresas de distribución deberán mantener registros detallados de todas las mediciones validas 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 a la ASEP en caso de que este lo solicite, Los registros detallados correspondiente a cada medición del nivel de tensión contendrán como minimo: + Datos del punto medido y tipo de suministro e Fecha y hora de inicio y fin de la medición e Registros de las lecturas efectuadas (totales, válidos, sujetos a reducción tarifaria) e Tensión máxima y mínima (para los registros válidos) + Curva del perfil de tensión + Curva de la carga asociada + Cantidad 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. + Compensaciones a los clientes por incumplimiento de la norma. Reglamento de Distribución y Comercialización TITULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 37 de 38 96 <!-- page 97 --> No 27252 Gaceta Oficial Digital, lunes 25 de marzo de 2013 97 ANEXO B Resolución AN No.6001-Elec de 13 de marzo de 2013 ARMÓNICAS. Artículo 114, Informe Semestral. La empresa distribuidora deberá remitir un informe semestral, antes que termine el mes siguiente al semestre de control, con los resultados del procesamiento de todas las mediciones y acciones correctivas efectuadas, objetos de compensación a los clientes, Este informe semestral deberá ser acompañado de una declaración jurada por el representante legal de la empresa, donde este certifica la veracidad de la información suministrada. Artículo 115. Registros a disposición de la ASEP. La empresa distribuidora deberá mantener registros detallados de todos los procesamientos con la evaluación de las eventuales compensaciones a los clientes en los archivos correspondientes a las mediciones y acciones correctivas, tanto de los puntos sujetos a compensación como los no sujetos a compensación, que deberán ser suministrados a la ASEP en caso de que este lo solicite, Los registros detallados correspondiente a cada medición de efecto de parpadeo o armónicas contendrán como mínimo: e Datos del punto de medición e Registros de las lecturas efectuadas de armónicas y efecto de parpadeo, y energías (0 potencias medias) asociadas 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, e Registros de distorsión sujetos a compensación por Armónicas y por efecto de parpadeo, y energías (o potencia media) asociadas * Compensaciones a los clientes por incumplimiento de la norma. SECCIÓN IX.6.4 BASE METODOLOGICA. Artículo 116. Las empresas distribuidoras deberán entregar a la ASEP toda la información requerida por la Base Metodologica que desarrolle y apruebe la ASEP para la presente norma, independientemente de las otras informaciones y reportes exigidos por esta norma. d Reglamento de Distribución y Comercialización | cal TÍTULO IX: NORMAS CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO Página 38 de 38