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PROPUESTA TRANSITORIA PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN SOLAR Y EÓLICA AL STN Y STR

Gerencia Centro Nacional de Despacho

Documento XM CND 2018 – 017

Mayo 2018

AVISO LEGAL

El presente documento es una propuesta que refleja los requerimientos técnicos y operativos que XM prevé necesarios para una adecuada integración de las fuentes de generación no síncrona al SIN. Este documento se pone a disposición del público en general para su conocimiento, más no es la regulación vigente. Para consultas sobre la regulación vigente debe dirigirse al portal de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

1. Contenido

DEFINICIONES __________________________________________________________________ 4

1. REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN EÓLICA Y SOLAR AL SIN _________________________________________________________________________ 7

1.1 Rangos de operación en frecuencia __________________________________________ 7

1.2 Potencia activa - control de frecuencia ________________________________________ 7

1.3 Respuesta rápida de frecuencia _____________________________________________ 8

1.4 Requerimiento de rampas operativas de entrada y salida _________________________ 9

1.5 Control de tensión _______________________________________________________ 10

1.6 Capacidad de potencia reactiva ____________________________________________ 10

1.7 Comportamiento ante fallas ________________________________________________ 11

1.8 Control rápido de corriente reactiva __________________________________________ 12

1.9 Supervisión, Control y Comunicaciones ______________________________________ 14

1.9.1 Requerimientos supervisión de variables eléctricas ___________________________ 14

1.9.2 Requerimientos de supervisión de variables meteorológicas ____________________ 15

1.9.3 Requerimientos de control _______________________________________________ 16

1.9.4 Requerimientos calidad y disponibilidad ____________________________________ 17

1.10 Protecciones ___________________________________________________________ 18

2. REQUERIMIENTOS OPERATIVOS _____________________________________________ 20

2.1 Pronósticos de generación ________________________________________________ 20

2.1.1 Pronósticos de generación semanal _______________________________________ 21

2.1.2 Pronósticos de generación para el despacho ________________________________ 21

2.1.3 Pronósticos de generación para el redespacho ______________________________ 21

2.2 Series históricas para el planeamiento operativo energético de fuentes no síncronas __ 21

2.3 Coordinación de Mantenimientos ___________________________________________ 22

2.4 Despacho ______________________________________________________________ 22

2.4.1 Oferta de precios y declaración de disponibilidad _____________________________ 22

2.4.2 Rampas de aumento y disminución _______________________________________ 22

2.5 Redespacho ____________________________________________________________ 22

2.5.1 Causales de redespacho ________________________________________________ 22

2.5.2 Reservas ____________________________________________________________ 23

2.5.3 Recepción y envío de la información para el proceso de redespacho _____________ 23

2.5.4 Desviaciones _________________________________________________________ 23

2.6 Requerimientos de información _____________________________________________ 24

2.6.1 Modelos de simulación eléctrica preliminares ________________________________ 24

2.6.2 Modelos de simulación eléctrica validados __________________________________ 25

2.7 Pruebas _______________________________________________________________ 25

2.8 Fraccionamiento de plantas: _______________________________________________ 26

PROPUESTA TRANSITORIA PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN EÓLICA Y SOLAR AL STN y STR

APLICACIÓN

Este documento aplica a todas las plantas de generación eólicas y solares conectadas directamente al STN y STR. Se indicarán los casos específicos en que el documento sólo aplica a las plantas de generación eólica y solar conectadas al STN y STR despachadas centralmente.

Las plantas de generación eólicas y solares conectadas directamente al SDL serán objeto de otro documento. Dado que las características de la red son diferentes a las del STN y STR, el CND se encuentra realizando los análisis correspondientes.

Adicionalmente, este documento considera los requisitos técnicos mínimos para la generación solar y eólica conectada al SIN mediante líneas AC.

DEFINICIONES

Control rápido de corriente reactiva: Característica proporcionada por un módulo de control de un parque de generación no síncrono que permite una inyección rápida de corriente reactiva ante desviaciones de tensiones en la red.

Ciclo de control: Se refiere a la periodicidad con la cual se realiza un análisis del balance carga - generación del sistema y se calculan los movimientos de generación requeridos para llevar al programa de generación los recursos en línea. Mediante este ciclo se establecen los nuevos valores de referencia para todos los recursos del SIN. Actualmente este ciclo de control es de 4 segundos.

Estatismo (frecuencia): Característica técnica de una planta de generación, que define la relación entre la variación porcentual de frecuencia y la variación porcentual de potencia.

Estatismo (tensión): Característica técnica de una planta de generación, que determina la variación porcentual de la tensión por cada variación porcentual de la potencia reactiva en todo el rango de regulación de tensión.

Generación no síncrona: Hace referencia a la generación solar y eólica conectada al STN y STR.

Plantas eólicas y solares: Se refiere a toda la generación eólica y solar conectada al STN y STR.

Punto común de acople: Es la subestación en la cual se integran todas las unidades generadoras de una misma planta, ver Figura 1.

Punto de conexión: Según la definición de la Resolución CREG 038 de 2014. Adicionalmente, es la subestación del STN/STR donde se conecta la generación eólica/ solar. Este punto es en el que la UPME autoriza la conexión de la fuente de generación, ver Figura 2.


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Figura 1.Punto común de acople

Respuesta rápida de frecuencia: Característica proporcionada por un módulo de control de un parque de generación no síncrono que permite una inyección rápida de potencia activa ante caídas de frecuencia en la red.

Tiempo de establecimiento - Te: Tiempo que tarda la señal en alcanzar y mantenerse dentro de una banda de ±3% del delta de cambio esperado alrededor de su valor final, ante una entrada escalón, ver Figura 3.

Tiempo de respuesta inicial- Tr: Tiempo que tarda la señal en alcanzar un ±3% del delta de cambio esperado alrededor de su valor de potencia inicial, ante una entrada escalón, ver Figura 3.

Figura 3. Representación tiempos de respuesta de controles de generadores

Figura 2. Punto de conexión

Banda de respuesta

Banda de establecimiento


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Unidad de generación eólica y solar: Hace referencia a cada unidad individual para la producción de energía. Incluye todo el equipo eléctrico, por ejemplo, el transformador de media-baja tensión. Un ejemplo de unidad de generación es la parte punteada de la Figura 1.

Voltage Ride Through: Hace referencia a la curva de permanencia de las fuentes no síncronas ante huecos de tensión. El límite inferior de la curva es llamado LVRT y el límite superior HVRT.


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1. REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN EÓLICA Y SOLAR AL SIN

1.1 Rangos de operación en frecuencia

Adicionar al numeral 2.2.5 de la Resolución CREG 025 de 1995: Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben operar normalmente para frecuencia entre 57.5 Hz - 63 Hz.

1.2 Potencia activa - control de frecuencia

Adicionar al numeral 5.6 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben contar con un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta y un estatismo permanente ajustable, permitiendo su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema, tanto para eventos de sobre-frecuencia como para eventos de sub-frecuencia.

Adicionalmente, el control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa de forma local o remota.

El control de potencia activa/frecuencia debe cumplir con los siguientes requerimientos:

Ser estable: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas.

El ajuste de la función de control de frecuencia debe ser reportado por el agente antes de las pruebas de puesta en servicio. La función de control de frecuencia debe ser reajustada en caso de que en la operación se identifiquen riesgos a la seguridad del SIN.

Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben poder ser modificados para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles.

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben cumplir por defecto con los siguientes parámetros de respuesta de la potencia activa ante las variaciones de frecuencia, los cuales son adicionales a los definidos en la Resolución CREG 023 de 2001:

Tabla 1. Requisitos control de frecuencia

Para efectos del cumplimiento del artículo 4º de la Resolución CREG 023 de 2001, para el caso de las plantas solares y eólicas despachadas centralmente, se excluyen de la obligatoriedad de la prestación del servicio de respuesta primaria para eventos de sub frecuencia.

Parámetro Valor

Tiempo de respuesta inicial máximo - Tr 2 seg

Tiempo de establecimiento máximo - Te 15 seg


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1.3 Respuesta rápida de frecuencia


Respuesta rápida en frecuencia para el caso de las plantas eólicas conectadas al STN y STR.

Adicionar a los numerales 5.6 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995:

Respuesta rápida en frecuencia:

Para el caso de las plantas eólicas, conectadas al STN y STR, estas deben contar con la funcionalidad

de respuesta rápida de frecuencia a través de la modulación transitoria de la potencia de salida,

cumpliendo con los siguientes requisitos:

La funcionalidad debe activarse cuando la frecuencia alcance un valor igual o inferior a 59.85

Hz, contribuyendo con un aporte en potencia proporcional a la caída de frecuencia en razón a

12% de la potencia nominal de la planta de generación por cada Hertz. Este aporte deberá ser

retirado automáticamente del sistema si la frecuencia entra al rango definido por la banda muerta

del control frecuencia/potencia, definido en el artículo 4º de la Resolución CREG 023 de 2001.

En caso de que al cabo de 8 segundos la frecuencia no haya regresado al rango mencionado

anteriormente se debe retirar el aporte adicional de potencia activa.

El aporte adicional de potencia activa debe ser limitado a 10% de la potencia nominal del

generador.

Ante desviaciones de frecuencia mayores a 0.15 Hz y menores o iguales a 0.83 Hz (Desviación

correspondiente a un aporte del 10% de la potencia nominal) con respecto a la frecuencia

nominal el generador deberá alcanzar el aporte adicional en un tiempo igual o menor a 2

segundos contabilizados a partir de que se supere el umbral de activación de la funcionalidad.

Esta característica deberá ser probada en las pruebas de puesta en servicio y notificada al CND.

La función de respuesta rápida de frecuencia debe cumplir con los requisitos establecidos

anteriormente mientras el generador opere al menos al 25% de su potencia nominal, de lo

contrario, se debe reportar el valor de contribución y los tiempos de respuesta para valores de

potencia inferiores al 25% de la potencia nominal de la planta de generación.

En la Figura 4, se ilustran las características del aporte de respuesta rápida en frecuencia.


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Figura 4. Comportamiento esperado de la función de respuesta rápida de frecuencia

Los parámetros de esta funcionalidad (umbral de activación, velocidad de subida, tiempo de sostenimiento y tiempo de subida) podrán ser reevaluados por el CND de acuerdo a las condiciones operativas del sistema y las condiciones tecnológicas al momento de la revaluación.

1.4 Requerimiento de rampas operativas de entrada y salida

Adicionar en el Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995:

Rampa Operativa para arranque y parada:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben de tener una rampa operativa para arranque y parada ajustable entre 0.1 y 14 % de la potencia nominal de la planta, en MW/min.

Este requerimiento de arranque y parada aplica siempre que esté disponible el recurso primario de generación.

Este parámetro debe poder configurarse dependiendo de las condiciones del sistema.

Estos valores deben ser ajustados en cada generador en coordinación con el CND, de acuerdo con las condiciones operativas, con el fin de mantener la seguridad y confiabilidad del SIN, teniendo en cuenta las restricciones técnicas de las plantas de generación.

Variación de

potencia (%)

Frecuencia (Hz)

≤2 s

59,85 Hz

8 s

Tiempo (s)

+ Bm

- Bm

Bm=Banda muerta

59,17 Hz

0.83

Hz

f=59.85 Hz,

Activación

respuesta

rápida en

frecuencia

10% Pn

Velocidad subida=

12% de la potencia

nominal por Hz


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1.5 Control de tensión

Para efectos del cumplimiento del numeral 5.7 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995, se debe incluir:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben poder controlar la tensión en forma continua en el rango operativo normal del punto de conexión, por medio de la entrega o absorción de potencia reactiva de acuerdo con su curva de carga declarada y según las consignas de operación definidas por el CND, para esto, se deberán cumplir los siguientes requisitos:

El regulador de tensión deberá contar con los siguientes modos de control: tensión, potencia reactiva y factor de potencia.

El regulador de tensión deberá disponer de un estatismo configurable para limitar la interacción inestable con otros recursos conectados al mismo punto de conexión o en sub-estaciones cercanas.

El control de potencia reactiva / tensión, debe ajustarse de tal manera que sea estable y que ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón en la consigna de tensión, potencia reactiva o factor de potencia, la potencia reactiva de la planta tenga un tiempo de respuesta inicial menor a 2 segundos y un tiempo de establecimiento menor a 10 segundos.

Adicionalmente, el control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia reactiva, de tensión o factor de potencia activa de forma local o remota.

1.6 Capacidad de potencia reactiva

Para efectos del cumplimiento del numeral 5.7 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995, se debe incluir:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben cumplir como mínimo con lo presentado en la Figura 5, para tensiones entre el rango normal de operación en el punto de conexión.

Cuando una planta de generación eólica y solar, conectada al STN y STR, esté operando en valores de potencia inferiores al 10% de la capacidad nominal no habrá exigencia de entrega o absorción de potencia reactiva para control de tensión. Sin embargo, en esa condición la planta no debe exceder el 5% en aporte o absorción de potencia reactiva.

Se debe cumplir como mínimo con la curva de capacidad definida en la Figura 5.


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Figure 5. Curva de capacidad de las plantas eólicas y solares

1.7 Comportamiento ante fallas

Incluir en el numeral 5.7 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben tener un comportamiento ante desviaciones de tensión de acuerdo a la Figura 6, la cual indica que no se permite la desconexión de la generación cuando el valor RMS de la tensión de línea – línea en el punto de conexión se mantenga dentro de las líneas de la Figura 6.


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Figura 6. Característica de LVRT y HVRT – Fuentes no síncronas

Adicional a lo anterior, estas plantas deben ser capaces de superar huecos de tensión sucesivos así:

Para plantas eólicas, si la energía disipada durante los huecos de tensión es menor a la capacidad nominal del recurso de generación durante dos segundos, contabilizada en una ventana móvil de 30 minutos.

Para plantas solares fotovoltaicos, deben soportar huecos sucesivos separados por 30 segundos entre hueco y hueco.

El hueco de tensión se considera superado cuando la tensión de línea – línea es mayor a 0.85 p.u. Una vez superado el hueco de tensión, la fuente de generación debe recuperar el 90% de la potencia activa que estaba suministrando antes del hueco en un tiempo no superior a 1 segundo.

El CND realizará seguimiento del cumplimiento de este requisito ante eventos en el SIN.

1.8 Control rápido de corriente reactiva

Incluir en el numeral 5.7 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben priorizar la inyección de corriente reactiva de forma que alcance un 90% del valor final esperado en menos de 50 ms, con una tolerancia del 20%, ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos de la tensión nominal en la planta de generación. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla.


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Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben de cumplir en el punto de conexión con la característica de la Figura 7 y los siguientes criterios:

La pendiente k de cada unidad de generación debe ser ajustable con valores entre 0 y 10.

El aporte de potencia reactiva adicional se limitará al 100% de la corriente nominal del generador.

El CND determinará el valor de k a ser usado en el punto de conexión, después de realizar los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación. Cada planta de generación solar y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada unidad de generación para cumplir con el valor de k definido por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable entre 0 y 10 en la unidad de generación y el valor máximo declarado para el generador.

La banda muerta corresponde al rango de operación normal de la tensión nominal del punto de conexión (0.9-1.1 p.u).

El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté fuera del rango normal de operación.

Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).

Figura 7. Característica de aporte adicional de corriente reactiva en el punto de conexión


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1.9 Supervisión, Control y Comunicaciones

1.9.1 Requerimientos supervisión de variables eléctricas

Para efectos del cumplimiento del numeral 3.1º del Anexo CC6 de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR, se debe adicionar lo siguiente:

Contar con supervisión, la cual se podrá realizar desde el CND de manera directa por medio de unidades terminales remotas (RTU), de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre centros de control vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre la red pública de datos internet que sean soportados por el centro de supervisión y control del CND, que hayan sido avalados previamente por el CND y que garanticen los criterios de seguridad y confiabilidad requeridos para la operación del sistemas interconectado nacional.

Los datos telemedidos de tiempo real se deben enviar al CND con una periodicidad menor o igual a 4 segundos y con las unidades y cifras decimales definidas por el CND. El agente debe asegurar la correcta sincronización de la estampa de tiempo de las señales enviadas al centro de control y supervisión del CND; el error máximo permitido no podrá exceder +/- 200 ms.

Para efectos del cumplimiento del numeral 2 del Artículo 3º de la Resolución CREG 080 de 1999, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR, se debe adicionar lo siguiente:

Contar con supervisión, la cual se podrá realizar desde el CND de manera directa por medio de unidades terminales remotas (RTU), de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre centros de control vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre la red pública de datos internet que sean soportados por el centro de supervisión y control del CND, que hayan sido avalados previamente por el CND y que garanticen los criterios de seguridad y confiabilidad requeridos para la operación del sistemas interconectado nacional.

Propuesta señales mínimas a supervisar

Para efectos del cumplimiento del numeral 3.3.1 del Anexo CC6 de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR, se debe adicionar lo siguiente:

Tensión línea – línea

Corriente de fase

Para efectos del cumplimiento del numeral 3.3 del Anexo CC6 de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR, se debe adicionar lo siguiente:

Los agentes representantes de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, deben poner a disposición del CND todas las variables monitoreadas en su sistema de supervisión y control; el CND definirá si requiere intercambiar señales adicionales a las mínimas obligatorias.

Datos de control (transmisión de sus datos al CND cada 4 segundos o menos)

Estado de la función de control de frecuencia

Valor de la consigna de control de P y Q

Valor consigna de control de tensión

Valor consigna factor de potencia


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Modo del control de tensión y frecuencia

Datos de disponibilidad (transmisión de sus datos al CND cada 5 minutos o menos):

Porcentaje de la planta disponible para generación. Corresponde al porcentaje de las turbinas o arreglos de paneles solares que se encuentran en operación.

Generación máxima posible (MW), teniendo en cuenta las variables meteorológicas y la disponibilidad de las turbinas o arreglos de paneles solares en tiempo real. Este valor puede diferir del porcentaje de la planta disponible en situaciones operativas tales como disminución de la potencia activa por solicitud del CND.

1.9.2 Requerimientos de supervisión de variables meteorológicas

Para efectos del cumplimiento del numeral 3.3 del Anexo CC6 de la Resolución CREG 025 de 1995, se debe adicionar lo siguiente:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben contar con sistemas de monitoreo de las variables meteorológicas en el sitio de la planta y con sistemas que permitan la transmisión de sus datos al CND cada 30 segundos o menos. Esta transmisión se debe realizar usando los protocolos que defina el CND. Además, deben garantizar los criterios de calidad de las medidas establecidos por el CND y cumplir con estándares nacionales e internacionales de calidad en su instalación, calibración, y mantenimiento, de tal forma que se garantice la calidad y continuidad de la información. Los valores de las variables meteorológicas que se reporten en tiempo real al CND deben contar con la calidad y confiabilidad que permitan estimar la generación de la planta. El CND definirá la metodología para el cálculo de la calidad y confiabilidad de las mediciones, los cuales someterá a comentario de los agentes y remitirá a la CREG.

A continuación, se detallan los requisitos mínimos de monitoreo meteorológico con los que las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, deben cumplir:

Variable Unidad Altura del sensor

Velocidad del viento Metros por segundo [m/s] Altura de buje

Dirección del viento Grados relativos al norte geográfico

[grados] Altura de buje

Tabla 2. Variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en las plantas eólicas


Irradiación global horizontal Vatios por metro cuadrado [W/m2] Altura de los módulos

Temperatura ambiente Grados centígrados [°C] Altura de los módulos

Tabla 3. Variables mínimas que se deben monitorear en puntos de medición de plantas fotovoltaicas

En caso de considerarlo necesario el CND podrá solicitar variables meteorológicas adicionales para su supervisión, en coordinación con el agente representante de la planta. Las plantas que no cuenten con los equipos necesarios para esta supervisión deberán adquirirlos.


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Las siguientes son las variables meteorológicas adicionales más comunes para las plantas de generación eólica y solar.


Velocidad del viento (otros puntos de medida)

Metros por segundo [m/s] Diferentes alturas

Dirección del viento (otros puntos de medida)

Grados relativos al norte geográfico [grados]

Diferentes alturas

Temperatura ambiente Grados centígrados [°C]

Diferentes alturas Humedad relativa Porcentaje [%]

Presión atmosférica Hectopascales [hPa]

Irradiación global horizontal Vatios por metro cuadrado [W/m2] Diferentes alturas

Tabla 4. Variables meteorológicas adicionales más comunes para plantas eólicas


Irradiación global horizontal (otros puntos de medida)

Vatios por metro cuadrado [W/m2] Altura de los módulos

Temperatura ambiente (otros puntos de medida)

Grados centígrados [°C] Altura de los módulos

Irradiación en el plano del panel fotovoltaico

Vatios por metro cuadrado [W/m2] Altura de los módulos

Temperatura posterior del panel fotovoltaico

Grados centígrados [°C] Altura de los módulos

Velocidad del viento Metros por segundo [m/s] Altura de los módulos

Dirección del viento Grados relativos al norte geográfico

[grados] Altura de los módulos

Humedad relativa Porcentaje [%] Altura de los módulos

Tabla 5. Variables meteorológicas adicionales más comunes para plantas solares

1.9.3 Requerimientos de control

Adicionar al numeral 3.3.3 en el Anexo CC6 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

Deben tener la capacidad de recibir consignas de potencia activa con una periodicidad que dependerá del ciclo de control que se tenga definido para el control automático de generación en el CND.

Para esto, los generadores deberán estar en capacidad de recibir consignas de forma automática desde el CND y ejecutar las consignas mediante sus respectivos sistemas de control. En todo caso, los agentes operadores de estos equipos serán responsables de la ejecución de estas consignas y de las desviaciones que se generen producto de su incumplimiento. El CND realizará un seguimiento mensual del cumplimiento de estas consignas, e informará los resultados de este seguimiento a quien defina la CREG.


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Adicionar al numeral 3.3.4 en el Anexo CC6 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

Deben estar en capacidad de recibir de forma automática consignas de potencia reactiva, tensión, factor de potencia y modo de operación (factor de potencia, tensión y potencia reactiva) de acuerdo a la periodicidad definida por el CND. En todo caso, los operadores de estos equipos serán responsables de la ejecución de estas consignas. El CND realizará un seguimiento mensual del cumplimiento de estas consignas, e informará los resultados de este seguimiento a quien defina la CREG.

Para efectos del cumplimiento del numeral 4 del artículo 3º de la Resolución CREG 080 de 1999, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR, se debe adicionar lo siguiente:

Controlar directamente o indirectamente la potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia y tensión de las plantas de generación eólica y solar, independiente de su capacidad, que a su criterio se requiera. Para lo cual se coordinará con el operador de la planta si se realiza el control directo o indirecto.

1.9.4 Requerimientos calidad y disponibilidad

Adicionar al Anexo CC6 del Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

El CND hará seguimiento a la calidad y disponibilidad de los datos telemedidos de las plantas eólicas y solares, independiente de la capacidad de la planta de generación. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran, para garantizar la confiabilidad de la información. Para las variables análogas, los criterios de calidad se listan a continuación y se definieron teniendo en cuenta las recomendaciones dadas por la norma IEEE C57.131, ver Tabla 6.

Variable Máx. Error Permitido

P 2%

Q 4%

I 1%

V 1%

Tabla 6. Criterios de calidad variables análogas

Adicionalmente, para variables análogas y digitales se tendrán en cuenta como criterio de calidad las banderas con las que estas señales lleguen al centro de control del CND, ver Tabla 7.

1 IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers


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Bandera Calidad

Tipo Variable

Criterio Comentario

Actual Análoga - Digital

Buena La señal llega actualizada al centro de control

No renovado Análoga - Digital

Mala La señal no llega al centro de control

Entrada manual Análoga - Digital

Mala La señal llega con esta calidad desde la fuente

Inválido Análoga Mala La señal llega con esta calidad desde la fuente

Actual/Indeterminado

Digital Mala La señal al llega actualizada al centro de control, pero con un estado no determinable

Tabla 7. Banderas de calidad variables análogas y digitales

El CND definirá la metodología para el cálculo de la calidad de las mediciones y definirá un error máximo, los cuales someterá a comentarios de los agentes y remitirá a la CREG.

1.10 Protecciones

Para efectos de la aplicación del numeral 8.1.2 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN, se deben incluir:

Las plantas eólicas y solares conectadas al STN no están sujetas al cumplimiento de protección

de deslizamiento de polos, dada las características propias de la tecnología.

Cuando la planta de generación está conectada al STN, el Generador debe proveer una

protección de falla de interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores de

potencia locales o remotos que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable entre 100

ms y 500 ms después de detectada la condición de falla de interruptor. Esta protección deberá

ser implementada en un relé independiente de las protecciones propias del equipo protegido o

podrá estar incluida como una función adicional en una protección diferencial de barras.

En el punto de conexión disponer de funciones de protección de sobre y baja tensión ajustados

según requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las funciones

de protección de sobre y baja tensión se establecerán mediante acuerdo CNO.

Para efectos de la aplicación del numeral 4.3.3 de la Resolución CREG 070 de 1998, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STR, se deben incluir:

Toda bahía de generación conectada en el STR deberá disponer de una protección tipo falla

interruptor, la cual deberá ser implementada en un relé independiente de las protecciones propias

del equipo protegido o podrá estar incluida como una función adicional en una protección

diferencial de barras.

Disponer de un mecanismo de corte visible en el punto de conexión del sistema de generación

con el STR, con capacidad de maniobra y bloqueo manual verificable por parte del operador de

red.

Cuando se realiza la conexión de sistemas de generación mediante un transformador delta-

estrella, con delta en el punto de conexión de generador con el OR, se deberá evaluar con el


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operador de red la conveniencia de implementar una protección de sobretensión de secuencia

cero[1] en el punto de conexión.

La generación conectada al STR debe contar con sistemas de protección principal y respaldo,

con capacidad para detectar fallas en el generador y en el punto de conexión con el STR, el cual

deberá contar con un esquema de protección selectiva que coordine con la red existente.

La bahía de conexión de todo generador conectado en el STR, deberá disponer de dos relés de

protección principales2 3 y estar en capacidad para despejar las fallas en el elemento protegido

en un tiempo menor a 150 milisegundos.

Es responsabilidad del agente representante del recurso de generación garantizar que todos los

equipos de su instalación se encuentren correctamente protegidos para satisfacer los

requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad durante la operación del sistema eléctrico

de potencia. Adicionalmente, en el punto de conexión, se deberán cumplir los siguientes

requisitos.

Disponer de funciones de protección de sobre y baja tensión ajustados según

requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las

funciones de protección de sobre y baja tensión se establecerán mediante acuerdo CNO.

Disponer de funciones de protección de sobre y baja frecuencia ajustados según

requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las

funciones de protección de sobre y baja frecuencia se establecerán mediante acuerdo

CNO.

Para efectos de la aplicación del literal g del numeral 4.5.6.2 de la Resolución CREG 070 de 1998, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STR, se deben incluir:

Coordinar con el operador de red la conveniencia de habilitarse una protección anti-isla4, en caso de requerirse esta protección, deberá ser de tipo Intertrip5.

1 Protección Voltage Displacement Neutral – VDN por sus siglas en inglés.

2 Las protecciones principales deberán ser acordadas con el operador de red.

3 Los esquemas de protección en el punto de conexión deberán establecerse según documento “Esquemas normalizados de protección recomendados para nuevos proyectos de líneas y barras en el SIN colombiano”.

4 La protección anti-isla evita que se presenten islas indeseadas en el SIN. Cuando un sistema de generación se encuentre conectada a una red con posibilidad de reconexión automática, la protección anti-isla deberá ser lo suficientemente rápida para garantizar que no se vaya a ejecutar la reconexión de la red sin la apertura del sistema de generación. La protección anti-isla deberá garantizar que el sistema de generación no inyectará energía a la red mientras esta permanezca desenergizada.

5 Intertrip: Esquema de protección que envía comando de disparo remoto al punto de conexión cuando se detecta la apertura del interruptor del alimentador principal al cual se encuentra conectado el sistema de generación.


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2. REQUERIMIENTOS OPERATIVOS

2.1 Pronósticos de generación

Adicionar al numeral 3 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 en el ítem otra información, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas deben realizar pronósticos de su generación y suministrar al CND el resultado de estos pronósticos además de información detallando el porcentaje de la planta que está en funcionamiento para cada horizonte horario.

Adicionalmente, el CND contará con pronósticos propios de la generación de estas plantas para los diferentes procesos de la planeación y la operación del sistema. Estos pronósticos pueden ser realizados por el CND, contratados con entidades expertas en el tema, o una combinación de ambos. La Figura 8 resume la frecuencia, resolución y horizonte con que el CND realizará los pronósticos de generación para los diferentes procesos de la operación del SIN.

Figura 8. Pronósticos a realizar para los procesos de planeación operativa de corto plazo


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2.1.1 Pronósticos de generación semanal

El CND elaborará los pronósticos indicativos de producción de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, con resolución horaria para la semana (lunes a domingo) siguiente a la de operación. Estos pronósticos serán usados en los estudios energéticos y eléctricos de corto plazo.

2.1.2 Pronósticos de generación para el despacho

Diariamente, a más tardar a las 8:00 a.m los agentes que representan las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, deben enviar al CND los pronósticos de la generación esperada para las siguientes 40 horas. El periodo pronosticado comprende las 24 horas para el día d+1 (d, día de operación), la resolución del pronóstico deberá ser horaria.

Adicionalmente, con el fin de determinar y programar las reservas operativas necesarias, el CND realizará pronósticos (pueden ser propios, contratados por entidades expertas en el tema, o una combinación de ambos). Los pronósticos se realizarán para un horizonte de 24 horas del día d+1 (d, día de operación) y la resolución del pronóstico será horaria.

2.1.3 Pronósticos de generación para el redespacho

Los agentes que representan las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, debe enviar al CND, cada hora, los pronósticos de su generación esperada con resolución horaria para las siguientes 40 horas de operación.

Adicionalmente, con el fin de determinar y programar las reservas operativas necesarias, el CND realizará pronósticos cada hora para las siguientes 36 horas de operación (pueden ser propios, contratados por entidades expertas en el tema, o una combinación de ambos).

2.2 Series históricas para el planeamiento operativo energético de fuentes no síncronas

Adicionar al numeral 2.1.1 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995:

Antes de su entrada en operación comercial, las plantas solares y eólica conectadas al STN y STR deben suministrar al CND series de datos correspondientes a las variables meteorológicas que afecten su generación, con un horizonte de mínimo diez (10) años. Un mínimo de un (1) año completo debe corresponder a datos medidos en el sitio de las plantas con una resolución no superior a diez (10) minutos, y el tiempo restante podrá ser estimado con fuentes de información secundarias con una resolución no superior a una (1) hora. Se debe asegurar que estas fuentes secundarias presenten una alta correlación con los datos medidos en sitio y sean representativos de los mismos.

El CNO definirá mediante Acuerdo el protocolo de verificación de estas series históricas.


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2.3 Coordinación de Mantenimientos

Adicionar al numeral 2.1.1.3 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995:

Las empresas propietarias u operadoras de las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR, ingresarán su programa de mantenimientos y/o desconexiones mediante un sistema de información desarrollado por el CND, con el propósito de garantizar la reserva de potencia necesaria para la operación confiable y segura del SIN, de acuerdo con los criterios y parámetros técnicos definidos en el Código de Redes y en los acuerdos del CNO.

2.4 Despacho

2.4.1 Oferta de precios y declaración de disponibilidad

Adicionar al numeral 3 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995:

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas podrán entregar una oferta de precio única, expresada en valores enteros ($/MWh), para las 24 horas del día siguiente y deben entregar una declaración de disponibilidad, expresada en valores enteros (MWh), para cada una de las horas del día siguiente.

La disponibilidad entregada de las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR deberá corresponder a los pronósticos de energía horarios declarados por el agente para cada una de las 24 horas del día siguiente. Adicionalmente, los agentes representantes de las plantas deberán suministrar información al CND detallando la máxima capacidad (porcentaje) de la planta que estará en funcionamiento, para las 24 horas del día siguiente con resolución horaria.

Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, que no realicen precios de oferta para el despacho económico, en caso de tener que limitar la generación de dos o más recursos por restricciones en el sistema, la generación se asignará en forma aleatoria equiprobable.

2.4.2 Rampas de aumento y disminución

Adicionar al Anexo CO-3 de la Resolución CREG 025 de 1995 y al numeral 3 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 en el ítem otra información, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

Para efectos de la programación de los recursos de generación los agentes deberán reportar al CND, una curva donde se relacione la velocidad de toma de carga Vs la potencia de salida.

2.5 Redespacho

2.5.1 Causales de redespacho

Adicionar al numeral 4.1 del código de operación de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

Redespacho debido a cambios en los pronósticos de producción de las fuentes de generación eólica y solar, siempre que estos sólo correspondan a cambios en las condiciones meteorológicas.


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Para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, estas podrán entregar una nueva declaración de disponibilidad, expresada en valores enteros MWh, para las siguientes horas del redespacho. Adicionalmente, los agentes representantes de las plantas deberán suministrar información al CND detallando la máxima capacidad (porcentaje) de la planta que estará en funcionamiento, para las siguientes horas del día de operación con resolución horaria.

2.5.2 Reservas

Adicionar al artículo 3º de la Resolución CREG 080 de 1999, para el caso de las plantas solares y eólicas, conectadas al STN y STR:

Es función del CND revaluar las reservas requeridas para garantizar la operación segura, confiable y económica del sistema y modificar el despacho/ redespacho en caso de que sea requerido para garantizar la operación segura y confiable del SIN.

El CND definirá la metodología para el cálculo y asignación de las reservas, el cual remitirá a la CREG y someterá a comentario de los agentes.

2.5.3 Recepción y envío de la información para el proceso de redespacho


Acorde con los avances tecnológicos, la información necesaria para el redespacho y las modificaciones a los programas de generación que resulten de este, se deben intercambiar entre el CND y los agentes mediante una herramienta electrónica transaccional para la recepción de la información y notificación de

los programas de generación horarios de los recursos del SIN.

2.5.4 Desviaciones

Adicionar al numeral 1.1.5 del Anexo A de la Resolución CREG 024 de 1995:

La máxima desviación permitida entre el despacho programado horario (resultado del Redespacho) y la generación real, para las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR despachadas centralmente es del 5 %. Durante los primeros 6 meses de operación de cada planta de generación eólica y solar conectadas al STN y STR despachadas centralmente, los agentes propietarios deben calibrar sus modelos de pronósticos y durante este periodo no se aplicará la regla de máxima desviación del 5 % Para efectos de determinar el margen máximo de desviación, entre el despacho programado horario (resultado del Redespacho) y la generación real de las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR despachadas centralmente, el CND evaluará los resultados de los pronósticos de los agentes y los del CND. El CND realizará un Informe de Seguimiento de la desviación por planta para cada hora de la operación, así como de los errores de pronóstico en este horizonte y lo publicará a más tardar el mes siguiente a la operación el día 10 calendario.


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De acuerdo a los resultados del seguimiento, la CREG podrá reevaluar la máxima desviación permitida entre el despacho programado horario (resultado del Redespacho) y la generación real, para las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR despachadas centralmente.

En el caso que las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR no realicen precios de oferta para el despacho económico, se debe establecer una regla de valoración de desviaciones. En este caso, se propone que dicha diferencia sea remplazada por el precio de bolsa menos CERE menos Cargos G.

La máxima desviación permitida entre la declaración de disponibilidad del despacho y el redespacho acumulado día, para la generación eólica y solar conectada al STN y STR despachada centralmente es del 25 %. La CREG definirá la señal económica aplicable a las desviaciones entre el despacho y el redespacho Durante los primeros 6 meses de operación de cada planta de generación eólica y solar conectadas al STN y STR despachadas centralmente, los agentes propietarios deben calibrar sus modelos de pronósticos y durante este periodo no se aplicará la regla de máxima desviación del 25 % Para efectos de determinar con certeza el margen máximo de desviación, entre la declaración de disponibilidad del despacho y el redespacho acumulado día, para la generación eólica y solar conectada al STN y STR despachada centralmente, el CND evaluará los resultados de los pronósticos de los agentes y los del CND.

El CND realizará un Informe de Seguimiento a la desviación por planta en energía diaria y de los errores de pronóstico en este horizonte en el mes siguiente a la operación y lo publicará el día 10 calendario a más tardar.

De acuerdo a los resultados del seguimiento, la CREG podrá reevaluar la máxima desviación permitida entre la declaración de disponibilidad del despacho y el redespacho acumulado día, para la generación eólica y solar conectada al STN y STR despachada centralmente.

2.6 Requerimientos de información

2.6.1 Modelos de simulación eléctrica preliminares

Para efectos del cumplimiento del numeral 8.2 del Código de Conexión en la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, se debe suministrar la siguiente información:

Previo a la entrada en operación, 6 meses antes, deben reportarse al CND los modelos preliminares del generador y sus controles asociados para los estudios de simulación RMS en las herramientas utilizadas por el CND, los cuales deben estar des encriptados (si es necesario se firmarán acuerdos de confidencialidad entre el Operador del Sistema y el fabricante). Estos modelos de simulación deben reflejar el comportamiento esperado de todo el proyecto de generación en el punto de conexión. Deben contener información sobre la estructura, los parámetros del generador y controles asociados que permitan determinar su impacto en el comportamiento en estado estacionario, transitorio y dinámico del sistema.


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2.6.2 Modelos de simulación eléctrica validados

Para efectos del cumplimiento del numeral 2.2.1 del Código de Operación en la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, se debe suministrar la siguiente información:

En los 30 días posteriores a la entrada en operación del proyecto, los agentes representantes de la generación que se conecte al SIN deben entregar los modelos de simulación RMS detallados, los cuales deben ser validados en las herramientas utilizadas por el CND. Los modelos deben estar des encriptados (si es necesario XM deberá firmar acuerdos de confidencialidad con el fabricante) y cumplir con los criterios definidos mediante Acuerdo CNO.

El CNO establecerá mediante Acuerdo la información, procedimiento de entrada en operación y los parámetros que los generadores eólicos y solares conectados al STN y STR, deben de cumplir para la entrada en operación de sus plantas.

2.7 Pruebas

Para efectos del cumplimiento del numeral 7 del Código de Operación en la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, se deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al CND, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo CNO:

Pruebas de respuesta al escalón para los controles de frecuencia/potencia y tensión.

Pruebas de estatismo(s) potencia/frecuencia.

Pruebas de estatismo potencia reactiva/tensión.

Pruebas de modelos validados de generadores y controles asociados.

Pruebas de potencia reactiva.

Pruebas de desempeño respuesta rápida en frecuencia

Lo anterior, sin perjuicio de las pruebas de puesta en servicio propias que debe realizar un proyecto de generación para entrar en operación, las pruebas requeridas por el TN, TR u OR que entrega el punto de conexión y las demás pruebas establecidas en la regulación vigente.

Para efectos del cumplimiento del numeral 7.1 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, se deben incluir:

La solicitud para realizar una prueba cubre generadores solares y eólicos conectados al STN y STR.

Para efectos de la aplicación del numeral 7.4.4 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, para el caso de las plantas eólicas y solares, conectadas al STN y STR, se deben incluir:

Las plantas eólicas y solares conectadas al STN y STR no están sujetas a la prueba de restablecimiento, dada las características propias de la tecnología.


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2.8 Fraccionamiento de plantas:

Adicionar al Código de Conexión de la Resolución CREG 025 de 1995:

La capacidad de una planta de generación eólica y solar no puede ser fraccionada para efectos de reportarlas como plantas independientes. En caso de que esta situación sea identificada deberá ser puesta en conocimiento de la SSPD para que adelanten las acciones que estén dentro de su competencia.

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