CONCEPTO 10011 DE 2024
(diciembre 3)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG
Bogotá, D.C.,
Honorable Senador
XXXXXX
Asunto: Respuesta preguntas 1 y 15 cuestionario Proposición #13 de 2024, Sesión descentralizada en atención al traslado por competencia desde el Ministerio de Minas y Energía
Radicado CREG: S2024010011
Id de referencia: E2024018374
Respetado señor
Hemos recibido la comunicación del asunto, a través de la cual el Ministerio de Minas y Energía traslada a esta Comisión las preguntas 1 y 15 de un cuestionario que a continuación procedemos a responder, con fundamento en las funciones asignadas a la CREG establecidas en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994, y en especial, las incluidas en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994.
Pregunta 1
(...) 1. ¿Qué medidas se están tomando o se planean tomar para abordar la creciente demanda de energía y garantizar un suministro estable en todas las regiones? ¿Cómo afecta este incremento en la demanda de energía a la infraestructura energética actual del país? (...)
Respuesta:
Le informamos que, como medida para enfrentar el crecimiento de demanda, se acaba de publicar la Resolución CREG 101 062 de 2024[1] que convoca a 3 subastas de obligaciones de energía firme cuyo propósito es garantizar la cobertura en energía para los periodos diciembre de 2025 a noviembre de 2026, diciembre de 2026 a noviembre de 2027 y diciembre de 2027 a noviembre de 2028. Estas asignaciones varían entre 1, 5, 10 y hasta por 20 años, tiempo contado a partir del periodo en que queden asignados y dependiendo en la modalidad en que participen.
Así mismo se está adelantando en el equipo de trabajo interno una subasta de expansión para asignar obligaciones a partir del año 2028-2029.
En cuanto a cómo afecta el crecimiento de la demanda a la infraestructura eléctrica del país, la entidad encargada de la expansión del sistema y su planificación, con base en el crecimiento de la demanda y otros factores, es la Unidad de Planeación Minero Energética a quien le damos traslado de esta parte de la inquietud.
Pregunta 15
(...) 15. ¿Cómo impacta la inclusión significativa de energía solar en la subasta en la capacidad efectiva neta del sistema energético colombiano? (...)
Respuesta:
Le informamos que las subastas que se convocaron y que se citan en la respuesta a la pregunta 1, aplican a cualquier tecnología, no solo a plantas solares.
En cuanto a cantidades que se asignen, se debe esperar a los resultados de las subastas para poder determinar en cuanta capacidad podría crecer cada tipo de tecnología dependiendo de los resultados; esto, pues las subastas siguen un proceso competitivo en igualdad de condiciones usando un proceso de optimización que tiene en cuenta las reglas de la Resolución CREG 051 de 2012: precio ofertado por cada participante y sus cantidades mínimas y máximas de energía en que quiere participar, límites máximos de energía a subastar (suministrados por la CREG), entre otros.
En cuanto a impacto medido con un nivel de penetración de energía solar, se ha estudiado lo anterior por la Comisión y se ha determinado el impacto y desafíos que tiene la penetración en general de fuentes renovables en el sistema. A continuación, hacemos referencia a los estudios que evalúan lo anterior y a los cuales ustedes podrán acceder en los enlaces que se comparten:
- Año 2016: Documento CREG 004B propuesta de implementación de un despacho vinculante. El documento con el análisis en el siguiente enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/2c69d65fac7d455205257fda007e3fc3.html
- Año 2018: para avanzar en la definición de las transacciones vinculantes, sesiones intradiarias, servicios complementarios y despacho co-optimizado, la CREG adelantó estudios con la Universidad de Comillas para adelantar la propuesta para la introducción del despacho vinculante, mercados intradiarios y mecanismo de balance, y con el consorcio PSR-DiAvanti, se evaluaron las necesidades de servicios complementarios para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo en cuenta la mayor participación de la generación variable en el mercado, y la formulación del despacho cooptimizado. Los estudios en los siguientes enlaces:
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/0edaf699c80912270525838c0076bc35.html
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7Z083a13dae8b1eab30525839700788682.html
- Año 2019: Para profundizar los análisis de los mercados de energía y servicios complementarios propuestos en los estudios del 2018, la CREG contrató al consorcio PSR-PHC para la integración y simulación de las reglas operativas y comerciales definidas en los estudios de despacho vinculante, mercados intradiarios y servicios complementarios. El estudio en el siguiente enlace:
https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/a6cb6b7edbef8479052584ff00746c69.html
- Año 2020: El Ministerio de Minas y Energía (MME) adelantó estudio sectorial con 20 expertos nacionales e internacionales, que dieron sus recomendaciones al gobierno nacional para la construcción de la hoja de ruta para la energía del futuro: eficiente, confiable y sostenible. En el foco 1, la misión abordó los temas de competencia, participación y estructura del mercado eléctrico. En dichas recomendaciones se mantiene que en el diseño del mercado de corto plazo se continúe con las iniciativas de: despacho vinculante, mercados intradiarios, mecanismo de balance y mercado de servicios auxiliares que viene estudiando la CREG y se evalúe la conveniencia de migrar a mediano plazo hacia un esquema nodal. El documento en el siguiente enlace:
https://minenergia.gov.co/documents/6715/Informes_segunda_fase_MTE.pdf
- Año 2022: Anteriormente se habían hecho evaluaciones de requerimientos a nivel de mercado y general de servicios necesarios para operar el sistema, pero no se habían realizado a nivel de detalle técnico necesario. Para tal fin, la Comisión contrato un estudio con PHC Servicios Integrados donde se hizo la revisión, análisis y evaluación de los criterios técnicos y requisitos operativos para la prestación de servicios complementarios en el sistema interconectado nacional, esto para ayudar a la operación más flexible del sistema y ante la penetración de recursos renovables. En el enlace a continuación está el informe:
https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/circular_creg_0122_2022.htm
- En cuanto a otros desafíos, adjuntamos el documento que presenta XM SA ESP a la Comisión, en donde se evalúan los requerimientos necesarios para que el sistema pueda operarse de forma flexible con penetración de fuentes variables (Radicado CREG E2023003627).
Sin otro en particular, damos por atendida integralmente su solicitud.
Cordialmente,
ANTONIO JIMENEZ RIVERA
Director Ejecutivo
<NOTA DE PIE DE PÁGINA>
1. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n_CREG_101_062_2024/
REQUERIMIENTOS PARA LA PLANEACIÓN Y OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL CON ALTA PENETRACIÓN DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA RENOVABLE CONECTADAS MEDIANTE INVERSORES
Control de Cambios
Versión | Fecha | Modificación |
0 | 13/02/2023 | Emisión original - Dirección Planeación de la Operación |
Contenido
1. OBJETIVO ............................................................................................................................................................ | 1 | |
2. NUEVOS CRITERIOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN CON BAJOS NIVELES DE CORTOCIRCUITO ................................................................................................................................................... | 1 | |
2.1. NIVELES MÍNIMOS DE CORTOCIRCUITO PARA LA INTEGRACIÓN DE TECNOLOGÍAS BASADAS EN INVERSORES ..................................................................................................................... | 1 | |
2.2. NIVELES MÍNIMOS DE CAMBIOS EN EL VOLTAJE FRENTE A ACCIONES OPERATIVAS Y/O EVENTOS ................................................................................................................................................ | 4 | |
2.3. REGULAR LA CURVA SE SOPORTABILIDAD ANTE SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS (TOV) ................................................................................................................................................................ | 6 | |
2.4. OTROS ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN EN RED DÉBIL: .................................... | 7 | |
3. ACTUALIZACIÓN DE LOS REQUISITOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA: .................................................................................................. | 9 | |
4. OBLIGATORIEDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA PARA LAS PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS Y LAS PLANTAS NO DESPACHADAS CENTRALMENTE - PNDC ANTE EVENTOS DE SUBFRECUENCIA: ......................................................... | 9 | |
5. SERVICIOS DE APORTE DE INERCIA, APORTE DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO Y FUNCIONES DE AMORTIGUAMIENTO DE OSCILACIONES ........................................................................ | 10 | |
6. NUEVOS REQUISITOS OPERATIVOS PARA EL CONTROL DE VOLTAJE: APORTE RÁPIDO DE CORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA DURANTE FALLAS, MAXIMIZACIÓN DEL APORTE DE CORRIENTE DURANTE FALLAS, NO CESACIÓN DE LA ENTREGA DE POTENCIA ACTIVA Y CRITERIOS PARA EL AJUSTE DEL FACTOR K PARA LA INYECCIÓN DE CORRIENTE REACTIVA. | 11 | |
7. CRITERIOS DE SOPORTABILIDAD ANTE INERCIA Y RATA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA (ROCOF) ................................................................................................................................................................... | 14 | |
8. ADECUACIÓN DE LOS CRITERIOS DE DISEÑO DEL ESQUEMA DE DESLASTRE AUTOMÁTICO DE CARGA - EDAC, TENIENDO EN CUENTA LA TASA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA Y LA PENETRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA - GD.................................................................................. | 18 | |
9. AJUSTE DE LAS EXIGENCIAS DE LOS MODELOS DINÁMICOS RMS Y EMT PARA TODAS LAS TECNOLOGÍAS (PLANTAS SOLARES, EÓLICAS, GENERADORES SÍNCRONOS, DISPOSITIVOS SVC'S, STATCOM, COMPENSADORES SERIE, BATERÍAS, LÍNEAS HVDC, ETC)................................. | 19 | |
10. PROCEDIMIENTO PARA DISPONER DE UN MODELO DE CARGA DINÁMICO VALIDADO DEL SIN .............................................................................................................................................................................. | 20 | |
11. NUEVOS LINEAMIENTOS PARA LA MODERNIZACIÓN Y DIGITALIZACIÓN DE LA COORDINACIÓN ..................................................................................................................................................... | 21 | |
12. CONCLUSIONES ............................................................................................................................................. | 22 |
Abreviaturas
AGC | Automatic Generation Control |
AVR | Automatic Voltage Regulator |
CAOP | Condiciones Anormales de Orden Público |
CND | Centro Nacional de Despacho |
CREG | Comisión Regulatoria de Energía y Gas |
DNA | Demanda No Atendida |
DCD | Desconexión Correctiva de Demanda |
DPD | Desconexión Preventiva de Demanda |
EDAC | Esquema de Desconexión Automática de Carga |
ESA | Esquema de Separación de Áreas |
ESPS | Esquema Suplementario de Protección |
FACTS | Flexible Alternating Current Transmission System |
FERNC | Fuentes Renovables No Convencionales |
F.P. | Factor de Potencia |
FPO | Fecha Puesta en Operación |
HVRT | High Voltage Ride Through |
IPOEMP | Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo |
LVRT | Low Voltage Ride Through |
PARATEC | Parámetros Técnicos del SIN |
PCH | Pequeña Central Hidroeléctrica |
SCADA | Supervisory Control and Data Acquisition TSA |
SCR | Short Circuit Ratio |
SDL | Sistema de Distribución Local |
SIL | Surge Impedance Loading |
SIN | Sistema Interconectado Nacional |
SSSC | Static Synchronous Series Compensator |
STATCOM | Static Synchronous Compensator |
STN | Sistema de Transmisión Nacional |
STR | Sistema de Transmisión Regional |
SVC | Static Var Compensator |
TDC | Traslados de Carga |
UPME | Unidad de Planeación Minero-Energética |
Recopilar los aspectos relevantes que deben ser revisados para su integración en los códigos de planeación y operación, con el fin de garantizar una operación segura, confiable y económica, manteniendo las condiciones de estabilidad del Sistema Interconectado Nacional - SIN en términos de frecuencia, voltaje, flexibilidad operativa, resiliencia y calidad de la potencia, en escenarios de operación con alta participación de generación basada en inversores interconectada al sistema de potencia.
2. NUEVOS CRITERIOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN CON BAJOS NIVELES DE CORTOCIRCUITO.
La operación del sistema con alta penetración de fuentes basadas en inversores es posible, sin embargo, algunos servicios prestados exclusivamente por la generación sincrónica tradicional deben ser mantenidos para garantizar la operación estable. Entre estos servicios se destacan los aportes de corriente de cortocircuito e inercia, los cuales, con la tecnología actualmente disponible, son prestados exclusivamente por la generación síncrona tradicional. Por lo anterior, y teniendo en cuenta la acelerada integración de tecnologías basadas en inversores al SIN, consideramos conveniente definir nuevos criterios de planeación de la expansión que permitan la integración masiva de este tipo de plantas sin que se generen riesgos para la atención confiable y segura de la demanda, producto de la disminución de la fortaleza de la red eléctrica que impliquen que las tecnologías conectadas mediante inversores deban ser limitadas en el despacho y la operación. Al respecto y teniendo en cuenta prácticas implementadas en otros países, solicitamos a la Comisión incluir dentro de los criterios eléctricos para realizar el planeamiento operativo y la ejecución de la operación, los siguientes:
2.1. NIVELES MÍNIMOS DE CORTOCIRCUITO PARA LA INTEGRACIÓN DE TECNOLOGÍAS BASADAS EN INVERSORES.
Internacionalmente[1], es aceptado que niveles bajos de cortocircuito son restrictivos para la operación estable del sistema en general y de la generación basada en inversores en particular[2], con alto riesgo de presentar sobretensión transitoria (TOV), fallo de conmutación en estado normal y ante recuperación de fallos (FRT), interacción armónica, inestabilidad del voltaje o interacción de controles. Por lo anterior, y en adición a los criterios de comportamiento en estado estable y dinámico, son incluidos en los códigos y procedimientos de planeación de la expansión criterios basados en niveles de cortocircuito, que permiten definir la capacidad del sistema para albergar cierta cantidad de generación basada en inversores en un punto de conexión específico, sin que lo anterior implique un detrimento en los niveles de estabilidad del sistema.
Generalmente estos criterios se refieren a métricas, de las cuales las más utilizadas internacionalmente son los radios de nivel de cortocircuito[3] (SCR, CSCR, WSCR y SCRIF). Estas métricas, basadas en el nivel de cortocircuito esperado del sistema, pueden medir la fortaleza de la red en el punto de conexión individual (SCR), en el punto de conexión al sistema (CSR), en un área de influencia (WSCR) o en un nodo particular con referencia a los IBR's (Inverter-Based Resources por sus siglas en inglés) cercanos con los cuales se puede presentar algún tipo de interacción (SCRIF).
Si se establece un límite sobre las métricas de fortaleza de red, se pueden determinar las características de los equipos adicionales necesarios para la operación segura de los IBR's o las obras de expansión requeridas para integrar los volúmenes de generación basada en inversores requeridos en el sistema. Respecto a esto último, en el sistema español, por ejemplo, se definió en etapas tempranas de integración de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable - FNCER un límite CSCR de 20[4], condición que se reevalúo recientemente a valores de WSCR[5] en puntos de conexión y zonas de influencia de 6 o 20 (en este caso, 20 se utiliza para garantizar estabilidad en turbinas eólicas tipo I y tipo II, ya instaladas en el sistema).
En el caso de los Estados Unidos, los estudios de planeación de la expansión y penetración de FNCER generalmente consideran niveles CSCR y WSCR de 3 a 5[6]. NREL (National Renewable Energy Laboratory por sus siglas en inglés) recomienda un nivel SCR o CSR mayor a 5 para la integración de generación solar y eólica[7]. En el ámbito operativo, ERCOT (Electric Reliability Council of Texas por sus siglas en inglés), utilizando análisis de detalle EMT, ha encontrado que es posible operar ciertos nodos con niveles WSCR de 1.5[8]. AEMO en Australia[9], utiliza un método basado en WSCR, SCR, CSR para determinar la capacidad de nivel de cortocircuito disponible para acceso de generación basada en inversores. En este método, el operador australiano considera apropiado usar un límite de 3, siempre que no cuente con información operativa adicional validada sobre la estabilidad de los generadores conectados mediante inversores.
De otro lado, la métrica ESCR (Nivel de Cortocircuito Efectivo – CIGRE[10]) o también llamada SCRIF (Nivel de Cortocircuito Efectivo con Factor de Interacción - IEEE) ha sido utilizada internacionalmente para la evaluación de la instalación de IBR's de todo tipo, incluidos enlaces HVDC y tecnologías como SVC's y STATCOM. Respecto a este índice, la operación con valores inferiores a 1.5 es considerada como no factible. Este índice es utilizado por el planeador de la expansión del sistema Chileno[11].
La utilización de métricas basadas en el nivel de cortocircuito es ampliamente utilizada y adecuada en escenarios de planeación por su simplicidad y robustez. La definición de límites CSCR, WSCR y SCRIF no implica la no posibilidad de integrar nueva generación renovable en ciertos nodos o áreas del sistema donde el recurso solar o eólico es abundante, y la capacidad de nivel de cortocircuito disponible es insuficiente. Estos umbrales buscan que, bajo criterios técnicos y económicos, se mantenga la fortaleza del sistema mediante el mejoramiento de la red de transmisión para aumentar el nivel de cortocircuito, o incentivando a los promotores que se conectan a instalar equipos y tecnologías para proveer los aportes de corriente de cortocircuito necesarios para garantizar que el sistema en su totalidad opere de forma estable y segura. Teniendo en cuenta lo anterior, y considerando el cumplimiento de la totalidad de los requisitos de conexión exigidos en la Resolución CREG 060 de 2019, así como el estado actual y futuro de la red de transmisión, recomendamos a la Comisión definir límites de nivel de cortocircuito para la aprobación de nuevos puntos de conexión de FNCER al sistema, considerando los siguientes valores:
Índice: | Límite | Análisis especiales |
SCR y CSCR | 3 | Valores entre 3 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. |
WSCR | 1.5 | Valores entre 1.5 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. |
SCRIF | 1.5 | Valores entre 1.5 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. |
Tabla 1. Límites de fortaleza de red propuestos
2.2 NIVELES MÍNIMOS DE CAMBIOS EN EL VOLTAJE FRENTE A ACCIONES OPERATIVAS Y/O EVENTOS.
Diversos códigos de operación han incluido en su normatividad requerimientos frente a los máximos cambios admisibles en las tensiones frente a, por ejemplo, la conexión/desconexión de equipos de compensación, o la desconexión de todos los equipos de generación con tecnología basada en inversores conectados a una barra. Lo anterior motivado, además de aspectos asociados a la sensibilidad de las cargas frente perturbaciones y la necesidad de garantizar niveles adecuados de calidad de la potencia, por la necesidad de mantener la fortaleza relativa de la red. Esto debido a que las variaciones en los voltajes están relacionadas directamente con el nivel de cortocircuito (puede ser aproximada como AV¿,% = 100 * bQJScct) y por tanto, garantizar desde la planeación de la expansión del sistema un valor mínimo de cambio de voltaje frente a algunas acciones operativas y eventos, necesariamente garantiza que el sistema mantendrá cierto nivel de fortaleza, en términos del nivel de cortocircuito del mismo. Algunos ejemplos de aplicación de este criterio en códigos de otros países pueden observarse en la Tabla 2:
- | Requerimientos de cambios máximos en el voltaje |
España | Capacidad de acceso en condiciones de conexión/desconexión. La capacidad de acceso para una instalación (o conjunto de instalaciones que comparten punto de conexión) por condiciones de conexión/desconexión a la red en un punto se determina como la producción máxima de la generación conectada que no origina: - Variación de tensión del ± 2,5 % en el punto de conexión al conectarse o desconectarse bruscamente cuando esté en redes de más de 36 kV y del ± 3 % en redes inferiores a 36 kV. - Variación de tensión por la desconexión simultánea de los generadores conectados a la misma barra o conjunto de barras acopladas en explotación normal de una subestación del ± 4 % cuando el punto de conexión esté en redes de más de 36 kV y del ± 5,5 % en redes inferiores a 36 kV. |
Australia | +3% y -3% en estado estable para conexión y/o desconexión de bancos capacitivos. “Steady state voltage change due to reactive power plant switching is limited to the requirements set out in Australian Standard AS/NZS 61000.3.7:2001.... System standards specify a maximum voltage step change following capacitor bank switching to be 3% of the nominal voltage”[12]. |
Western Power, Australia | +1% y -1% es estado estable para la red de transmisión[13].“Step changes in steady state voltage levels resulting from switching operations must not exceed the limits given in Table 2.2.”[14] ![]() ![]() |
Inglaterra (National Grid) | +3 y -3% en estado estable posterior a un disturbio.[15] |
Tabla 2. Requerimientos cambios de voltaje códigos internacionales
Teniendo en cuenta lo anterior, sugerimos a la Comisión incluir en el código de planeamiento y operación, el siguiente texto:
“Los niveles de cortocircuito del sistema deben ser tales que, la conexión y/o desconexión de equipos de compensación reactiva, la desconexión de la totalidad de la carga de una subestación o la desconexión en un extremo de una línea de transmisión no debe generar cambios en la tensión superiores al 3% del voltaje nominal. En el caso de líneas de transmisión, este cambio se medirá en el extremo en el cual se mantiene la conexión de la línea”
2.3 REGULAR LA CURVA DE SOPORTABILIDAD ANTE SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS (TOV).
En condiciones de red débil, los IBR's son vulnerables frente sobretensiones transitorias que pueden ocasionar la desconexión de estos elementos para protegerlos de daños permanentes. Los disparos de IBR's por susceptibilidad a sobrevoltajes transitorios han sido ampliamente reportados como causa de desconexiones masivas de IBR's[16], lo cual ha generado la necesidad de estandarizarlos e incluir curvas de soportabilidad frente a los mismos. Los sobrevoltajes transitorios se miden sobre las desviaciones de los valores instantáneos de la tensión nominal instantánea (Vnominal fase-fase * V2), y su duración acumulada se mide como la suma de tiempo que la tensión instantánea excede los valores de umbral sobre una ventana de 1 minuto. Respeto a la soportabilidad frente a este fenómeno y teniendo en cuenta las condiciones de operación en red débil de algunas áreas del SIN, recomendamos a la Comisión incluir en el numeral 5.7 (“control de voltaje”) del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y que fue modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, que las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deberán cumplir con las curvas de soportabilidad ante sobretensiones transitorias recomendadas en la Norma IEEE 2800 de 2022, en la planta y con énfasis en el lado de alta del transformador principal de la misma, la cual, es presentada en la Figura 1.
Figura 1. Curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios - Tomada de la Norma IEEE 2800-2022.
En la medida que se incrementa la penetración de generación basada en inversores, se evidencia una mayor magnitud y propagación de los huecos de tensión producto principalmente de la disminución en los niveles de cortocircuito del sistema. Por lo anterior, consideramos conveniente regular la soportabilidad ante huecos de tensión en las cargas, en los generadores síncronos y en otros equipos de red, de tal forma que se garantice la no desconexión de estos equipos frente a perturbaciones de voltaje derivadas de fallas en la red de transmisión y distribución.
Así mismo, consideramos importante que se definan las curvas de recuperación dinámica del voltaje (DVR por sus siglas en ingles) que garanticen los niveles de calidad en la prestación del servicio[17], así como el desarrollo de la infraestructura de soporte dinámico del sistema requerida para la operación en condiciones de bajos niveles de cortocircuito. En este sentido, consideramos conveniente incluir dentro del marco regulatorio las recomendaciones de la norma IEEE Std 1346- 1998(R2004)[18], y adoptar criterios similares a los utilizados por ejemplo en ISO-NE17 y PJM[19]. al respecto, proponemos a la comisión la siguiente definición para las curvas de recuperación dinámica del voltaje:
Posterior a una falla trifásica en una línea de la red del STN o STR despejada en tiempo de protección principal (inferior a 100 ms), los voltajes en las barras del sistema deben cumplir el siguiente requisito:
- Una vez despejada la falla, la magnitud del voltaje no debe ser inferior a 70% del voltaje nominal.
- 250 milisegundos posteriores al despeje de la falla, el voltaje no debe ser inferior al 80% del voltaje nominal.
- 500 milisegundos posteriores al despeje de la falla, el voltaje no debe ser inferior al 90% del voltaje nominal.
Dado que los huecos de tensión son inevitables, consideramos que el sistema se debe diseñar y operar para limitar la propagación y duración de las fallas consideradas como severas, mediante la implementación de esquemas de protección que garanticen el despeje de fallas a alta velocidad (típicamente 3 - 4 ciclos en la red del STN y STR) y refuerzos en la red de transmisión y distribución que reduzcan el impacto de las contingencias consideradas como críticas por sus posibles impactos sobre la generación basada en inversores y las cargas sensibles. Para lo anterior y para desarrollar las obras requeridas, consideramos conveniente que la comisión incorpore en el marco normativo criterios que permitan cuantificar y mitigar el impacto de las interrupciones transitorias derivadas de la propagación de huecos de tensión en términos de perdidas esperadas de carga y generación.
2.5 OTROS ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN EN RED DÉBIL:
- Aun cuando los servicios que pueden prestar los compensadores síncronos se encuentran regulados en el Numeral 13.3 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, como sigue:
“13.3. Otros servicios de apoyo que pueden ser requeridos por el CND en la operación del SIN:
- Control de frecuencia por medio de reducción de demanda.
- Potencia reactiva suministrada por compensadores síncronos o estáticos.
- Reserva caliente.”
Recomendamos a la Comisión desarrollar los requisitos de conexión y aspectos asociados a su remuneración, lo anterior, teniendo en cuenta que estos equipos se han posicionado como herramientas flexibles y viables para solventar las problemáticas asociados a la operación con red débil, tanto de déficit de corriente de cortocircuito como de déficit de inercia, frente a lo cual se resalta además, que los análisis realizados por el CND (Flexibilidad, IPOELP, IPOEMP, ITR) evidencian la necesidad de los mismos en algunos puntos del sistema. Así mismo, las baterías pueden jugar también un papel importante en este sentido, por lo cual recomendamos analizar la posibilidad de incluir dentro de los servicios que estas pueden prestar, los servicios de estabilidad (amortiguamiento de oscilaciones), aporte de inercia y aporte de cortocircuito.
- Dada la integración a gran escala de equipos basados en inversores y la posibilidad de niveles de cortocircuito durante la operación menores a los considerados en el momento del commissioning de los sistemas de protección y control, que pueden implicar la resintonización de los mismos para lograr condiciones de estabilidad en la operación de estas plantas o del sistema, sugerimos a la Comisión establecer los plazos máximos en los cuales, una vez identificados por parte del CND problemas en la red derivados de los sistemas de protección o control de un equipo basado en inversores, el operador del equipo deba realizar los estudios y ajustes respectivos (sugerimos 2 meses).
- Consideramos necesario, que la Comisión incluya en la regulación las exigencias asociadas a calidad de la potencia, y las responsabilidades de los diferentes agentes frente a deterioros en la misma, así como las herramientas necesarias de monitoreo, seguimiento y control de los niveles permisibles, y el acceso a la información de indicadores y registros de voltaje y frecuencia en los equipos instalados para la medición.
- Sugerimos a la Comisión, incluir en la regulación los aspecto asociados a la características de los equipos de medida utilizados por las tecnologías basadas en inversores para mantener el sincronismo con la red AC, esto es, las características de calidad requeridas para la medición de frecuencia, voltaje, corriente, potencia activa y potencia reactiva, así como los criterios de soportabilidad frente a cambios en el ángulo de fase de tensión; para lo anterior, sugerimos adoptar los valores establecidos en la norma IEEE 2800[20] de 2022.
- Sugerimos a la Comisión desarrollar la normativa necesaria para habilitar el Control Automático de Voltaje (CAV), en lo referente a la obligatoriedad de implementar el control remoto desde el CND de los recursos disponibles para este servicio.
Teniendo en cuenta la complementariedad entre la reserva primaria y la inercia para contener los desbalances entre la carga y la generación que desencadenen actuación del esquema de desconexión de carga por baja frecuencia o eventos de gran impacto en el sistema, y la disparidad en los tiempos de respuesta, rampas de incremento y valores de estabilización de las diferentes tecnologías, recomendamos a la Comisión actualizar los requisitos de la prestación del servicio de regulación primaria contenidos en la resolución CREG 023 de 2001, de tal forma que se pueda garantizar durante la operación del sistema la combinación técnico - económica confiable entre los servicios de inercia y regulación primaria de frecuencia que garanticen confiabilidad y seguridad frente a los desbalances carga - generación que se puedan presentar.
En línea con lo anterior, es posible que para la operación confiable y estable con altos niveles de penetración de generación basada en inversores sean requeridos servicios de respuesta rápidos (antes de 1 segundo) frente a eventos de frecuencia que solo algunas tecnologías puedan suministrar (Australia, Reino Unido, y Texas incluyen estos servicios bajo el nombre de “Respuesta rápida de frecuencia”, “Respuesta firme de frecuencia” o “Reservas de contención dinámicas”)[21]. En este sentido, es conveniente evaluar la pertinencia de contar con los mismos, y establecer las características de respuesta, su programación y respectiva remuneración.
Se propone adicionalmente que no se incluya en la asignación de las obligaciones de reserva primaria los generadores que no cuenten con modelos validados, o que en los análisis de verificación de cumplimiento de sus obligaciones se halla detectado un incumplimiento y el mismo no haya sido solventando por el agente. Esto puede implicar que obligaciones superiores al 3% de reserva para la prestación del servicio (exigencia actual) sean asignadas entre los recursos disponibles para tal fin.
Adicionalmente, consideramos conveniente que las responsabilidades en la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia sean incluidas como parte del modelo de optimización del despacho económico y redespacho, y que las obligaciones asignadas sean consistentes con los recursos habilitados para la prestación del servicio, de tal forma que se brinde firmeza a los valores disponibles; así mismo, sugerimos que, las plantas que no cuenten con modelos de control validados y verificados durante eventos en los términos definidos por la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO, sean sujetas al cobro de responsabilidad en la prestación de este servicio, con el fin de incentivar que estos modelos se mantengan actualizados y permitan la evaluación eficiente de los requerimientos del sistema.
Es así que solicitamos a la Comisión considerar esta situación dentro de sus análisis y realizar los ajustes en la regulación que considere pertinentes, con el fin de que se generen los incentivos económicos para que los agentes generadores presten adecuada y permanentemente el servicio de regulación primaria de frecuencia, y de esta forma prevalezca la seguridad del SIN sobre las decisiones económicas de los agentes.
En el Parágrafo 2 del Artículo 12 de la Resolución CREG 060 de 2019, el cual modificó el Artículo 4 de la Resolución CREG 023 de 2001, se establece que:
"Parágrafo 2. Transitoriamente, las plantas solares fotovoltaicas y eólicas, conectadas al STN y STR, se excluyen de la obligatoriedad de la prestación del servicio de respuesta primaria para eventos de subfrecuencia. Cuando la CREG lo decida se deberá prestar este servicio.”(Subrayado fuera de texto)
Al respecto, indicamos a la Comisión que los análisis realizados por XM muestran una reducción en la capacidad de regulación de frecuencia del sistema consistente con los volúmenes de generación eólica y solar incorporados, lo cual puede derivar en una mayor variabilidad y falta de controlabilidad de la frecuencia, con posibilidad de que se vean afectados los indicadores de seguridad y calidad asociados a esta variable.
Por lo anterior, consideramos importante que la Comisión evalué la posibilidad de levantar desde ya la excepción para la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia para eventos de sub-frecuencia en las plantas solares y eólicas, de tal forma que no se presenten deficiencias en la capacidad de regulación de frecuencia que conlleven a una afectación en la calidad del suministro de energía o a la necesidad de mantener generación de seguridad en línea con capacidad de proveer el servicio, que implique limitaciones en la generación renovable y posibles sobrecostos para la operación del sistema.
En cuanto a las plantas tradicionales no despachadas centralmente y los cogeneradores a gran escala, y teniendo en cuenta que en escenarios de operación con participación importante de plantas solares y eólicas las mismas pueden llegar a representar un porcentaje importante de las reservas de inercia, cortocircuito y regulación primaria del sistema, recomendamos a la Comisión evaluar la posibilidad de que las plantas mayores a 1 MW se habiliten desde ya para prestar el servicio de regulación primaria de frecuencia y sean sujetas de la realización de pruebas y reporte de modelos validados, de tal forma que el aporte de las mismas en la contención de eventos en la frecuencia y la regulación de la misma puedan ser evaluados con precisión en los estudios de planeamiento operativo eléctrico del sistema.
Respecto a los servicios que los generadores deben proveer y que se listan en el Numeral 13.1 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, se recomienda a la Comisión adicionar las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al SIN, la obligatoriedad en la prestación de los servicios de contribución a los niveles de cortocircuito e inercia del sistema, lo anterior, y como se ha venido exponiendo en el presente documento, teniendo en cuenta que el desplazamiento de la generación síncrona conlleva a una disminución de estos servicios de estabilización, necesarios para la operación segura y confiable de los sistemas operados en corriente alterna.
La necesidad de disponer de valores suficientes de inercia y corto circuito para garantizar la operación estable del sistema también ha incentivado el desarrollo de nuevas familias de controladores, conocidos como Formadores de Red (Grid Forming). Esta tecnología de control, aún en desarrollo para las plantas solares y eólicas, tiene la capacidad establecer su propia referencia de voltaje y frecuencia, y por tanto, pueden proveer niveles de inercia y corriente de cortocircuito “real” de forma similar a una planta síncrona tradicional, aunque en cantidades menores. Algunos sistemas ya incluyen en sus códigos de redes requisitos asociados a la capacidad de aporte de niveles de corto e inercia[22] y a la tecnología GridForming[23].
Dadas las necesidades anteriormente mencionadas y el rápido crecimiento de las solicitudes de conexión de fuentes de generación conectadas mediante inversores, recomendamos a la Comisión revisar las experiencias internacionales en este sentido, y de ser necesario, regular la prestación de los servicios de inercia y cortocircuito requeridos para la operación segura y confiable del sistema.
Así mismo, los estudios realizados por el CND evidencian un incremento en la probabilidad de que se presenten oscilaciones de potencia, producto principalmente de una menor capacidad para amortiguar las mismas por parte de los recursos síncronos en línea que cuentan con dispositivos PSS (power system stabilizer) correctamente sintonizados, así como incrementos importantes en los modos de oscilación asociados a los sistemas de control, que pueden estar asociados a los generadores conectados mediante inversores. En este sentido, consideramos conveniente que, dentro de los servicios establecidos para las planta eólicas y solares y otros dispositivos conectados mediante inversores (líneas HVDC y FACTS), se incluya la obligatoriedad de la función de amortiguamiento de oscilaciones o POD (power oscillation damping).
Dada la importancia de los equipos para el amortiguamiento de oscilaciones, se recomienda a la Comisión que, antes de la entrada en operación, se definan requerimientos de validación del desempeño de estas funcionalidades tanto para plantas sincrónicas como para los equipos basados en inversores.
Para el correcto funcionamiento de los equipos de protección del sistema ante fallas desbalanceadas se requieren aportes de corrientes de secuencia negativa, la cual se puede reducir considerablemente al tener despachos con alta generación renovable basada en inversores, que como se ha mencionado, implica un desplazamiento de generación síncrona convencional, es por esto que al disponer de la tecnología requerida para que los inversores puedan discriminar entre secuencia positiva y negativa es importante que desde la regulación se establezca esta obligatoriedad para que los promotores de los proyectos especifiquen esta función a sus fabricantes.
Por otro lado, y con el fin de garantizar que la disminución de corriente activa al presentarse una falla en el sistema, no ocasione un desbalance carga-generación que desencadene adicional al hueco de tensión una desviación considerable de la frecuencia es necesario limitar el aporte máximo de corriente reactiva en especial ante condiciones de red débil como la que se presenta en algunas áreas del SIN.
Como complemento a lo anterior, la característica de cesación momentánea de potencia activa que produce que la generación conectada mediante inversores deje de suministrar corriente activa y reactiva al sistema, representa un riesgo para la operación de los sistemas eléctricos de potencia y esta se ha reportado en varios eventos en países con una amplia penetración de este tipo de tecnologías[24]. La operación que se espera de este tipo de tecnologías busca que la entrega de potencia activa sea continua y su magnitud sea un compromiso entre la máxima corriente del inversor y el aporte esperado de corriente reactiva durante fallas, lo cual es dado por el factor k. No obstante, la cesación de la entrega de potencia activa corresponde a una desviación del comportamiento esperado, que puede significar un desbalance carga-generación que afecte la operación estable del sistema.
Teniendo en cuenta lo anterior y considerando las mejores prácticas internacionales al respecto, consideramos conveniente complementar el numeral 5.7 (“control de voltaje”) del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y que fue modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, con el texto que se destaca a continuación en negrilla, buscando minimizar el riesgo de los fenómenos expuestos previamente.
“Deben priorizar la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa de forma que alcance un 90% del delta de cambio 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. La proporción de la corriente reactiva de secuencia positiva y negativa a ser inyectada deberá estar en función del cambio de la tensión de secuencia positiva y de secuencia negativa, para fallas balanceadas y desbalanceadas. Los 50 ms consideran el tiempo necesario para detectar la falla.
El valor del delta de cambio de inyección de corriente reactiva de secuencia positiva/negativa (&Ir), en el punto de conexión, se calcula de acuerdo con la siguiente figura:
Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:
- es el valor de la siguiente relación:
Donde:
es la variación de corriente reactiva, positiva o negativa, respecto al valor de corriente reactiva respectiva que tenía antes del evento
In es la corriente nominal
es la variación de tensión de secuencia positiva o negativa, respecto al valor de tensión respectivo que tenía antes del evento.
Un es la tensión nominal
k valor de la pendiente de respuesta. Debe ser ajustable con valores entre 0 y 10 para la inyección de corriente de secuencia positiva y entre 0 y -10 para la inyección de corriente de secuencia negativa. Deberá ser posible activar o desactivar la inyección de corriente reactiva de secuencia negativa, previa solicitud del CND.
Durante fallas se maximizará la corriente aportada por la planta, de tal forma que este alcance el 100% de la corriente nominal del generador, garantizando el aporte de corriente reactiva de acuerdo a la característica definida, sin suspender en ningún momento la entrega de corriente activa. El aporte/absorción de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa podrá ser limitado a valores entre 0 y 1 p.u. y estará configurado en 0.9 por defecto, pudiendo ser modificado por solicitud del CND cuando las condiciones particulares del punto de conexión así lo requieran. Cuando el recurso primario lo permita, el generador deberá inyectar componente de corriente activa adicional hasta alcanzar la corriente nominal del generador.
El valor k por defecto para la inyección de corriente reactiva de secuencia positiva y negativa será 2 y el agente deberá suministrar al CND los análisis RMS y EMT que demuestren la operación estable de la planta conectada a su punto de conexión a través de las líneas de transmisión, transformadores o elementos definidos en el proyecto respectivo, con la parametrización por defecto considerada en esta resolución. El CND determinará, cuando sea necesario, 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 fotovoltaica y eólica debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido por defecto o por el CND en el punto de conexión, para lo cual se debe tener en cuenta una k parametrizable en cada inversor.
La banda muerta de tensión por defecto corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 5.1 del Código de Operación y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este literal. Cuando sea necesario, el CND podrá solicitar modificación a las bandas anteriores, siempre que las características del punto de conexión y los estudios eléctricos con el modelo suministrado por cada planta de generación así lo requieran.
- El aporte dinámico de corriente reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté por fuera de la banda muerta de tensión.
- Se debe mantener un aporte dinámico de corriente reactiva por 500 ms después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u).
El CND cuando lo considere necesario, realizará evaluaciones del funcionamiento durante la operación real de este servicio, producto de las cuales podrá solicitar ajustes a los parámetros considerados en este artículo, con la debida justificación técnica de los mismos. ”
Adicionalmente, y teniendo en cuenta que la función de priorización de corriente activa es adicional a la descrita en este apartado, y que la misma es necesaria para poder definir si una planta se operará con priorización de corriente activa o corriente reactiva frente a eventos simultáneos de frecuencia y voltaje, solicitamos modificar el siguiente texto del mismo aparte normativo:
“Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el CND deberá evaluar según el estado del sistema que prioridad da a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión.”
Sustituyéndolo por el siguiente:
“Adicional a la función de priorización de inyección rápida de corriente reactiva (función activa por defecto), se deberá proveer una función similar que priorice la inyección rápida de corriente activa. El CND podrá solicitar, con los estudios técnicos que lo justifiquen, si una planta debe cambiar su modo de control de priorización de corriente reactiva a priorización de corriente activa.”
Resaltamos la importancia de que las modificaciones propuesta en el texto anterior también se tengan en cuenta para la modificación del numeral 11.2.3. del Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, incluido en la Resolución CREG 148 de 2021, con el fin de regular el aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas, la maximización del aporte de corriente durante fallas, la no cesación de la entrega de potencia activa y los criterios para el ajuste del factor k en las plantas solares fotovoltaicas y eólicas con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW que se conectan al SDL.
7. CRITERIOS DE SOPORTABILIDAD ANTE INERCIA Y RATA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA (ROCOF).
En sistemas de potencia con alta penetración de generación basada en inversores, la rata de cambio de la frecuencia (ROCOF por sus siglas en inglés) toma mayor relevancia y pasa a ser una variable determinante para garantizar la operación segura y estable. La pendiente de cambio instantánea máxima de la frecuencia puede aproximarse mediante la siguiente ecuación:
Donde es la frecuencia nominal,
la magnitud del cambio de la potencia activa, y
es la energía cinética almacenada en las masas rodantes de los generadores y motores eléctricos. Como se puede observar, el ROCOF máximo depende directamente del delta de potencia y es inversamente proporcional a la energía cinética, por lo tanto, en la medida que la generación basada en inversores reemplaza generación tradicional, la energía cinética disminuye, ocasionando que la pendiente de cambio instantánea de la frecuencia sea mayor para el mismo delta de potencia.
Los análisis realizados por XM indican que los niveles de ROCOF aumentan en escenarios de alta penetración de generación renovable, alcanzado valores superiores a 0.5 Hz/s frente al disparo de la unidad más grande el sistema (300 MW). En esta condición, el sistema está expuesto a problemas de estabilidad de frecuencia, donde la oscilación que sigue un desbalance presenta tasas de decaimiento o incremento demasiado elevadas, ocasionando disparos adicionales de unidades de generación y cargas por excursión de la frecuencia, y así el ROCOF alcanza valores por fuera de las bandas de tolerancia y de los ajustes de los sistemas de protección. La inercia y el ROCOF generalmente no han sido incluidos en los códigos de redes de muchos países, dado que, históricamente, los eventos que involucran un ROCOF elevado son muy eventuales en sistemas dominados mayormente por recursos síncronos. Reino Unido (National Grig) por ejemplo, consideraba en 2016 que un nivel máximo de ROCOF de 0.125 Hz/Seg suponía un riesgo para la operación estable del sistema[25], considerando la magnitud de demanda y generación susceptible a desconectarse de la red por actuación de esquema de protección anti-isla o la actuación indeseada de protecciones en equipos de generación. Lo anterior, derivó en esfuerzos importantes para actualizar los esquemas de protección a nivel de generación y distribución, que han permitido reevaluar este límite.
Recientes publicaciones muestran que es importante para la planeación y operación integrada de los sistemas modernos, definir niveles mínimos de inercia frente a contingencias creíbles que se puedan presentar[26], asimismo, el análisis del comportamiento real de los sistemas apoyados en eventos recientes en Europa Central, Turquía y Australia[27], han mostrado que es difícil para los esquemas de control actuales operar correctamente para niveles de ROCOF superiores a 1 Hz/s.
Respecto a la capacidad de las plantas de generación tradicionales (gas, vapor, hidráulicas) de soportar altas tasas de cambio y los efectos de las mismas en la vida útil de estas tecnologías, las evidencias son ambiguas, por lo cual los límites de soportabilidad para el ROCOF pueden ser bastante variables; un estudio realizado por PPA-Energy[28] que recopila algunas experiencias internacionales, muestra por ejemplo que las plantas de generación síncrona tradicional, pueden presentar problemas de estabilidad para ROCOF superiores a 1 Hz, aunque se admite que este valor puede ser pesimista. Limites ROCOF utilizados en varios sistemas pueden ser vistos en la siguiente tabla:
País | Requerimiento de ROCOF |
Irlanda | 0.5 Hz/s (en estudio para cambio a 1 Hz/s) |
Inglaterra | 0.5 Hz/s para generadores síncronos 1 Hz/s para generadores no síncronos y nuevos generadores síncronos. (en proceso de implementación, dado que requiere upgrade de protecciones en plantas de generación y redes de distribución) |
Dinamarca | 2.5 Hz/s para plantas eólicas y solares |
España | 2 Hz/s para todas las tecnologías nuevas (incluidas síncronas). |
Sur África | 1.5 Hz/s para plantas eólicas y solares |
Chile | 2 Hz/s para unidades o parques generadores[29] |
Tabla 1. Requerimientos de ROCOF en países con alta integración de renovable.
Partiendo de lo anterior, y teniendo en cuenta la tendencia general a incluir límites de soportabilidad ante el ROCOF en los códigos de red modernos[30], se propone incluir en el numeral 2.2.5 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, “ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de generación del SIN”, modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, criterios para la soportabilidad del ROCOF en plantas tradicionales y plantas conectadas mediante inversores, así como las características de su medición[31], como se plantea a continuación:
“El CND especificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia de acuerdo con los estudios de análisis de seguridad.
En términos generales, los fabricantes de turbinas para plantas térmicas no recomiendan operarlas a bajas frecuencias, para no deteriorar su vida útil. Sin embargo, a este respecto en el SIN se considera:
- Las unidades térmicas no pueden operar por debajo de 57.5 Hz un tiempo superior a 0.8 minutos (48 segundos) durante su vida útil.
- Las unidades térmicas pueden trabajar con frecuencias de 58.5 Hz hasta 30 minutos durante su vida útil.
Se considera que el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, implementado en el SIN ha sido diseñado teniendo en cuenta estas dos condiciones y los criterios establecidos en el Numeral "2.2.4 Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia". Por lo tanto, las unidades de generación deben cumplir con los siguientes requisitos para el ajuste de los relés de baja frecuencia:
- No deben tener disparo instantáneo para frecuencias iguales o superiores a 57.5 Hz.
- En el rango de 57.5 Hz a 58.5 Hz se puede ajustar un disparo con una temporización mínima de 15 segundos.
- Para frecuencias superiores a 58.5 Hz y menores a 62 Hz no pueden ajustarse disparos de la unidad.
- Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 63 Hz puede ajustarse el disparo por sobrevelocidad con una temporización mínima de 15 segundos.
- Para frecuencias superiores a 63 Hz puede ajustarse el disparo instantáneo de la unidad para protección por sobrevelocidad.
- No deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a 1 Hz/s medido sobre una ventana de 500 milisegundos. Por encima de este valor, se puede ajustar disparo con una temporización mínima de 200ms.
Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz, y no deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a 2 Hz/s medido sobre una ventana de 500 milisegundos. Por encima de este valor se puede ajustar disparo, con una temporización mínima de 200ms”. El CND podrá definir disparos temporizados de sobre y baja frecuencia dentro del rango establecido, que no comprometa la integridad de los equipos, para plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, cuando sea requerido para la operación segura y confiable del SIN.
Adicionalmente, se recomienda modificar el literal a) del Numeral 11.2.1.1 del Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998 (incluido en la Resolución CREG 148 de 2021), de la siguiente manera:
a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz, y no deben tener disparo instantáneo para tasa de cambio de frecuencia (ROCOF) menores a 2 Hz/s medido sobre una ventana de 500 milisegundos. Por encima de este valor se puede ajustar disparo, con una temporización mínima de 200ms”
Los valores de soportabilidad propuestos para las plantas síncronas tradicionales parte de experiencias internacionales, por lo que se recomienda que los mismos sean socializados con los agentes para que estos evalúen con los fabricantes de sus equipos, identificando si es necesario disminuirlos o aumentarlos.
Teniendo en cuenta la importancia y relevancia que tiene el esquema de deslastre de carga como medida efectiva frente a eventos de frecuencia de gran magnitud, consideramos conveniente realizar los siguientes ajustes al numeral 2.2.4 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, “Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia", modificado por el Articulo 1 de la Resolución CREG 061 de 1996:
- En los criterios de diseño:
Consideramos que las magnitudes o desbalances a proteger para eventos de gran magnitud en relación con el ROCOF deben estar definidas, y por tanto se recomienda la inclusión del siguiente criterio:
“El disparo de la unidad síncrona o planta de generación conectada mediante inversores de mayor capacidad del sistema no deberá activar la primera etapa de desconexión.
El CNO definirá mediante acuerdo las contingencias en generación y transmisión para las cuales se diseñará el EDAC. En todo caso, frente a estas contingencias no se deben presentar desconexiones adicionales de generación por excursión de las bandas de soportabilidad de frecuencia o de los límites de soportabilidad ante tasa de cambio de la frecuencia (ROCOFinstantáneo).”
- En el apartado “Diseño del esquema”
De otro lado, durante la operación en tiempo real del sistema, es crucial garantizar la disponibilidad de las cargas asociadas al esquema EDAC, así como cuantificar la cantidad de carga disponible para afrontar eventos de sub-frecuencia. Lo anterior se torna aún más relevante en condiciones de alta penetración de generación distribuida, donde las magnitudes efectivas a desconectar se pueden ver reducidas, más aún, la no consideración de la generación distribuida en el diseño del esquema podría ocasionar que se desconecte generación adicional, empeorando aún más la situación y generando riesgos en la estabilización de la frecuencia. Por lo anterior, se proponen las siguientes modificaciones:
“Cada empresa distribuidora en coordinación con las comercializadoras que operen en su área de influencia, seleccionará los usuarios que estarán en las diferentes etapas de Desconexión Automática de Carga, excluyendo en lo posible a los usuarios no regulados aislables, excepto cuando esté comprometida la seguridad del sistema.
La selección de los circuitos y usuarios que estarán en las diferentes etapas de Desconexión Automática de Carga, deberá evitar la desconexión de generación adicional conectada a nivel del SDL. En caso de que esto no sea posible, se tendrá en cuenta la demanda neta (demanda menos generación) para efectos del cumplimiento del porcentaje de desconexión asignado. En ningún caso se deberán seleccionar o desconectar circuitos cuya demanda neta (Demanda menos generación”), sea menor que cero, es decir, se encuentren inyectando potencia activa al sistema.”
En el apartado “Supervisión del Esquema”
“La potencia activa neta disponible para cada una de las etapas del esquema de deslastre de carga será supervisada en tiempo real por las empresas y los Operadores de Red, e informada en tiempo real al CND mediante los protocolos de comunicación definidos para el sistema SCADA.”
Teniendo en cuenta los fenómenos eléctricos y magnéticos asociados a la operación de la generación basada en inversores, y la imposibilidad de que algunos fenómenos importantes relacionados con la operación de este tipo de tecnologías puedan ser evidenciados y reproducidos por simulación RMS, tal como lo muestra la Tabla 3 Tabla 3recomendamos a la Comisión modificar el Numeral 8.2.4 del Código de Operación, adicionado por el Artículo 5 de la Resolución CREG 060 de 2019, así:
“8.2.4. Modelos de control de plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR
Posterior a la asignación de un punto de conexión y a la constitución de la garantía de que trata el capítulo III de la resolución CREG 075 de 2021, y no menos de 2 años antes de la FPO de la planta, el CND podrá solicitar información preliminar de modelos de simulación que representen el comportamiento esperado de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas para la realización de estudios de estabilidad y transitorios electromagnéticos (modelos RMS y EMT). Esta información será enviada al CND en un plazo no superior a 2 meses desde la solicitud de la misma.
Los modelos remitidos al CND deben representar la operación real esperada de la planta, y estar certificados por los fabricantes de los equipos que se esperan instalar, así mismo, estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en la presente resolución para el control de frecuencia y potencia activa, el control de tensión y potencia reactiva, el modo de recuperación ante fallas y otros que apliquen, así como permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades.
Los modelos EMT y RMS deberán ser actualizados por los agentes representantes al menos seis meses antes de la entrada en operación de la planta, para lo cual se deberán anexar los registros reales de las pruebas de fabrica (FA T) o pruebas en sitio (SAT) donde se compare la evolución de las variables en el modelo entregado versus el desempeño real del equipo, junto con las métricas que defina el CND para medir la calidad del modelo de simulación de la planta."
Fenómeno | RMS | EMT |
Inestabilidad dinámica | SI | SI |
Interacciones sub síncronas | NO | SI |
Inestabilidad del control de inversores | NO | SI |
Sobretensiones transitorias | NO | SI |
Fallas en la sincronización del PLL | NO | SI |
Inyección de armónicos | NO | SI |
Inestabilidad por rampas de aumento o disminución de potencia activa y reactiva | NO | SI |
Flujo inverso en conversores | NO | SI |
Tabla 3. Fenómenos estudiados con simulación RMS y EMT
Así mismo, se recomienda a la Comisión que se incluya para todas las tecnologías (plantas solares, eólicas, generadores síncronos, dispositivos SVC's, STATCOM, Compensadores serie, Baterias, líneas HVDC, etc), el requerimiento de entrega de modelos RMS y EMT validados por los fabricantes durante las pruebas de fabrica (FAT), que evidencien el cumplimento de los criterios mínimos definidos, aportando para esto registros simulados y reales del comportamiento esperado, y que además, los modelos anteriores sean exigidos como requisito para su conexión al SIN.
De otro lado, recomendamos a la Comisión que se generen los incentivos requeridos para que las plantas y otros dispositivos (SVC's, STATCOM, Compensadores serie, Baterías, líneas HVDC, etc), realicen la validación de los modelos dinámicos a partir de eventos reales, y reporten con oportunidad los resultados y ajustes a que haya lugar.
10. PROCEDIMIENTO PARA DISPONER DE UN MODELO DE CARGA DINÁMICO VALIDADO DEL SIN.
La reducción en los niveles de cortocircuito debido al desplazamiento de la generación síncrona tradicional genera naturalmente una mayor profundidad y propagación de los huecos de tensión producto de las fallas en el sistema; lo anterior, puede desencadenar fenómenos dinámicos asociados a la carga que pueden significar un riesgo para la operación segura, confiable y de calidad de la demanda. De vital interés y cuidado por sus potenciales consecuencias, es el fenómeno de recuperación lenta inducida de tensión (FIDVR por sus siglas en ingles), que no es posible reproducir con los modelos dinámicos actualmente disponibles y sobre el cual se cuenta con evidencia postoperativa de su presencia en el área GCM. Por lo anterior, es necesario contar con un modelo dinámico detallado de las cargas que se conectan al STN y/o STR, de tal forma que se puedan mitigar fenómenos como el FIDVR. Para esto, y teniendo en cuenta que no existe un marco regulatorio que permita el reporte y seguimiento a este tipo de modelos, se propone incluir en el Numeral 6 del Código de Operación “Parámetros adicionales” contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, el siguiente apartado:
“Modelo dinámico de carga
EL OR responsable deberá suministrar al CND el modelo de las cargas que represente el comportamiento dinámico RMS y EMT de la misma. El modelo dinámico se especificará para cada barra y para cada una de las horas del día. Dicho modelo deberá ser validado por el OR teniendo en cuenta mediciones reales de potencia activa, potencia reactiva, frecuencia y voltaje con una tasa de muestreo superior a 10 muestras por segundo. El CNO deberá expedir un acuerdo donde se detalle entre otros, la estructura de los modelos de disponibles, el reporte, actualización y seguimiento a la calidad de estos modelos y las validaciones que debe realizar el OR sobre el comportamiento dinámico del mismo.
Cuando el CND identifique que el modelo de carga suministrado no reproduce las condiciones reales de operación, reportará esta situación al CNO y al OR responsable. El OR dispondrá de 2 meses contado a partir de la notificación del CND para realizar los ajustes a que hubiera lugar.”
11. NUEVOS LINEAMIENTOS PARA LA MODERNIZACIÓN Y DIGITALIZACIÓN DE LA COORDINACIÓN OPERATIVA.
Teniendo en cuenta el incremento de FNCER conectadas en el SIN, la variabilidad de dichos recursos, el aumento en las tasas de cambio integradas entre la demanda y la generación, y sus tiempos de actuación, otro de los temas que de allí se derivan es la necesidad de aumentar los tiempos de respuesta en la coordinación de la operación integrada de los recursos del SIN en tiempo real, como medida inminente al pasar de los días para garantizar la seguridad de la operación. Por lo anterior, sugerimos a la Comisión evaluar para incluir en la regulación, los siguientes aspectos sobre el control operativo directo, automático y centralizado desde el CND para el ajuste de las variables del sistema:
- Los generadores despachados centralmente, deberán estar en capacidad de recibir consignas de potencia activa de forma automática desde el CND, respetando sus características técnicas y disponibilidad. Bajo esta condición, cuando se presenta un cambio en los programas de generación, el sistema de control automático del CND llevará las unidades o plantas al nuevo valor requerido, de tal forma que las consignas enviadas garanticen el ajuste de las variables del sistema en valores seguros para la operación y de acuerdo con las reglas definidas en la regulación para su despacho.
- El CND deberá tener la posibilidad de ejercer control automático sobre los lazos de control de voltaje de todos los equipos que realizan control dinámico de potencia reactiva en el SIN en toda la banda factible de operación, para la entrega o absorción de potencia reactiva. Para esto, los equipos para el control dinámico de potencia reactiva de las plantas de generación despachada centralmente, SVC's, FACT's, STATCOM u otros, deberán estar en capacidad de recibir consignas de forma automática desde el CND.
- El CND deberá tener la posibilidad de ejercer control automático para la conexión y desconexión de equipos de compensación del SIN, y para el movimiento de cambiadores de tomas de transformadores del STN y de conexión al STN que tengan la capacidad de mover el cambiador de tomas bajo carga. Para esto, dichos equipos deberán estar en capacidad de recibir consignas de forma automática desde el CND.
En todos los casos listados previamente, deberá ser posible informar automáticamente al CND la recepción de dichas consignas y ejecutarlas mediante los respectivos sistemas de control de los equipos. De todas formas, los operadores de los activos serán responsables de la ejecución de estas consignas, las desviaciones que se generen producto de su incumplimiento, y en general, del cumplimiento de los tiempos, plazos de ejecución, reporte de información e índices de calidad de los activos, definidas en regulación para cada caso.
Adicionalmente, con el fin de minimizar los riesgos asociados al aumento de la incertidumbre en la operación por situaciones fortuitas en aquellos periodos comprendidos entre la última programación de los recursos de generación y la operación en tiempo real, es indispensable que la Comisión regule cuáles serían las reglas y/o mecanismo que debe considerar el CND para realizar los ajustes operativos de dichos recursos. Se deberán dejar claros los procedimientos y criterios económicos para la activación de los diferentes servicios y las autorizaciones que se necesitan impartir en tiempo real para garantizar una operación segura, confiable y económica.
Sobre este aspecto solicitamos a la Comisión considerar los mecanismos de ajuste para los desbalances Carga-Generación planteados por XM en las secciones 2.1 y 2.2 del documento “Propuesta de reglas para la implementación del mercado intradiario y de servicios complementarios en Colombia 2020”, enviado a la CREG con Radicado XM 202044022871-1. Estos mecanismos se basan en la consideración de que deben existir mecanismos de ajuste continuos que recuperen las reservas utilizadas, y que además genere los ajustes necesarios al programa de los recursos garantizando la seguridad, confiabilidad y economía en la operación del sistema.
Estos nuevos escenarios de optimización buscan establecer reglas claras, transparentes y reproducibles para la utilización de las reservas y la asignación de las autorizaciones, lo cual cobra mayor relevancia dada la prevista implementación en el SIN de un mercado vinculante.
Sobre estos escenarios se resume:
- Mecanismo de ajustes horarios: Se trata de un horizonte de planeación operativa ubicado temporalmente entre el último mercado que estableció el despacho vinculante y la operación real del sistema. Este escenario de planeación busca ajustar los programas de generación establecidos en el último mercado vinculante y esencialmente generar instrucciones de arranque de unidades requeridas para conservar el balance entre la generación y la demanda de cada hora restante del día de operación, garantizando la atención segura, confiable y económica de la demanda.
- Despacho económico de operación en tiempo real: Este es un mecanismo intrahorario que mediante ejecuciones cercanas al tiempo real busca asignar de manera óptima los despachos de energía requeridos en el parque generador del SIN en intervalos de tiempo de cinco minutos, garantizando además la seguridad, confiabilidad y calidad en la atención de la demanda. Este objetivo lo logra al discretizar la demanda en valores menores al horario, acercando la asignación de energía programada a la curva de potencia instantánea demandada, y al interiorizar y gestionar incertidumbres que de otra manera debería administrar el operador en tiempo real, considerando información actualizada de pronósticos de demanda y generación de FNCER, disponibilidad de plantas de generación y topología del SIN actualizada.
En el presente documento se recomienda incorporar criterios y requisitos de planeación y operación del sistema que consideren las dinámicas esperadas frente a una disminución en los niveles de inercia y cortocircuito, entre los cuales se destacan los siguientes:
- Se recomienda regular los servicios de aporte de nivel de cortocircuito y aporte de inercia, así como los niveles mínimos de fortaleza de red y propagación de huecos de tensión aceptables para el sistema.
- Se recomienda como una acción efectiva para contrarrestar la perdida de inercia y capacidad de regulación del sistema, la activación de la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia en las FERNC ante eventos de sub-frecuencia.
- Se recomienda regular en los generadores síncronos y la demanda la soportabilidad ante ratas de cambio de la frecuencia (ROCOF).
- Se recomienda regular en las cargas y en los generadores síncronos la soportabilidad ante huecos de tensión.
- Se recomienda regular las curvas de recuperación dinámica de voltaje (DVR), de tal forma que se garantice la atención de la demanda con los niveles de calidad esperados.
- Se recomienda regular los deltas de tensión máximos permitidos frente a variaciones en la potencia activa o reactiva, como medida para mantener niveles adecuados de cortocircuito.
- Se recomienda regular los aspectos asociados a los tiempos máximos permitidos para el despeje de fallas en el sistema, los equipos y redundancias necesarios para garantizarlos y el proceder frente a perdida de efectividad por indisponibilidades de componentes.
- Se recomienda regular los aspectos asociados a calidad de la potencia, y la responsabilidad de los diferentes agentes en el mantenimiento de los niveles permitidos, así como las herramientas de supervisión y monitoreo de la misma.
En cuanto a los requisitos técnicos solicitados a las tecnologías basadas en inversores, se recomienda evaluar la posibilidad adoptar para Colombia los estándares IEEE 2800 (STN y STR) e IEEE 1547 (SDL), e incorporar nuevos requisitos de conexión necesarios para garantizar la integración segura de FERNC en condiciones de red débil, como son:
- Se recomienda regular los análisis RMS y EMT, como parte de los estudios de conexión realizados por los promotores.
- Se recomienda regular el reporte de modelos RMS y EMT validados, antes de la entrada en operación de los proyectos.
- Se recomienda regular la curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios (TOV).
- Se recomienda regular el aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas.
- Se recomienda regular la maximización del aporte de corriente durante fallas, la no cesación de la entrega de potencia activa y la limitación al aporte de corriente activa.
- Se recomienda regular la obligatoriedad de equipos de amortiguamiento de oscilaciones - POD.
- Se recomienda regular la soportabilidad ante cambios en el ángulo de fase y la precisión requerida en los equipos de medida.
- Se recomienda regular los casos en los cuales, son necesarios equipos adicionales para garantizar el cumplimiento de los requisitos técnicos, la operación estable de los parques que se integran, así como el mantenimiento de los niveles de cortocircuito e inercia.
También se recomienda a la comisión, incorporar la posibilidad de establecer las bases conceptuales que permitan definir consignas de operación con una menor granularidad a la horaria y cercanas a la operación real del sistema, que permitan un seguimiento más preciso a las curvas de demanda neta y un menor requerimiento de servicios complementarios (primaria, secundaria y terciaria); así mismo, se recomienda evaluar la posibilidad de incorporar servicios complementarios de reserva primaria rápida y desconexión rápida de demanda, de tal forma que sea posible mejorar la regulación de frecuencia del sistema en condiciones de baja inercia.
También se recomienda generar los incentivos necesarios para garantizar y mantener la calidad en la supervisión de la demanda y la generación, de tal forma que se garantice la observabilidad requerida para administrar de forma efectiva la mayor variabilidad e incertidumbre en la operación del sistema.
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1. CIGRE, Connection of wind farms to weak AC networks, disponible en: https://e-cigre.org/publication/671-connection-of-wind-farms-to-weak-ac-networks
2. En este caso, se asume generación basada en inversores que requiere una referencia sincrónica de frecuencia y voltaje para realizar la sincronización al sistema (grid following). Se resalta que la dificultad de mantener estas plantas sincronizadas con el sistema en redes débiles, ha dado lugar al desarrollo de nuevas tecnologías (como grid forming), que no requieren una referencia de voltaje y frecuencia, y por tanto operan en condiciones similares a una planta sincrónica tradicional.
3. IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Inverter-Based Resources (IBRs) Interconnecting with Associated Transmission Electric Power Systems, IEEE standard 2800 de 2002, disponible en: https://standards.ieee.org/ieee/2800/10453/
4. Ver BOE-A-2014-6123 “Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.” Lo anterior implica que se permite la conexión de 1 MW de generación basada en inversores por cada 20MVA de corriente de cortocircuito.
5. Ver BOE-A-2021-9231 “Resolución de 20 de mayo de 2021, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las especificaciones de detalle para la determinación de la capacidad de acceso de generación a la red de transporte y a las redes de distribución.”
6. ENREL, “Review of PREPA Technical Requirements for Interconnecting Wind and Solar Generation”, 2013, Disponible en: https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/57089.pdf
7. https://www.nrel.gov/docs/fy14osti/57089.pdf
8. https://r8.ieee.org/sweden/wp-content/uploads/sites/130/2021/11/IEEE-Seminar-Julia-Matevosyan-Presentation.pdf
9. Ver https://aemo.com.au/-/media/Files/Electricity/NEM/Security_and_Reliability/System-Security-Market-Frameworks-Review/2018/System_Strength_Impact_Assessment_Guidelines_PUBLISHED.pdf
10. Davies, B.;Williamson, A.; Gole, A.M.; Ek, B.; Long, B.; Burton, D.K.; Brandt, D.; Lee, D.; Rahimi, E.; Andersson, G.; et al. Cigré;WG B4.41; Publication 364: Paris, France, 2008; pp. 1-118.
11. L CEN, Estudio de Requerimientos Mínimos de Seguridad y Calidad para el SEN, diciembre de 2021. Disponible en:
https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/estudios-de-planificacion/estudios-de-inercia-y-
12. AEMO, “System strength requirements & fault level shortfalls”, 2018, https://www.aemo.com.au/- /media/Files/Electricity/NEM/Security_and_Reliability/System-Security-Market-Frameworks- Review/2018/System_Strength_Requirements_Methodology_PUBLISHED.pdf
13. Disponible en https://www.westernpower.com.au/media/2312/technical-rules-20161201.pdf
14. Disponible en https://www.westernpower.com.au/media/2312/technical-rules-20161201.pdf
15. National Grid, GC0076 Grid Code Limits On Rapid Voltage Changes,
https://www.nationalgrideso.com/document/13921/download
16. NERC, Panhandle Wind Disturbance, 2022 disponible en:
https://www.nerc.com/pa/rrm/ea/Documents/Panhandle Wind Disturbance Report.pdf
17. NERC, Reliability Guideline - Reactive Power Planning, 2016, disponible en
https://www.nerc.com/comm/RSTC Reliability Guidelines/Reliability%20Guideline%20-%20Reactive%20Power%20Planning.pdf
18. IEEE Recommended Practice for Evaluating Electric Power System Compatibility With Electronic Process Equipment, IEEE, R2004, disponible en https://standards.ieee.org/ieee/1346/2032/
19. Exelon Transmission Planning Criteria, PJM, disponible en: https://www.pjm.com/-/media/planning/planning-criteria/exelon-planning-criteria.ashx?la=en
20. Capítulos:
4.4 Measurement accuracy
7.3.2.4 Voltage phase angle changes ride-through
21. IRENA, “Grid Codes for Renewable Powered Systems”, 2022, available at:
https://www.irena.ora/publications/2022/Apr/Grid-codes-for-renewable-powered-systems
22. IRENA, “Grid Codes for Renewable Powered Systems”, 2022, available at: https://www.irena.org/publications/2022/Apr/Grid-codes-for-renewable-powered-systems
23. National Gird, “GC0137: Minimum Specification Required for Provision of GB Grid Forming (GBGF) Capability (formerly Virtual Synchronous Machine/VSM Capability)”, Disponible en: https://www.nationalgrideso.com/industry-information/codes/grid-code-old/modifications/gc0137- minimum-specification-required
24. Ver por ejemplo Inverter Based Reliability Guideline, EPRI, 2018, disponible en https://www.nerc.com/comm/PC Reliability Guidelines DL/Inverter-Based Resource Performance Guideline.pdf
25. nationalGrid, System Operability Framework 2016, disponible en https://www.nationalgrid.com/sites/default/files/documents/8589937803-SOF%202016%20- %20Full%20Interactive%20Document.pdf
26. EPRI, "Impact of High Penetration of Inverter-based Generation on System Inertia of networks", October of 2021.
27. ENTSOe, “Inertia and Rate of Change of Frequency (RoCoF)”,16 December de 2020, available at: https://eepublicdownloads.azureedge.net/clean-documents/SOC%20docuirients/Inert¡a%20and%20RoCoF v17 clean.pdf
28. PPA Energy, “Rate of Change of Frequency (ROCOF) - Final Report”, May 2013, available at: https://www.cru.ie/wp-content/uploads/2013/07/cer13143-a-ppa-tnei-rocof-final-report.pdf
29. CNE, “Norma técnica de seguridad y calidad de servicio - NTSyCS”, disponible en: https://www.cne.cl/wp- content/uploads/2020/09/NTSyCS-Sept20.pdf
30. IRENA, “Grid Codes for Renewable Powered Systems”, 2022, available at: https://www.irena.org/publications/2022/Apr/Grid-codes-for-renewable-powered-systems
31. Al ser una variable calculada y susceptible a presentar valores anómalos, es conveniente que la medición de la rata de cambio de la frecuencia se realice sobre ventanas amplias de medición, que permitan filtrar cambios espurios producto de la precisión en la medición del voltaje.