Por medio de la cual se expide la Resolución Única de Regulación del Sector Eléctrico

SECCIÓN 3

Requisitos técnicos generales de la operación de las plantas objeto de este capítulo

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.1. SUPERVISIÓN, COORDINACIÓN Y CONTROL DE LA OPERACIÓN La supervisión, coordinación y control de la operación estarán sujetas a lo establecido en este numeral.

a) Operación en tiempo real: control remoto y coordinación de la operación mediante consignas.

Se tendrán las siguientes reglas:

1. El Centro de Control del operador de red o el CND podrán enviar consignas de potencia activa a las plantas (modo local) objeto de este capítulo ante eventos de emergencia.

Las consignas que se definen en este numeral solo pueden ser enviadas ante condiciones de emergencia.

El CND debe definir el procedimiento de envío de consignas ante eventos de emergencia, casos en que aplica y su periodicidad. Dicho reglamento debe ser aprobado mediante Acuerdo C.N.O.

Para lo anterior, luego de que el CND presente la propuesta ante el C.N.O, este deberá definir mediante Acuerdo el reglamento ante consignas de emergencia.

Cuando existan consignas de emergencia por parte del Centro de Control del operador de red, este deberá informar al CND sobre la asignación de las mismas y su objeto, donde se identifique la causa. La forma como el Centro de Control del operador de red le informa al CND de dicha situación, será definida por el CND.

El CND y el Centro de Control del operador de red deberán llevar un registro histórico con la información anterior el cual deberá estar disponible para que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o la Superintendencia de Industria y Comercio puedan ejercer sus funciones de vigilancia.

2. En condiciones normales de operación, el Centro de Control del operador de red podrá enviar consignas locales y/o remotas para el control de tensión a las plantas objeto de este capítulo, según el control de tensión especificado mediante Acuerdo en el numeral 11.2.2 del presente anexo. Esto sin que las consignas puedan afectar el punto de operación de potencia activa de la(s) planta(s).

3. El CND podrá enviar consignas locales de potencia activa a plantas despachadas centralmente, para lo cual deberá coordinar con el respectivo Centro de Control del operador de red. La consigna se transmitirá a través del sistema de control del Centro de Control del operador de red.

El CND deberá definir los protocolos de comunicación y operación para llevar a cabo la operación de las plantas despachadas centralmente presentes en el SDL. Los protocolos deberán ser aprobados mediante Acuerdo C.N.O.

El CND debe definir el protocolo anterior y presentarlo en el C.N.O. Luego de que el CND presente la propuesta ante el C.N.O, el C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el protocolo de comunicación y operación.

4. El CND podrá requerir cambios en potencia reactiva en alguna zona de influencia del Centro de Control del operador de red para lo cual informará y coordinará con el Centro de Control del operador de red para su implementación. La(s) consigna(s) locales y/o remotas de tensión, factor de potencia o potencia reactiva se realizará a través del sistema de control del Centro de Control del operador de red. Las consignas no puedan afectar el punto de operación de potencia activa de la(s) planta(s) en el momento del tiempo en que sucede(n) la(s) consigna(s).

Lo anterior según el control de tensión especificado mediante Acuerdo en el numeral 11.2.2 del presente anexo por nivel de tensión.

5. Los operadores de las plantas objeto de esta resolución serán responsables de la ejecución de las consignas.

b) Complemento de la operación para plantas despachadas centralmente

El CND debe definir con los Operadores de Red el modelo de red del SDL a considerar en su análisis energético y eléctrico, teniendo en cuenta la generación inmersa en las redes y si son redes radiales, enmalladas o de otro tipo.

Después de que se publique el despacho económico horario con el programa de generación de las plantas objeto de esta resolución conectadas en su red, el Operador de Red deberá validar la factibilidad del mismo considerando las condiciones de su sistema e informar al CND si encuentra alguna situación que impida el cumplimiento del programa de generación. El CND, luego del análisis, podrá programar ajustes en la operación si es del caso.

El CND deberá definir la forma, mecanismos y tiempos en que el OR informará de la situación antes enunciada.

En el diseño metodológico anterior, el CND debe tener en cuenta que se debe contar con toda la información necesaria, la cual deberá estar disponible para que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o la Superintendencia de Industria y Comercio puedan ejercer sus funciones de vigilancia.

El CND también deberá evaluar si en el mecanismo se incluyen plantas no despachadas centralmente y de qué forma podrá realizar ajustes en la operación.

La metodología diseñada debe incluir todo lo enunciado en este literal y tener en cuenta la Resolución CREG 080 de 2019, o aquellas que la modifiquen o sustituyan y debe ser enviada a la CREG para su publicación mediante Circular.

c) Supervisión remota de la operación.

Las plantas objeto de esta resolución, sean o no despachadas centralmente, deben contar con supervisión, la cual se deberá realizar desde el Centro de Control del operador de red, por medio de unidades terminales remotas (RTU) o equivalentes, o utilizando los protocolos de comunicación y supervisión que sean definidos por el CND para la aplicación del presente numeral y aprobados mediante Acuerdo C.N.O.

Igualmente, para plantas objeto de esta resolución, sean o no despachadas centralmente y por condiciones de seguridad y confiabilidad del sistema, también se podrá tener medición sincrofasorial o equivalentes, lo cual se podrá acordar con el agente que represente la planta. El CND debe presentar ante el C.N.O para aprobación mediante Acuerdo, los criterios de aplicación, requisitos técnicos y de comunicación para establecer medición sincrofasorial.

Para el caso de las plantas objeto de esta resolución y que sean despachadas centralmente, podrán contar con supervisión desde el CND, en caso de que este lo solicite, de manera directa por medio de sus unidades terminales remotas (RTU) o equivalente, de manera indirecta utilizando los protocolos de comunicación entre centros de control vigentes al momento de la integración o utilizando protocolos de comunicación sobre una red pública de datos 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 sistema interconectado nacional.

Es obligatoria la transmisión de datos al Centro de Control del operador de red de la siguiente información cada 4 segundos o menos:

i. Valor de potencia activa y reactiva de las plantas generadoras;

ii. Tensión línea - línea y corriente de fase

iii. Estado de la función de control de frecuencia

iv. Valor consigna de control de tensión, factor de potencia o potencia reactiva (en caso aplique conforme el Acuerdo del CNO por nivel de tensión).

v. Modo del control de tensión

vi. Modo del control de frecuencia

También se deberá enviar una señal de estado de conexión de la planta: conectado a red y operando o no conectado a red.

Para las anteriores señales debe tenerse en cuenta lo siguiente:

a) Cuando la planta es despachada centralmente y en caso de que el CND no disponga de las mismas, las anteriores medidas deberán ser enviadas al Centro de Control del operador de red y este deberá enviarlas al CND discriminadas por generador. Para la forma y tiempo de envío del Centro de Control del operador de red al CND, este último determinará dichos requisitos. En caso de que el CND lo solicite, también se deberán enviar los anteriores estados y variables eléctricas para las plantas no despachadas centralmente.

b) Los datos telemedidos de tiempo real se deben enviar al Centro de Control del operador de red, con una periodicidad menor o igual a 4 segundos y con las unidades y cifras decimales definidas por el C.N.O. El agente debe asegurar la correcta sincronización de la estampa de tiempo de las señales enviadas al Centro de Control del operador de red; el error máximo permitido no podrá exceder +/- 200 ms.

En el caso de que los datos telemedidos sean enviados directamente al CND, aplica de igual forma lo definido anteriormente.

El CND podrá solicitar al Centro de Control del operador de red la información que requiera para propósitos de operación, sin sobrepasar lo establecido en esta resolución y lo establecido en la Resolución CREG 080 de 1999 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Toda la información de supervisión definida aquí es diferente a los solicitados en el Código de Medida, Resolución CREG 038 de 2014.

El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo:

a. La metodología para el cálculo de la calidad, confiabilidad y disponibilidad para las medidas de las variables análogas y digitales de acuerdo con estándares internacionales. El Acuerdo debe considerar que las variables análogas son: Potencia Activa, Potencia Reactiva, Corriente y Voltaje.

b. Unidades y cifras decimales para los datos telemedidos de tiempo real.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.1) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.2. MONITOREO DE VARIABLES METEOROLÓGICAS Para el caso de las plantas objeto de este capítulo, estas deben contar con sistemas de monitoreo de las variables meteorológicas en el sitio de la planta, con capacidad de almacenamiento de estos datos y tener la capacidad de reporte al CND.

El(Los) sistema(s) de medida, el almacenamiento, la resolución de las medidas y de reporte, todos con sus respectivos requisitos, se deben establecer mediante Acuerdo que defina el C.N.O. para tal fin.

En todo caso, para las plantas despachadas centralmente, las medidas y el reporte de las variables meteorológicas al CND deben tener al menos frecuencia diezminutal o una de mayor frecuencia, es decir, cincominutal, dosminutal y así sucesivamente; de acuerdo con el protocolo del C.N.O.

Las variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en las plantas eólicas son las siguientes:

Las variables meteorológicas mínimas que se deben monitorear en las plantas SFV son las siguientes:

El CND hará seguimiento a la calidad y disponibilidad de los datos telemedidos que reciba de las plantas objeto de este capítulo. En caso de detectarse errores o problemas con las señales, el agente que representa la planta tiene la obligación de realizar las correcciones o los ajustes que se requieran, para garantizar la confiabilidad de la información.

El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo el protocolo de verificación de calidad, confiabilidad de la medición y el reporte al CND de las variables meteorológicas de que trata el presente numeral.

Al siguiente día de la operación, el CND pondrá a disposición del público la información de los datos meteorológicos de las plantas de generación de qué trata este numeral y que son reportados por las plantas al CND, con los nombres de las plantas de generación. La información publicada por el CND será el promedio diario de la variable meteorológica.

La información relacionada con el recurso solar o eólico será publicada en las mismas condiciones previstas para las plantas de generación hidráulicas, es decir, se realizará una publicación ex-post del promedio diario.

Toda la información que reporten los agentes al CND se realizará por medio electrónico y directamente al sistema de información correspondiente.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.2) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.3. PROTECCIONES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 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.

Las protecciones que deben cumplir las plantas objeto de este capítulo se deben definir mediante Acuerdo del C.N.O, el cual deberá tener en cuenta y evaluar la necesidad de como mínimo, entre otros, lo siguiente:

a) Esquemas de protección principal y de respaldo tanto para proteger la instalación del generador, sus equipos de conexión como para proteger su Punto de Conexión con el SDL.

b) Requisitos de los equipos de corte para sistemas de generación con base en reconectadores o interruptores de potencia.

c) Requisitos del sistema de detección de tensión en el punto de conexión a fin de no permitir el cierre del interruptor o reconectador de interconexión cuando el circuito del OR se encuentre desenergizado, con el fin de no energizar zonas fuera de servicio y no generar riesgos de daños o accidentes.

d) Definir los requisitos de protección anti-isla y el tipo de la misma.

e) Para los sistemas de generación con bajos aportes de corrientes de cortocircuito, definir los esquemas de protecciones basados en tensión, combinación tensión/corriente o impedancia para detectar y despejar fallas en la red a la cual se conectan.

f) Otros que el C.N.O en su evaluación encuentre convenientes.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.3) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.4. MODELOS DE PLANTA Será responsabilidad de los agentes representantes entregar al CND, seis (6) meses antes de su entrada en operación, los modelos preliminares de la planta de generación y sus controles asociados para los estudios de simulación RMS en la herramienta utilizada por el CND. Estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en el presente capítulo, para el control de frecuencia y potencia activa y el control de tensión, así como permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades. Se debe tener en cuenta el Acuerdo del C.N.O sobre el tipo de control de tensión que se aplique.

Así mismo, en los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en operación al SIN del proyecto, los agentes que representan las plantas de generación deben entregar los modelos de simulación RMS detallados en la herramienta de simulación que utiliza el CND, los cuales deben ser validados y parametrizables de acuerdo con los requerimientos técnicos definidos en el presente capitulo y conforme a la metodología de validación definida mediante Acuerdo por el C.N.O.

Los modelos se deben actualizar en los casos en que, en el análisis posoperativo realizado por el CND, se detecte que el modelo no esté de acuerdo con los criterios de calidad definidos por el C.N.O. Para dicha actualización se tendrá un plazo de seis (6) meses.

Una vez definidos los requisitos de los modelos de planta de qué trata este numeral, el C.N.O deberá definir, mediante Acuerdo, la metodología para la validación de los modelos.

Así mismo, luego de la expedición del Acuerdo para el control de tensión, el CND deberá publicar en su página web los requisitos que debe cumplir el modelo de planta.

Los modelos de planta también deberán ser entregados a los OR y los OR deberán entregar al CND los modelos referenciados al nodo más cercano asociado al lado de baja del transformador de conexión al STR o STN u otra forma de referenciación indicada por el CND, pero siempre teniendo en cuenta la metodología de modelación de red de qué trata el numeral 11.3.1 literal b) de este Capítulo. Para lo anterior, se debe considerar el valor mínimo y máximo de la impedancia de conexión equivalente de los generadores.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.4) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.5. RAMPAS OPERATIVAS PARA ARRANQUE Y PARADA Las plantas objeto de este capítulo deben tener una rampa operativa para arranque y parada ajustable, de acuerdo con los siguientes lineamientos:

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

b) El agente debe reportar la rampa máxima de la planta.

c) Este parámetro debe poder ajustarse dependiendo de las condiciones del sistema, considerando la rampa máxima reportada.

Inicialmente los representantes de las plantas deberán entregar la rampa especificada por el fabricante.

El CND definirá y publicará en su página web el valor de rampa a utilizar y a partir de qué momento se deberá exigir de acuerdo con algún criterio, como, por ejemplo, el grado de penetración de estas plantas en el SDL. También deberá informar, de los cambios que surjan, a los agentes que representan las plantas objeto de este capítulo y al Centro de Control del operador de red.

El CND podrá revaluar los valores considerados de rampas, de acuerdo con las condiciones operativas del SIN y las rampas máximas reportadas.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.5) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.6. VELOCIDAD DE TOMA DE CARGA Los representantes de las plantas objeto de este capítulo deberán reportar al CND, con la entrega de los modelos, una curva donde se relacione la velocidad de toma de carga en función de la potencia de salida con la siguiente información: i) nombre de la planta; ii) tipo de planta; iii) empresa; iv) responsable de la información y v) fecha de envío.

El C.N.O en el mismo acuerdo donde define la metodología de validación de Modelos definirá las características y parámetros de la curva de que trata este numeral.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.6) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.7. PRUEBAS Antes de entrar en operación en el sistema, las plantas objeto de este capítulo, deben realizar y remitir los resultados de las siguientes pruebas al OR, de acuerdo con los términos y plazos establecidos mediante Acuerdo C.N.O:

a) Pruebas del control de tensión que fue definido mediante Acuerdo por nivel de tensión y/o capacidad.

b) Pruebas de rampa operativa de arranque y parada. El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

c) Pruebas de las características del control de potencia activa/frecuencia.

d) Pruebas a las características de operación ante depresiones de tensión y sobretensiones. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

e) Solo en caso de que se requiera la funcionalidad, pruebas a los requerimientos de priorización en la inyección rápida de corriente reactiva definido mediante Acuerdo por nivel de tensión y/o capacidad. El C.N.O definirá mediante Acuerdo el contenido y el proceso de aceptación de certificados de laboratorio o fábrica de esta prueba. En todo caso, dichos certificados deberán estar avalados por entidades a nivel nacional o internacional, según el caso.

f) Pruebas de cumplimiento de los requisitos en las protecciones

g) Pruebas de los sistemas de supervisión de variables eléctricas y meteorológicas.

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

La auditoría de las pruebas deberá ser un concepto especializado de una persona natural o jurídica, elegida por selección objetiva por el agente de una lista definida mediante Acuerdo del C.N.O. El agente representante de la planta es el responsable de contratar la auditoria para las pruebas.

El C.N.O deberá definir el procedimiento de las pruebas de que trata este numeral.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.7) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)

ARTÍCULO 4.1.2.9.3.8. COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS DE LAS PLANTAS OBJETO DE ESTE CAPÍTULO Las empresas propietarias u operadoras de plantas objeto de este capítulo y que sean despachadas centralmente, aplicaran las reglas para programación de mantenimientos de que trata el numeral 2.1.1.3 del Anexo Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995, o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Las empresas propietarias u operadoras de plantas objeto de este capítulo y que sean no despachadas centralmente, deberán informar mediante correo electrónico al Centro de Control del operador de red respectivo de su programa de mantenimiento con una periodicidad de cada tres meses. En todo caso, el programa de mantenimientos es susceptible de cambio en cualquier momento y con aviso al Centro de Control del operador de red.

Cuando una planta culmine su programa de mantenimiento y se disponga a realizar la reconexión a red, debe informar mediante correo electrónico al Centro de Control del operador de red de dicha energización.

El Centro de Control del operador de red debe informar a las empresas propietarias u operadoras de plantas que se encuentren en su red de consignas programadas y que puedan impactar la operación de las mismas. Esto se debe realizar cada vez que el Centro de Control del operador de red lo encuentre conveniente y mediante correo electrónico.

(Fuente: R CREG 070/98, ANEXO GENERAL Num. 11.3.8) (Fuente: R CREG 148/21, ANEXO)