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

SECCIÓN 7

Control de frecuencia

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.1. OBLIGATORIEDAD DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. Todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, están en la obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 2)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.2. RESERVA RODANTE, BANDA MUERTA Y ESTATISMO DE PLANTAS DESPACHADAS CENTRALMENTE Y CARACTERÍSTICAS ADICIONALES PARA EL CONTROL DE FRECUENCIA/POTENCIA DE PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS. Todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, deben estar en capacidad de prestar el servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, equivalente al 3% de su generación horaria programada. Para dar cumplimiento a lo anterior, las plantas y/o unidades de generación deben estar habilitadas para incrementar o decrementar su generación, incluso cuando sean despachadas con la disponibilidad máxima declarada o en su mínimo técnico, durante los tiempos de actuación definidos en la presente Resolución para la Reserva de Regulación Primaria. Se exceptúa de lo aquí dispuesto, el decremento cuando las plantas y/o unidades operan en su mínimo técnico.

Para una adecuada calidad de la frecuencia, las unidades generadoras deberán tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuencia menor o igual a 30 mHz. Este valor podrá ser revaluado por el CND cuando lo considere conveniente.

El Estatismo de las unidades generadoras despachadas centralmente, excepto las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, debe tener un valor entre el 4% y el 6%, el cual deberá ser declarado por el agente al CND.

Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben tener un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta y un estatismo permanente ajustable, permitiendo su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema. La respuesta de Regulación primaria se debe verificar en el punto de conexión acorde al Artículo 5o de la Resolución CREG 023 de 2001 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa de forma local. El control de potencia activa/frecuencia de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, debe cumplir con los siguientes requerimientos:

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

- El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2% y el 6%.

- La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente deberán tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuencia menor o igual a 30 mHz.

- El ajuste de la función de control de frecuencia para eventos de subfrecuencia y sobrefrecuencia debe ser reportado al CND por el agente que representa la planta antes de las pruebas para entrada en operación comercial. La función de control de frecuencia para eventos de subfrecuencia y sobrefrecuencia debe ser reajustada en caso de que en la operación se identifiquen riesgos a la seguridad del SIN.

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

El CND definirá mediante estudio, análisis y seguimiento posoperativo, los parámetros de ganancia y constantes de tiempo para cumplir con criterios de estabilidad, velocidad de respuesta del SIN.

- Cumplir con los siguientes parámetros: tiempo de respuesta inicial máximo (Tr) de 2 segundos y tiempo de establecimiento máximo (Te) de 15 segundos.

- El CND dentro de los rangos establecidos, definirá el valor de estatismo y banda muerta de acuerdo con las necesidades del SIN.

PARÁGRAFO 1o. Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR deben estar en capacidad de prestar el servicio de regulación primaria para eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia. Para ser declaradas en operación comercial, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia como se establece en el numeral 7.7 del Código de Operación.

PARÁGRAFO 2o. 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.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 4) (Fuente: R CREG 060/19, art. 12)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.3. EVALUACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. Con base en la información que obtenga el CND de la operación de las plantas y/o unidades del SIN, y/o de la obtenida de las pruebas de campo que se efectúen a las mismas, el CND determinará la prestación efectiva del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia.

A más tardar un mes después de la entrada en vigencia de la presente Resolución, el CND informará al CNO el mecanismo que utilizará para determinar la prestación efectiva o no del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia por parte de los agentes generadores.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 5)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.4. RECONCILIACIÓN POR LA NO PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. Un mes después de informado el CNO, sobre el mecanismo que utilizará el CND para determinar la prestación efectiva o no del Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, las plantas y/o unidades de generación que no estén prestando efectivamente el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, según lo establecido en la presente Resolución, serán sujetos de Reconciliación por cada día de incumplimiento, de acuerdo con el siguiente esquema de reconciliación:

Donde:

Se considera que una planta y/o unidad de generación incumple en un día su obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, si no lo presta en cualquier momento de las 24 horas del respectivo día.

Cada vez que el CND detecte que una planta y/o unidad de generación está incumpliendo con el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, informará sobre el hecho al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y al agente incumplido, y realizará una nueva evaluación del desempeño de la planta y/o unidad de generación a partir de las 00:00 horas del siguiente día de operación.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 6)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.5. DISTRIBUCIÓN DEL RECAUDO POR NO PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA. El ASIC distribuirá diariamente la cantidad liquidada según lo establecido en el artículo 6o. de la presente Resolución, entre las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente que no hayan sido objeto de Reconciliación por este concepto durante el respectivo día. Dicha asignación se hará a prorrata de la generación real del día.

(Fuente: R CREG 023/01, art. 7)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.6. REGULACIÓN PRIMARIA. Todas las unidades y plantas de generación del Sistema Interconectado Nacional están en obligación de operar con el regulador de velocidad en modalidad libre. Las unidades y plantas del Sistema deben garantizar el valor de estatismo declarado al Centro Nacional de Despacho (CND). Se debe efectuar la prueba de estatismo especificada en el Numeral '7.5.2 Prueba de Estatismo' con la periodicidad establecida y procedimientos establecidos por el CNO. Los costos de esta prueba serán asumidos por el respectivo generador.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.6.1) (Fuente: R CREG 023/01, art. 3)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.7. REGULACIÓN SECUNDARIA. Todos las empresas de generación deben participar en la regulación secundaria de frecuencia con sus propias unidades o por medio de plantas de otras empresas.

La regulación secundaria del SIN es efectuada por el (AGC) bajo el esquema llamado jerárquico. El CND distribuye la reserva rodante de acuerdo al Numeral "3.2 Reserva Rodante".

Cuando no se disponga del sistema AGC, la regulación secundaria se hace mediante esquemas descentralizados a través de los CRDs o manualmente con una planta del SIN. Esta operación se coordina desde el CND.

Cuando el SIN opera interconectado con un sistema de otro país, se controlan los intercambios internacionales y la frecuencia objetivo. En este caso el SIN se opera bajo el esquema jerárquico a nivel nacional.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.6.2) (Fuente: R CREG 060/19, art. 36)

ARTÍCULO 7.1.5.5.7.8. RESPUESTA RÁPIDA EN FRECUENCIA PARA PLANTAS EÓLICAS. Las plantas eólicas, conectadas al STN y STR, deben tener la funcionalidad de respuesta rápida de frecuencia a través de la modulación transitoria de la potencia de salida, cumpliendo con los siguientes requisitos:

- La funcionalidad debe activarse cuando la frecuencia alcance un valor igual o inferior a 59.85 Hz, contribuyendo con un aporte en potencia proporcional a la caída de frecuencia en razón a 12% de la potencia nominal de la planta de generación por cada Hertz. Este aporte deberá ser retirado automáticamente del sistema si la frecuencia entra al rango definido por la banda muerta del control frecuencia/potencia. En caso de que al cabo de 6 segundos la frecuencia no haya regresado al rango mencionado anteriormente se debe retirar el aporte adicional de potencia activa.

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

- Ante desviaciones de frecuencia mayores a 0.15 Hz y menores o iguales a 0.83 Hz con respecto a la frecuencia nominal, el generador deberá alcanzar el aporte adicional en un tiempo igual o menor a 2 segundos, contabilizados a partir de que se supere el umbral de activación de la funcionalidad, y mantenerse máximo 4 segundos aportando la potencia máxima requerida de acuerdo con el evento de frecuencia. Esta característica deberá ser verificada en las pruebas de puesta en servicio y notificada al CND.

- La función de respuesta rápida de frecuencia debe cumplir con los requisitos establecidos anteriormente mientras la planta opere al menos al 25% de su potencia nominal. Cuando opere por debajo de este nivel, debe reportar el valor de contribución y los tiempos de respuesta.

Los parámetros de esta funcionalidad: umbral de activación, velocidad de subida, tiempo de sostenimiento y tiempo de subida podrán ser reevaluados por el CND de acuerdo a las condiciones operativas del sistema.

(Fuente: R CREG 025/95, ANEXO GENERAL - CÓDIGO DE OPERACIÓN - Num. 5.6.3) (Fuente: R CREG 060/19, art. 13)