2026_Anexo_1_Acuerdo_2137

ANEXO 1 Requisitos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia – AGC

Subcomité de Controles

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Revisión Fecha Descripción 0 2023-05-25 Recomendación de la actualización de los requisitos 1 2024-10-15 Se i ncluyó el máximo para AGC y se eliminó el Anexo 2 que ya se encuentra incorporado en el Anexo 1. 2 2026-04-09 Se ajusta texto asociado a las causas del retiro temporal de unidades para dar mayor claridad en el procedimiento.2

Contenido

1 Antecedentes ............................................................................................................ 3 2 Objetivos ..................................................................................................................... 4 3 Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia ............................................................................................ 5 3.1 Velocidad máxima de cambio de carga del sistema (VMCCS) .......... 6 3.2 Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad (VmCCS) ... 6 3.3 Número Mínimo de Unidades para AGC (NmU) .............................. 6 3.4 Tiempos (TRF) y Bandas (BRF) de Recuperación de la Frecuencia por Medio del AGC ............................................................................... 6 3.5 Máximo número de unidades para hacer AGC ................................. 6 3.6 Reserva para Regulación de Frecuencia – Holgura para AGC ..... 6 3.7 Constante de Regulación Combinada – BIAS ................................... 7 3.8 Holgura Mínima por Planta para Hacer AGC (HmP) ....................... 7

3.6 Reserva para Regulación de Frecuencia – Holgura para AGC ..... 6 3.7 Constante de Regulación Combinada – BIAS ................................... 7 3.8 Holgura Mínima por Planta para Hacer AGC (HmP) ....................... 7 3.9 Holgura Mínima por Unidad para Hacer AGC (HmU) ..................... 7 3.10 Tiempo de Retardo Permitido para las Unidades en AGC (TRU) 7 3.11 Estatismo ........................................................................................................ 8 3.12 Resumen Requerimientos Actuales para AGC ................................. 8 4 Integración de Unidades de Generación al Esquema de AGC Nacional 4.1 Nuevas Unidades que se Integran al Esquema de AGC..................... 10 4.2 Sintonía de Unidades ............................................................................... 14 4.2.1 Envío comandos tipo pulsos desde el CND .................................. 14 4.2.2 Envío comandos tipo setpoint desde el CND .............................. 17 4.3 Aspectos Operativos de las Pruebas de AGC ................................... 20 4.4 Resultado de pruebas de sintonía de AGC ....................................... 22 4.5 Mantenimiento de Parámetros ............................................................ 22 5 RETIRO DE UNIDADES DE GENERACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC .......................................................................................................... 28 5.1 Definiciones ........................................................................................................ 28 5.2 Antecedente legal y regulatorio ........................................................... 29 5.3 Procedimiento de retiro de una unidad de generación .............. 302

5.3.1 Acciones preventivas en tiempo real .................................................. 30 5.3.2 Acciones preventivas en el análisis posoperativo ...................... 31 5.4 Revisión de la función AGC..................................................................... 31 5.5 Retiro temporal de la unidad ................................................................ 32 5.5.1 Causas ............................................................................................................ 32

5.3.2 Acciones preventivas en el análisis posoperativo ...................... 31 5.4 Revisión de la función AGC..................................................................... 31 5.5 Retiro temporal de la unidad ................................................................ 32 5.5.1 Causas ............................................................................................................ 32 5.5.2 Acciones correctivas ............................................................................. 32 5.5.3 Procedimiento diagnóstico de falla de AGC ................................ 33ANEXO 1 Requisitos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia – AGC

Subcomité de Controles

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1 Antecedentes

El Control Automático de Generación ( AGC) o Regulación Secundaria de Frecuencia, es un sistema de control automático que lleva la frecuencia y los intercambios internacionales a su valor nominal a causa de desviaciones en el balance carga-generación o después de ocurrida una perturbación en el sistema y una vez haya actuado la Regulación Primaria de frecuencia.

Después de ocurrida la perturbación, el SCADA calcula la desviación de frecuencia e intercambio teniendo en cuenta la frecuencia objetivo del Sistema Interconectado Nacional ( SIN) y el valor del intercambio programado. Dependiendo de la desviación calculada, se envía una modificación a la consigna de potencia (a través de pulsos o set points) de los reguladores de velocidad de las unidades que prestan el servicio de AGC para aumen tar o disminuir la inyección de potencia eléctrica al sistema y así mantener e l balance carga – generación.

La desviación de la frecuencia o el intercambio se conoce como ACE (Area Control Error). El ACE total se calcula como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Cálculo del Error de Control de Área ACE

La desviación de la frecuencia o el intercambio se conoce como ACE (Area Control Error). El ACE total se calcula como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Cálculo del Error de Control de Área ACE

[MW]ACE (IntercambioProgramado IntercambioReal ) β(60 FrecuenciaReal)= − + −

[MW]ACE P f = + 

Donde  es la Constante de Regulación Combinada del Sistema o BIAS en

[MW/Hz]

. Con base en el ACE total y la función de control el programa LFC (Load Frequency Control) del SCADA calcula, cada 4 segundos, el total de la potencia deseada para corregir una desviación dada. Según los factores de participación de las unidades que estén prestando el servicio en el momento, se determina cuánta es la corrección en potencia que le corresponde a cada unidad.4

El ajuste adecuado de los parámetros requeridos para la prestación del servicio de AGC permite garantizar la calidad del control de frecuencia y la operación segura y confiable del SIN. Estos parámetros se enumeran a continuación:  Constante de Regulación Combinada del Sistema –   Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia  Velocidad de Cambio de Carga del Sistema  Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad  Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia  Reserva Total del Sistema  Participación Mínima de Regulación Secundaria por Unidad

 Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia  Reserva Total del Sistema  Participación Mínima de Regulación Secundaria por Unidad  Tiempo de Retardo permitido para las Unidades Es importante tener en cuenta que para el Sistema Interconectado Nacional, la frecuencia tiene un rango de variación permitido entre 59.80 y 60.20 Hz, excepto en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento. Asimismo, es necesario tener en cuenta las consideraciones de calidad de la frecuencia definidos por los Acuerdos operativos que se suscriben entre Colombia y otros países para la operación interconectada. Desde el punto de vista regulatorio, la Regulación Secundaria de Frecuencia se fundamenta en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 198 de 1997, 080 y 083 de 1999 donde se establecen las reglas operativas para la prestación del servicio y las funciones del Cen tro Nacional de Despacho (CND) en este aspecto. En la Resolución CREG 121 de 1998 se estipula la reglamentación para pruebas de AGC. Por otro lado, la Resolución CREG 064 de 2000 reglamenta la parte comercial del Servicio de Regulación Secundaria de Frecue ncia y estipula la obligatoriedad comercial de todos los agentes despachados a contribuir con una reserva proporcional a su despacho horario, asimismo esta regulación modifica la 198 de 1997 en lo que respecta a la no necesidad de aprobación del parámetro de reserva de regulación de frecuencia por parte del CNO.

Finalmente, la operación del Sistema Interconectado Nacional, tanto desde el

1997 en lo que respecta a la no necesidad de aprobación del parámetro de reserva de regulación de frecuencia por parte del CNO.

Finalmente, la operación del Sistema Interconectado Nacional, tanto desde el punto de vista económico como técnico, exige la coordinación y participación directa o indirecta de todos los agentes del Mercado de Energía Mayorista en la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. 2 Objetivos • Establecer los requerimientos técnicos mínimos para la prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia en el Sistema de Potencia5

Colombiano por parte de las unidades generadoras del Sistema Interconectado Nacional. • Determinar los procedimientos necesarios para la verificación y aprobación de nuevas unidades en la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. • Especificar las pruebas necesarias a unidades suspendidas temporalmente del servicio de AGC o que hayan sido objeto de mantenimiento para que puedan declararse elegibles nuevamente para la prestación del servicio. 3 Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia

El crecimiento del Sistema Interconectado Nacional SIN y las constantes renovaciones tecnológicas hacen que las características dinámicas del sistema cambien continuamente, de tal forma que las necesidades del servicio de AGC deban ajustarse permanentemente para garantizar un adecuado desempeño de la frecuencia.

A continuación, se definen los siguientes parámetros relacionados con la prestación del servicio de AGC:

a) Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia que deben ser revaluados por el CND y que serán aprobados por el CNO:

prestación del servicio de AGC:

a) Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia que deben ser revaluados por el CND y que serán aprobados por el CNO:

• Velocidad máxima de cambio de carga del sistema (VMCCS). • Velocidad mínima de cambio de carga por unidad (VmCCS). • Número mínimo de unidades en AGC (NmU).

b) Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia que deben ser revaluados por el CND y no requieren aprobación del CNO:

• Tiempos de recuperación de la frecuencia (TRF) y bandas de recuperación de la frecuencia por medio del AGC (BRF) • Máximo número de unidades para AGC • Reserva para regulación secundaria de frecuencia (Holgura para AGC). • Holgura mínima por planta para hacer AGC (HmP). • Holgura mínima por unidad para hacer AGC (HmU). • Tiempo de retardo de la unidad (TRU). • Constante de regulación combinada del sistema (Bias)6

3.1 Velocidad máxima de cambio de carga del sistema (VMCCS)

La velocidad máxima de cambio de carga del sistema es la mayor variación de la demanda, medida en MW/min, que registra el SIN durante el día.

3.2 Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad (VmCCS)

La velocidad mínima de cambio de carga por unidad es la tasa de variación mínima requerida en MW/min para cada unidad del SIN que participe en la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, con el objetivo de responder a las variaciones más rápidas de carga en el sistema.

mínima requerida en MW/min para cada unidad del SIN que participe en la prestación del servicio de regulación secundaria de frecuencia, con el objetivo de responder a las variaciones más rápidas de carga en el sistema.

3.3 Número Mínimo de Unidades para AGC (NmU)

Es el mínimo número de unidades necesarias en AGC para garantizar la confiabilidad del servicio de regulación secundaria de frecuencia.

3.4 Tiempos (TRF) y Bandas (BRF) de Recuperación de la Frecuencia por Medio del AGC Uno de los parámetros más importantes en la calidad de la frecuencia es el tiempo en el cual ésta se recupera después de ocurrido un desbalance cargageneración. Estos tiempos deben incluir rangos necesarios para que la señal al regulador del generador s ea enviada y procesada, así como los tiempos de actuación del regulador de velocidad en la regulación primaria. También es de resaltar que el AGC representa un control proporcional integral que requiere de determinados tiempos para la ejecución de sus comandos.

3.5 Máximo número de unidades para hacer AGC

Número máximo de unidades que pueden ser activadas simultáneamente para hacer AGC y que pueden controlar de forma adecuada las variaciones de frecuencia en el sistema.

3.6 Reserva para Regulación de Frecuencia – Holgura para AGC

La Holgura para AGC, también conocida como “Reserva de AGC”, corresponde a la potencia activa de reserva destinada al servicio de regulación secundaria de frecuencia, la cual es entregada por unidades de generación previamente habilitadas para dicho servic io en cumplimiento de los criterios técnicos establecidos en la reglamentación vigente.7

la potencia activa de reserva destinada al servicio de regulación secundaria de frecuencia, la cual es entregada por unidades de generación previamente habilitadas para dicho servic io en cumplimiento de los criterios técnicos establecidos en la reglamentación vigente.7

El margen de reserva para el servicio de AGC debe responder a los eventos y cambios normales de carga y generación en el SIN. En general, la reserva de AGC está relacionada directamente con la pérdida de unidades de generación, evolución de la demanda, va riaciones del pronóstico de la demanda y los cambios de generación horarios originados por el cumplimiento del esquema comercial del mercado mayorista de electricidad colombiano. A nivel internacional es común encontrar que el margen de regulación secundaria es un porcentaje de la demanda o la pérdida de la unidad más grande. El valor de la Holgura para AGC podrá ser modificado por el CND según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000.

3.7 Constante de Regulación Combinada – BIAS

La constante de regulación combinada del sistema es un parámetro de control del AGC que permite relacionar la respuesta en potencia activa del sistema ante cambios en la frecuencia de este. Esta respuesta es diferente dependiendo del número de generadores en línea, del período de demanda del día, de las dinámicas de los reguladores de velocidad de los generadores en línea y en general de las características del sistema de potencia en cada instante.

3.8 Holgura Mínima por Planta para Hacer AGC (HmP)

Es el rango de regulación mínimo permitido a una planta para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia

3.8 Holgura Mínima por Planta para Hacer AGC (HmP)

Es el rango de regulación mínimo permitido a una planta para prestar el servicio de regulación secundaria de frecuencia

3.9 Holgura Mínima por Unidad para Hacer AGC (HmU)

Corresponde al menor rango de regulación que una unidad puede ofertar para regulación secundaria de frecuencia.

3.10 Tiempo de Retardo Permitido para las Unidades en AGC (TRU)

El tiempo de retardo se define como el máximo tiempo en segundos desde el momento en que se envíe el comando de regulación desde el CND hasta que el sistema SCADA registre que la unidad responde efectivamente. El tiempo de retardo del proceso de regulación de frecuencia incluye el retardo asociado a los canales de comunicación para el envío y recib o de las consignas y al retardo asociado a la Unidad Terminal Remota (RTU), al sistema de control de velocidad y al generador.8

Para garantizar un adecuado desempeño de la respuesta de las unidades a los comandos del AGC, es necesario definir un límite al tiempo de retardo máximo desde el momento en que se envíe el comando de regulación desde el CND hasta que el sistema SCADA regis tre que la unidad presta el servicio de AGC efectivamente.

3.11 Estatismo

Parámetro definido en la regulación, e l estatismo de la máquina es el que relaciona la variación de la frecuencia con la variación de la potencia como se muestra en la Figura 2 y en la Ecuación 1:

Figura 2. Estatismo de una Unidad de Generación

Si se tiene la máquina a una potencia P y frecuencia f y ocurre un aumento en la

muestra en la Figura 2 y en la Ecuación 1:

Figura 2. Estatismo de una Unidad de Generación

Si se tiene la máquina a una potencia P y frecuencia f y ocurre un aumento en la frecuencia a f1, la potencia de la máquina disminuye a p1. Si por el contrario, disminuye la frecuencia a f2, la potencia de la máquina aumenta a p2.

Ecuación 1. Cálculo del Estatismo de una Unidad de Generación 100%n n F FR P P  = 

3.12 Resumen Requerimientos Actuales para AGC

Los parámetros requeridos para la prestación del servicio de AGC se muestran en la Tabla 1. F F P P F1 P1 F2 P2 Pn9

Tabla 1. Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de AGC PARÁMETROS REQUERIMIENTOS Requiere aprobación del CNO Estatismo • Valores entre el 4 y el 6 % (Convencionales) • Valores entre el 2 y el 6 % (No Convencionales) • No aplica Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia por medio del AGC. • Revaluado por el CND. Consultar el valor correspondiente en documento CND. • NO Constante de regulación del sistema • Revaluado por el CND. Consultar el valor correspondiente en documento CND.

• NO Velocidad Máxima de Cambio de Carga del Sistema. • 54.41 MW/min
• SI

Velocidad Mínima de

Consultar el valor correspondiente en documento CND.

• NO Velocidad Máxima de Cambio de Carga del Sistema. • 54.41 MW/min
• SI Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad. • Mayor o igual a 13.6

MW/min medidos durante las pruebas de sintonía para prestar el servicio de AGC.

• SI

Número Mínimo de Unidades. • 5 unidades NOTA: Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo combinado, las mismas serán consideradas para el AGC como una sola unidad.

• SI Holgura para AGC. • Revaluado por el CND.

Consultar el valor correspondiente en documento CND.

• NO Holgura Mínima por Planta para hacer AGC • Revaluado por el CND.

Consultar el valor

• NO10

PARÁMETROS REQUERIMIENTOS Requiere aprobación del CNO correspondiente en documento CND. Holgura Mínima por Unidad para hacer AGC • Revaluado por el CND. Consultar el valor correspondiente en documento CND. • NO Tiempo de Retardo de la Unidad en comenzar a responder una vez enviado el comando por el AGC. • Revaluado por el CND. Consultar el valor correspondiente en documento CND.

• NO

4 Integración de Unidades de Generación al Esquema de AGC Nacional

4.1 Nuevas Unidades que se Integran al Esquema de AGC

Consultar el valor correspondiente en documento CND.

• NO

4 Integración de Unidades de Generación al Esquema de AGC Nacional

4.1 Nuevas Unidades que se Integran al Esquema de AGC

Las unidades que van a participar en Regulación Secundaria de Frecuencia se deben integrar directamente al AGC del CND, para lo cual se efectúa el siguiente procedimiento:

1. Cada agente generador que desee participar en la regulación secundaria de frecuencia debe realizar pruebas preliminares que permitan asegurar que la unidad sea apta para la prestación del servicio de AGC. Dichas pruebas corresponden a: a) Medida del Estatismo de la Unidad. b) Medida de Velocidad de Toma de Carga Sostenida.

Como resultado de estas pruebas, el agente responsable debe producir un documento técnico soportado con registros de campo y resultados de ingeniería que establecen la calidad del regulador y de la respuesta de la unidad en sitio. El agente debe presentar los resultados de las pruebas de campo al CND.

En la Tabla 2 se resumen las anteriores pruebas de campo.11

Tabla 2. Pruebas de Campo

TIPO DE PRUEBA DESCRIPCIÓN CUMPLE OBSERVACIONES

MEDIDA DE ESTATISMO Los procedimientos utilizados para la obtención del parámetro se documentan en los acuerdos CNO vigentes.

VELOCIDAD

MÁXIMA

SOSTENIDA DE

CAMBIO DE CARGA MW/MIN Se obtiene al hacer mediciones de potencia y tiempo al darle una orden de subir o bajar generación a la máquina, pasando de potencia nominal a cero y viceversa por medio de

CAMBIO DE CARGA MW/MIN Se obtiene al hacer mediciones de potencia y tiempo al darle una orden de subir o bajar generación a la máquina, pasando de potencia nominal a cero y viceversa por medio de escalones de igual longitud. De los datos obtenidos se obtiene la pendiente. Estos resultados deben mostrar pendientes similares en todo el rango de operación con el fin de que sean viables los ajustes con el AGC nacional. La experiencia indica que es admisible una desviación de hasta el 25%, cuyo indicador es el coeficiente de variación menor o igual 15%.

El CND tendrá un día hábil para revisar los resultados de las pruebas de campo. En caso de que se encuentre que los resultados de las pruebas son exitosos y que los parámetros de estatismo y velocidad máxima de toma de carga estén dentro de los límites admisibles definidos por la regulación vigente, el agente puede proseguir con la gestión de integración al AGC nacional, caso contrario debe hacer las modificaciones requeridas para cumplir con los valores requeridos de estatismo y velocidad máxima sostenida de cambio de carga (MW/MIN).

2. El agente debe enviar una comunicación formal al CND, a la Dirección Planeación de la Operación solicitando la integración de la planta al esquema de AGC nacional. Esta carta es necesaria para iniciar todos los procesos requeridos al interior del CND para la integración de la nueva unidad al AGC.12

3. El agente debe realizar pruebas de regulación autónoma. El objetivo de estas pruebas es establecer que las unidades que participan en AGC tengan la capacidad de regular la frecuencia en forma autónoma. Para esto es necesario

3. El agente debe realizar pruebas de regulación autónoma. El objetivo de estas pruebas es establecer que las unidades que participan en AGC tengan la capacidad de regular la frecuencia en forma autónoma. Para esto es necesario que la unidad tenga instalado un frecuencímetro con muy buena resolución de toma de datos (al menos un dato por segundo). Igualmente se debe indicar al CND de qué modo se realizará el control local (en forma manual, por medio de software, etc.). En la Tabla 3 se presenta el procedimiento para las Pruebas de

Regulación Autónoma. Tabla 3. Pruebas Autónomas

PROCEDIMIENTO DESCRIPCIÓN CUMPLE OBSERVACIONES

Poseer Frecuencímetro. Para esta prueba es necesario que la unidad tenga instalado un frecuencímetro digital de al menos dos decimales; igualmente se debe indicar al CND de qué modo se realizará el control local (en forma manual, por medio de software, etc.).

Deseable registrador de frecuencia con adecuada resolución de toma de datos (al menos tres muestras por segundo). La unidad regula localmente. La unidad hará el control localmente y será supervisada por el operador del CND. Se le asignará su máxima capacidad de regulación.

Seguimiento por parte del CND a la regulación. Verificación de que la unidad cumpla los estándares de calidad de frecuencia para este tipo de regulación.

Estándares de Calidad. La frecuencia debe permanecer dentro de los límites establecidos por el Código de Operación, 59.8 y 60.2

estándares de calidad de frecuencia para este tipo de regulación.

Estándares de Calidad. La frecuencia debe permanecer dentro de los límites establecidos por el Código de Operación, 59.8 y 60.2 Hz.

La frecuencia debe satisfacer un mínimo de un cruce por 60 Hz cada 10 minutos.

En caso de presentarse un evento (disparo de13

PROCEDIMIENTO DESCRIPCIÓN CUMPLE OBSERVACIONES una unidad, por ejemplo), la frecuencia debe regresar a su valor nominal al cabo de TRF minutos. No deben presentarse oscilaciones en la frecuencia por efectos de este tipo de regulación.

Nota: El valor del parámetro TRF es calculado por el CND y se encuentra disponible para su consulta en el Documento Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de

Regulación Secundaria de Frecuencia

4. Se deben realizar y completar las pruebas de comunicaciones y requerimientos tecnológicos necesarios para llevar a cabo el proceso automático de control de generación desde el CND. Estas pruebas permiten configurar parámetros relacionados con el canal de comunicaciones, las RTUs, direcciones de medidas, indicaciones y comandos y deben ser coordinadas y llevadas a cabo entre el agente y la Dirección Tecnología de XM (Grupo SCADA).

5. Entre el agente generador y el CND se definirá el modo en el que el CND enviará comandos a la unidad para hacer AGC: pulsos o setpoint. La notificación se hará a la Dirección Planeación de la Operación.

6. El agente generador debe enviar a la dirección Planeación de la Operación los

comandos a la unidad para hacer AGC: pulsos o setpoint. La notificación se hará a la Dirección Planeación de la Operación.

6. El agente generador debe enviar a la dirección Planeación de la Operación los valores de los siguientes parámetros que permitirán ajustar el modelo inicial de la planta en el programa que corre la función automática de control de frecuencia: a) Factor de conversión de MW por pulso (Piff step) para subir y para bajar

(en caso de que el envío de comandos se realice a través de pulsos). b) Mínimo técnico de las unidades para hacer AGC [MW] c) Máximo técnico de la unidad para hacer AGC probado

7. Una vez realizado lo anterior y verificado que la planta cumple con los requisitos técnicos mínimos para hacer AGC (ver Tabla 1), el CND procede a realizar los trámites de aplicativos necesarios para que el agente pueda realizar la oferta de pruebas de AGC.

8. Finalmente, el agente debe coordinar con la Dirección Planeación de la Operación la fecha de las pruebas oficiales de AGC según disponibilidad de los recursos tecnológicos y de personal necesario para llevar a cabo la prueba desde el CND. Los tiempos de coordinación entre XM y el agente deben estar de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente.14

9. De acuerdo con los resultados de las pruebas oficiales de AGC (Ver Tabla 4 y Tabla 5) se determina la elegibilidad para AGC de la planta.

4.2 Sintonía de Unidades

El proceso de sintonía de unidades se debe realizar ante la integración de una nueva unidad al AGC Nacional o ante cambios en una unidad de generación que puedan originar una modificación de la respuesta en regulación primaria de la

4.2 Sintonía de Unidades

El proceso de sintonía de unidades se debe realizar ante la integración de una nueva unidad al AGC Nacional o ante cambios en una unidad de generación que puedan originar una modificación de la respuesta en regulación primaria de la unidad ante una variaci ón de la frecuencia o una modificación en el tiempo de retardo que hay entre el comando enviado por el AGC y la respuesta real de la unidad. En el proceso de sintonía se determina el ajuste de los parámetros del modelo de la unidad en el sistema SCADA del CND. Adicionalmente se determina la respuesta de la unidad en modo automático por un periodo de tiempo acordado entre el agente y el CND.

Para el caso en el que se tengan más de una unidad compartiendo sistema de control o RTU, se realizaran pruebas en automático, durante el mismo periodo acordado, con el fin de verificar el adecuado desempeño de varias unidades haciendo AGC.

Teniendo en cuenta la modalidad en la que se envíen los comandos desde el CND se tienen dos alternativas: Envío comandos tipo pulsos desde el CND y envío comandos tipo setpoint desde el CND. El procedimiento a seguir considerando ambas alternativas se describe a continuación:

4.2.1 Envío comandos tipo pulsos desde el CND

• Verificar la respuesta de las unidades con los parámetros originales. Para esto, se le envían varios escalones de igual magnitud, pasando del mínimo para AGC reportado por el agente hasta la disponibilidad total declarada para la unidad durante la prueba y viceversa, y se evalúa la respuesta de la unidad. • Determinar el factor de conversión (MW/Pulso). Este debe presentar un valor único para toma de carga y otro para bajar carga. Si durante las

para la unidad durante la prueba y viceversa, y se evalúa la respuesta de la unidad. • Determinar el factor de conversión (MW/Pulso). Este debe presentar un valor único para toma de carga y otro para bajar carga. Si durante las pruebas resulta una alta dispersión de este factor, no es posible obtener un valor para este parámetro. Constituyen referencia técnica las pruebas y registros preliminares de la unidad que deben garantizar el buen comportamiento. • Se produce para las unidades un conjunto de datos recorriendo, el rango de regulación de subida y bajada de generación - que deberá estar comprendido entre el mínimo técnico de AGC reportado por el agente y la disponibilidad declarada, efectuando el ajuste necesario en los parámetros.15

• Para determinar la calidad de la respuesta de la unidad en AGC, se utilizan

los siguientes indicadores:

1. Respuesta lineal en todo el rango de regulación probado que deberá estar comprendido entre el mínimo técnico de AGC reportado por el agente y la disponibilidad declarada.

2. Coeficiente de variación de los factores de conversión de MW/ pulso tomado durante la prueba debe ser menor al 15%.

3. Tiempo que tarda en responder la unidad una vez se envía el comando inferior a TRU segundos.

4. Valor del error final de potencia promedio menor o igual a 2 MW.

5. Coeficiente de variación de la velocidad de cambio de carga por unidad medida durante la prueba menor al 15%.

Tabla 4.Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC – Envío coman