CNO - Acuerdo 2202 de 2026 - Anexo 4

CNO - Consejo Nacional de Operaciones

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Título: CNO - Acuerdo 2202 de 2026 - Anexo 4
Autor: CNO - Consejo Nacional de Operaciones
Categoría: Infralegal
Área del derecho: Servicios Públicos
Año: 2026

ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA Proyecto Solar Fotovoltaico Celsia Solar Escobales 1, 2, 3, 4, 5 y CEMEX

Departamento de Ingeniería Eléctrica CSE-CW2256613-2023-ID-ELE-MC-371 ENE 2025

REV. 0CÓD. CLIENTE: CSE-CW2256613-2023-ID-ELE-MC-371

CÓD. PRODUCTO: COS23ES-D-SEEE-E-MAC-MC0033

Enero 2025 Rev. 0

ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA Proyecto Solar Fotovoltaico Celsia Solar Escobales 1, 2, 3, 4, 5 y CEMEX

POWERCHINA INTERNATIONAL GROUP LIMITED

Departamento de Ingeniería Eléctrica Carrera 12 # 97 - 80 Oficina 501 Bogotá, Colombia.

COS23ES-D-SEEE-E-MAC-MC0033

ESTE DOCUMENTO ES PROPIEDAD DE POWERCHINA INTERNATIONAL GROUP LIMITED Y NO DEBE SER COPIADO, REPRODUCIDO Y/O CIRCULADO SIN SU AUTORIZACIÓN THIS DOCUMENT IS PROPERTY OF POWERCHINA INTERNATIONAL GROUP LIMITED IT MAY NOT BE COPIED, REPRODUCED AND/OR CIRCULATED WITHOUT AUTHORIZATION PÁG. 2 DE 4

ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA CSE-CW2256613-2023-ID-ELE-MC-371

Cliente Celsia S.A. E.S.P. Proyecto Proyecto Solar Fotovoltaico Celsia Solar Escobales 1, 2, 3, 4, 5 y CEMEX Autor Ivan Vargas Departamento Departamento de Ingeniería Eléctrica Fecha Enero 2025

CONTROL DE MODIFICACIONES DEL PRODUCTO

Revision Revision Date Revision Description Revision Changes

REVISIÓN FECHA DE

REVISIÓN DESCRIPCIÓN DE LA REVISIÓN CAMBIOS DE LA REVISIÓN

A 05/NOV/24 EMITIDO PARA REVISIÓN COMENTARIOS INCORPORADOS

B 20/DIC/24 EMITIDO PARA REVISIÓN COMENTARIOS INCORPORADOS

0 22/ENE/25 APROBADO PARA CONSTRUCCIÓN COMENTARIOS INCORPORADOS

REVISIÓN Y APROBACIÓN Revision Revision Date Produced by Checked by Approved by

REVISIÓN FECHA DE

REVISIÓN ELABORÓ REVISÓ APROBÓ

A 05/NOV/24

Iván Vargas CN205122308

Álvaro Polanía CN205-58911

Rafael Vargas CN205-62492

B 20/DIC/24

Iván Vargas CN205122308

Álvaro Polanía CN205-58911

Rafael Vargas CN205-62492 0 22/ENE/25 Gustavo Granados CN205113421

Iván Vargas CN205122308

Rafael Vargas

CN205-62492ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA

por el uso indebido o malinterpretación de la información por parte de terceros. Se ruega a los destinatarios asegurarse de que cualquier persona que tenga acceso a este informe esté debidamente informada y cumpla con estas restricciones.ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA PROYECTO SOLAR FOTOVOLTAICO CELSIA SOLAR ESCOBALES 1, 2, 3, 4, 5 Y CEMEX CSE-CW2256613-2023-ID-ELE-MC-371

COS23ES-D-SEEE-E-MAC-MC0033

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................................. 4

2. ANEXO: ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIA ........................................................................................... 4

1. INTRODUCCIÓN Este informe presenta el estudio de Estabilidad transitoria para el cumplimiento de las resoluciones CREG 060 DE 2019 Y CREg 148 de 2021, en los seis parques solares Escobales con capacidad de 19,9 MW cada uno, constituidos por estructuras de tipo Tracker y sistema fijo.

Las condiciones ambientales del sitio del proyecto se muestran a continuación en la Tabla 1. Estos valores fueron tomados de la base de datos (SG-17153-2007-35-1_TMY_P50) compartida por Celsia. Tabla 1. Condiciones ambientales del proyecto

PARÁMETRO VALOR MÁXIMO VALOR

MÍNIMO

VALOR DE DISEÑO Altitud (msnm) 775 700 738

CN205-62492 0 22/ENE/25 Gustavo Granados CN205113421

Iván Vargas CN205122308

Rafael Vargas CN205-62492ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA PROYECTO SOLAR FOTOVOLTAICO CELSIA SOLAR ESCOBALES 1, 2, 3, 4, 5 Y CEMEX CSE-CW2256613-2023-ID-ELE-MC-371

COS23ES-D-SEEE-E-MAC-MC0033

Aviso legal Este informe de ingeniería es propiedad exclusiva del emisor y está protegido por derechos de autor y otras leyes de propiedad intelectual. Queda estrictamente prohibida la copia, reproducción, distribución o divulgación no autorizada de su contenido, total o parcialmente, sin el consentimiento expreso por escrito del emisor. Cualquier uso no autorizado de este informe se considerará una violación de los derechos de propiedad intelectual y puede dar lugar a acciones legales. La información aquí contenida es confidencial y se proporciona únicamente para el propósito establecido en el informe. El emisor no asume responsabilidad por el uso indebido o malinterpretación de la información por parte de terceros. Se ruega a los destinatarios asegurarse de que cualquier persona que tenga acceso a este informe esté debidamente informada y cumpla con estas restricciones.ESTUDIO ESTABILIDAD TRANSITORIA

Tabla 1. Condiciones ambientales del proyecto

PARÁMETRO VALOR MÁXIMO VALOR

MÍNIMO

VALOR DE DISEÑO Altitud (msnm) 775 700 738 Temperatura ambiente (°C) 35 (1) 17,9 (1) 35 Humedad relativa (%) 74 (2) 59 (2) 66,5 Días de tormenta al año (u) 127 (2) 127 (2) 127 Velocidad del viento (km/h) 9 (3) 8 (3) 9 Temperatura del suelo (°C) Isotérmico Isotérmico Isotérmico

(1) Valor tomado de los datos de Solargis enviados por Celsia (SG-17153-2007-35-1_TMY_P50). (2) Valor tomado de la base de datos del IDEAM. (3) Valor tomado de la base de datos de Global Wind Atlas. (4) Valor tomado del estudio de geotécnico.

2. ANEXO: ESTUDIO DE ESTABILIDAD TRANSITORIALATAM RENEWABLE ENERGY

ENGINEERING COMPANY S.R.L LTDA.

ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE

LAS RESOLUCIONES CREG 060 DE 2019 Y CREG 148 DE

2021, EN LOS SEIS PARQUES SOLARES ESCOBALES

CON CAPACIDAD DE 19,9 MW CADA UNO

INFORME FINAL

DOCUMENTO IEB-073-24-15

REVISIÓN 2

Medellín, enero de 2025CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a:

Nombre Dependencia Empresa Copias Pablo Andrés Posada

REVISIÓN 2

Medellín, enero de 2025CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a:

Nombre Dependencia Empresa Copias Pablo Andrés Posada Rodríguez Coordinador de Proyectos

LATAM RENEWABLE ENERGY

ENGINEERING COMPANY

S.R.L LTDA

1 Servidor Ingeniería Especializada S.A. 1

Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a IEB S.A.

CONTROL DE REVISIONES

Revisión Fecha Descripción Elaboró Revisó Aprobó 0 22/10/2024 Emisión Inicial FFH NMR

FFH NMR RGV

1 16/12/2024 Comentarios del Cliente FFH NMR NMR

FFH NMR NMR

2 21/01/2025 Comentarios del Cliente FFH NMR NMR

FFH NMR NMR

Participaron en la elaboración de este informe: Sigla Nombre FFH Felipe Franco Hernández NMR Natalia Molina Ramírez RGV Rolando Guisao VélezRESUMEN EJECUTIVO LATAM RENEWABLE ENERGY ENGINEERING COMPANY S.R.L LTDA . pretende verificar la respuesta dinámica de los controles de la s seis plantas solares que conforman el parque fotovoltaico Escobales, con capacidad de 19,9 MW cada una de ellas, evaluando su comportamiento ante huecos de tensión y el cumplimiento de las curvas LVRT y HVRT correspondientes a las Resoluciones CREG 060 de 2019 (1) y CREG 148 de 2021 (2). Se analizan también los efectos transitorios que produciría en la red externa una súbita pérdida

máxima importación de energía desde Ecuador, alta generación en Valle, alta generación de Betania, Quimbo, Prado y Amoyá, y baja generación en Oriental. El escenario se complementa con el despacho de las centrales fotovolta icas aprobadas, durante el escenario de demanda media, debido a la disponibilidad delESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

recurso primario para estos proyectos (irradiación solar). En la siguiente tabla se presenta en detalle las condiciones descritas anteriormente, donde la primera letra in dica el escenario de demanda (“D” demanda media) y la segunda , el despacho de generación considerado (“H” Hidráulica, “T” Térmica). Tabla 6. Despachos de Generación Nombre Tecnología Generación [MW] DH DT Amoya 1, 2 Hidráulica 75,0 75,0 Betania 1,2,3 Hidráulica 480,0 480,0 Cucuana 1,2 Hidráulica 56,0 56,0 Prado 1,2,3,4 Hidráulica 56,0 56,0 Alto Anchya 1,2,3 Hidráulica 150,0 355,0 Bajo Anchya 1,2,3,4 Hidráulica 0,0 72,0 Calima 1,2,3,4 Hidráulica 64,0 126,0

correspondientes a las Resoluciones CREG 060 de 2019 (1) y CREG 148 de 2021 (2). Se analizan también los efectos transitorios que produciría en la red externa una súbita pérdida de generación de los parques solares. Para esto se realizan análisis eléctricos para el año 2025, en el escenario de demanda media (D), para los siguientes despachos:  Generación Hidráulica: perfil de generación máximo del área. Considera una máxima importación de energía desde Ecuador, baja generación en Valle, alta generación de Betania, Quimbo, Prado y Amoyá, y alta generación en Oriental. El escenario se complementa con el desp acho de las centrales fotovoltaicas aprobadas, durante el escenario de demanda media, debido a la disponibilidad del recurso primario para estos proyectos (irradiación solar).  Generación Térmica: perfil de generación crítico del área. Considera una máxima importación de energía desde Ecuador, alta generación en Valle, alta generación de Betania, Quimbo, Prado y Amoyá, y baja generación en Oriental. El escenario se complementa con el despacho de las centrales fotovoltaicas aprobadas, durante el escenario de demanda media, debido a la disponibilidad del recurso primario para estos proyectos (irradiación solar). En los escenarios descritos anteriormente se verifica el comportamiento de la red eléctrica local ante la salida de operación de los 19,9 MW de potencia correspondientes a cada proyecto. Adicionalmente se evalúa el comportamiento de los inversores en cada parque solar ante eventos de caídas de tensión en el respectivo punto de conexión De acuerdo con los resultados obtenidos, se observa que , ante la desconexión de los

proyecto. Adicionalmente se evalúa el comportamiento de los inversores en cada parque solar ante eventos de caídas de tensión en el respectivo punto de conexión De acuerdo con los resultados obtenidos, se observa que , ante la desconexión de los proyectos, el sistema eléctrico en la zona de influencia presenta un comportamiento estable en todos los casos , puesto que las oscilaciones de las variables de potencia y ángulo de las máquinas tienen un comportamiento amortiguado y alcanza valores fijos en estado estacionario después del despeje de los eventos realizados. Por lo tanto, se concluye que el sistema tiene la capacidad d e soportar la salida de est os recursos sin presentar problemas que impliquen la activación de esquemas de deslastre de carga para mantener la frecuencia del sistema en valores seguros para la operación.De igual forma, se presenta un comportamiento estable en las demás contingencias analizadas; en todos los casos el comportamiento de la perturbación es amortiguado y se estabiliza una vez despejados los eventos analizados. Por otro lado, ante eventos de huecos de tensión en el punto de conexión, se observa que el desempeño de los inversores del proyecto de generación es adecuado, pues inyectan potencia reactiva durante las caídas de tensión generadas por el evento de cortocircuito simulado y tienen tiempos de respuesta menores a 50 ms. Adicionalmente, se comprueba el funcionamiento de la inyección rápida de corriente reactiva ante huecos sucesivos de tensión separados en 30 s, validando lo exigido para la entrada en operación de plantas solares conectadas al SDL. Este comportamiento demuestra la participación activa de los inversores, mitigando la caída de tensión y aportando a la recuperación del sistema durante fallas que puedan afectar la operación de la red.

el funcionamiento de la inyección rápida de corriente reactiva ante huecos sucesivos de tensión separados en 30s, validando lo exigido para la entrada en operación de plantas solares conectadas al SDL. Este comportamiento demuestra la participación activa de los inversores, mitigando la caída de tensión y aportando a la recuperación del sistema durante fallas que puedan afectar la operación de la red. Adicionalmente, se verifica l a soportabilidad de las unidades generadoras en las plantas solares fotovoltaicas a depresiones sucesivas de tensión y su comportamiento inyectando corriente reactiva en cada uno de los eventos simulados.ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

8. REFERENCIAS

1. CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 060 DE 2019. Por la cual se hacen modificaciones y adiciones transitorias al Reglamento de operación para permitir la conexión y operación de las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN y se

dictan otras disposiciones. Bogotá D.C. : s.n., 2019. http://www.creg.gov.co/.

2. CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 148 de 2021. Por la cual se adiciona un Capítulo Transitorio al Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, para permitir la conexión y operación de

solares conectadas al SDL. Este comportamiento demuestra la participación activa de los inversores, mitigando la caída de tensión y aportando a la recuperación del sistema durante fallas que puedan afectar la operación de la red. Adicionalmente, se verifica la soportabilidad de las unidades generadoras de la planta solar fotovoltaica a depresiones sucesivas de tensión y su comportamiento inyectando corriente reactiva en cada uno de los eventos simulados.ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO ................................ ................................ ................................ .................. 6

2. ALCANCE ................................ ................................ ................................ ................... 6

3. ANTECEDENTES ................................ ................................ ................................ ....... 6

4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ................................ ................................ .............. 6 4.1. Ubicación del Proyecto ................................ ................................ ........................ 7 4.2. Modelo de control de los inversores ................................ ................................ .... 9 4.2.1. Modelo (REEC_B) – Control Eléctrico ................................ .......................... 9 4.2.2. Modelo (REGC_A) ................................ ................................ ...................... 12

5. METODOLOGÍA ................................ ................................ ................................ ....... 14 5.1. Criterios Utilizados para los Análisis Eléctricos ................................ .................. 14

6. ANÁLISIS TÉCNICO ................................ ................................ ................................ 14 6.1. Comportamiento de los proyectos Solares y Eólicos ................................ ......... 14 6.1.1. Estado Estable ................................ ................................ ........................... 17

6. ANÁLISIS TÉCNICO ................................ ................................ ................................ 14 6.1. Comportamiento de los proyectos Solares y Eólicos ................................ ......... 14 6.1.1. Estado Estable ................................ ................................ ........................... 17 6.1.2. Comportamiento Dinámico ................................ ................................ ......... 17 6.2. Despachos de Unidades de Generación del Área de Influencia......................... 19 6.3. Consideraciones Adicionales de Escenarios de Generación y Demanda .......... 21 6.4. Análisis de Estabilidad ................................ ................................ ....................... 21 6.4.1. Estabilidad Dinámica ................................ ................................ .................. 22 6.4.2. Estabilidad Transitoria ................................ ................................ ................ 24

7. CONCLUSIONES ................................ ................................ ................................ ..... 32

8. REFERENCIAS ................................ ................................ ................................ ........ 33

CONVENCIONES DH Demanda Media Despacho Hidráulico DT Demanda Media Despacho TérmicoESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

1. OBJETIVO Analizar la respuesta dinámica de los controles de las seis plantas que conforman el parque solar Escobales, con capacidad de 19,9 MW cada una, evaluando su comportamiento ante huecos de tensión y el cumplimiento de las curvas LVRT y HVRT correspondiente a la s Resoluciones CREG 060 de 2019 (1) y CREG 148 de 2021 (2). Adicionalmente, revisar los efectos transitorios que produciría en el Sistema de Transmisión Regional una súbita

Resoluciones CREG 060 de 2019 (1) y CREG 148 de 2021 (2). Adicionalmente, revisar los efectos transitorios que produciría en el Sistema de Transmisión Regional una súbita pérdida de generación del parque solar.

2. ALCANCE Para la realización del estudio, se cumple con el siguiente alcance:  Recopilación y revisión de la información.  Ajuste del modelo.  Definición de escenarios de operación.  Análisis eléctrico de estabilidad.  Elaboración del informe final para entrega de resultados.

Este documen to contiene, entre otros, la información utilizada, la descripción de la metodología, los resultados de los análisis, las conclusiones y las recomendaciones del estudio.

3. ANTECEDENTES El interés en evaluar el cumplimiento de las curvas LVRT (Low Voltage Rid e Trough) y HVRT (High Voltage Ride Trough) correspondientes a la s Rresoluciones CREG 060 de 2019 (1) y CREG 148 de 2021 (2), así como los efectos transitorios que produciría en la red externa una súbita pérdida de generación de la s plantas solares, motivó a la empresa LATAM RENEWABLE ENERGY ENGINEERING COMPANY S.R.L LTDA a contratar los servicios de la firma consultora Ingeniería Especializada S.A., IEB S.A.

4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO El proyecto de generación consiste en seis parques fotovoltaicos de 19,9 MW, cuyas características principales se resumen a continuación.

Tabla 1. Características principales del proyecto por cada planta Características Nombre de la planta y tipo de generación.

Parque Fotovoltaico Escobales:  Escobal 1 19,9 MW

características principales se resumen a continuación. Tabla 1. Características principales del proyecto por cada planta Características Nombre de la planta y tipo de generación.

Parque Fotovoltaico Escobales:  Escobal 1 19,9 MW  Escobal 2 19,9 MW  Escobal 3 19,9 MW  Escobal 4 19,9 MW  Escobal 5 19,9 MWESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

Características  Cemex 19,9 MW Ubicación geográfica de la planta. Ibagué, Tolima Latitud= 4°23'11.52"N, Longitud= 75°3'59.90"O Modelo, fabricante y número de inversores. 80 inversores del fabricante Huawei, referencia SUN 2000 330 KTLH1 (3) Número de controladores de planta y diagrama de bloques correspondiente. Un controlador de planta (PPC). Si el proyecto incluye sistemas de baterías, se debe incluir el modelo correspondiente y las características de estos El proyecto no cuenta con sistemas de baterías

4.1. Ubicación del Proyecto El proyecto de generación solar Escobales se encuentra ubicado en cercanías del municipio de Ibagué, en el departamento del Tolima. Su ubicación geográfica se presenta en la Figura 1.

Figura 1. Localización geográfica del proyecto (4) El diagrama unifilar general del parque solar es presentado en la Figura 2.ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES

ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

Figura 2. Diagrama Unifilar del área de influencia de los proyectos solares Escobal 1 – 5.ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

4.2. Modelo de control de los inversores A continuación, se presenta el modelo de control de los inversores, el cual homologa el desempeño eléctrico del mismo. 4.2.1. Modelo (REEC_B) – Control Eléctrico Utilizado para representar los controles eléctricos de los inversores. Actúa sobre la referencia de potencia activa y reactiva del módulo de control de planta , con retroalimentación del voltaje del terminal y la salida de potencia del generador y da

Utilizado para representar los controles eléctricos de los inversores. Actúa sobre la referencia de potencia activa y reactiva del módulo de control de planta , con retroalimentación del voltaje del terminal y la salida de potencia del generador y da comandos de corriente real y reactiva al módulo REGC. En la Tabla 2 se presentan los valores utilizados para parametrizar el modelo. Tabla 2. Parámetros modelo REEC_B Nombre Valor Unidad Descripción PfFlag 0 1 = Control local factor de potencia 0 = Control Q de acuerdo con consigna VFlag 1 1 = Control local voltaje 0 = Control Q de acuerdo con consigna Tp 0,02 [s] Constante tiempo filtro PT1 medida de potencia activa Kqp 1 [pu] Constante proporcionalidad PI control corriente reactiva Kqi 0,7 [pu] Constante integral PI control corriente reactiva Kvp 1 [pu] Constante proporcionalidad PI control local voltaje Kvi 1 [pu] Constante integral PI control local voltaje Kqv 1,4 [pu] Constante de inyección de potencia reactiva durante falla QFlag 0 1 = Control local corriente reactiva 0 = Control Q de acuerdo con consigna del PPC Trv 0,02 [s] Constante de tiempo filtro PT1 para medida de tensión en el inversor Tiq 0,02 [s] Constante de tiempo filtro PT1 para consigna final de corriente reactiva de acuerdo con consigna del PPC Tpord 0,02 [s] Constante de tiempo filtro PT1 para recepción de consigna de potencia activa proveniente del PPC PqFlag 0 1 = Corriente activa tiene prioridad sobre corriente reactiva

acuerdo con consigna del PPC Tpord 0,02 [s] Constante de tiempo filtro PT1 para recepción de consigna de potencia activa proveniente del PPC PqFlag 0 1 = Corriente activa tiene prioridad sobre corriente reactiva 0 = Corriente reactiva tiene prioridad sobre corriente activa Notar: la configuración de la bandera en 0 implica que las consignas del PPC de potencia reactiva (o control de tensión) se priorizan sobre las consignas de potencia activa dPmax 999 [pu/s] Máxima rata de cambio (incremento) permitida para los cambios de consigna de P provenientes del PPC dPmin -999 [pu/s] Máxima rata de cambio (decremento) permitida para los cambios de consigna de P provenientes del PPC Qmin -0,43 [pu] Mínimo valor de consigna de Q que puede ser aceptado desde el PPC Vmin 0,9 [pu] Límite mínimo para el control PI local Iql1 -1,44 [pu] Mínima consigna de corriente reactiva que puede recibirse del control VRT (inyección rápida de corriente reactiva, corriente inductiva para sobretensiones) Pmin 0 [pu] Mínima consigna de potencia activa que pueden recibir los inversoresESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

Nombre Valor Unidad Descripción

Nombre Valor Unidad Descripción Qmax 0,43 [pu] Máximo valor de consigna de Q que puede ser aceptado desde el PPC Vmax 1,1 [pu] Límite mínimo para el control PI local Iqh1 1,44 [pu] Máxima consigna de corriente reactiva que puede recibirse del control VRT (inyección rápida de corriente reactiva, corriente capacitiva para huecos de tensión) Pmax 1 [pu] Máxima consigna de potencia activa que pueden recibir los inversores A continuación, en la Figura 3 se presenta el diagrama de bloques del modelo de control REEC_B.ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES

ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

Figura 3. Diagrama de bloques modelo de control REEC_BESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

4.2.2. Modelo (REGC_A)

4.2.2. Modelo (REGC_A) Módulo utilizado para representar la interfaz del generador/inversor con la red. Procesa el comando de corriente real y reactiva y las salidas de inyección de corriente real y reactiva al modelo de red. A continuación, en la Tabla 3 se presentan los valores utilizados para parametrizar el modelo Tabla 3. Parámetros modelo REGC_A Nombre Valor Unidades Descripción Tg 0,01 [s] Constante de tiempo del inversor para simular acción de la electrónica de potencia. Volim 1,1 [pu] Voltaje límite para lógica de alto voltaje Khv 2 Factor de aceleración de alto voltaje Tfltr 0,02 [s] Constante de tiempo filtro PT1 usado para la medida de tensión en caso de usar lógica de operación por baja tensión Por la configuración de la bandera Lvplsw, esta cantidad no tiene efecto en la simulación. Lvplsw 1 [-] Bandera para uso lógica desactivación por baja tensión 1= Activo 0= desactivo En este caso no se usa ya que se incluyen modelos d protecciones y no se cuenta con cesación momentánea. T 0.01 Constante de tiempo filtro PT1 medidas internas Iqrmin -999 [pu/s] Límite a la rata de cambio de la corriente reactiva (decrecimiento). Iolim -1,1 [pu] Corriente límite para lógica de alto voltaje Iqrmax 999 [pu/s] Límite a la rata de cambio de la corriente reactiva (crecimiento).

Iolim -1,1 [pu] Corriente límite para lógica de alto voltaje Iqrmax 999 [pu/s] Límite a la rata de cambio de la corriente reactiva (crecimiento). rrpwr 10 [pu/s] Limite a la rata de cambio de la corriente activa (crecimiento y decrecimiento simétrico). En la Figura 4 se presenta el diagrama de bloques del modelo de control REGC_A.ESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES

ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

Figura 4. Diagrama de bloques modelo de control REGC_AESTUDIO DE ESTABILIDAD PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESOLUCIONES CREG 060 Y CREG 148 EN LOS 6 PARQUES SOLARES ESCOBALES DE 19,9 MW CADA UNO

5. METODOLOGÍA Partiendo del modelo eléctrico del Sistema Interconectado Nacional (SIN) , se realiza la evaluación técnica de estabilidad en el software DIgSILENT PowerFactory 2024.

El desarrollo de las actividades comienza con la recepción de la información técnica del proyecto, la cual se procesa en conjunto con la información del SIN ( demanda, obras de expansión de generación y transmisión, entre otros), para generar el modelo de simulación. Seguido a esto, se desarrollan simulaciones RMS de estabilidad dinámica y transitoria en secuencia positiva, las cuales consideran los eventos más severos que puedan presentarse en la red . Estas simulaciones verifican la estabilidad de las variables de control de los elementos ubicados en el área de influencia del proyecto y son desarrolladas con el módulo de Estabilidad (RMS) disponible en el software DIgSILENT PowerFactory. En caso de no evidenciar un comportamiento adecuado en la estabili dad de la red , se plantean recomendaciones según el caso. 5.1. Criterios Utilizados para los Análisis Eléctricos Para los análisis eléctricos se tienen en cuenta todos los requerimientos de calidad, segurida

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