CNO - Acuerdo 226 de 2002

CONSEJO NACIONAL DE OPERACION

G.N.O.

ACUERDO No. 226

Abril 26 de 2002 Por el cual se aprueban los criterios técn¡cos para la prestac¡ón del servic¡o de Regulac¡ón Secundaria de Frecuencia a nivel nacional El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales y reglamentarias, en espec¡al las confer¡das en el Artículo 36 de la Ley 143 de 1994, la Resolución 80103 del 2 de febrero de 1995 del [,]¡nislerio de Minas y Energfa, elAnexo gener¿ll de la Resoluc¡ón CREG 025 de 1995, su reg¡amento ¡ntemo y según lo acordado en la Reun¡ón No. 173 delC.N.O. celebrada el 25 de abril de 2002 y

CONSIDERANDO:

1. Que la Resoluciones CREG 198 de 1997 y 083 de 1999 establecen los criterios y requis¡los para la prestación delServic¡o de Regulación Secundada de Frecuencia.

2. Que es neceser¡o actuelizar los actuales requis¡tos lécn¡cos aplicab¡es a la prestación delServ¡cio de Regulación Secundaria de Frecuencia.

ACUERDA: ARTfCULO PRfMERO: Aprobar el documenlo ISA UENCND 02 - o59 Re\taluact6n .le tos Crlte¡los de Regutaclón Secunclarla de Frocuencia" del 10 de Abril de 2002, el cual forma parte ¡ntegral del presente acuerdo como Anexo A.

ARTICULO SEGUNDo: El resumen de parámetros contenidos en d¡cho documento y apl¡cables alServ¡cio de Regulación Secundaria de Frecuencia son lo8 8¡guient$l . Valores entre el 4 v el 6 % T¡empos y bandas de rccuperación de la frecuenc¡a oor medio del AGC.

Después de un evento la frecuencia debe regresar a au valor nominál como máx¡mo en 7 m¡nutos. Veloc¡dad de cambio del s¡stema. . Valores entre 50 y 70 Mwminuto Velocidad de cambio por un¡dad. Mayor o igual a loMwmin medidos durante las pruebas de s¡ntonía para prestar el servicio de AGC. Número minimo de un¡dades. . 3 unidades. . NOTA: Teniendo en cuenta las part¡culeridades tecnológ¡cas y de control de las planlas de ciclo combinádo, las mismas serán cons¡deradas para el AGC como una sola un¡dad. . El mavor valor entre la un¡dad disponible más orande Acuerdo 226

1t11CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

ARTICULO TERCERO: La veloc¡dad de camb¡o de carga MW/m¡n de las ün¡dades será el valor med¡do en el CND durante las pruebas de eleg¡b¡lidad y/o s¡ntonía de las unidades para part¡c¡par en el SeNic¡o de Regulación Secundaria de Frecuencia.

D¡chas pruebas están descdtas en el documento ISA UENCND 148 de jul¡o de 2000

"Entraata én Operacian de Nuevaa Unidades at AGC Nacional", aprobado med¡ante Acuerdo No 82 del CNO, o aquel que con posleñor¡dad sea actual¡zado por el CND y apfobado Dof el cNo.

ARTICULO CUARTO: Para dar cumplimiento al tiempo de recuperac¡ón de la frecuencia por med¡o del AGC, la asignación de reserva de r€gulación a una unidad estará limilada a dos veces (regulac¡ón hac¡a ariba y hacia abajo) el valor efect¡vo de potenc¡a que pueda variar en 7 m¡nutos, de acuerdo con su velocidad de cambio de carga definida €n elAnículo TERCERO del presente Acu€rdo.

ARTICULO QUINTO: Exceptúase de lo dispueslo en el preaent€ acusrdo los caaos En los que por cambios en la topologia del STN, el servic¡o de RegulEción secundaria de Frecuencia deba sErpreslado rEgionalmente poragentes generadores para los cuales el CNO haya delin¡do med¡ante Acuerdo, unos parámetros especff¡cos, los cuales seguirán v¡gentes.

ARTICULO SEXTO: El presente Acuerdo rige a partir de la oferta de disponib¡lidad para AGC que se otectúe por parte de los agentes generadores el día 2 de mayo de 2002, tas cuales serán conside€das pera el Despacho Económ¡co del dÍa 3 de máyo d6 2002 y con excepc¡ón de lo dispúesto en el artículo anter¡or, deroga todos aquellos

Acuerdos que le sean contrar¡os, en espec¡al el Acuerdo No 108 delCNO. Dado en Bogotá a los 29 días del mes de Abril de 2002. El Secreta el 5% de la demanda programada en cada hora. Dicho valor podÉ ser modif¡cado por el CND según lo establec¡do en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000. Valor mínimo para partic¡par EN AGC . 23 MW por planta. Este valor es igual hacia aniba y hacia aba.io. Tiempo de retardo de la un¡dad en comenzar a responder una vez enviado el comando por e¡AGC. . Máx¡mo de 20 segundos una vez enviado el primer comando de regulac¡ón. Acuerdo 226

211CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

ANEXO A

REVALUAC¡óN DE LOS CRITERIOS DE REGULACIÓN

SECUNDAR¡A DE FRECUENCIA kuedo26

3t11CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

I. OBJETIVO Revaluar los cíterios requer¡dos por las unidades de generac¡ón para participar en la prestación del serv¡c¡o de regulación secundaria de frecuenc¡a en el

Sistema Interconectado Nac¡onal.

2. INTRODUCCIÓN La regulación secundaria de frecuenc¡a es un mecan¡smo de control automát¡co encargado de llevar la frecuenc¡a y/o intercamb¡o a su valor nominal después de un disturb¡o y opera una vez haya actuado la regulac¡ón primaria (los

primeros 30 segundos). Para una adecuada cal¡dad de frecuencia, el s¡stema requ¡ere del serv¡c¡o de regulac¡ón primaria y secundaria de frecuenc¡a. La operación del Sistema Interconectado Nac¡onal, tanto desde el punto de v¡sta económico como de segur¡dad y cal¡dad, exige la coordinac¡ón y participac¡ón directa o indirectá de todos los agentes del Mercado de Energía Mayorista en la prestac¡ón del servicio de regulación secundar¡a de frecuencia. El control automático de la frecuenc¡a se realiza con un programa que se conoce con el nombre de AGC (Auiomatic Generat¡on Control), el cual calcula la desv¡ac¡ón de frecuencia y/o intercambio para correg¡rle a través de un proceso automát¡co de envlo de comandos (setpoint) que camb¡an la generación de las unidad€s que se encuentren bajo su control. La desviac¡ón del parámetro controlado (frecuencia y/o ¡ntercamb¡o) se conoce con el nombre de ACE (Area Control Error) y se calcula de la sigu¡ente manera: ACE = (lntercamüoReal - IntercambioProgran^do) - B(FrecuehciaReal - ó0) luwl ACE = LPp8 IMyVI Los criterios requeridos para la prestación del serv¡cio de regulac¡ón primaria y teÍciaria de ftecuencia están fuera del alcance del presente docum€nto.

3. METODOLOGíA El CND anal¡zó ¡os parámetros necesarios para la regulación secundar¡a de

frecuenc¡a del S¡stema Interconectado Nac¡onal. La rev¡sión de éstos se hizo teniendo en cuenta la exper¡enc¡a del CND en la opereción, lo establecido en el Cód¡go de Operac¡ón y las práct¡cas a n¡vel intemacional. Luego se procede a su análisis ind¡v¡dual oara definir los valores más adecuados en el SlN. La revis¡ón efectuada por el CND estuvo orientada a flex¡bil¡zar los requ¡sitos técn¡cos exig¡dos a las unidades que prestan el servicio de AGC, con el objeto Acueño 226 4111GONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o. de ampliar el mercado de regulación secundaria de frecuenc¡a de una manera técnicamente factible sin comprometer la calidad y seguridad del s¡stema.

4. ANTECEDENTES En el Cód¡go de Operación se def¡ne que Ia frecuencia objetivo del S¡stema Interconectado Nacional es 60.00 Hz y su rango de variación de operación está entre 59.80 y 60.20 Hz, excepto en estados de emergencia, fallas, déiic¡t energét¡co y periodos de restablecimiento.

Las Resoluciones CREG 198 de 1997, 080 y 083 de 1999 establecen las reglas operat¡vas para Ie prestac¡ón del serv¡c¡o de regulac¡ón secundaria de frecuenc¡a y las funciones del CND en este aspecto. La reglamentación para pruebas de AGC están estipuladas en la Resoluc¡ón CREG 121 de 1998. Por

otro lado, la Resolución CREG 064 de 2000 reglamenta la parte comercial del servicio de regulación secundaria de frecuencia y est¡pula la obl¡gatoriedad comercial de todos los agentes despachados a contribuir con una reserva proporc¡onal a su despacho horario. El acuerdo del Consejo Nacional de Operación No 82 de jul¡o 27 de 2OOO aprobó el documento ISA UENCND 148 de julio de 2000, el cual establece los proced¡mientos necesarios paÍe la ver¡ficac¡ón y aprobación de nuevas un¡dades para part¡c¡par en la regulación secundaria de frecuenc¡a y los criterios de seguridad y calidad del control integrado de frecuencia en el SlN. Actualmente, los parámetros requeridos para la prestación del serv¡cio de AGC son: Estatismo . Valores entre el4 y el6 % Tiempos y bandes de recupereción de la frecuencia Dor medio delAGC. . DesDués de un evento le frecuencia debe regresar a su valor nom¡nal como máximo 0n 5 minutos. Veloc¡dad mínima de camb¡o de carga. . Valores entre 29 y 67 Mwminuto Número mín¡mo de unidades. . 3 un¡dedes. Velocidad de camb¡o de c€rua requerido oor un¡dad. . lsMwmin med¡dos con el modo de pruebas delAGC en el CND. (Acuerdo cNo #108) Valor mínimo para partic¡par en AGC . 23 l\¡W. lAcuerdo CNO #93) Reserva de AGC. . El mayor valor entre la unidad

d¡sponible más grande y el 5olo de la demanda en cada hora. (230,280 y 360 MW T¡emDo de retardo de la un¡ded en Máximo de 20 seoundos una vez recibido Acue¡do 226 5t11CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o. comenzar a responder una vez recibido el I el primer comando de regulsc¡ón. comando env¡ado Dor el AGC.

5. PARAMETROS ANALIZADOS Se analizaron los s¡guientes parámetros relac¡onados c¡n la regulación de frecuencia, teniendo en cuenta la experienc¡a del CND y los estándares intemac¡ona¡es: Tiempos y bandas de recuperación de la frecuenc¡a.

Veloc¡dad de cambio de carga del s¡stema. Veloc¡dad de cambio de carge requerido por un¡dad. Número mlnimo de un¡dades en regulación de frecuencia. Reserva total del sistema. Participación mínima de regulación secundaria por un¡ded. Tiempo de retardo de la un¡ded en comenzar a responder una vez recib¡do el comendo env¡ado oor el AGC. 5.1 Tiempos y bandas de rccuperación de la frecuencia por medio del AGG Uno de los parámetros más ¡mportantes en la cal¡dad de la frecuenc¡a e8 el t¡emoo en el cual é6ta sé recuoera dssoués de ocurido un desbalance carga/generac¡ón. A nivel internec¡onel, los t¡empos asociados a la recuperáción de frecuencia no

hen s¡do completemente justif¡cados desde une óptica operat¡va o económica. Sin embargo, basado en el seguimiento estadistico de las variaciones de frecuencia, los estándares internacional, considerando un Bias promedio de 700 MWHZ y teniendo en cuenta tiempos (5,7 y 10 minutos) y escenarios de recuperec¡ón de la frecuencia desde 59.5 Hz (casos 1, 2 y 3) y 59.7 Hz (casos 4,5 y 6) se presentan los siguientes resultados: 354 xa 2l Acueado 226

6t11CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

Estos tiempos incluyen los rangos necesarios para que la señal al regulador del generador sea env¡ada y procesada, esi como los t¡empos de actuación del regulador de veloc¡dad en la regulación primaria. También es de resaltar que el AGC representa un control proporc¡onal integral que requiere de determinados t¡empos para la ejecuc¡ón de sus comandos. L€ s¡guiente gráfica ¡lustra los escenar¡os de recuperac¡ón de la frecuencia a través del AGC: Ir|:¡ ?m¡n -- Gráfica L Tiempos y bandás de recuperac¡ón de la frecuencia Acuerdo 226

7tI1CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

Basado en lo anterior, se recomienda que una vez ocurrido un evento las unidades que estén prestando el servic¡o de regulac¡ón deben Íecuperar la frecuencia a su valor nominal en un tiempo no superior a 7 m¡nutos

5.2 Velocidad de camb¡o del sistema Al cons¡derar los diferentes escenarios de recuperación de frecuenc¡a (tiempos y frecuencias de estabil¡zac¡ón después de eventos) la veloc¡dad total del SIN cambia entre 20 y 70 ¡/W/min. Los parámetrgs que se exigen para la prestación del serv¡c¡o de regulación deben ser tales que com9ensen los valores de veloc¡dad total del sistema sin deter¡orar la calidad de frecuenc¡a, y a su vez que permitan la entrada de nuevos generadores al negocio de la prestaciÓn del servic¡o de AGC. Portanto, se recom¡enda que en conjunto las unidades que presten este servic¡o cumplan con un valor de 70 l\¡W/min en periodos de punia y 50 MWm¡n fuera de ésta. 5.3 Velocidad de cambio de carga por unidad Considerando las difer-entes tecnologías de las plantas generadoras del SIN y la experienc¡a internac¡onal, se recomienda una veloc¡dad mlnima por unidad de 10 l\4wm¡nuto medidos con el modo de pruebas delAGC en el CND. Es de resaltar que la velocidad conjunta de las unidades que estén prestando el servicio debe estar entre 50 - 70 Mwmin como se describiÓ en el numel"al antenor. En la s¡guiente tabla se puede apreciar que con 5 - 7 un¡dades se cumpl¡ría este requerimiento del sistema y con velocidades mayores, se requeririan menos unidades. # Unidades EL Requerida Acue.do 226

8t11CONSEJO NAC¡ONAL DE OPERACION

c.N.o. Ten€.ndo errcuerfa tas particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo combinado, éstas deben considerarse para eIAGC como una sola unidad. A continuación se presenta la gráfica del número de un¡dades vs diferentes requerim¡enlos de velocidades. o 0.5 'r 1.5 2 '.u . ".1.!u",&""0.5 5 5.5 6 5.5 7 f.6 f -v.¡..¡¡a ¡gr.- 70 ¡t,rr" vc!"d;--op",,.n : va..ld.d 3bi.;36 r,rt/"r" 1 Gráf¡ca 2. Número de unidades vs d¡ferentes requerimientos de veloc¡dades. 5.4 Número mínimo de unidades Por criterios de confieb¡lided se requiere un mín¡mo de 3 un¡dades prestando s¡multáneamente el servic¡o de regulac¡ón secundaria de frecuencia . Acuérdo 226 9t11 21 20 t9 ta {' 5r" 6 9r. 't1 to ICONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o. 5.5 ReEerva Total del Sisiema (HO) El margen de reserva para el servicio de regulación secundaria de ffecuencia debe responder a los eventos y camb¡os normales de carga y generación en el SlN. En tal sentido, la reserva de AGC está relacionada direclamente c,on la pérdida de unidades de generac¡ón, evoluc¡ón de la demanda, variaciones del

pronóstico de la demanda y los cambios de generac¡ón horarios or¡ginados por el cumDlimiento del esouema comercial del mercado mavorista de electricidad colombiano. A nivel ¡ntemacional es común encontrar que el margen de regulación secundaria es un porcenlaje de la demanda y/o la pérdida de la unidad más grande. Para els¡stema colomb¡ano, se recomienda un margen de regulación, tanto para sub¡r como para bajar, correspondiente al mayor valor entre la unidad disponible más grande y el 5olo de la demanda en cada hora, porcentaje que releja las desv¡aciones normales en el pronóstico de la demanda. Dicho valor podrá ser modificado por el CND según lo establec¡do en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000. Es importante resaltar que la asignación de reserva de regulación a una un¡dad estará limitada a dos veces (regulación hac¡a arriba y hac¡a abajo) el valor efectivo de potenc¡a que pueda variar en 7 m¡nutos, de acuerdo con 8u veloc¡dád de camb¡o de carga med¡da durante las pruebas de AGC en el CND . 5.6 Participación m¡nima en l€gulación secundaria Se cont¡núa con los 23 MW por planta que se establece en el acuerdo CNO #93. Este valor es el mismo tanto para arriba como para abajo. 5.7 Tiempo de retardo de la unidad en comenzar a ¡eapondel una véz enviado el comando por el AGC. Para garantizar un adecuado desempeño de la respuesta de las unidades a los

comandos del AGC, es necesario defn¡r un límite al tiempo de retardo máximo a partjr del cual las unidades deben empezar a var¡ar su salida de potenc¡a una vez se envie el comando desde el CND. Ten¡endo en cuenta los tiempos de recuperac¡ón, las recomendaciones intemac¡onales y la experienc¡a del CND, se define como máx¡mo un valor de 20 segundos como tiempo esperado en que la unidad que presta serv¡cio de AGC debe responder una vez rec¡b¡do el primer comando de regulac¡ón.

Acuedo 226.1ot11CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

6. RESUMEN PARAMETROS . El presente documento ha definido una nueva propuesta de parámetros requeridos para la prestac¡ón del serv¡cio de regulación de frecuenc¡a. A cont¡nuac¡ón se pfesenla una tabla resumen con todos los parámetros recomendados vs los v¡gentes: . Valores enlre el 4 v el 6 0,6 . Valores entre el4 v el6 % T¡empos y bandas de recuperación de la frecuencia por medio del . Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nom¡nal como máx¡mo en 5 m¡nutos.

Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nom¡nal como máximo en 7 m¡nutos. . Valores enlre 29 y 67 MW/m¡nuto . Vslores enlre 50 y 70 Mwminuto Velocidad de camb¡o por unidad. 151\,lwm¡n medidos con el

modo de pruebas del AGC en el CND. (Acuerdo CNO #108) Mayor o ¡gual a loMwm¡n medidos durantE las pruebas de s¡ntonía para Drestar el serv¡c¡o de AGC. Número mlnimo de 3 un¡dadEs. . 3 un¡dades. NOTA| Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de las plantas de c¡clo combinado. las mismas serán consideradas para el AGC como una sola un¡dad. Reserva de AcC. El mayor valor entre la un¡dad disponible más grande y el 5% de la demanda en cada hora. (230,280 y 360 [4VV) El mayor va¡or entre la un¡dad dispon¡ble más grande y el 5olo de ta demanda programada en cada hora. D¡cho valor oodrá ser mod¡licado oor el CND según lo establec¡do en las Resolucion€s CREG 083 de 1999 y 064 de 2000. Valor mín¡mo pára partic¡par en AGC . 23 MW. lAcuerdo CNO #93) 23 MW Dor olanta. Este valor ¡gual hacia ariba y hacia abajo. Tiempo de relardo de la unidad en comenzar a fesponqer una vez env¡ado el comando por el AGC. Máx¡mo de 20 segundos una vez enviado el Primer comando de regulación. . Máx¡mo de 20 segundos una vez enviado el prime¡ comando de rcgulac¡ón. Acuerdo 226 11t11