CNO - Acuerdo 263 de 2003

CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

ACUERDO NO,263

Abril 25 de 2003 Por el cual se aprueban los criteriG técnicos para la prestación del SeMdo de Regulac¡ón Secundaria de Frecuenc¡a e n¡vel nacional El Consejo Nacional de Operac¡ón en uso de sus facultades legále€ y áotamentir¡as, en espec¡al las conferidas en el Artículo 36 de la Ley 143 de ió'ü. n n".ófi"¿n 8-oto3 d"l z de f"brero de 1995del M¡nisterio de Minas y Energía, el Anexo general de la Resoluc¡ón CREG 025 de 1995, su reglamento ;iJrñ;l;"d;6 brdado en la Reun¡ón No. 18s del c N o celebrada sl 24 de abril d€ 2003 y CONSIDERANDO; '1. Que la Resoluc¡ones CREG 198 de 1997 y 083 de 1999 establecen los' üt"rios y requ¡sitos para la prestación del Serv¡c¡o de Regulación S€cundarie de Frecuencia.

2. Que es necesário ac-tual¡zar los aclual€s requ¡sitos técn¡cos aplicabl€s a la prestac¡ón det SeNicio de R€gulación S€cundaria de Freflencia' 3. bue se rev¡saron por parte d€l CND los requerim¡entos para AGc considerando la operación integrada Colombia-Ecuador.

4. Qu€ el Subcomiti de Estud¡os Eléc{ricos en su rEuniÓn 87 de ábril 10 de

,Oo3 y el Com¡té d€ Op€ración en su reunión 106 d€ abril 15 de 2003 aprobaron la propueste de requerim¡entos para el AGC

ACUERDA: ARTICULO PRIMERO: Aprobar €l documento ISA UENCND 03-052 "Requis¡tos para ta pr?,sf'lción d6t ssrvicio de Rqutactón SacuÑtañe & Fduencia ieAq" ¿e abril 14 de 2003, el cual forma parte ¡ntegral del present€ aqJerdo como Anexo A.

ARTICULO SEGUNDO: El presente Acuerdo rige a partir d€ la oferta de d¡sponibilidad para AGC qu€ s€ efectúe por parte de los agentes generadores el día 1 de mayo de 2003, ias cuáles serán consideradas para el Despacho Económico del dia 2 de mayo de 2003 y deroga todos aquellos Acuerdos que le sean contrafios.

Dado en Bogotá a los 25 días del mes de abril de 2003. i0 El Seqet€rio Técnico, ///"1 t arEñootARrE Acuerdo 263

1t2CONSEJO NAC¡ONAL DE OPERACIÓN

G.N.O.

ANEXO A

REVALUACó}I DE LOS CRJTERIOS DE REGULACIÓN SECUI{DARIA OE FRECUENCI,A f

Acuedo 263 2naúa TSA Operación ddMercados de Enersía Iylbrnación tErriro y Energedc4 Requisitos pata la prestación del servicio de Regulación

Secundaria de Ftecuencia (AGc)

DIRECCION PI-ANEACION DE I-A OPERACION

Docr-rmento ISA UENCND 052-03 Medellín, abril 14 de 2003lo1fr ISA Operación de'Mercados de Enersía Contenido r oarETwo...............,-.

2 INTRoDUCCIóN

3I}fiTODOI¡GÍARequisitos panlxptestación del sericio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC) 1 Obietivo Establecer los cr¡terios mín¡mos que el CND cons¡dera deben cumpl¡r las un¡dades generadoras en el S¡stema Interconectado Nac¡onal para participar en la prestac¡én del serv¡c¡o de regulación secundar¡a de frecuencia (AGC) durante el año 2003 según lo establece la reglamentación v¡gente. 2Introducción La regulac¡ón secundaria de frecuenc¡a es un mecan¡smo de control automático encargado de llevar la frecuencia y/o intercamb¡o a su valor nom¡nal después de un disturbio y opera una vez haya actuado la regulación pr¡mar¡a (los prlmeros 30 segundos). Para una adecuada calidad de frecuenc¡a, el s¡stema requ¡e.e del servic¡o de regulac¡ón pr¡maria y secundar¡a de frecuencia. La operación del Sistema Interconectado Nac¡onal, tanto desde el punto de v¡sta económico como de segur¡dad y calidad, ex¡ge la coordinación y part¡c¡pación d¡recta o

¡ndirecta de todos los agentes del Mercado de Energía Mayorista en la prestac¡ón del serv¡c¡o de regulac¡ón secundaria de frecuenc¡a. El control automát¡co de la f¡ecuencia se realiza con un programa que se conoce con el nombre de AGC (Automatic Generation Control), el cual calcula la desviación de frecuenc¡a y/o ¡ntercambio para corregirla a través de un proceso automático de envío de comandos (setpoint) que cambian la generación de las unidades que se encuentren bajo su control. La desviac¡ón del parámetro controlado (frecuenc¡a y/o ¡ntercamb¡o) se conoce con el nombre de ACE (Area Control Error) y se calcula de la s¡gu¡ente manefa: ACE=(InlercambioProgrumado-IntercambioReal)+B(60-FrecttenciaReal)fllWl ACE=M+ PM ÍMWIpda la pÉstación del 3dicio dc AGC Al ¡gual que el año anter¡or, la metodología para la revaluac¡ón de los parámetros requeridos para la prestac¡ón del serv¡cio del AGC se basa pr¡ncipalmente en el anál¡sis de eventos de fre€uencia transcurr¡dos durante el año 2002. Estos permiten calcular valores de B¡as heurísticos en MWHZ y probables valores de desv¡ac¡ón de la frecuenc¡a en Hz que arrojan d¡ferentes escenar¡os de recuperación en t¡empos diferentes. Al encontrarse la velocidad de cambio total del SIN en Mwmin se cont¡nÚa

con las velocidades de las un¡dades y el número de éstas que cumplan con dicha velocidad total, Adicionalmente, se ¡ncluyen requerimientos indispensables para el control del AGC y la correcta operación del mismo. El Códtgo de Operaclón define que la frecuencia obietivo del Sistema Interconectado Nac¡onal es 60.00 Hz y su rango de variación de operac¡ón está entre 59.80 y 60.20 Hz, excepto en estados de emergenc¡a, fallas, déf¡cit energético y períodos de restablec¡miento. Con la Interconexión Colomb¡a-Ecuador 230 kV, el Acuerdo Operativo entre ambos países establece las responsab¡lidades en reserva y regulación de frecuencia' Por lo tanto, como control op€rat¡vo y mientras Colombia se encuentre ¡nterconectada con Ecuador, y los programas AGC de ambos países s€ encuentren bajo operac¡ón normal, la banda esperada de operación estará entre 59.85 y 60.15 ¡lz. Las Resotuciones CREG 198 de 1997, 080 y 083 de 1999 establecen las reglas operativas para la pr€stación del servicio de regulac¡ón secundaria de frecuencia y las func¡ones del CND en este aspecto, La reglamentac¡ón para pruebas de AGC están estipuladas en la Resolución CREG 121 de 1998. Por otro lado, la Resolución CREG 064 de 2000 reglamenta la parte comerc¡al del serv¡c¡o de regulación secundaria de frecuenc¡a y estipula la obligatoriedad comerc¡al de todos los agentes despachados a

contribu¡r con una reserva orogorcional a su desDacho horar¡o, El acuerdo del Consejo Nacional de Operación No 82 de jul¡o 27 de 2000 aprobó el documento ISA UENCND 148 de jul¡o de 2000, el cual establece los pro€ed¡mientos ulatoriosfr¡É& necesarios Dara la verificación y aprobac¡ón de nuevas un¡dades para partic¡par en la regulac¡ón secundaria de frecuencia y los criterios de seguridad y cal¡dad del control integrado de frecuencia en el SIN. Igualmente el CNO, mediante acuerdo No 101, apmbó el documento I5A UENCND 198 de septiembre de 2000 "Protocolo para la entrada en ODeración de Nuevas Plantas al Esquema del AGC Nacional" en el cual se describen los protocolos para las pruebas necesar¡as pata ingresar a prestar el servicio de AGC. 5 Requerim¡entos Actuales para AGC Actualmente, Ios parámetros requer¡dos para la prestac¡ón del servicio de AGC son: . Valores entre el 4 Y el 6 o/o Después de un evento la frecuenc¡a debe regresar a su valor nom¡nal como máximo en 7 minutos. T¡empos y bandas de recuperación de la frecuenc¡a por medio del AGC. . Valores entre 50 y 70 Mwm¡nuto restar el servicio de AGC. . Mayor o lgual a loMwmln medldos durante las pruebas de s¡ntonia paraVelocidad de cambio por unidad. . 3 unidades, NOTA| Ten¡endo en cuenta las

Darticular¡dad€s tecnológicas y de control de las Dlantas de clclo comb¡nado, las m¡smas serán cons¡deradas para el AGC como una sola un¡dad. Número mínimo de El mayor valor entre la unidad dlspon¡ble más grande y el 5olo de la demanda programada en cada hora, Dicho valor oodrá ser modificado por el CND según ¡o establecido en las Resolucloñes CREG 083 de 1999 y 064 de 2000. Reserva de AGC, . 23 MW por planta. Este valor es igual hacia arr¡ba y hacla abajo. Valor mín¡mo para participar en AGC mo de 20 segundos una vez enviado primer comando de regulación. Tiempo de retardo de la un¡dad en comenzar a responoer una vez enviado el comando por el AGC. lElA riequittos pda 1¿ prestdón del sesicio de AGc + 6 Parámetros Anal¡zados Se analizargn los sigu¡entes parámetros relacionados con la regulación de frecuencia, teniendo en cuenta la experienc¡a del CND y los estándares Internac¡onales: Tiempos y bandas de recuperac¡ón de la frecuenc¡a. Velocidad de cambio de carga del sistema. Velocidad de cambio de carga requerido por un¡dad. Número mínlmo de un¡dades en regulación de frecuencia. Reserva total del sistema. . Partic¡pac¡ón min¡ma de regulación secundaria por un¡dad' . T¡emDo de retardo de la un¡dad. 6,1 Tiempos y bandas de recupe,'€,ción de la frecuencia Por medio dél AGC

Uno de los parámetros más lmportantes en la cal¡dad de la frecuencla es el t¡empo en el cual ésta se recupera después de ocurrido un d€sbalance ca¡ga/generaclÓn' Estos tiempos deb€n inclulr rangos ne€€sar¡os para que la señal al regulador del generador sea env¡ada y procesada, así como los tiempos de actuaclón del regulador de velocidad en la regulaclón primaria, Tamb¡én es de resaltar que el AGC representa un control proporcional ¡ntegral que requ¡ere de determ¡nados t¡empos para la ejecuclón de sus comandos. A niv€l internacional, los tiempos asoc¡ados a la recuperación de frecuenc¡a no han sido completamente justificados desde una óptica operativa o económ¡ca. S¡n embargo, basado en el seguimiento estadístico de las variaclones de frecuenc¡a, los estándares internac¡onal, cons¡derando que el B¡as promedio del s¡stema colomb¡ano bajo operación aislada de Ecuador continúa del orden de 700 MWHZ y teniendo en cuenta t¡empos (5,7 y 10 minutos) así como escenar¡os de recuperación de la frecu€nc¡a desde 59.5 Hz (c¿sos 1, 2 y 3) y 59.7 Hz (casos 4,5 y 6) se presentan los s¡gu¡entes resultados: OELTA t lHr) 595 - 60 H2 l tn) VEL Roqmdd¡ (MWMin) 700 3t) 7Il0 o.! 7 50

7ú 0.¡ t0 700 0.3 210 1.7 12 7W 0.3 210 2.3 30 0.3 2ro 3,3 21cons¡derando la Interconexión con Ecuador el Bias promedio es de aproximadamente 870 MWHZ y los t¡empos de recuperación anteriormente enunciados se presentan los sigu¡entes resultadosi La s¡guiente gráf¡ca

AGC: IHzI ¡lustra los escenarios de recuperación de la frecuenc¡a a través del | 59 5 - 59.0 H2 tMrñ) /EL Réauén<lq (MWMln) a7t 0.5 4ít5l 5 0.¡ 7 6t a7( 0! 43¡ 1C E7C 0.3 m1

87C 0a a1 2.3 3i 870 0.3 81 I 2.3 2t 6nin - -1 7 m¡n 10 m¡n Al igual que el año anter¡or se concluye que una vez ocurr¡do un evento, las unidades que estén prestando el servicio de AGC deben recuperar la frecuencia a más tardar en un tiempo no superior a 7 m¡nutos.pMla pFs@ón del seFic,o dt AGC fr ¡gü 6.2 Velocidad de cambio det sistema Al cons¡derar los diferentes escenar¡os de recuperación de frecuenc¡a (t¡empos y frecuencias de estabil¡zación después de eventos) la velocidad total del SIN cont¡núa variando entre 20 v 70 Mwmin.

Los parámetros que se ex¡gen para la prestación del servic¡o de regulac¡Ón deben ser tales oue comDensen los valores de veloc¡dad total del sistema sin deter¡orar la calidad de frecuencia. Por lo anterior, se recomienda establecer los requerimientos para eIAGC colombiano con base en una veloc¡dad de 70 MWm¡n en per¡odos de punta y 50 Mwmin fuera de ésta. Al cons¡derar los diferentes escenar¡os de recuperac¡ón de frecuenc¡a (tiempos y frecuencias de estab¡l¡zación después de eventos) para el sistema ¡nterconectado Colombia - Ecuador, la veloc¡dad de cambio de ambos sistemas interconectados podría estar 26 y 87 MWm¡n. Sin embargo, es ¡mportante resaltar que como cada sistema es responsable por la cal¡dad en su área de control y que la lunc¡ón de control responde al princ¡p¡o de solidar¡dad para la interconexión y responsabil¡dad del área, estas velocidades no deberían afectar los requer¡mientos de velocidad del AGC colomb¡ano 6.3 velocidad de cambio de carga por unidad Cons¡derando las diferentes tecnologías de las plantas g€neradoras del SIN y la exDer¡enc¡a ¡nternac¡onal, se recomienda una veloc¡dad mín¡ma por un¡dad de 10 Mwm¡nuto med¡dos con el modo de pruebas del AGC en el CND. Tal como la velocidad total de las un¡dades que estén prestando el serv¡c¡o de AGC deben estar entre 50 - 70 Mwmin como se descr¡b¡ó en el numeral anter¡or, la

velocidad de cambio de carga por un¡dad debe estar estrechamente l¡gada al número de un¡dades tal como se describe en la sigu¡ente tabla:Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo comb¡nado. éstas deben considerarse para el AGC como una sola un¡dad. sigu¡endo la metodología actual de cálculo de número de unidades basada en la veloc¡dad total de cambio del sistema y que la veloc¡dad minima aceptable sea 10 MWm¡n, el sistema s¡ncronizado Colombia - Ecuador requer¡ría el s¡guiente número de unidades: La d¡ferenc¡a en número de unidades respecto al requerimiento para el s¡stema colombiano aislado es hasta de dos un¡dades. Este requerimiento se cumple ampl¡amente ya que en el s¡stema ecuator¡ano se mant¡enen bajo AGC entre 3 y 5 unidades de 50 MWm¡n, 6.1 Número mínimo de unidades Por criterios de confiabilidad se continúa reouiriendo un mín¡mo de 3 un¡dades prestando s¡multáneamente el servic¡o de regulación secundar¡a de frecuenc¡a6.5 Réserya Total det Sistema (HO) El margen de reserva para el servicio de regulación secundaria de irecuenc¡a debe respond€r a los eventos y camb¡os normales de carga y generación en el SIN, En tal sentido, la reserva de AGC está relac¡onada d¡rectamente con la pérd¡da de unidades de generación, evoluc¡ón de la demanda, variac¡ones del pronóst¡co de la demanda y

los cambios de generac¡ón horarios or¡g¡nados por el cumpl¡miento del esquema comercial del mercado mavor¡sta de electr¡c¡dad colombiano.A n¡vel internacional es común encontEr que el margen de regulación secunoafla es un porcentaje de la demanda y/o la pérdida de la unidad más grande. para el sistema colombiano, se recom¡enda un margen de regulac¡ón, tanto para subir como Dara balar, correspondiente al mayor valor entre la un¡dad d¡sponible más grande y el 5olo de la demanda doméstica en cada hora, porcentaje que refleja las desv¡ac¡ones normales en el pronóstico de la demanda. D¡cho valor podrá ser modificado por el CND según lo establec¡do en Ias Resoluciones CREG 083 de 1999 v 064 de 2OOO Es ¡mportante resaltar que la asignación de reserva de regulación a una un¡dad estará limitada a dos veces (regulacién hacia arriba y hacia abajo) el vator efectivo de potencia que pueda var¡ar en 7 minutos, de acuerdo con su velocidad de camb¡o de carga medida durante las pruebas de AGC en el CND . 6.6 Participación mínima en regutación secundaria Se continúa con los valor es el m¡smo s¡guiente gráf¡ca: Mínima Oferta AGC 23 MW por planta que se establece en el acuerdo CNO #93. Este tanto para arr¡ba como para abajo tal como se describe en la 46MW MW# Eg R€qüsitos pa¡a la pEst¡ció¡ del seoicio de AGC

6.7 Tiempo de retardo de Ia unidad. Para garant¡zar un adecuado desempeño de la respuesta de las unidades a los comandos del AGC, es necesar¡o def¡nir uñ lím¡te al tiemDo de retardo máximo desde el momento en que se envíe el comando de regulación desde el CND hasta que el sistema SCADA reg¡stre que la unidad que presta el servic¡o de AGC responde efectivamente. Teniendo en cuenta los tiempos d€ recuperación, l¿s recomendaciones ¡nternacionales y la exper¡enc¡¿ del CND, se recom¡enda aceptar sóto retardos máximos hasta de 20 segundos. Este concepto se ilustra en la siguiente gráf¡ca: t1 t3 tr tz t¡ < Tiempo de Ret¿rdo l"J-s par¿ la prestxción del seFicio de AGC 10 7 Resumen Requerim¡entos Para AGC Se propone al CNO los s¡guientes parámetrcs para la prestac¡ón del servicio de AGCI máximo en 7 m¡nutos. OesouEs Oe t¡n evento la frecuenc¡a d€be regresar a su valor nominal comoTiempos y bandas d€ recuperac¡ón de la frecuencia Por medio del AGC. l--Vatores entre 50 Y 70 Mwm¡nutovelocidad de cambio del . ¡4ayor o-1¡¡¡ a tOMWmln medidos durante las prueb¿s de sintonia para prestar el serv¡c¡o de AGC. V€loc¡dad de cambio Por

unidad. . 3 unidades.

NOTA: Teniendo en cuenta las oarticularldades tecnológicas y de control de ias olantas de c¡clo comblnado, las mismas serán cons¡deradas para el AGC como una sola unldad.

Ñúmero mínimo de Eiñáio. vator e-nire la un¡dad disponible más grande y el 5% de la demanda proorámada en cada hora. o¡cho valor ;od;á ser modlf¡cado Por el CND según ¡o establecido en las Resoluc¡ones CREG 083 de 1999 Y 064 de 2000, Reserva de AGC. ;-T3 MW po. planta. Este valor es igual hac¡a arr¡ba y hacia abáJo.Valor mín¡mo Para partic¡par en AGC tqá¡mo ¿e 20 segundos desde el momento en que se envíe el comando de reoulac¡ón desde el CND hasta que el si;tema SCADA registre que la unidad que presta €l serv¡c¡o de AGC résponde T¡empo de retardo de la unidad.