CNO - Acuerdo 531 de 2011

CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN

CNO

ACUERDO No. 531

Abril 7 de 2OLL Por el cual se establecen las definiciones de los parámetros técnicos de las unidades y/oplantas térmicas y los formatos para el reporte de esta información El Consejo Nacional de operación en uso de sus facultades legales, en especial las conferidasen el Artículo 36 de la Ley 143 de tgg4t el Anexo general de la Resolución CREG 025 de1995, su Reglamento Interno y según lo definido en la reunión CNO No. 343 de abril 7 de2O7L, y

CONSIDERANDO

1. Que mediante el Acuerdo 219 de 2002 se aprobó la definición de los parámetros técnicosde las plantas de generación del SIN.

2. Que mediante el Acuerdo 231 de 2002 se aprobó el procedimiento para registrar losparámetros técnicos cuando se genera con combustibles sustitutos. 3' Que el artÍculo segundo de la Resolución CREG 009 de 2003 dispone que: (..,)"Lametodología y procedimiento para la determinación de los valores numéri'cos asociados a losparámetros a,b,c y d, así como para los valores UR y DR que permitan modelar lascaracterísticas técnicas de cada recurso de generación térmicá, sérá estabtecida por etConsejo Nacional de Operación CNO a más tardar dentro del mes siguiente a la entrada envigencia de la presente Resolución,,' 4' Que en el artículo tercero de la Resolución CREG 009 de 2003 se previó que: (...),,paraaquellos recursos de generación que operan en ciclo combinado y tengañ míi¡m'o dosunidades de gas, el modelo de rampas de aumento y disminución será et que apruebe elConsejo Nacional de Operación CNO.',

5' Que mediante el Acuerdo 259 de 2003 se especificó la metodología y el procedimientopara la determinación de los valores numéricos del modelo lineal de lás rampas de aumentoy disminución de los generadores térmicos, según lo establecido en la Resolución CREG OO9de 2003.

6. Que mediante el Acuerdo 27O de 2003 se especificó la metodología y el procedimiento para la determjnación de los valores numéricos del modelo lineal de las rampas de aumentoy disminución de los generadores térmicos según lo establecido en la Resolución CREG 009de 2003 y se derogó el Acuerdo 259 de 2000. 7' Que mediante el Acuerdo 271 de 2003 se estableció el procedimiento para incluiradicional a la oferta diaria el número de la configuración definido en el Acuerdo 27e sobre elmodelo lineal de rampas de aumento y disminución de los generadores térmicos.

B. Que mediante el Acuerdo 277 de 2003 se aprobó la definición de los parámetros técnicosde las plantas de generación térmica y se derogó el Acuerdo2rg de 2002.

9. Que mediante el Acuerdo 299 de 2004 se modificó el Anexo l del Acuerdo2Te de 2003.

10. Que mediante el Acuerdo 302 de 2004 se modificó parcialmente el Anexo 1 del Acuerdo 270 en la definición de "Tiem de Calentamiento".

Acuerdo 531 1/19r CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN cNo 11' Que mediante el Acuerdo 306 de 2004 se modificaron los artículos primero, sexto y noveno del Acuerdo 270 en la definición de "despachos alternativos" y en su tratamiento enel despacho.

12. Que mediante el Acuerdo 332 de 2005 se aprobó el procedimiento de registro deparámetros técnicos ante el CND para generar con combustibles alternos o una combinac¡ón de éstos con el principal. 13' Que mediante el Acuerdo 333 de 2005 se autoriza al CND aceptar el registro deparámetros para operación con combustibles alternos de los generadores térmicoJ durante el período de declaración de racionamiento programado de gas.

14. Que mediante el Acuerdo 336 de 2005 se modificó el Anexo 1 del Acuerdo 270 de 2003 el parámetro "Tipos de arranque". 15' Que mediante el Acuerdo 30 de 1999 se definió el tratamiento de TEBSA como planta para efectos de redespacho,

16. Que mediante el Acuerdo 67 de 2000 se aprobó el modelo operativo de TEBSA.

17. Que mediante el Acuerdo 334 de 2005 se actualizó el modelo operativo para despacho y redespacho de TEBSA y se derogaron los Acuerdos 30 de 1999 y 67 de 2ooo.

18. Que mediante el Acuerdo 4t4 de 2007 se derogó el Acuerdo 334 y se aprobó la actualización del modelo operativo para el despacho y redespacho de TEBSA y se determinó el procedimiento para futuras actualizaciones.

19. Que cualquier actualización del modelo operativo de TEBSA es responsabilidad de GECELCA y se implementará con la aceptación de XM después de las pruebas en su software, sin necesidad de la expedición de un Acuerdo por parte del Consejo Nacional de

Operación.

20. Que la Resolución CREG 051 de 2009 en su artículo 10 estableció que diariamente,

además del precio de arranque-parada, y al mismo tiempo que se hace la oferta de precios en la bolsa de energía, se deberá informar el combustible y la configuración con que se debe considerar cada recurso de generación en el despacho.

21. Que el Subcomité de Plantas Térmicas en la reunión No. 169 del 16 de marzo de 2011 recomendó la expedición del presente Acuerdo.

22. Que el Comité de Operación en su reunión No.210 del 31 de marzo de 2011, dio su concepto favorable a la expedición del presente Acuerdo.

ACUERDA: PRIMERO: Para la aplicación del presente Acuerdo se tendrán en cuenta las definiciones aquí establecidas, las previstas en las Resoluciones vigentes de la CREG y las siguientes:

Acuerdo 53 I 2lt9CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN cNo Confiouración de la planta: Según el tipo de ciclo empleado, combustible y disponibilidad,especifica el número y tipo de turbinas y calderas que utiliza, Ejemplo: 4TG + 2calderas +2T/.

Desoachos Alternativos: Son despachos o redespachos programados de recursos degeneración térmica que en tres períodos consecutivos, presentan un cambio de aumento-disminución o disminución-aumento, y, adicionalmente,-el programa del segundo período(de los tres analizados) no es ni el mínimo técnico del recursó (MT), ni su-disponibilidaddeclarada.

Núr-nero de Confiouración: Es un número entero que permite identificar el tipo deconfiguración o un conjunto de parámetros a, b, c, d, un, on, uR'y DR'de los modelos derampas correspondiente a un rango de Capacidad Máxima. De igual forma, este númeropermite identificar el combustible usado, el mínimo técnico, el rango de disponibilidad y elprecio de arranque y parada para dicha configuración.

Rampa de Aumento en desoacho alternativo IUR'l: Es la máxima energía expresada en MWh que un recurso de generación puede aumentar dentro de un despacho alternativo. Ramoa de disminución en desoacho alternativo IDR'): expresada en MWh que un recurso de generación puede disminuir a lternativo. Es la máxima energía dentro de un despacho SEGUNDO: Con base en el modelo lineal definido en la Resolución CREG 009 de 2003 o en las que la modifiquen o sustituyan, se establece la metodología y procedimiento para la determinación de los valores numéricos asociados a los parámetros a), b), c) y d), así como para los valores UR y DR que permitan modelar las características técnicas de cada recurso de generación térmica, tal como se define en el Anexo 1 del presente Acuerdo.

TERCERO: Para corregir resultados en el despacho con la aplicación del Modelo 2 mostrado en el Anexo L, para el caso de los denominados despachos "Alternativos" y obtener despachos técnicamente factibles, los agentes que modelen los cambios de generación de sus unidades con el Modelo 2 , podrán declarar valores UR' y DR', calculados con base en las características técnicas de ratas de toma de carga y descarga (MW/minuto) los cuales serán aplicados por el Centro Nacional de Despacho cuando se presenten este tipo de despachos.

Gráficamente este tipo de despachos y la aplicación de los valores UR'y DR'se muestran en el Anexo 3 del presente Acuerdo.

CUARTO: Para el cumplimiento de lo dispuesto en el artículo anterior, el Centro Nacional de

Despacho (CND) deberá aplicar los valores UR'y DR'en el despacho y redespacho cuando se presenten despachos alternativos. Para efectos de la identificación de los despachos alternativos y la aplicación de los valores UR' y DR', el CND determinará los períodos consecutivos en el orden cronológico de los períodos considerados en el horizonte del despacho o redespacho respectivo. Acuerdo 531 3^9CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN cNo QUINTo: Los agentes podrán declarar un bloque fijo de salida desde despachos superioresa Mínimo Técnico (MT) hasta cero, el cual será tenido en cuenta por el centro Nacional deDespacho para obtener la operación de mínimo costo.

SEXTo: Aprobar e.l.procedimiento para determinar los modelos de rampas de aumento ydisminución aplicables a las plantas de ciclo combinado que tengan toro mínimo dosunidades de gas, tal y como se establece en el Anexo 2 del presente Ácuerdo. sÉPTIMo: Aprobar la definición de los parámetros técnicos de las unidades y/o plantas degeneración térmica del SIN, indicadas en los Anexos 4 y 5,los cuales forman parte integraldel presente Acuerdo. ocTAVo: Para la actualización de los formatos de los Anexos 4 y S se seguirá el siguienteprocedimiento:

a. Dentro de los (30) treinta días calendario siguientes a la expedición del presente Acuerdo,el CND diligenciará y enviará a cada uno de los agentes, los formatos de los Anexos q v iutilizando la información actualmente registrada en sus bases de datos.

b. Los agentes tendrán (15) quince días calendario para revisar la información de los Anexos4 y 5 y en caso de no presentarse cambio alguno, enviarán al CND una comunicación por lacual se oficializa la información contenida en los Anexos 4 y S. c. En caso de presentarse cambio en al menos un parámetro, el agente deberá seguir elprocedimiento establecido en el Acuerdo 497 de 2010. d' En todo caso el CND tendrá ocho (B) días hábiles para la publicación de los nuevos formatos en la página WEB.

Parágrafo l: Para aquellas plantas que no actualicen los formatos de los Anexos 4 y 5 en elplazo establecido en este Acuerdo, el CND y el ASIC utilizarán los últimos paiámetros técnicos registrados por los agentes.

Parágrafo 2: Para el reporte del Tiempo de Aviso por Renominación de Gas los agentes contarán_ con un plazo de ocho (B) días hábiles contados a partir del día siguienté a la expedición del presente Acuerdo para informarlo al CND utilizando el formato previsto en el Anexo 4 del presente Acuerdo. El Tiempo de Aviso que se programará en el redespacho o la operación será el mayor tiempoque transcurra entre el Tiempo de Aviso (TA) y el Tiempo de Aviso por Renominación degas. Para los agentes que no reporten el parámetro del Tiempo de Aviso por Renominación de Gas en el plazo arriba indicado, se incluirá las letras N,A. y no será considerado por el CND.

NOVENO: La declaración inicial de parámetros de plantas nuevas o que se reincorporen al

sistema que no hacen parte de los parámetros declarados para el cargo por confiabilidad y la declaración de los parámetros para la operación con combustibles no declarados Acuerdo 531 4/19CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN cNo previamente, serán informados directamente al CND, quien los informará al CNO en lareunión siguiente.

Parágrafo: En el caso de las plantas especiales y existentes con obras se deberáprocedimiento previsto en el Acuerdo 497 de 2010.

El Secretario Técnico, seguir el OÉC¡UO: El presente Acuerdo rige a partir de la fecha de su expedición y sustituye losAcuerdos 270,27t,277 de 2003, 299,302,306 de 2004,332, 333 y 336 de 2005 y du ae2007.

7/%áe'ERMAN GARCIA VALENZ

Acuerdo 531

5lt9CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN cNo

ANEXO 1

METoDoLocÍA Y PROCEDTMTENTo pARA DETERITITNAR Los vAtoREs NUMÉRrcosASOCTADOS A LOS plnÁMETROS a), b), c) y d), AsÍ couo loc vlLóREs uR y DR Para determinar los valores numéricos asociados a los parámetros a), b), c) y d), así comolos valores uR y DR establecidos en la Resolución CREG 009 de 2003 t las que la modifiqueno sustituyan para el modelamiento de las rampas de aumento y disminución de losgeneradores térmicos, se seguirá el siguiente procedimiento por parte de los agentesgeneradores:

I' Se verifican condiciones normales de operación, llevando la unidad desde cero (0) MWhasta la capacidad efectiva neta, y desde la capacidad efectiva neta hasta cero (0) MW.

2. Cada agente grafica las condiciones de arranque y parada de sus unidades de generación térmica, por medio de curvas de Potencia de Generación (MW) vs. Tiempo (horas).

3. De las curvas de Potencia de generación (MW) vs. Tiempo (horas) se calcula el área bajola curva en cada período horario, encontrándose los valores de energía para cada períoáo horario para las condiciones operativas mencionadas en el punto 1.

4. A partir de los valores de Energía para cada Período horario, calculados en el punto anterior, se analizan los díferentes modelos planteados y se encuentra el modelo o la combinación de modelos más adecuada para cada unidad o planta térmica.

DETERMINACIóN.DE LOS VALOREs NuMÉRIcos AsocIADos A Los PARÁMETRos a), b), c) y d), AsÍ coMo Los vAtoREs uR y DR El modelo lineal definido en la Resolución CREG 009 de 2003 es el siguiente: aPi(t) - bxPi(t-1)<=URii para la rampa de aumento cxPi(t-1) - dPi(t)<=DRii para la rampa de disminución donde: UR: Rampa de aumento. DR: Rampa de disminución. Pi(t): Energía (MWh) despachada para la planta ien el período t. Pi(t-1): Energía (MWh) despachada para la planta ien el período t-1.

Con base en este modelo, se presentan a continuación diferentes opciones para los valores numéricos asociados a los parámetros a), b), c) y d), así como los valores uR y DR: MODELO 1: Bloques fijos de aumento y disminución Estemodeloutilizaunvalornuméricodelparalosparámetrosa),b),c)yd)(a=b=c=d = 1) del modelo lineal establecido en la Resolución CREG 009 de 2003. Podrá sef utilizado Acuerdo 531 6/19CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN CNO para declarar las rampas de aumento desde un valor de cero (O) MWh hasta el mínimo técnico, y de disminución desde el mínimo técnico hasta cero (0) MWh. No podrá aplicarse para valores mayores que el mínimo técnico del recurso. Se permitirá la declaración por parte de los agentes de un máximo de cinco (5) bloques para las rampas de aumento y hasta cinco (5) bloques para las rampas de disminución. Estos bloques serán valores únicos en MWh para cada período del arranque y parada. Además, sepermitirá la declaración de bloques para arranque en frío, en tibio o en caliente. Los períodos asociados con los bloques fijos de aumento y disminución durante el arranque y apagado, no se considerarán para efectos de aplicar el parámetro Tiempo Mínimo de Generación. En este caso, la ecuación general toma la forma: P(t) - P(t-l) = UR y p(t-1) - p(t) = DR, para diferentes valores de P(t-1). Gráficamente: Ejemplo: El generador térmico declara al CND los bloques de arranque y parada para su recurso así:

Rampa de aumento: Período UR(¡) MWh

P(0) 0 P(1) 10 10 Pt2) 15 25 Pl3) 10 35 Mín, Téc. 15 50 Pelodo P(t) Acuerdo 531

7 t19CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN

CNO

Rampa de disminución: Período DR(¡) l,lWh

Mín. Téc, 50 P(1) 30 20 P(2) 15 5 P(3) 5 0 MoDELo 2: Límites de velocidad de toma de carga y descarga (MWh) Estemodeloutilizaunvalornuméricodelparalosparámetrosa),b),c)yd)(a=b=c=d = 1) del modelo lineal establecido en la Resolución CREG 009 de 2003. podrá ser utilizadopara declarar la velocidad de toma de carga y descarga de un período a otro en MWh, es decir, la máxima variación en MWh que puede presentar el recurso para pasar de unprograma de P(t-l) MWh a P(t) MWh, Podrá ser utilizado para intervalos de valores de P(t-1), en el rango que va desde O MWh hasta la Capacidad Efectiva Neta del recurso, siempre y cuando los valores de UR y DR permitan que la planta sea despachada en valores que van desde el mínimo técnico hasta la capacidad efectiva neta, Los agentes podrán declarar la variación máxima en MWh para un máximo de cinco intervalos de valores de P(t-1), los cuales no podrán traslaparse.

Gráficamente: UR#: Variación máxima en MWh de

un período al siguiente DR#: Variación máxima en MWh de un período al siguiente

Ejemplo: Rampa de aumento:

Período P(t) Acuerdo 531 8/19l^ l)tj lI CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN cNo uRl: Para un valorde p(t-1) de40 MWh a 50 MWh: Variación máxima de 10 MWhuR2: Para un valorde p(t-1) de 51 MWh a 60 MWh: Variación máxima de 10 MWhuR3: Para un valorde p(t-1) de 61 MWh a g0 MWh: Variación máxima de 20 MWh Rampa de disminución: DR1: Para un valorde P(t-1) de 100 MWh a B0 MWh: Variación máxima de 20 MWhDR2: Para un valorde p(t-1) de B0 MWh a 50 MWh: Variación máxima de 30 MWh Nota: Los agentes podrán declarar un Bloque fijo de salida desde despachos superiores aMínimo Técnico hasta cero, el cual será tenido en cuenta por el Centro Nacional de Despachoen los casos en los cuales sea más óptima esta operación,

MODELO 3

Este modelo utiliza valores numéricos diferentes a 1 para los parámetros a), b), c) y d). Eneste caso, se halla un único conjunto de valores para a, b y UR, de tal manera que seaválido para representar las variaciones máximas de generacióñ en 'energía, de un peiíodo alsiguiente, de un rango desde el mínimo técnico hasta la capacidad efectiva neta del recurso.Así mismo, un único conjunto de valores para c, d y DR, de tal manera que sea válido pararepresentar las variaciones máximas de generación en energía, de un período al siguiente,de un rango desde la capacidad efectiva del recurso hasta el-mín¡mo tétnico.

Para hallar a), b), c) y d) se determina: . Para la rampa de aumento (MWh/hora): Se gráfica P(t-1) vs. P(t), para cada valor de energía máximo posible en cada hora para llegar a la capacidad efectiva neta, partiendo desde el mínimo técnico. Con base en lospuntos graficados, se halla la ecuación de la recta que más se ajusta a la representación de los mismos. La pendiente de esta recta será la rampa de aumento UR en MWh/hora del recurso a aplicar desde el mínimo técnico hasta la capacidad efectiva. . Para la rampa de disminución (MWh/hora): Se gráfica P(t) vs. P(t-1), para cada valor de energía máximo posible en cada hora para llegar al mínimo técnico, partiendo desde la capacidad efectiva neta. Con base en lospuntos graficados, se halla la ecuación de la recta que más se ajusta a la representación de los mismos. La pendiente de esta recta será la rampa de disminución DR en MWh/hora del recurso.

Ejemplo: Teniendo un recurso con los siguientes valores posibles óptimos para incrementar sugeneración desde el mínimo técnico hasta su capacidad efectiva:

Acuerdo 531 9t19CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN cNo Período Enerqía en el oeríodo MT 50 P1 65 P2 7B P3 90 P4 110 Capacidad efectiva 130 En este caso, los pares de valores de p(t-1) y p(t) son los siguientes: P(t1) P(t) 50 65 65 7B 7B 90

90 110 110 130 La gráfica correspondiente sería: 140 120 100 Fso^6 üEooo 40 20 0 50 60 70 P(t-l) Mwhl 80 90 100 I l0 120 Línea representativa l-l Vutores factibles de P(t), dado: Mín Téc. < p(t-l) < CEN 403020l0 (78.90) (6s,78)' ^;á La ecuación de la línea P(t) - t.tt47 P(t-1) = Para el modelo lineal: ax P(t) - bxP(t-1) <= recta que representa mejor los puntos graficados es: 7 Acuerdo 531

t0t19CONSEJONACIONALDE O CION

CNO Se concluye que: a=1 b = t.LL47

UR=7 Por tante, estos valores serían utilizados para modelar la rampa de desde su mínimo itécnico hasta la capacidad efectiva neta, teniendo en bida del recurso, que para un mpa P(t) en MWh,valor dado de P(ttl) mayor al mínimo técnico, el siguiente valor de la debe ser.tomado del área sombreada en la gráfica.CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN CNO

ANEXO 2

Para estas plantas el agente define las diferentes configuraciones posibles de generaciónpara la planta, con base en la disponibilidad de sus uniáades de gás, de vapor y calderasrecuperadoras y/o en sus características especiales.

Los agentes definen para las diferentes configuraciones posibles cuál es el mejor modelo autilizar de los incluidos en el Anexo 1 del presónte Acuerdo, que deberá ser ún¡óo para toJaslas configuraciones posibles de la planta En la oferta se deberá informar la disponibilidad del recurso para cada una de las 24 horasdel dí? de despacho y con esta se tomarán automáticamente los valores numéricosasociados a los parámetros a), b), c) y d), así como los valores uR y DR Los agentes podrán inscribir más de un valor para el mínimo técnico de las plantas de ciclocombinado dependiendo de la disponibilidad y configuración del recurso y el CND tendrá encuenta dichos valores en el despacho. MODELO DE RAMPAS DE AUMENTO Y DISMINUCIóN PARA PuINTAS DE clclo COMBINADO PARA TERMOCENTRO La Central Termocentro de propiedad de ISAGEN corresponde a una planta de ciclocombinado, QU€ utiliza gas natural como combustible primario y queroseno comocombustible de emergencia y dispone de una configuración de planta con dos turbinas a gas, dos calderas recuperadoras de calor ( HRSG's) y una turbina a vapor. ( 2xTG + 2 Calderas Recuperadoras + 1 TV ), Dependiendo de la disponibilidad de cada uno de estos componentes principales, (2xTG + 2 Calderas Recuperadoras + 1 TV ), la planta presenta diez alternativas posibles de configuración, cinco operando con gas natural y cinco adicionales operando con queroseno, variando la capacidad efectiva neta disponible y por consiguiente los valores numéricos asociados a los parámetros UR y DR, para las rampas de aumento y disminución de carga.

Acuerdo 531

t2n9CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN

CNO

ALTERNATIVAS DE CONFIGURACIóN DE tA PLANTA TERMocENTRo Y MoDELo DE

RA]IIPAS

Combustible: Gas Natural

ALTERNATIVAS DE CONFIGURACIÓN

TERMOCENTRO

(D: Disponible / ND: No Disponible)

DISPONIBILIDA

D

DE LA PLANTA

MODELO

DE RAMPAS

AIWa No.

TGl TG2 CALD

1

CALD 2 w (Mw) 1 D D D D D 280 22 D D ND D D 234 22 D D D ND D 234 2

3 D D D D ND 192 2

4 D ND D D D 138 2

4 ND D D D D 138 2

5 D ND D D ND 96 2

5 ND D D D ND 96 2

Acuerdo 53 1

13/19CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN

CNO

Combustible: Queroseno

ALTERNATIVAS DE CONFIGURACIóN

TERMOCENTRO

(D: Disponible / ND: No Disponible)

DISPONIBILIDA

D

DE LA PLANTA

MODELO

DE RA}IPAS

Altua No.

TG1 TG2 CALD

I

CALD 2 w (Mw)

6 D D D D D 276 2

7 D D ND D D 232 2

7 D D D ND D 232 2

8 D D D D ND 190 2

9 D ND D D D 136 2

9 ND D D D D 136 2

lo D ND D D ND 95 2

10 ND D D D ND 95 2

ry \ Acuerdo 53 I t4l19CONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN cNo Modelo para rampas de aumento y disminución en la planta de ciclo Combinado La Sierra El modelo de rampas de aumento y disminución corresponde al modelo lineal con las siguientes características: - Los parámetros a), b), c) y d) empleados para Termosierra en su modelo son iguales a 1. - A continuación se detallan las diferentes configuraciones posibles con las particularidades del modelo: - Para cada modelo se establecerán los correspondientes valores de UR y DR, según la configuración de la planta. - Igualmente, de acuerdo con la configuración de la planta, se establecerán los diferentes Mínimos técnicos a considerar. Configura ción Disponibilidad de unidades Modelo OaMT MT a CEN CEN a MT MTaO 1 I unidad a Gas 3loques'iios -ímite de velocidad Je toma de carqa -ímite de ¡elocidad de Jesca rqa 3loques'iios 2 2 unidades a 3as 3loques'iios -ímite de velocidad le toma de carqa -ímite de uelocidad de Jescarqa 3loques'iios 3 L unidad a Gas y I a vapor 3loques'iios -ímite de velocidad le toma de carqa -ímite de relocidad de lesca roa 3loques'iios 4 2 unidades a Sasylavapor 3loques'iios -ímite de velocidad Je toma de carqa -ímite de ¿elocidad de lescaroa 3loques'iios Acuerdo 531

rsn9CON$EJONACIONALDE O CION

CNO IIIODEIO DE NAI.|PAS DT TEBSA Parp el despacho y redespacho pconómico de la planta TEBSA moflelo opqrativo cuya actualizQción es responsabilidad de es responsable del modelo que se acepta por parte de XM. aceptación de Xltl después de rea¡lizarle pruebas al software, sin expedición de un Acuerdo por parte del Consejo Nacional de Ope utilizará un LCA con la idad de la . GECELCA Acuerdo 531 t6l19coilsEJoNAC CION cNo ATEXO I E#üos anforcm MT continuaciór! se presentan aur4ento loslcuales NO SON

DISPON.

Los anteriolf,s no son Despachos despacho ed el segundo período, disminuciónplimiento del declarada, primer y/o Acuerdo 531 r7/19

DWA€.I'Itr ATTRTIATIVOS

Aumento-Disminución Disminución'Aumento con aumento-disminución Alternativos. NO Alternativos MT Alternativos, ya que para el cu el cual es el MT o lla di r los valore UR y/o DR ensegún el caqo, se tuvieron gue tercer perío{o haciendo factible rCONSEJO NACIONAT DE OPERACIÓN cNo APLrcAcrón or tos vALoREs uR, y DR, Los valores uR' y DR' se aplicarán en el despacho y redespacho cuando sepresenten despachos a lternativos,

Ejemplos Aumento - Disminución utilizando el máximo uR para pasar del primer período al segundo, se puede obtener una generación (en energía) menor que la potencia f¡naidel período. Con este valor de generación del segundo período, es posible obtener para el tercero una generación factible con el máximo DR lo cual puede no ser cierto al considerar el valor de potencia final. DISPONIBILIDAD No cumple

DISPON.

Aplicación del DR' Para solucionar el problema anterior se aplicaría el DR' para pasar del segundo al tercer período. DESPACHO Sl cumple

DISPONIBILIDAD

DISPON.

Acuerdo 53 1 18/19CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN cNo Dismlnución - Aumento Utilizando el máximo DR para pasar del primer período al segundo, se obtieneuna generación mayor al mínimo técnico del recurso, con este valor degeneración del segundo período, es posible obtener para el tercero unageneración factible con el máximo UR, pero si al final del segundo período elrecurso se encuentra en su mfnimo técnico no le será factible cumplir lageneración del tercero considerando el máximo UR. T Dl-sfgNt9[]p_A_q_ DESPACHO No cumple MT Aplicación del llR' Para solucionar el problema anterior se aplicaría el IJR' para pasar del segundo al tercer período.

DISPONIBILIDAD

DESPACHO

MT Sl cumple MT Acuerdo 531 t9n9ANEXO 4

COMBUSJIBLE: 'Í", FEGFIA DE:API.ICACION: ¡. l

FORMATO PARA

No I VARIABLE

DECLAR/ Fn-ia;¡- ffiRosDEpLANTAS 1 Capacidad nominal MW Potencia de diseño o de placa de una unidad o planta Oe generaciOn 2 Capacidad Bruta MW Máxima cantidad de potencia que puede sum¡n¡si condiciones normales de operación, a las condiciones del sitio de la planta y medida enterminales o bornes del generador. 3 Mínimo técnico MW potencia mínima a la que puede operar la unidad o planta, en condiciones normalesftrperación para cada configuración de la planta. 4 Tipo de unidad TurbinadegastipoFrame(TG),Turbinadegasaeroderiv@ [V), otras. 5 Tipo de ciclo 3iclo simple o Brayton, ciclo combinado, ciclo sIG, ciclo Rank¡ne o vapor y otros. 6 Tipo de configuración de la planta Indica las configuraciones factibles de la planta, según el tipo de cicto y combustibte empleados, especificando el número y tipo de turbinas, calderas u otros componentes que utiliza, según se declare en el Anexo 2. Ejemplo: 4TG + 2calderas + 2TV. 7 Garga Sincronizante MW Potencia que entrega cada unidad en el instante en que se sincroniza con la red. ::r:l1l\ 8 Tipo de combustible Indica si el combustible empleado es principal o alterno I Capacidad Efectiva Neta MW Máxima cantidad de potencia expresada en valores enteros, que puede suministrar una unidad de generación o planta, en condiciones normales de operación dependiendo del combustible, al SIN en el punto de conexión o frontera Comercial

bt\ I I i Acuerdo 531 20l0 Gonsumo térmico específ¡co neto o Heat Rate. Para Potencia máxima y para mínimo técnico (MBTU/ MWh) Es la relación, entre la energía,Urt de energía eléctrica neta generada en la frontera comercial por una unidad o planta. ElHeat Rate se obtiene con base en et poder calorífico inferioi tlHüGi"orbustibte. 11 Tiempo para transferir a otro combustible. Horas I rernpo requenoo, en numero entero de horas, para transferir y estabilizar la unidad o planta del combustible actual a otro com'bustibleo combinación de éstos. (si no se declara nada o se declara 0 horas,se entiende que no hay restriccion de tiempo para transferir combustible) Combustible I HORAS 12 Rata de toma de carga o velocidad de toma de carga MWmin Máximave|ocidaddetomadecarga¿ela@edeincrementar su generación por unidad de tiempo, para cada tipo de ciclo y configuráción de la planta yconsiderando los estados para arranques en frío, tibio o caliénte. Lá rata de toma'de cargapuede estar definida para diferentes intervalos de potencia de la unidad o planta. Estainformación será utilizada por los agentes para deierminar los valores numéricos de losparámetros establecidos en elAnexo 2. Este parámetro no será utilizado para el despachoy/o redespacho programado que realiza el CND.

l3 Rata de descarga o velocidad de descarga MWmin Váximave|ocidaddedescargade|aunidadop@isminuirsu ¡eneración por unidad de tiempo, para cada tipo de ciclo y configuración de la planta. La'ata de {escarga puede estar definida para diferentes intervalos de potencia de la unidad orlanta. Esta información será utilizada por los agentes para determinar los valoresruméricos de los parámetros establecidos en el Anexo 2. Este parámetro no será utilizadorara el despacho y/o redespacho programado que realiza el CND. 14 Tipos de arranques Estados para el arranque de la unidad o planta, considerando el nrimero Oe noras que llevala unidad o planta fuera de línea. Se define considerando el tipo de ciclo y configuración deplanta y considerando los estados para el arranque de frío, tibio y calienté. gsté parámetro se declara según lo establecido en el Anexo 2. Para las plantas de ciclo combinado si eloperador declara indisponibilidad total o parcial (cambio de configuración) de su planta,podrá informar al CND, junto con dicha declaración de indisponibilidad, y solamente eneste momento, si para el próximo arranque programado se le deben contabilizar las horasfuera de línea a partir del período en que se efectuó la parada anterior al último arranqueprogramado.

Acuerdo 531 2Ll5 Tiempo de aviso(TA) (Ver Figura l) Horas Mín¡mo tiempo con el cual el CND le debe auis 9¡tg sera programada en el despacho y/o redespacho, el cual se contabilizaiá hasia'elinicio del primer período despachado. El tiempo de aviso incluye el tiempo decalenlamiento y debe definirse para cada tipo de ciclo y configuración dá planta y losestados de arranque frío, tibio o caliente. El tiempo