CNO - anexos 1 y 2 acuerdo1023 de 2017

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ANEXO 1

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

Diciembre 5 de 20172

Contenido

1 Antecedentes ............................................................................................................. 4 2 Objetivos ..................................................................................................................... 6 3 Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia ............................................................................................. 6 3.1 Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia por Medio del AGC ............................................................................................................................ 7 3.2 Velocidad máxima de cambio de carga del sistema ...................... 8 3.3 Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad ....................... 9 3.4 Número Mínimo de Unidades ................................................................ 10 3.5 Máximo número de unidades para hacer AGC ............................... 11 3.6 Reserva para Regulación de Frecuencia – Holgura para AGC .. 12 3.7 Constante de Regulación Combinada – BIAS ................................. 16 3.8 Holgura Mínima por Planta para Hacer AGC ................................... 17 3.9 Holgura Mínima por Unidad para Hacer AGC .................................. 18 3.10 Tiempo de Retardo Permitido para las Unidades en AGC .......... 19 3.11 Estatismo ...................................................................................................... 20 3.12 Resumen Requerimientos Actuales para AGC ................................ 21 4 Integración de Unidades de Generación al Esquema de AGC Nacional 22

3.10 Tiempo de Retardo Permitido para las Unidades en AGC .......... 19 3.11 Estatismo ...................................................................................................... 20 3.12 Resumen Requerimientos Actuales para AGC ................................ 21 4 Integración de Unidades de Generación al Esquema de AGC Nacional 22 4.1 Nuevas Unidades que se Integran al Esquema de AGC ............. 22 4.2 Sintonía de Unidades ................................................................................ 25 4.2.1 Envío comandos tipo pulsos desde el CND .................................. 26 4.2.2 Envío comandos tipo setpoint desde el CND .............................. 28 4.3 Aspectos Operativos de las Pruebas de AGC .................................. 33 4.4 Mantenimiento de Parámetros .............................................................. 34 5 RETIRO DE UNIDADES DE GENERACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC ... 36 5.1 Definiciones .................................................................................................. 363

5.2 Antecedente legal y regulatorio ........................................................... 37 6 PROCEDIMIENTO DE RETIRO DE UNA UNIDAD DE GENERACIÓN ..... 37 6.1 Acciones preventivas en tiempo real ................................................. 37 6.2 Acciones preventivas en el análisis posoperativo ......................... 38 6.3 Revisión de la función AGC .................................................................... 38 6.4 Retiro temporal de la unidad ................................................................. 39 6.4.1 Causas ........................................................................................................ 39 6.4.2 Acciones correctivas ............................................................................. 39

6.4.3 PROCEDIMIENTO DIAGNÓSTICO DE FALLA DE AGC ............... 404

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

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 aumentar o disminuir la inyección de potencia eléctrica al sistema y así mantener el 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

[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 que se muestra en la Figura 2, el programa LFC (Load Frequency Control) del SCADA calcula, cada 4

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

[MW/Hz]

. Con base en el ACE total y la función de control que se muestra en la Figura 2, 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 uni dades que estén prestando el servicio en el momento, se determina cuánta es la corrección en potencia que le corresponde a cada unidad.5

Figura 2. Diagrama de Control del AGC en Sistema SCADA del CND 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  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

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. Por otro lado, el acuerdo operativo entre Colombia - Ecuador establece responsabilidades en reserva y regulación de frecuencia, por tanto, mientras Colombia se encuentre interconectada con Ecuador y los programas AGC de ambos países se encuentren bajo operación normal, la banda de frecuencia esperada de operación estará entre 59.85 y 60.15 Hz.6

Desde el punto de vista regulatorio, la Regulación Secundaria de F recuencia 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 Centro 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 Frecuencia y estipula la obligatoriedad comercial de todos los agentes despachados a contribuir con una reserva proporcional a su despacho horario.

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 Sis tema de Potencia

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 Sis tema de Potencia 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. • Unificar los documentos: ISA UE NCND 052 -03 de Abril 14 de 2003, ISA UENCND 148-00 de Julio 27 de 2000 e ISA UENCND 198 -00 de Septiembre 11 de 2000 aprobados por el CNO en los acuerdos 263 de 2003, 082 de 2000 y 101 de 2000 respectivamente. El presente documento es el Anexo 1 del acuerdo por el cual se establecen los procedimientos y requisitos necesarios para la prestación del servicio de AGC por las unidades conectadas al SIN. 3 Parámetros Requeridos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia El crecimiento de l 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 analizan los siguientes parámetros relacionados con la prestación del servicio de AGC:7

• Tiempos y bandas de recuperación de la frecuencia por medio del AGC

la frecuencia.

A continuación se analizan los siguientes parámetros relacionados con la prestación del servicio de AGC:7

• Tiempos y bandas de recuperación de la frecuencia por medio del AGC • Velocidad máxima de cambio de carga del sistema. • Velocidad mínima de cambio de carga por unidad. • Número mínimo de unidades en AGC. • Reserva para regulación secundaria de frecuencia (Holgura para AGC). • Holgura mínima por planta para hacer AGC. • Holgura mínima por unidad para hacer AGC. • Tiempo de retardo de la unidad. • Constante de regulación combinada del sistema La metodología para el ajuste de los parámetros requeridos para la prestación del servicio de AGC se fundamenta principalmente en criterios de confiabilidad y seguridad del sistema, en el análisis de eventos de frecuencia y de la información operativa, en estándares internacionales y en la experiencia operativa del servicio recopilada por el Centro Nacional de Despacho (CND).

3.1 Tiempos y Bandas 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 pa ra que la señal al regulador del generador sea 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. A nivel internacional, los tiempos asociados a la recuperación de frecuencia no han sido completamente justificados desde una óptica operativa o económica.

resaltar que el AGC representa un control proporcional integral que requiere de determinados tiempos para la ejecución de sus comandos. A nivel internacional, los tiempos asociados a la recuperación de frecuencia no han sido completamente justificados desde una óptica operativa o económica. Sin embargo, basado en el seguimiento estadístico de las variaciones de frecuencia, los estándares internacionales, el Bias promedio del sistema colombiano bajo operación aislada de Ecuador , y teniendo en cuenta tiempos (5,7 y 10 minutos) así como escenarios de recuperación 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: CASO BIAS (MWHz) DELTA f (Hz) DELTA P (MW) t 59.5 - 60 Hz (Min) t 59.5 - 59.8 Hz (Min) VEL Requerida (MW/Min) 1 700 0.5 350 5 3 70 2 700 0.5 350 7 4 50 3 700 0.5 350 10 6 35 4 700 0.3 210 5 1.7 42 5 700 0.3 210 7 2.3 30 6 700 0.3 210 10 3.3 218

Considerando la Interconexión con Ecuador y los tiempos de recuperación anteriormente enunciados, se presentan los siguientes resultados:

CASO BIAS (MWHz) DELTA f (Hz) DELTA P (MW) t 59.5 - 60 Hz (Min) t 59.5 - 59.8 Hz (Min) VEL Requerida (MW/Min) 1 870 0.5 435 5 3 87

CASO BIAS (MWHz) DELTA f (Hz) DELTA P (MW) t 59.5 - 60 Hz (Min) t 59.5 - 59.8 Hz (Min) VEL Requerida (MW/Min) 1 870 0.5 435 5 3 87 2 870 0.5 435 7 4 62 3 870 0.5 435 10 6 44 4 870 0.3 261 5 1.7 52 5 870 0.3 261 7 2.3 37 6 870 0.3 261 10 2.3 26

La Figura 3 ilustra los escenarios de recuperación de la frecuencia a través del AGC. Se concluye que una vez ocurrido 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 minutos.

Figura 3. Escenarios de Recuperación de la Frecuencia a través del AGC 3.2 Velocidad máxima de cambio de carga del sistema

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. Para ajustar este parámetro se consideró la información histórica de las rampas de variación de carga del SIN entre el 1 de junio de 2016 y el 31 de mayo del 2017 de cada 7 minutos. Las rampas encontradas se clasificaron por bloques de9

demanda (Mínima, Media y Máxima) y a través de un análisis estadístico con el percentil 99 de la muestra se estimó la máxima velocidad de variación de demanda y el cambio de gen eración esperado en el sistema para condiciones normales y para cada uno de los bloques de demanda.

percentil 99 de la muestra se estimó la máxima velocidad de variación de demanda y el cambio de gen eración esperado en el sistema para condiciones normales y para cada uno de los bloques de demanda. Del análisis estadístico realizado, cuyos resultados principales se resumen en la Tabla , se puede concluir que para los escenarios de demanda mínima, media y máxima, considerando el percentil 99 (cubriendo el 99 % de los casos), la velocidad máxima de variación de carga del sistema es 44, 50 y 51 MW/min respectivamente. Los parámetros que se exigen para la prestación del servicio de Regulación Secundaria deben ser tales que compensen los valores de velocidad tota l del sistema sin deteriorar la calidad de frecuencia. Por lo anterior, se recomienda establecer los requerimientos para el AGC colombiano con base a las velocidades anteriormente reportadas , siendo la máxima 51 MW/min, obtenida para el periodo de demanda máxima Es importante resaltar que el anterior requerimiento no debería verse afectado al tener los sistemas de Colombia y Ecuador interconectados ya que cada país es responsable por la calidad de la frecuencia en su área de control. Tabla 1. Estadísticas básicas para las mediciones de variación de carga del SIN para rampas en MW por minuto

3.3 Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad

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. El criterio de ajuste para este parámetro se fundamenta en la máxima velocidad de cambio de carga del sistema y el mínimo número de unidades posibles10

de responder a las variaciones más rápidas de carga en el sistema. El criterio de ajuste para este parámetro se fundamenta en la máxima velocidad de cambio de carga del sistema y el mínimo número de unidades posibles10

requeridas en los períodos del día donde se presente la máxima veloci dad de variación de carga. Para determinar el mínimo número de unidades posibles requeridas en el período de máximo cambio de carga (P19), se considera la holgura de AGC y las unidades con mayor rango de regulación en el sistema. • Holgura para el período 19, día ordinario: 399 MW • Unidad con mayor rango de regulación: Guavio con 190 MW, es decir 95 MW de holgura Por lo tanto, se necesitan 5 unidades de Guavio para cubrir la holgura del P19. La velocidad mínima de cambio de carga por unidad se puede calcular de acuerdo con la Ecuación 1. Esta ecuación incorpora las siguientes consideraciones: • Que la velocidad de respuesta del AGC debe igualar como mínimo la máxima velocidad de cambio de carga del sistema. • Que se pierda una de las unidades que se encuentre haciendo AGC en un escenario que considera la máxima holgura del sistema y la regulación es prestada por las unidades con mayor rango de regu lación. (Actualmente unidades de Guavio). Ecuación 1. Cálculo de la Velocidad Mínima de Cambio de Carga por Unidad min/75.1215 min/51 1m in m ax m in MWMW Nu VsVu 

Donde: minVu = Velocidad mínima de cambio de carga por unidad maxVs = Velocidad máxima de cambio de carga del sistema minNu = Número mínimo de unidades posibles requeridas en el período de máximo cambio de carga

Donde: minVu = Velocidad mínima de cambio de carga por unidad maxVs = Velocidad máxima de cambio de carga del sistema minNu = Número mínimo de unidades posibles requeridas en el período de máximo cambio de carga De acuerdo con lo anterior, se recomienda que la velocidad mínima requerida de cambio de carga por unidad sea de 12.75 MW/min, para garantizar que ante la pérdida de una unidad, la suma de las velocidades de toma de carga de las unidades que permanezcan en línea nunca sea inferior a la máxima velocidad de toma de carga del sistema.

3.4 Número Mínimo de Unidades para AGC

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

En referencia al mínimo de unidades para hacer AGC se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:11

• Por confiabilidad, nunca podrá despacharse una sola unidad con la asignación completa de AGC. • Debe verificarse que ante la pérdida de una unidad las otras unidades cumplan con una velocidad de toma de carga mayor o igual a la velocidad máxima de toma de carga del sistema. • Teniendo en cuenta que la velocidad de toma de carga es 12.75 MW/min, se concluye que el mínimo número de unidades debe ser 5 unidades en servicio simultáneamente de tal manera que se verifique que, ante la pérdida de una unidad en cualquier escenario de demanda, la suma de la velocidad de toma de las unidades que continúen prestando el servicio de AGC, corresponda con la velocidad mínima de toma de carga del sistema para dichos periodos de demanda.

Se concluye que este parámetro debe permanecer en 5 unidades en servicio simultáneamente.

AGC, corresponda con la velocidad mínima de toma de carga del sistema para dichos periodos de demanda.

Se concluye que este parámetro debe permanecer en 5 unidades en servicio simultáneamente.

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

Hasta el momento el número máximo de unidades en AGC por período no ha sido definido, depende exclusivamente del despacho de AGC y de la holgura definida para cada período.

El criterio de ajuste para este parámetro está relacionado directamente con los tiempos de recuperación de la frecuencia en función del número de unidades prestando el servicio de AGC.

Se realizan pruebas en el DTS simulando una pérdida de 180 MW en Pagua y se observa el tiempo que tarda la frecuencia en cruzar por su valor nominal (60 Hz) después de ocurrido el evento. Los resultados se muestran en la Figura 4.12

Figura 4. Tiempo Recuperación Frecuencia vs. # Unidades Regulando Se concluye que a mayor número de unidades que se encuentren regulando menor es el tiempo de recuperación de la frecuencia. Sin embargo, en la práctica, mientras se mantengan valores de holgura similares a los actuales no se requiere la totalidad de las unidades disponibles para hacer AGC y por lo tanto no es necesario limitar este parámetro.

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

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 servicio en cumplimiento de los criterios técnicos establecidos en la reglamentación vigente. 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. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 4 4.5 5 5.5 6 Tiempo [s] Tiempo Recuperación Frecuencia vs Número Unidades en AGC13

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. Para estimar correctamente el valor de holgura de AGC, se consideró el registro histórico de su máximo uso por período horario, abarcando desde el 01-feb-2017 al 14-ago-2017 (195 días), clasificado entre días ordinarios (lunes a viernes), sábados, y domingos y festivos. Con esta información se identi ficó el mayor

al 14-ago-2017 (195 días), clasificado entre días ordinarios (lunes a viernes), sábados, y domingos y festivos. Con esta información se identi ficó el mayor porcentaje de uso de la reserva en cada período, respecto al valor de la holgura disponible en el sistema, lo cual cubre un amplio porcentaje de casos de máximo uso del margen de AGC. La holgura corresponde al mayor valor entre el máximo porcentaje de uso de la holgura y el mínimo valor de holgura requerido (273 MW), que corresponde al tamaño de la unidad de generación más grande del SIN que para este caso es cualquiera de las unidades de la Central Sogamoso. Se analizaron un total de 6096 periodos, los cuales se distribuyeron de acuerdo con el tipo de día. Para cada uno de los tipos de día se definieron las siguientes variables:

“UP Act [MW]” y “DOWN Act [MW]”: estas corresponden a los valores vigentes de reserva de regulación secundaria de frecuencia en MW. Es decir, la Holgura para subir y para bajar utilizada durante los periodos de análisis.

“UP POTENCIA [%]” y “DOWN POTENCIA [%]”: con estas variables se identifican los vectores de uso de la Holgura necesaria para cubrir el 99% de los casos donde se presentó utilización de la Holgura durante el periodo de análisis. “UP Calculado [MW]” y “DOWN Calculado [MW]”: estas variables muestran el valor ideal de Holgura sin ajustar. Los valores de holgura para cada hora enontrados para los difere ntes tipos de día, Ordinario, sábado y domingo, se muestran en la Figura 5, Figura 6 y la Figura 714

Figura 5. Revaluación Asignación de la Holgura para el Día Ordinario

muestran en la Figura 5, Figura 6 y la Figura 714

Figura 5. Revaluación Asignación de la Holgura para el Día Ordinario

Figura 6. Revaluación Asignación de la Holgura para el Día Sábado15

Figura 7. Revaluación Asignación de la Holgura para Domingos y Festivos Teniendo en cuenta los resultados de los análisis representados en la Figura 5, Figura 6 y la Figura 7, se presentan a continuación los valores propuestos para la holgura, que permanecen iguales a los del periodo 2016-2017.

Tabla 2. Holgura día ordinario

Tabla 3. Holgura día Sábado

Tabla 4. Holgura día Domingo16

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 del mis mo. 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.

Para determinar el parámetro BIAS del SIN colombiano de forma adecuada, se recopilaron los eventos del SIN ocurridos entre el 3 de Junio de 2016 y el 31 de Julio de 2017 que provocaron desbalances de generación o demanda y que afectaron la frec uencia del sistema. De este listado de eventos se omiten aquellos que cumplen con alguno de los siguientes criterios:

Julio de 2017 que provocaron desbalances de generación o demanda y que afectaron la frec uencia del sistema. De este listado de eventos se omiten aquellos que cumplen con alguno de los siguientes criterios:

• Eventos en los que hubo actuación de alguna de las etapas del esquema de desconexión de carga por baja frecuencia (EDAC), ya que estos involucraron otras instancias del control de frecuencia del SIN. • Eventos en los cuales se presentaron oscilaciones electromecánicas, que produjeron excursiones de la frecuencia, en varias ocasiones, por fuera de los límites normales de operación (59.8 Hz a 60.2 Hz). • Eventos ocurridos en el mercado de comercialización ecuatoriano que afectaron el SIN colombiano. • Eventos con ACE de intercambio negativo.

Para cada uno de los eventos, el BIAS () se calculó de acuerdo con la ecuación 2:

   HzMW ff ColombiaDemandaoGeneraciónDesbalance REALPROGRAMADA  )( Ecuación 2

En la Figura 8 se presentan los resultados obtenidos, de la Constante de Regulación Combinada, para los eventos analizados durante los años 2016 y

2017. De esta grafica se infieren los siguientes aspectos: • La mayor concentración de puntos se encuentra en la franja comprendida entre 600 MW/Hz y 1050 MW/Hz. • La tendencia del BIAS es ligeramente inclinada a medida que aumenta la demanda y se encuentra entre 790 MW/Hz y los 905 MW/Hz. • Los eventos analizados se encuentran en la franja de demanda entre 5285

MW y 9278 MW.17

Dado que el BIAS del SIN es variable durante el transcurso del día y está

demanda y se encuentra entre 790 MW/Hz y los 905 MW/Hz. • Los eventos analizados se encuentran en la franja de demanda entre 5285

MW y 9278 MW.17

Dado que el BIAS del SIN es variable durante el transcurso del día y está relacionada con la demanda, se puede hacer una estimación del valor de esta constante de regulación combinada por bloq ues de períodos de demanda (mínima, media y máxima), obteniéndose así tres posibles valores. Para ello se realizó la consulta de demanda real del SIN en el momento de cada evento que ocasionó desbalance entre la generación y/o demanda y lograr determinar d e forma estadística los rangos de potencia de los periodos de demanda mínima, media y máxima. Para determinar el valor promedio de demanda mínima, media y máxima, se usaron los datos de demanda de los eventos del 2016-2017, donde el promedio de demanda mínima fue de 6086 MW, el valor de demanda media fue de 7595 MW y el de demanda máxima fue de 8501 MW. Tomando en cuenta los valores anteriores de demanda se proponen valores de BIAS desde noviembre 2017 hasta noviembre 2018 para periodos de demanda mínima de 790 MW/Hz, para periodos de demanda media de 865 MW/Hz y para periodos de demanda máxima de 905 MW/Hz. En la Figura 8 se puede apreciar la curva de BIAS propuesta desde noviembre 2017 hasta noviembre 2018.

Figura 8. Propuesta Ajuste BIAS por Escenario de Demanda Tabla 5.Propuesta del BIAS por Escenario de Demanda

DEMANDA PERÍODOS BIAS

[MW/Hz] Mínima 1 a 5 – 24 790

Figura 8. Propuesta Ajuste BIAS por Escenario de Demanda Tabla 5.Propuesta del BIAS por Escenario de Demanda

DEMANDA PERÍODOS BIAS

[MW/Hz] Mínima 1 a 5 – 24 790 Media 6 a 18 – 22 a 23 865 Máxima 19 a 21 905

3.8 Holgura Mínima por Planta para Hacer AGC18

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

El Acuerdo CNO 093 de 2000 derogó el artículo 5 del Acuerdo CNO 03 de 1998 donde se establecía que el mínimo técnico de regulación era del 10 % de la reserva total. En ese entonces la reserva del sistema se calculaba igual a la capacidad nominal de la unidad más grande en el SIN (Guavio 230 MW).

Actualmente, la reserva total no obedece en todos los períodos del día sólo a la capacidad nominal de la unidad más grande del SIN. También es función de la demanda y de estadísticas de utilización de la holgura. Adicionalmente, no se encuentra ninguna restricción técnica para la definición del rango de regulación mínimo por planta. Sin embargo, se recomienda continuar con el valor de 23 MW ya que permite una programación y operación efectiva del servicio de regulación secundaria de frecuencia. Este valor es el mismo tanto para arriba como para abajo tal como se describe en la Figura 9:

Figura 9. Mínima Oferta de AGC por Planta 3.9 Holgura Mí