CREG - Concepto 10011 de 2024

CONCEPTO 10011 DE 2024

(diciembre 3) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

Honorable Senador XXXXXX Asunto: Respuesta preguntas 1 y 15 cuestionario Proposición #13 de 2024, Sesión descentralizada en atención al traslado por competencia desde el Ministerio de Minas y Energía

Radicado CREG: S2024010011

Id de referencia: E2024018374

Respetado señor Hemos recibido la comunicación del asunto, a través de la cual el Ministerio de Minas y Energía traslada a esta Comisión las preguntas 1 y 15 de un cuestionario que a continuación procedemos a responder, con fundamento en las funciones asignadas a la CREG establecidas en los artículos 73 y 74 de la Ley 142 de 1994, y en especial, las incluidas en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994. Pregunta 1 (...) 1. ¿Qué medidas se están tomando o se planean tomar para abordar la creciente demanda de energía y garantizar un suministro estable en todas las regiones? ¿Cómo afecta este incremento en la demanda de energía a la infraestructura energética actual del país? (...) Respuesta: Le informamos que, como medida para enfrentar el crecimiento de demanda, se acaba de publicar la Resolución CREG 101 062 de 2024[1] que convoca a 3 subastas de obligaciones de energía firme cuyo propósito es garantizar la cobertura en energía para los periodos diciembre de 2025 a noviembre de 2026, diciembre de 2026 a noviembre de 2027 y diciembre de 2027 a noviembre de 2028.

Estas asignaciones varían entre 1, 5, 10 y hasta por 20 años, tiempo contado a partir del periodo en que queden asignados y dependiendo en la modalidad en que participen. Así mismo se está adelantando en el equipo de trabajo interno una subasta de expansión para asignar obligaciones a partir del año 2028-2029. En cuanto a cómo afecta el crecimiento de la demanda a la infraestructura eléctrica del país, la entidad encargada de la expansión del sistema y su planificación, con base en el crecimiento de la demanda y otros factores, es la Unidad de Planeación Minero Energética a quien le damos traslado de esta parte de la inquietud. Pregunta 15 (...) 15. ¿Cómo impacta la inclusión significativa de energía solar en la subasta en la capacidad efectiva neta del sistema energético colombiano? (...) Respuesta: Le informamos que las subastas que se convocaron y que se citan en la respuesta a la pregunta 1, aplican a cualquier tecnología, no solo a plantas solares.En cuanto a cantidades que se asignen, se debe esperar a los resultados de las subastas para poder determinar en cuanta capacidad podría crecer cada tipo de tecnología dependiendo de los resultados; esto, pues las subastas siguen un proceso competitivo en igualdad de condiciones usando un proceso de optimización que tiene en cuenta las reglas de la Resolución CREG 051 de 2012: precio ofertado por cada participante y sus cantidades mínimas y máximas de energía en que quiere participar, límites máximos de energía a subastar (suministrados por la CREG), entre otros.

En cuanto a impacto medido con un nivel de penetración de energía solar, se ha estudiado lo anterior por la Comisión y se ha determinado el impacto y desafíos que tiene la penetración en general de fuentes renovables en el sistema. A continuación, hacemos referencia a los estudios que evalúan lo anterior y a los cuales ustedes podrán acceder en los enlaces que se comparten: - Año 2016: Documento CREG 004B propuesta de implementación de un despacho vinculante. El documento con el análisis en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/2c69d65fac7d455205257fda007e3fc3.html - Año 2018: para avanzar en la definición de las transacciones vinculantes, sesiones intradiarias, servicios complementarios y despacho co-optimizado, la CREG adelantó estudios con la Universidad de Comillas para adelantar la propuesta para la introducción del despacho vinculante, mercados intradiarios y mecanismo de balance, y con el consorcio PSR-DiAvanti, se evaluaron las necesidades de servicios complementarios para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), teniendo en cuenta la mayor participación de la generación variable en el mercado, y la formulación del despacho cooptimizado. Los estudios en los siguientes enlaces: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/0edaf699c80912270525838c0076bc35.html https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7Z083a13dae8b1eab30525839700788682.html

• Año 2019: Para profundizar los análisis de los mercados de energía y servicios complementarios propuestos en los estudios del 2018, la CREG contrató al consorcio PSR-PHC para la integración y simulación de las reglas operativas y comerciales definidas en los estudios de despacho vinculante, mercados intradiarios y servicios complementarios. El estudio en el siguiente enlace:

https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/a6cb6b7edbef8479052584ff00746c69.html - Año 2020: El Ministerio de Minas y Energía (MME) adelantó estudio sectorial con 20 expertos nacionales e internacionales, que dieron sus recomendaciones al gobierno nacional para la construcción de la hoja de ruta para la energía del futuro: eficiente, confiable y sostenible. En el foco 1, la misión abordó los temas de competencia, participación y estructura del mercado eléctrico. En dichas recomendaciones se mantiene que en el diseño del mercado de corto plazo se continúe con las iniciativas de: despacho vinculante, mercados intradiarios, mecanismo de balance y mercado de servicios auxiliares que viene estudiando la CREG y se evalúe la conveniencia de migrar a mediano plazo hacia un esquema nodal. El documento en el siguiente enlace: https://minenergia.gov.co/documents/6715/Informes_segunda_fase_MTE.p df - Año 2022: Anteriormente se habían hecho evaluaciones de requerimientos a nivel de mercado y general de servicios necesarios para operar el sistema, pero no se habían realizado a nivel de detalle técnico necesario. Para tal fin, la Comisión contrato un estudio

con PHC Servicios Integrados donde se hizo la revisión, análisis y evaluación de los criterios técnicos y requisitos operativos para la prestación de servicios complementarios en el sistema interconectado nacional, esto para ayudar a la operación más flexible del sistema y ante la penetración de recursos renovables. En el enlace a continuación está el informe: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/circular_creg_0 122_2022.htm - En cuanto a otros desafíos, adjuntamos el documento que presenta XM SA ESP a la Comisión, en donde se evalúan los requerimientos necesarios para que el sistema pueda operarse de forma flexible con penetración de fuentes variables (Radicado

CREG E2023003627).

Sin otro en particular, damos por atendida integralmente su solicitud. Cordialmente, ANTONIO JIMENEZ RIVERADirector Ejecutivo <NOTA DE PIE DE PÁGINA> 1. https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/originales/Resoluci%C3%B3n_CREG_101_062_2024/ ANEXO. REQUERIMIENTOS PARA LA PLANEACIÓN Y OPERACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL CON ALTA PENETRACIÓN DE FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA RENOVABLE CONECTADAS MEDIANTE INVERSORES Control de Cambios Versión Fecha Modificación 0 13/02/2023 Emisión original - Dirección Planeación de la Operación Contenido

1. OBJETIVO ............................................................................................................................................................

1

2. NUEVOS CRITERIOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN CON BAJOS NIVELES DE CORTOCIRCUITO

................................................................................................................................................... 1 2.1. NIVELES MÍNIMOS DE CORTOCIRCUITO PARA LA INTEGRACIÓN DE TECNOLOGÍAS BASADAS EN INVERSORES ..................................................................................................................... 1 2.2. NIVELES MÍNIMOS DE CAMBIOS EN EL VOLTAJE FRENTE A ACCIONES OPERATIVAS Y/O EVENTOS ................................................................................................................................................ 4 2.3. REGULAR LA CURVA SE SOPORTABILIDAD ANTE SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS (TOV) ................................................................................................................................................................ 6 2.4. OTROS ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN EN RED DÉBIL: .................................... 7

3. ACTUALIZACIÓN DE LOS REQUISITOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA: ..................................................................................................

9

4. OBLIGATORIEDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA PARA LAS PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS Y LAS PLANTAS NO DESPACHADAS CENTRALMENTE - PNDC ANTE EVENTOS DE SUBFRECUENCIA: .........................................................

9

5. SERVICIOS DE APORTE DE INERCIA, APORTE DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO Y FUNCIONES DE AMORTIGUAMIENTO DE OSCILACIONES ........................................................................

10

6. NUEVOS REQUISITOS OPERATIVOS PARA EL CONTROL DE VOLTAJE: APORTE RÁPIDO DE CORRIENTE DE SECUENCIA NEGATIVA DURANTE FALLAS, MAXIMIZACIÓN DEL APORTE DE CORRIENTE DURANTE FALLAS, NO CESACIÓN DE LA ENTREGA DE POTENCIA ACTIVA Y CRITERIOS PARA EL AJUSTE DEL

FACTOR K PARA LA INYECCIÓN DE CORRIENTE REACTIVA.

11

7. CRITERIOS DE SOPORTABILIDAD ANTE INERCIA Y RATA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA (ROCOF) ...................................................................................................................................................................

14

8. ADECUACIÓN DE LOS CRITERIOS DE DISEÑO DEL ESQUEMA DE DESLASTRE AUTOMÁTICO DE CARGA - EDAC, TENIENDO EN CUENTA LA TASA DE CAMBIO DE LA FRECUENCIA Y LA PENETRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA - GD..................................................................................

18

9. AJUSTE DE LAS EXIGENCIAS DE LOS MODELOS DINÁMICOS RMS Y EMT PARA TODAS LAS TECNOLOGÍAS (PLANTAS SOLARES, EÓLICAS, GENERADORES SÍNCRONOS, DISPOSITIVOS SVC'S, STATCOM, COMPENSADORES SERIE, BATERÍAS, LÍNEAS HVDC, ETC).................................

19

10. PROCEDIMIENTO PARA DISPONER DE UN MODELO DE CARGA DINÁMICO VALIDADO DEL SIN ..............................................................................................................................................................................

20

11. NUEVOS LINEAMIENTOS PARA LA MODERNIZACIÓN Y DIGITALIZACIÓN DE LA COORDINACIÓN .....................................................................................................................................................

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12. CONCLUSIONES .............................................................................................................................................

22 AbreviaturasAGC Automatic Generation Control AVR Automatic Voltage Regulator CAOP Condiciones Anormales de Orden Público CND Centro Nacional de Despacho CREG Comisión Regulatoria de Energía y Gas DNA Demanda No Atendida DCD Desconexión Correctiva de Demanda DPD Desconexión Preventiva de Demanda EDAC

Esquema de Desconexión Automática de Carga ESA Esquema de Separación de Áreas ESPS Esquema Suplementario de Protección FACTS Flexible Alternating Current Transmission System FERNC Fuentes Renovables No Convencionales F.P. Factor de Potencia FPO Fecha Puesta en Operación HVRT High Voltage Ride Through

IPOEMP

Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo LVRT Low Voltage Ride Through

PARATEC

Parámetros Técnicos del SIN PCH Pequeña Central Hidroeléctrica SCADA Supervisory Control and Data Acquisition TSA SCR Short Circuit Ratio SDL Sistema de Distribución Local SIL Surge Impedance Loading SIN Sistema Interconectado Nacional SSSC Static Synchronous Series Compensator

STATCOM

Static Synchronous Compensator STN Sistema de Transmisión Nacional STR Sistema de Transmisión Regional SVC Static Var Compensator TDC Traslados de Carga UPME Unidad de Planeación Minero-Energética

1. OBJETIVO.

Recopilar los aspectos relevantes que deben ser revisados para su integración en los códigos de planeación y operación, con el fin de garantizar una operación segura, confiable y económica, manteniendo las condiciones de estabilidad del Sistema Interconectado Nacional - SIN en términos de frecuencia, voltaje, flexibilidad operativa, resiliencia y calidad de la potencia, en escenarios de operación con alta participación de generación basada en inversores interconectada al sistema de potencia.

2. NUEVOS CRITERIOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN CON BAJOS NIVELES DE CORTOCIRCUITO.

La operación del sistema con alta penetración de fuentes basadas en inversores es posible, sin embargo, algunos servicios prestados exclusivamente por la generación sincrónica tradicional deben ser mantenidos para garantizar la operación estable. Entre estos servicios se destacan los aportes de corriente de cortocircuito e inercia, los cuales, con la tecnología actualmente disponible, son prestados exclusivamente por la generación síncrona tradicional. Por lo anterior, y teniendo en cuenta la acelerada integración de tecnologías basadas en inversores al SIN, consideramos conveniente definir nuevos criterios de planeación de la expansión que permitan la integración masiva de este tipo de plantas sin que se generen riesgos para la atención confiable y segura de la demanda, producto de la disminución de la fortaleza de la red eléctrica que impliquen que las tecnologías conectadas mediante inversores deban ser limitadas en el despacho y la operación. Al respecto y teniendo en cuenta prácticas implementadas en otros países, solicitamos a la Comisión incluir dentro de los criterios eléctricos para realizar el planeamiento operativo y la ejecución de laoperación, los siguientes: 2.1. NIVELES MÍNIMOS DE CORTOCIRCUITO PARA LA INTEGRACIÓN DE TECNOLOGÍAS BASADAS EN INVERSORES. Internacionalmente[1], es aceptado que niveles bajos de cortocircuito son restrictivos para la operación estable del sistema en general y de la generación basada en inversores en particular [2], con alto riesgo de presentar sobretensión transitoria (TOV), fallo de conmutación en estado normal y ante recuperación de fallos (FRT), interacción armónica, inestabilidad del voltaje o interacción de

controles. Por lo anterior, y en adición a los criterios de comportamiento en estado estable y dinámico, son incluidos en los códigos y procedimientos de planeación de la expansión criterios basados en niveles de cortocircuito, que permiten definir la capacidad del sistema para albergar cierta cantidad de generación basada en inversores en un punto de conexión específico, sin que lo anterior implique un detrimento en los niveles de estabilidad del sistema. Generalmente estos criterios se refieren a métricas, de las cuales las más utilizadas internacionalmente son los radios de nivel de cortocircuito[3] (SCR, CSCR, WSCR y SCRIF). Estas métricas, basadas en el nivel de cortocircuito esperado del sistema, pueden medir la fortaleza de la red en el punto de conexión individual (SCR), en el punto de conexión al sistema (CSR), en un área de influencia (WSCR) o en un nodo particular con referencia a los IBR's (Inverter-Based Resources por sus siglas en inglés) cercanos con los cuales se puede presentar algún tipo de interacción (SCRIF). Si se establece un límite sobre las métricas de fortaleza de red, se pueden determinar las características de los equipos adicionales necesarios para la operación segura de los IBR's o las obras de expansión requeridas para integrar los volúmenes de generación basada en inversores requeridos en el sistema. Respecto a esto último, en el sistema español, por ejemplo, se definió en etapas tempranas de integración de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable - FNCER un límite CSCR de 20 [4], condición que se

reevalúo recientemente a valores de WSCR [5] en puntos de conexión y zonas de influencia de 6 o 20 (en este caso, 20 se utiliza para garantizar estabilidad en turbinas eólicas tipo I y tipo II, ya instaladas en el sistema). En el caso de los Estados Unidos, los estudios de planeación de la expansión y penetración de FNCER generalmente consideran niveles CSCR y WSCR de 3 a 5 [6]. NREL (National Renewable Energy Laboratory por sus siglas en inglés) recomienda un nivel SCR o CSR mayor a 5 para la integración de generación solar y eólica [7]. En el ámbito operativo, ERCOT (Electric Reliability Council of Texas por sus siglas en inglés), utilizando análisis de detalle EMT, ha encontrado que es posible operar ciertos nodos con niveles WSCR de 1.5 [8]. AEMO en Australia [9], utiliza un método basado en WSCR, SCR, CSR para determinar la capacidad de nivel de cortocircuito disponible para acceso de generación basada en inversores. En este método, el operador australiano considera apropiado usar un límite de 3, siempre que no cuente con información operativa adicional validada sobre la estabilidad de los generadores conectados mediante inversores. De otro lado, la métrica ESCR (Nivel de Cortocircuito Efectivo – CIGRE [10]) o también llamada SCRIF (Nivel de Cortocircuito Efectivo con Factor de Interacción - IEEE) ha sido utilizada internacionalmente para la evaluación de la instalación de IBR's de todo tipo, incluidos enlaces HVDC y tecnologías como SVC's y STATCOM. Respecto a este índice, la operación con valores inferiores a 1.5 es

considerada como no factible. Este índice es utilizado por el planeador de la expansión del sistema Chileno [11]. La utilización de métricas basadas en el nivel de cortocircuito es ampliamente utilizada y adecuada en escenarios de planeación por su simplicidad y robustez. La definición de límites CSCR, WSCR y SCRIF no implica la no posibilidad de integrar nueva generación renovable en ciertos nodos o áreas del sistema donde el recurso solar o eólico es abundante, y la capacidad de nivel de cortocircuito disponible es insuficiente. Estos umbrales buscan que, bajo criterios técnicos y económicos, se mantenga la fortaleza del sistema mediante el mejoramiento de la red de transmisión para aumentar el nivel de cortocircuito, o incentivando a los promotores que se conectan a instalar equipos y tecnologías para proveer los aportes de corriente de cortocircuito necesarios para garantizar que el sistema en su totalidad opere de forma estable y segura. Teniendo en cuenta lo anterior, y considerando el cumplimiento de la totalidad de los requisitos de conexión exigidos en la Resolución CREG 060 de 2019, así como el estado actual y futuro de la red de transmisión, recomendamos a la Comisión definir límites de nivel de cortocircuito para la aprobación de nuevos puntos de conexión de FNCER al sistema, considerando los siguientes valores:Índice: Límite Análisis especiales

SCR y CSCR

3 Valores entre 3 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. WSCR 1.5 Valores entre 1.5 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de

detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. SCRIF 1.5 Valores entre 1.5 y 5 requieren que el promotor presente estudios EMT de detalle, que validen la operación estable de la planta en las condiciones de operación esperadas. Tabla 1. Límites de fortaleza de red propuestos 2.2 NIVELES MÍNIMOS DE CAMBIOS EN EL VOLTAJE FRENTE A ACCIONES OPERATIVAS Y/O EVENTOS. Diversos códigos de operación han incluido en su normatividad requerimientos frente a los máximos cambios admisibles en las tensiones frente a, por ejemplo, la conexión/desconexión de equipos de compensación, o la desconexión de todos los equipos de generación con tecnología basada en inversores conectados a una barra. Lo anterior motivado, además de aspectos asociados a la sensibilidad de las cargas frente perturbaciones y la necesidad de garantizar niveles adecuados de calidad de la potencia, por la necesidad de mantener la fortaleza relativa de la red. Esto debido a que las variaciones en los voltajes están relacionadas directamente con el nivel de cortocircuito (puede ser aproximada como AV¿,% = 100 bQJScct) y por tanto, garantizar desde la planeación de la expansión del sistema un valor mínimo de cambio de voltaje frente a algunas acciones operativas y eventos, necesariamente garantiza que el sistema mantendrá cierto nivel de fortaleza, en términos del nivel de cortocircuito del mismo. Algunos ejemplos de aplicación de este criterio en códigos de otros países pueden observarse en la Tabla 2:

• Requerimientos de cambios máximos en el voltaje España Capacidad de acceso en condiciones de conexión/desconexión. La capacidad de acceso para una instalación (o conjunto de instalaciones que comparten punto de conexión) por condiciones de conexión/desconexión a la red en un punto se determina como la producción máxima de la generación conectada que no origina: - Variación de tensión del ± 2,5 % en el punto de conexión al conectarse o desconectarse bruscamente cuando esté en redes de más de 36 kV y del ± 3 % en redes inferiores a 36 kV. - Variación de tensión por la desconexión simultánea de los generadores conectados a la misma barra o conjunto de barras acopladas en explotación normal de una subestación del ± 4 % cuando el punto de conexión esté en redes de más de 36 kV y del ± 5,5 % en redes inferiores a 36 kV.

Australia +3% y -3% en estado estable para conexión y/o desconexión de bancos capacitivos. “Steady state voltage change due to reactive power plant switching is limited to the requirements set out in Australian Standard AS/NZS 61000.3.7:2001.... System standards specify a maximum voltage step change following capacitor bank switching to be 3% of the nominal voltage”[12]. Western Power, Australia +1% y -1% es estado estable para la red de transmisión [13].“Step changes in steady state voltage levels resulting from switching operations must not exceed the limits given in Table 2.2.”[14]Inglaterra (National Grid) +3 y -3% en estado estable posterior a un disturbio. [15] Tabla 2. Requerimientos cambios de voltaje códigos internacionales

Teniendo en cuenta lo anterior, sugerimos a la Comisión incluir en el código de planeamiento y operación, el siguiente texto: “Los niveles de cortocircuito del sistema deben ser tales que, la conexión y/o desconexión de equipos de compensación reactiva, la desconexión de la totalidad de la carga de una subestación o la desconexión en un extremo de una línea de transmisión no debe generar cambios en la tensión superiores al 3% del voltaje nominal. En el caso de líneas de transmisión, este cambio se medirá en el extremo en el cual se mantiene la conexión de la línea”

2.3 REGULAR LA CURVA DE SOPORTABILIDAD ANTE SOBREVOLTAJES TRANSITORIOS (TOV).

En condiciones de red débil, los IBR's son vulnerables frente sobretensiones transitorias que pueden ocasionar la desconexión de estos elementos para protegerlos de daños permanentes. Los disparos de IBR's por susceptibilidad a sobrevoltajes transitorios han sido ampliamente reportados como causa de desconexiones masivas de IBR's [16], lo cual ha generado la necesidad de estandarizarlos e incluir curvas de soportabilidad frente a los mismos. Los sobrevoltajes transitorios se miden sobre las desviaciones de los valores instantáneos de la tensión nominal instantánea (Vnominal fase-fase V2), y su duración acumulada se mide como la suma de tiempo que la tensión instantánea excede los valores de umbral sobre una ventana de 1 minuto. Respeto a la soportabilidad frente a este

fenómeno y teniendo en cuenta las condiciones de operación en red débil de algunas áreas del SIN, recomendamos a la Comisión incluir en el numeral 5.7 (“control de voltaje”) del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, y que fue modificado por la Resolución CREG 060 de 2019, que las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deberán cumplir con las curvas de soportabilidad ante sobretensiones transitorias recomendadas en la Norma IEEE 2800 de 2022, en la planta y con énfasis en el lado de alta del transformador principal de la misma, la cual, es presentada en la Figura 1.Figura 1. Curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios - Tomada de la Norma IEEE 2800-2022. 2.4 REGULAR CRITERIOS DE RECUPERACIÓN DEL VOLTAJE Y LA CURVA DE SOPORTABILIDAD ANTE HUECOS DE

TENSIÓN EN LA CARGA Y LOS GENERADORES TRADICIONALES.

En la medida que se incrementa la penetración de generación basada en inversores, se evidencia una mayor magnitud y propagación de los huecos de tensión producto principalmente de la disminución en los niveles de cortocircuito del sistema. Por lo anterior, consideramos conveniente regular la soportabilidad ante huecos de tensión en las cargas, en los generadores síncronos y en otros equipos de red, de tal forma que se garantice la no desconexión de estos equipos frente a perturbaciones de voltaje derivadas de fallas en la red de transmisión y distribución.

Así mismo, consideramos importante que se definan las curvas de recuperación dinámica del voltaje (DVR por sus siglas en ingles) que garanticen los niveles de calidad en la prestación del servicio [17], así como el desarrollo de la infraestructura de soporte dinámico del sistema requerida para la operación en condiciones de bajos niveles de cortocircuito. En este sentido, consideramos conveniente incluir dentro del marco regulatorio las recomendaciones de la norma IEEE Std 13461998(R2004) [18], y adoptar criterios similares a los utilizados por ejemplo en ISO-NE 17 y PJM [19]. al respecto, proponemos a la comisión la siguiente definición para las curvas de recuperación dinámica del voltaje: Posterior a una falla trifásica en una línea de la red del STN o STR despejada en tiempo de protección principal (inferior a 100 ms), los voltajes en las barras del sistema deben cumplir el siguiente requisito: - Una vez despejada la falla, la magnitud del voltaje no debe ser inferior a 70% del voltaje nominal. - 250 milisegundos posteriores al despeje de la falla, el voltaje no debe ser inferior al 80% del voltaje nominal. - 500 milisegundos posteriores al despeje de la falla, el voltaje no debe ser inferior al 90% del voltaje nominal. Dado que los huecos de tensión son inevitables, consideramos que el sistema se debe diseñar y operar para limitar la propagación y duración de las fallas consideradas como severas, mediante la implementación de esquemas de protección que garanticen el despeje

de fallas a alta velocidad (típicamente 3 - 4 ciclos en la red del STN y STR) y refuerzos en la red de transmisión y distribución que reduzcan el impacto de las contingencias consideradas como críticas por sus posibles impactos sobre la generación basada en inversores y las cargas sensibles. Para lo anterior y para desarrollar las obras requeridas, consideramos conveniente que la comisión incorpore en el marco normativo criterios que permitan cuantificar y mitigar el impacto de las interrupciones transitorias derivadas de la propagación de huecos de tensión en términos de perdidas esperadas de carga y generación. 2.5 OTROS ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN EN RED DÉBIL: Aun cuando los servicios que pueden prestar los compensadores síncronos se encuentran regulados en el Numeral 13.3 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, como sigue:“13.3. Otros servicios de apoyo que pueden ser requeridos por el CND en la operación del SIN: - Control de frecuencia por medio de reducción de demanda. - Potencia reactiva suministrada por compensadores síncronos o estáticos. - Reserva caliente.” Recomendamos a la Comisión desarrollar los requisitos de conexión y aspectos asociados a su remuneración, lo anterior, teniendo en cuenta que estos equipos se han posicionado como herramientas flexibles y viables para solventar las problemáticas asociados a la operación con red débil, tanto de déficit de corriente de cortocircuito como de déficit de inercia, frente a lo cual se resalta además, que

los análisis realizados por el CND (Flexibilidad, IPOELP, IPOEMP, ITR) evidencian la necesidad de los mismos en algunos puntos del sistema. Así mismo, las baterías pueden jugar también un papel importante en este sentido, por lo cual recomendamos analizar la posibilidad de incluir dentro de los servicios que estas pueden prestar, los servicios de estabilidad (amortiguamiento de oscilaciones), aporte de inercia y aporte de cortocircuito. Dada la integración a gran escala de equipos basados en inversores y la posibilidad de niveles de cortocircuito durante la operación menores a los considerados en el momento del commissioning de los sistemas de protección y control, que pueden implicar la resintonización de los mismos para lograr condiciones de estabilidad en la operación de estas plantas o del sistema, sugerimos a la Comisión establecer los plazos máximos en los cuales, una vez identificados por parte del CND problemas en la red derivados de los sistemas de protección o control de un equipo basado en inversores, el operador del equipo deba realizar los estudios y ajustes respectivos (sugerimos 2 meses). Consideramos necesario, que la Comisión incluya en la regulación las exigencias asociadas a calidad de la potencia, y las responsabilidades de los diferentes agentes frente a deterioros en la misma, así como las herramientas necesarias de monitoreo, seguimiento y control de los niveles permisibles, y el acceso a la información de indicadores y registros de voltaje y frecuencia en los equipos instalados para la medición. Sugerimos a la Comisión, incluir en la regulación los aspecto asociados a la características de los equipos de medida utilizados por las tecnologías basadas en inversores para mantener el sincronismo con