CREG - Resolución 0148 de 2021

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(septiembre 24) Diario Oficial No. 51.848 de 4 de noviembre de 2021 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG Por la cual se adiciona un Capítulo Transitorio al Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW y se dictan otras disposiciones Resumen de Notas de Vigencia

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE: La Ley 143 de 1994 en su artículo 4, señala que el Estado, en relación con el servicio de electricidad, tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos.

El artículo 20 de la Ley 143 de 1994 definió como objetivo fundamental de la Regulación en el sector eléctrico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el cumplimiento del objetivo señalado, la Ley 143 de 1994, en su artículo 23, le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las funciones de definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía y establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional, teniendo en cuenta los conceptos del Consejo Nacional de Operación. De acuerdo con lo establecido en el literal c) del artículo 74.1 de la ley 142 de 1994, le corresponde a la CREG

establecer el Reglamento de Operación, para regular el funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía. Mediante Resolución CREG 024 de 1995 se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el Sistema Interconectado Nacional, que hacen parte del Reglamento de Operación. Mediante Resolución CREG 025 de 1995 y sus modificatorias, se estableció el Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, que contiene los reglamentos de Código de Planeamiento, Código de Conexión, Código de Medida y Código de Operación. Mediante Resolución CREG 070 de 1998 y sus modificatorias se estableció el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional y que complementa el Código de Redes. Mediante Resolución CREG 080 de 1999 y sus modificatorias se reglamentan las funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN. Mediante Resolución CREG 060 de 2019 se realizaron modificaciones y adiciones transitorias al Reglamento de Operación para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR y se dictaron otras disposiciones. De igual forma, se ha verificado en los registros de la UPME que hay gran cantidad de agentes interesados en desarrollar y conectar al SDL un conjunto importante de generación solar fotovoltaica y eólica de 5 MW o más, que a la fecha no cuentan con una regulación específica que les permita conocer las características técnicas que deben cumplir para conectarse de una manera segura y confiable a los sistemas de distribución.

Acorde a lo anterior, en reuniones con la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, el Centro Nacional de Despacho (CND), el Consejo Nacional de Operación (C.N.O.) y en comunicados de terceros interesados, en relación con nuevos proyectos de generación en el Sistema de Distribución Local, SDL, la Comisión considera que se debe ajustar el Reglamento de Distribución, de forma transitoria, en los temas relacionados con aspectos técnicos que deben cumplir las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL. Con fundamento en los lineamientos de política pública establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40311 de 2020, la CREG debe definir las condiciones regulatorias para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el Sistema Interconectado Nacional, para lo cual la Comisión señaló los criterios y procedimientos a tener en cuenta por parte de los involucrados en esta actividad. Adicionalmente, la citada resolución estableció la destinación de una ventanilla única en la cual se tramitarán todas las solicitudes de conexión de generación y de los usuarios de las redes del SIN. En cumplimiento de lo anterior, la Comisión expidió la Resolución CREG 075 de 2021 “Por la cual se definen las disposiciones y procedimientos para la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional”. Mediante Resolución CREG 170 de 2020, “Por la cual se adiciona un Capítulo Transitorio al Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL con capacidad efectiva neta o potencia máxima

declarada igual o mayor a 5 MW y se dictan otras disposiciones”, la Comisión sometió a consulta del mercado y público en general el texto de este acto administrativo. El análisis de las observaciones y sugerencias recibidas en la consulta realizada se encuentra en el documento soporte CREG 119 de 2021. La presente disposición es transitoria y regula los aspectos técnicos de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL. Por tanto, estará sujeta a las modificaciones y ajustes que considere la CREG. Diligenciado el cuestionario de que trata el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015, se encontró que la regulación propuesta no tiene incidencia sobre la libre competencia, por lo cual no fue informado a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC. La Comisión, en la Sesión 1124 del 24 de septiembre de 2021, aprobó expedir la presente resolución.

RESUELVE: ARTÍCULO 1. OBJETO. La presente resolución adiciona transitoriamente un Capítulo al Anexo General del Reglamento de Distribución, adoptado mediante la Resolución CREG 070 de 1998, en aspectos relacionados con la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas (SFV) en los Sistemas de Distribución Locales (SDL) y con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW. Estos ajustes estarán vigentes hasta cuando la CREG expida las resoluciones definitivas que correspondan.

Ir al inicio ARTÍCULO 2. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Esta resolución aplica a plantas de generación SFV y eólicas, conectadas al SDL, con capacidad efectiva neta igual o mayor a 5 MW y a autogeneradores conectados al SDL

que usen tecnología SFV y eólica que tengan una potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW conforme a lo previsto en los artículos 13 y 14 de la Resolución CREG 024 de 2015, o todas aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. También aplica a los agentes que representan las anteriores plantas y a los demás agentes involucrados. Ir al inicio ARTÍCULO 3. DEFINICIONES. Además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, se tendrá en cuenta la siguiente definición exclusivamente para la interpretación y aplicación de esta resolución: Puesta en servicio de una planta en el sistema. Momento en el cual una planta de generación ha cumplido con los requisitos técnicos, las pruebas de sus funcionalidades y los procedimientos especificados para su conexión y operación en el SIN definidos en la regulación vigente. Ir al inicio ARTÍCULO 4. ADICIONAR EL CAPÍTULO 11 AL ANEXO GENERAL DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN CONTENIDO EN LA RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998. El Capítulo 11 del Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998, quedará como se presenta en el Anexo de la presente Resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 5. FUNCIONES DE LOS OPERADORES DE RED Y CND PARA SUPERVISIÓN, COORDINACIÓN Y CONTROL DE LAS PLANTAS OBJETO DE ESTA RESOLUCIÓN. Los Operadores de Red (OR) y el Centro Nacional de Despacho (CND) tendrán las siguientes funciones adicionales, a las

establecidas en la Resolución CREG 080 de 1999: a) los OR deberán supervisar la operación de las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución. b) Los OR y el CND deberán coordinar y podrán controlar la regulación de tensión de las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución. c) El CND deberá coordinar la operación de las plantas SFV y eólicas objeto de esta resolución. La supervisión, coordinación y control de que trata el presente artículo se realizará en los términos establecidos en el numeral 11.3.1 del Capítulo 11 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998. Ir al inicio ARTÍCULO 6. ACUERDOS EXPEDIDOS POR EL CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN. Los Acuerdos encargados al C.N.O en esta Resolución, deberán ser previamente consultados con el público en general para recibir comentarios por un tiempo de por lo menos quince (15) días hábiles. El C.N.O deberá responder dichos comentarios en la documentación de soporte de los Acuerdos. En los Acuerdos que tienen relación con supervisión, coordinación y control de la operación de las plantas objeto de esta resolución, deberá especificarse o hacerse relación al cumplimiento de las reglas de comportamiento de que trata la Resolución CREG 080 de 2019, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. El C.N.O. tendrá un plazo máximo de setenta días hábiles (70) siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para expedir los Acuerdos encargados en esta resolución. Cuando, de forma previa, el CND tenga algún documento técnico de los indicados en esta resolución, para

entregar al C.N.O en el desarrollo de algún Acuerdo, el CND tendrá un tiempo máximo de treinta días (30) hábiles siguientes a la expedición de la presente resolución para la elaboración de lo que se indique y presentarlo ante el C.N.O. Luego, el C.N.O tendrá un tiempo máximo de cuarenta días hábiles (40) posteriores para la expedición del(los) Acuerdo(s). Ir al inicio ARTÍCULO 7. MANUALES DE OPERACIÓN DE LOS OPERADORES DE RED. Los Manuales de Operación propios de los Operadores de Red de qué trata el numeral 5.5.1 “Información sobre procedimientos operativos – Manual de Operación” del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan deberán sujetarse a las condiciones establecidas en esta Resolución y a los acuerdos del C.N.O. que se expidan en el marco de la presente Resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 8. RESPONSABILIDAD DE LOS AGENTES QUE REPRESENTAN LAS PLANTAS OBJETO DE ESTA RESOLUCIÓN. El agente que represente las plantas objeto de esta resolución será el responsable de dar cumplimiento a los requisitos técnicos definidos en esta resolución para dichas plantas. Ir al inicio ARTÍCULO 9. TRANSICIÓN. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 101-005 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Sin excepción, a partir del 01 de marzo de 2025, todas las plantas conectadas al Sistema Interconectado Nacional que hacen parte del ámbito de aplicación de esta resolución, deberán cumplir y aplicar todos los requisitos técnicos de la presente resolución para su operación. PARÁGRAFO 1. Una vez se cumpla el periodo de transición, se deberán realizar las pruebas de las

funcionalidades establecidas en esta resolución, y se deberán aprobar para seguir operando en el sistema. En todo caso, para la realización de pruebas se permite la conexión al SDL. PARÁGRAFO 2. Las disposiciones de esta resolución son transitorias y regulan los aspectos técnicos de plantas SFV y eólicas en el SDL que se encuentren dentro del ámbito de aplicación. Por tanto, estará sujeta a las modificaciones y ajustes que considere la CREG. PARÁGRAFO 3. El operador de red deberá ajustar sus procedimientos para cumplir con los acuerdos de supervisión, coordinación y control de la operación en un tiempo máximo de treinta y seis meses (36) contados a partir de la vigencia de la presente resolución. Notas de Vigencia Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 10. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las demás normas que le sean contrarias.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C., a 24 SEP. 2021 MIGUEL LOTERO ROBLEDO Ministro de Minas y Energía (E) Presidente

MARÍA CLAUDIA ALZATE MONROY

Directora Ejecutiva (E.) ANEXO. Anexo General del Reglamento de Distribución contenido en la Resolución CREG 070 de 1998.

CAPITULO 11

11. REQUISITOS TÉCNICOS DE GENERADORES Y AUTOGENERADORES A GRAN ESCALA QUE FUNCIONAN A PARTIR DE TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA (SFV) O EÓLICA Y QUE ESTÁN CONECTADOS AL SDL, CON CAPACIDAD EFECTIVA NETA O POTENCIA DECLARADA MÁXIMA

IGUAL O MAYOR A 5 MW. 11.1. Requisitos técnicos generales Para la conexión de plantas objeto de este capítulo, generadores y autogeneradores a gran escala con capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada igual o mayor a 5 MW, se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos: a) Corriente de corto circuito. Los equipos involucrados en la instalación de las plantas objeto de este capítulo deben cumplir con límites de capacidad de corriente de corto circuito en el punto de conexión al SDL. Cuando un agente que represente una planta solicite conexión, los Operadores de Red (OR) deberán proporcionar toda la información necesaria, incluyendo las características técnicas de sus equipos, datos de la red, entre otras, involucradas en el proyecto, para realizar los análisis de corto circuito en el punto de conexión. La información anterior será reportada a través del mecanismo previsto en el artículo 7 de la Resolución CREG 075 de 2021 o todas aquellas que la modifiquen o sustituyan. Deberán seguirse las indicaciones que establezca el C.N.O en el acuerdo de protecciones y que tengan relación con la máxima capacidad de corto circuito. b) Topologías de conexión. El C.N.O deberá definir mediante Acuerdo las topologías de conexión indicativas que debe tener en cuenta el interesado. El interesado podrá proponer esquemas alternos a dichas topologías indicativas, pero deberá cumplir con los requisitos técnicos especificados en la presente resolución. c) Coordinación de protecciones y puesta a tierra. Las especificaciones de puesta a tierra deben permitir una adecuada coordinación de protecciones de la planta con el sistema de distribución, de acuerdo con lo que defina el C.N.O y cumplir los requerimientos técnicos del

RETIE. d) Servicios auxiliares. Las plantas objeto de este capítulo deben contar con servicios auxiliares que tengan fuente propia de alimentación de energía para todos los equipos de protección, control y equipos de interrupción, alimentados con corriente alterna y directa, ante la ausencia de la fuente principal de alimentación. El tiempo de duración de esta energía y su capacidad, debe ser definida por el fabricante de la planta y deberá atender los requerimientos mínimos establecidos por el C.N.O. e) El equipo de registro de eventos. Las características técnicas y forma de acceso a información del equipo de registro de eventos serán definidos mediante acuerdo C.N.O. f) Características técnicas de sincronización con el SDL. Las plantas objeto de este capítulo deben contar con los sistemas y equipos de sincronización, de tal forma, que cumplan con lo exigido en el estudio de conexión, para lograr una correcta sincronización de la planta con el sistema a conectarse. El C.N.O. definirá las características correspondientes de sincronización. 11.2. Servicios que las plantas objeto de este capítulo deben proveer Las plantas objeto de esta resolución deben proveer los servicios definidos en este numeral. 11.2.1. Regulación de frecuencia mediante un control de potencia activa/frecuencia. 11.2.1.1. Características Generales Las plantas objeto de este capítulo: a) Deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz. b) Deben contar con un control de potencia activa/frecuencia que incluya una banda muerta y un estatismo permanente ajustable, permitiendo su participación en la regulación primaria de frecuencia del sistema, tanto para eventos de sobrefrecuencia como para eventos de subfrecuencia.

c) Para su puesta en servicio en el sistema, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia. d) La funcionalidad de respuesta de regulación primaria ante eventos de subfrecuencia de las plantas objeto de esta resolución puede estar deshabilitada; no obstante, se deberá activar en el momento en que se active dicho mecanismo para las plantas SFV y eólicas conectadas al STN y STR conforme las reglas de la Resolución CREG 060 de 2019 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. 11.2.1.2. Características del sistema de Control de la planta El sistema de control de las plantas objeto de esta resolución debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa (modo local) conforme las reglas del numeral 11.3.1 del presente capitulo. El control de potencia activa/frecuencia debe cumplir con los siguientes requerimientos: a) Estabilidad: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas. b) El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2 y el 6%. c) La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente se establece una banda muerta de 30 mHz. d) El ajuste de la función de control de frecuencia debe ser informado por el agente antes de las pruebas de puesta en servicio. e) Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben ser ajustables para cumplir con criterios de estabilidad y velocidad de respuesta del SIN, teniendo en cuenta las características técnicas de las tecnologías disponibles. El CND definirá mediante estudio, análisis y seguimiento posoperativo, los parámetros de ganancia

y constantes de tiempo para cumplir con criterios de estabilidad, velocidad de respuesta del SIN y los deberá informar a los agentes que representan las plantas objeto de este capítulo. f) El CND dentro de los rangos establecidos, definirá el valor de estatismo y banda muerta de acuerdo con las necesidades del SIN. La función de control de frecuencia debe ser reajustada a solicitud del CND por criterios operativos. El CND deberá informar a los agentes que representan las plantas objeto de este capítulo de dichos cambios. g) Cumplir con los siguientes parámetros: tiempo de respuesta inicial máximo (Tr) de 2 segundos y tiempo de establecimiento máximo (Te) de 15 segundos. 11.2.2. Control de tensión. Las plantas objeto de este capítulo deben poder aportar al control de la tensión de la red donde se conectan, en el rango operativo normal de su punto de conexión y según las consignas de operación definidas por el Centro de Control del operador de red. El C.N.O debe identificar, evaluar y definir el esquema de control de tensión más adecuado a utilizar, conforme el nivel de tensión 1, 2 o 3 y tener en cuenta los siguientes lineamientos mínimos: a) Los parámetros del control de tensión deberán ser configurables. b) El control de tensión deberá contar al menos con alguno de los siguientes modos de control: tensión, potencia reactiva y/o factor de potencia. Lo anterior conforme la evaluación de control por nivel de tensión. c) Se deberá identificar cuál consigna de variable de control es necesaria y por nivel de tensión. Para lo anterior, el control podrá tener la capacidad de recibir al menos una consigna de tensión, factor de potencia y/o potencia

reactiva; las cuales podrán ser tanto de forma local como remota. d) El control de tensión deberá disponer de un estatismo (V/Q) configurable. e) El C.N.O deberá definir los tiempos de respuesta inicial y establecimiento que se deben cumplir, ante cualquier cambio en lazo abierto tipo escalón en la consigna de tensión, potencia reactiva o factor de potencia, de acuerdo con el tipo de consigna definida mediante Acuerdo por nivel de tensión. f) El control de tensión que se aplique debe ajustarse de tal manera que sea estable. g) El C.N.O. debe definir la configuración inicial del control por nivel de tensión y deberá especificar el proceso para el cambio en la configuración durante la operación. h) En caso de requerirse una curva de operación de la potencia reactiva en función de la tensión u otras, deberán definirse por nivel de tensión 1, 2 y 3, siempre evaluando la necesidad de dicho control en el punto de conexión. El C.N.O. deberá definir mediante Acuerdo los requisitos anteriores para el tipo de plantas objeto de esta resolución y diferenciados por nivel de tensión y de ser necesario por capacidad de la planta. 11.2.3. Priorización de la inyección rápida de corriente reactiva El C.N.O. deberá evaluar para las plantas objeto de esta resolución, la necesidad de tener capacidad de respuesta de inyección rápida de corriente reactiva ante desviaciones de tensión que superen los límites de la banda muerta de tensión. Para lo anterior, el C.N.O mediante Acuerdo debe establecer las condiciones del control y tener en cuenta los siguientes lineamientos: a) Las características técnicas especificas se podrán diferenciar por nivel de tensión y/o por capacidad de la

planta. b) De no requerirse el servicio en algún nivel de tensión y/o para alguna capacidad de planta (capacidad efectiva neta o potencia máxima declarada), el Acuerdo debe ser claro en que no es un requisito aplicable. c) Ante desviaciones de tensión que excedan los límites operativos normales de la tensión nominal en la planta de generación, el control debe priorizar la inyección rápida de corriente reactiva de forma que alcance un valor porcentual del valor final esperado en un tiempo en milisegundos con una tolerancia definida en valor porcentual. Los anteriores parámetros son definidos en el Acuerdo. d) El aporte de potencia reactiva adicional se debe mantener siempre que la tensión esté fuera del rango normal de operación o supere la banda muerta de tensión. e) El aporte de potencia reactiva adicional se limitará cuando se alcance el 100% de la corriente nominal del generador. f) La curva característica es la siguiente: Para la figura anterior, se deben tener en cuenta los siguientes criterios:

• es el valor de la siguiente relación: Donde: es la variación de corriente reactiva respecto al valor de corriente reactiva que tenía antes del evento. es la corriente nominal es la variación de tensión respecto al valor de tensión que tenía antes del evento. es la tensión nominal valor de la pendiente de respuesta.

La banda muerta de tensión corresponde al rango de tensión de operación normal en el punto de conexión definido en el numeral 6.2.1.1 del Reglamento de Distribución, Resolución CREG 070 de 1998, o la que modifique o sustituya y en el cual no operará el control de respuesta rápida de corriente reactiva definido en este

literal. Ante eventos simultáneos de frecuencia y tensión, el C.N.O. deberá evaluar las consideraciones que se deben tener en cuenta, según el estado del sistema, para darle prioridad a la corrección de las variables de balance de frecuencia o tensión. g) El Acuerdo debe definir el valor de la pendiente k de la funcionalidad en el punto de conexión por nivel de tensión. El representante de cada planta de generación debe determinar el valor de k a utilizar en cada inversor para cumplir con el valor de k definido en el Acuerdo en el punto de conexión. h) Cada unidad de generación deberá tener una k parametrizable dentro de un rango definido en el Acuerdo C.N.O. Se debe tener en cuenta los valores de k máximos declarados por el representante de la planta. i) Se debe mantener un aporte de potencia reactiva por un periodo de tiempo en milisegundos después de que la tensión entre a la banda muerta de tensión manteniendo un aporte adicional proporcional a la desviación de la tensión con respecto al valor de referencia (1 p.u). Dicho tiempo debe ser definido en el Acuerdo. 11.2.4. Característica de depresiones de tensión y sobretensiones Cuando se presenten fallas simétricas o asimétricas, las plantas objeto de este capítulo deben poder operar dentro de los límites establecidos por las curvas de comportamiento de depresiones de tensión (LVRT, por sus siglas en [1] ingles) y sobretensiones (HVRT, por sus siglas en ingles) que se muestran a continuación . Adicional a lo anterior, estas plantas deben ser capaces de superar depresiones de tensión sucesivas así: · Para plantas eólicas, si la energía disipada durante las depresiones de tensión es menor a la capacidad nominal

del recurso de generación durante 2 segundos, contabilizada en una ventana móvil de 30 minutos. Estos rangos de tiempo podran ser reevaluados mediante Acuerdo C.N.O. debidamente justificado con documentación técnica. · Para plantas SFV, deben soportar depresiones sucesivas separadas por 30 segundos entre depresión y depresión. Este rango de tiempo podrá ser reevaluado mediante Acuerdo C.N.O. debidamente justificado con documentación técnica. La depresión de tensión se considera superada cuando la tensión de línea–línea es mayor a 0.85 p.u. Una vez superada la depresión de tensión, la fuente de generación debe recuperar el 90% de la potencia activa que estaba suministrando antes de la depresión en un tiempo no superior a 1 segundo. Este último comportamiento, podrá ser reevaluado mediante Acuerdo C.N.O. debidamente justificado con documentación técnica. 11.3. Requisitos técnicos generales de la operación de las plantas objeto de este capítulo 11.3.1. Supervisión, coordinación y control de la operación La supervisión, coordinación y control de la operación estarán sujetas a lo establecido en este numeral. a) Operación en tiempo real: control remoto y coordinación de la operación mediante consignas. Se tendrán las siguientes reglas:

1. El Centro de Control del operador de red o el CND podrán enviar consignas de potencia activa a las plantas

(modo local) objeto de este capítulo ante eventos de emergencia. Las consignas que se definen en este numeral solo pueden ser enviadas ante condiciones de emergencia. El CND debe definir el procedimiento de envío de consignas ante eventos de emergencia, casos en que aplica y su periodicidad. Dicho reglamento debe ser aprobado mediante Acuerdo C.N.O.

Para lo anterior, luego de que el CND presente la propuesta ante el C.N.O, este deberá definir mediante Acuerdo el reglamento ante consignas de emergencia. Cuando existan consignas de emergencia por parte del Centro de Control del operador de red, este deberá informar al CND sobre la asignación de las mismas y su objeto, donde se identifique la causa. La forma como el Centro de Control del operador de red le informa al CND de dicha situación, será definida por el CND. El CND y el Centro de Control del operador de red deberán llevar un registro histórico con la información anterior el cual deberá estar disponible para que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o la Superintendencia de Industria y Comercio puedan ejercer sus funciones de vigilancia.

2. En condiciones normales de operación, el Centro de Control del operador de red podrá enviar consignas locales y/o remotas para el control de tensión a las plantas objeto de este capítulo, según el control de tensión especificado mediante Acuerdo en el numeral 11.2.2 del presente anexo. Esto sin que las consignas puedan afectar el punto de operación de potencia activa de la(s) planta(s).

3. El CND podrá enviar consignas locales de potencia activa a plantas despachadas centralmente, para lo cual deberá coordinar con el respectivo Centro de Control del operador de red. La consigna se transmitirá a través del sistema de control del Centro de Control del operador de red.

El CND deberá definir los protocolos de comunicación y operación para llevar a cabo la operación de las plantas despachadas centralmente presentes en el SDL. Los protocolos deberán ser aprobados mediante Acuerdo C.N.O. El CND debe definir el protocolo anterior y presentarlo en el C.N.O. Luego de que el CND presente la propuesta

ante el C.N.O, el C.N.O deberá definir mediante Acuerdo el protocolo de comunicación y operación.

4. El CND podrá requerir cambios en potencia reactiva en alguna zona de influencia del Centro de Control del operador de red para lo cual informará y coordinará con el Centro de Control del operador de red para su implementación. La(s) consigna(s) locales y/o remotas de tensión, factor de potencia o potencia reactiva se realizará a través del sistema de control del Centro de Control del operador de red. Las consignas no puedan afectar el punto de o