CREG - Resolución 101 104 de 2026-C-Infralegal

PROCEDIMIENTO DE NORMALIZACIÓN

PARA PLANTAS SOLARES EN EL SDL EN ESTADO DE PRUEBAS Y SE AJUSTAN LAS RESOLUCIONES CREG 060 DE 2019, 148

DE 2021 Y 101 011 DE 2022 EN EL SIN Y

SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES

DOCUMENTO CREG-901 359 18 de abril de 2026

CIRCULACIÓN:

MIEMBROS DE LA COMISIÓN

DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y

GASSesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ................................ ................................ ................................ ........ 5

2. ANTECEDENTES Y DIAGNÓSTICO ................................ ................................ ......... 5 2.1 REGLAS TÉCNICAS Y DE OPERACIÓN PARA PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS EN EL SIN ................................ ................................ ............................... 5 2.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE ACTUALIZACIÓN ................................ ............................. 7 2.2.1 SUGERENCIAS DE MODIFICACIÓN ................................ ................................ .. 7 2.2.2 ANÁLISIS DE LOS REQUERIMIENTOS SOLICITADOS ................................ ......... 10 2.3 DIAGNÓSTICO DE PROBLEMÁTICA DE PLANTAS SOLARES EN PRUEBAS EN EL SDL ... 14

3. PROBLEMAS, CAUSAS Y CONSECUENCIAS ................................ ...................... 20 3.1 PLANTAS EN PRUEBAS EN EL SDL ................................ ................................ ........ 20

3. PROBLEMAS, CAUSAS Y CONSECUENCIAS ................................ ...................... 20 3.1 PLANTAS EN PRUEBAS EN EL SDL ................................ ................................ ........ 20 3.2 ACTUALIZACIÓN DE REQUERIMIENTOS ................................ ................................ .. 21

4. OBJETIVO RESOLUCIÓN ................................ ................................ ....................... 23

5. ALTERNATIVA EN CONSULA: RESOLUCIÓN CREG 701 098 DE 2025 ............... 23 5.1 PLANTAS EN PRUEBAS EN EL SDL ................................ ................................ ........ 23 5.2 ACTUALIZACIÓN DE REQUISITOS TÉCNICOS ................................ ........................... 24

6. CONSULTA PÚBLICA, ANÁLISIS DE PRINCIPALES COMENTARIOS Y AJUSTES SOBRE LA PROPUESTA DE LA RESOLUCIÓN CREG 701 098 DE 2025 ..................... 26 6.1 PLANTAS EN OPERACIÓN COMERCIAL QUE PASARON A ESTADO DE PRUEBAS POR INCUMPLIMIENTO DE REQUISITOS TÉCNICOS (PROCEDIMIENTO DE NORMALIZACIÓN) 27 6.2 MODELOS DE PLANTA EMT RMS Y PRUEBAS SAT Y FAT (STN Y STR) ................. 33 6.3 AJUSTES RELÉ DE FRECUENCIA STN, STR Y SDL ................................ ................ 36 6.4 INYECCIÓN RÁPIDA DE CORRIENTE REACTIVA Y CORRIENTE ACTIVA Y LA NO CESACIÓN MOMENTÁNEA DE POTENCIA EN EL STN, STR Y SDL ................................ ............ 38 6.5 SOPORTABILIDAD ANTE VOLTAJES TRANSITORIOS APLICANDO AL STN, STR Y SDL 42 6.6 PRUEBAS CORRESPONDIENTES A LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019 Y CÓDIGO DE OPERACIÓN ................................ ................................ ................................ ........ 43 6.7 REQUISITOS AGGE Y GENERADORES DE 1 A 5 MW CONECTADOS AL SDL

6.6 PRUEBAS CORRESPONDIENTES A LA RESOLUCIÓN CREG 060 DE 2019 Y CÓDIGO DE OPERACIÓN ................................ ................................ ................................ ........ 43 6.7 REQUISITOS AGGE Y GENERADORES DE 1 A 5 MW CONECTADOS AL SDL APLICANDO LA RESOLUCIÓN CREG 101 011 DE 2022 ................................ .......... 44 6.8 PRUEBAS GENERALES PARA PLANTAS QUE SE CONECTAN AL SDL APLICANDO LA RESOLUCIÓN CREG 148 DE 2021 Y LA RESOLUCIÓN CREG 101 011 DE 2022 ...... 45

7. RESUMEN DE LA ALTERNATIVA SELECCIONADA ................................ ............... 47 7.1 OBJETO DE LA REGULACIÓN ................................ ................................ ................ 47 7.2 DEFINICIONES ................................ ................................ ................................ .... 47Sesión No. 1450

Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

7.3 PLANTAS SOLARES QUE PASARON A ESTADO DE PRUEBAS LUEGO DE HABER ESTADO EN OPERACIÓN COMERCIAL ................................ ................................ ................. 48 7.4 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ACTUALIZADOS, RESOLUCIONES CREG 060 DE 2019, 148 DE 2021 Y 101 011 DE 2022 ................................ ................................ ......... 49

8. ANÁLISIS DE IMPACTO ................................ ................................ .......................... 51

9. INDICADORES DE SEGUIMIENTO ................................ ................................ ......... 53

10. CONCLUSIONES ................................ ................................ ................................ ..... 53

11. ABOGACIA DE LA COMPETENCIA ................................ ................................ ......... 54 11.1 DILIGENCIAMIENTO DEL FORMULARIO ................................ ................................ ... 54

10. CONCLUSIONES ................................ ................................ ................................ ..... 53

11. ABOGACIA DE LA COMPETENCIA ................................ ................................ ......... 54 11.1 DILIGENCIAMIENTO DEL FORMULARIO ................................ ................................ ... 54 11.2 RESPUESTA DE LA SIC ................................ ................................ ........................ 58

12. ANEXO ANÁLISIS DE RESPUESTAS DE COMENTARIOS RESOLUCIÓN CREG 701 098 DE 2026 ................................ ................................ ................................ ............. 62Sesión No. 1450

Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

ÍNDICE DE SIGLAS

AG Autogenerador AGC Regulación secundaria de frecuencia AGGE Autogenerador a Gran Escala AGPE Autogenerador a Pequeña Escala ASIC Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales CAISO Operador Independiente del Sistema de California CND Centro Nacional de Despacho C.N.O. Consejo Nacional de Operación CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas ESP Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios LAC Liquidación y Administración de Cuentas MEM Mercado de Energía Mayorista MME Ministerio de Minas y Energía NEM Australia National Electricity Market Australia NERC North American Electric Reliability Corporation OR Operador de Red PC Corresponde al punto de conexión al STN, STR o SDL como se define en la Resolución CREG 038 de 2014, o aquella que la modifique o sustituya. REE Red Eléctrica de España SIN Sistema Interconectado Nacional SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

la Resolución CREG 038 de 2014, o aquella que la modifique o sustituya. REE Red Eléctrica de España SIN Sistema Interconectado Nacional SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios UPME Unidad de Planeación Minero-Energética UTE Operador de red de UruguaySesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

1. INTRODUCCIÓN El propósito inicial de la presente propuesta es el de analizar la problemática de las plantas solares fotovoltaica conectadas al SDL y que pasaron de estado de operación comercial a estado de pruebas en el primer semestre del año 2025 que pueden afectar la operación segura y confiable del SIN.

No obstante, e n análisis de lo anterior, se identifica que existen requerimientos técnicos y operativos que deben ser actualizados para las plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN. De esta forma , se realiza un a propuesta de actualización de algunos requisitos técnicos y operativos que buscan una operación segura, confiable y económica. Para lo anterior, se encuentra conveniente presentar los análisis en el siguiente orden: i) recordar los antecedentes de requerimientos técnicos y operativos de conexión ; ii) necesidades de actualización; y iii) diagnóstico y solución propuesta de la problemática de plantas en pruebas.

2. ANTECEDENTES Y DIAGNÓSTICO 2.1 Reglas técnicas y de operación para plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas tienen regulación específica según el nivel de conexión

2. ANTECEDENTES Y DIAGNÓSTICO 2.1 Reglas técnicas y de operación para plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas tienen regulación específica según el nivel de conexión y capacidad de la siguiente manera: a) Resolución CREG 060 de 2019 que aplica a cualquier planta independiente de su capacidad que se conecte al STN o STR.

Esta norma incluyó, entre otros, los siguientes requisitos: • Curva de sobretensión (HVRT – High Voltage Ride Through) • Curva de depresiones de tensión (LVRT– Low Voltage Ride Through) • Control de tensión y potencia reactiva • Curvas de capacidad PQ y QV. • Respuesta rápida de corriente reactiva • Regulación de frecuencia mediante un control de potencia activa/frecuencia • Modelos de control de plantas • Respuesta rápida en frecuencia, para el caso de las plantas eólicas. • Ajustes a los relés de frecuencia • Rampa operativa para arranque y parada Dichos requerimientos, y otros operativos no citados, se basaron en un estudio adelantado por el CND en el año 2017 y que se presentó en un taller para el público general en las oficinas de la Comisión. La propuesta del CND comparó otros sistemas como CAISO, REE,Sesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

New Australia y UTE, y analizo los códigos de Brasil, Canadá, Alemania, Dinamarca,

disposiciones

New Australia y UTE, y analizo los códigos de Brasil, Canadá, Alemania, Dinamarca, Inglaterra, Francia, Chile, India, Uruguay, Sudáfrica e Irlanda. Así mismo, la Comisión comparó los requerimientos exigidos propuestos por CND con países como: Irlanda, Brasil, Alemania, Australia, México y Dinamarca. Por otro lado, se tuvo en cuenta estudios elaborados por la UPME en el año 2016. En cualquier caso, los requerimientos se definieron con experiencia y normas antes del año 2017. El documento soporte inicial en que se tienen las referencias se puede encontrar en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/23d 06c6da609e4d90525834600556c4f/$FILE/D-09318%20REGLAS%20TRANSITORIAS%20FNCER.pdf b) Resolución CREG 148 de 2021 que aplica a cualquier planta, sea generador o autogenerador (AG), que se conecte al SDL de capacidad efectiva neta mayor o igual a 5 MW. Incluyó los mismos requerimientos citados en el literal anterior para la Resolución CREG 060 de 2019, excepto el de Respuesta rápida en frecuencia para el caso de las plantas eólicas. En la discusión de esta norma se tuvo en cuenta propuestas del CND y CNO para operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SDL y los códigos de Irlanda, Dubái, Uruguay y Chile. El documento inicial de análisis se puede encontrar en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/d33

y Chile. El documento inicial de análisis se puede encontrar en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/d33 b50c9da665f39052585f30071d896/$FILE/D-13420%20REGLAS%20TRANSITORIAS%20PARA%20PERMITIR%20LA%20CONEXI%C3%9 3N%20Y%20OPERACI%C3%93N%20DE%20PLANTAS%20SOLARES%20FOTOVOLTAI CAS%20Y%20E%C3%93LICAS%20EN%20EL%20SDL.pdf c) Resolución CREG 101 011 de 2022 que aplica a cualquier planta que se conecte al SDL de capacidad efectiva neta mayor a 1 MW y menor a 5 MW. En este caso , los AG GE les aplicaron algunos requerimientos específicos . De igual forma , se aplicaron requisitos generales como control de tensión (en operación normal y fallas), control de frecuencia, curvas HVR y LVRT, modelos de planta y rampas operativas. Para tal fin , se hizo una comparación con códigos de España, México, Brasil, Alemania, Canadá, Irlanda, Uruguay, Chile y propuesta CND del año 2020. El documento inicial de análisis se puede encontrar en el siguiente enlace: https://gestornormativo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/e20 72de5ace751c20525879700599249/$FILE/D-1412021%20REGLAS%20PARA%20LA%20CONEXI%C3%93N%20DE%20PLANTAS%20SF V%20Y%20E%C3%93LICAS%20EN%20EL%20SDN%20CON%20CEN%20O%20POTEN

servicios antes mencionados, así como mayores esfuerzos operativos para mantener el balance carga-generación y los niveles de tensión en el sistema.

Lo anterior, se traduce en la posibilidad de mayores fluctuaciones de la frecuencia y el voltaje, con la subsecuente degradación de los indicadores de calidad asociados a estas variables (…)

(…) Dado el contexto general anterior y con el fin de garantizar una operación segura, confiable y económica, manteniendo las condiciones de estabilidad del sistema en términos de frecuencia, voltaje, la flexibilidad operativa y la calidad de la potencia e n escenarios de operación con alta participación de elementos interconectados al sistema mediante inversores, ponemos a consideración de la Comisión algunas recomendaciones para que sean incluidos en el marco regulatorio y con ello avanzar en la transición energética hacia un sistema energético flexible, resiliente, competitivo, sostenible y fiable, las cuales, incluyen los siguientes puntos:Sesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

1. Nuevos criterios asociados a la operación con bajos niveles de cortocircuito.

2. Actualización de los requisitos para la prestación del servicio de regulación primaria de frecuencia.

3. 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.

4. Servicios de aporte de inercia, aporte de corriente de cortocircuito y funciones de

V%20Y%20E%C3%93LICAS%20EN%20EL%20SDN%20CON%20CEN%20O%20POTEN

CIA%20M%C3%81XIMA%20DECLARADA%20ENTRE%201%20Y%205%20MW.pdfSesión No. 1450

Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

d) Las resoluciones CREG 148 de 2021 y 101 011 de 2022 incluyeron transiciones de cumplimiento hasta el primer semestre de 2025. Se debían cumplir con certificados de fábrica de: rampa arranque -parada, HVRT/LVRT, función corriente reactiva rápida. Las pruebas físicas son las siguientes: control tensión, control frecuencia, protecciones y supervisión. 2.2 Requisitos técnicos de actualización 2.2.1 Sugerencias de modificación El CND mediante el comunicado 202344005044-1 con radicado CREG E2023003627 envía un estudio con sugerencias de requerimientos para la planeación y operación del SIN con alta penetración de FNCER conectadas mediante inversores.

Las sugerencias, así como su razón de solicitud se resumen en:

(…) consideramos importante resaltar como punto de partida que de acuerdo con los conceptos de conexión emitidos al 15 de Noviembre de 2022 por la Unidad de Planeación Minero EnergéticaUPME, en el horizonte 2028 se espera que se integren al SIN aproxima damente 11.5 GW de proyectos de generación basada en inversores, los cuales a la fecha ya aceptaron la capacidad de

UPME, en el horizonte 2028 se espera que se integren al SIN aproxima damente 11.5 GW de proyectos de generación basada en inversores, los cuales a la fecha ya aceptaron la capacidad de transporte asignada en los términos establecidos en la Resolución CREG 075 de 2021 y sus modificaciones (Ver en la Figura 1 la ubicación por áreas operativas de estos proyectos). De este total de generación se espera que 1.5 GW sean instalados a los Sistemas de Distribución LocalSDL, y por otro lado, una concentración de aproximadamente el 66% en el área norte del país, que corresponden a 2.6 GW de generación eólica y 5.1 GW de generación solar, para un total de 7.7 GW en el área Caribe. También es importante mencionar que la UPME ha reportado solicitudes adicionales de asignación de capacidad de transporte que suman aproximadamente 43 GW de generación solar y 11 GW de generación eólica, las cuales todavía se encuentran en evaluación por parte de dicha entidad (…) (…) Así las cosas, y teniendo en cuenta que la regulación vigente relacionada con la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas en el SIN no considera la obligación para estas tecnologías de aportar corriente de cortocircuito, inercia, generaci ón para la regulación primaria ante eventos de subfrecuencia y amortiguamiento de oscilaciones, diferentes estudios operativos realizados por XM (Flexibilidad, IPOELP, IPOEMP) muestran una disminución importante en los servicios antes mencionados, así como mayores esfuerzos operativos para mantener el balance carga-generación y los niveles de tensión en el sistema.

Lo anterior, se traduce en la posibilidad de mayores fluctuaciones de la frecuencia y el voltaje, con

plantas solares y eólicas y las Plantas No Despachadas Centralmente – PNDC ante eventos de subfrecuencia.

4. Servicios de aporte de inercia, aporte de corriente de cortocircuito y funciones de amortiguamiento de oscilaciones.

5. Nuevos requisitos operativos para el control de voltaje: aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas, maximización del aporte de corriente durante fallas, la no cesación de la entrega de potencia activa y los criterios para el ajuste de l factor k para la inyección de corriente reactiva.

6. Criterios de soportabilidad ante inercia y rata de cambio de la frecuencia (ROCOF, por sus siglas en ingles).

7. Adecuación de los criterios de diseño del Esquema de Deslastre Automático de Carga

8. EDAC, teniendo en cuenta la tasa de cambio de la frecuencia y la penetración de Generación

Distribuida - GD.

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).

10. Procedimiento para disponer de un modelo de carga dinámico validado del SIN.

11. Lineamientos para la modernización y digitalización de la coordinación operativa.

12. Incentivos regulatorios para mejorar la observabilidad del SIN y la calidad de las medidas disponibles para la operación de tiempo real Para cada uno de los aspectos listados previamente, se presenta en el documento adjunto “Requerimientos para la planeación y operación del Sistema Interconectado Nacional con alta

disponibles para la operación de tiempo real Para cada uno de los aspectos listados previamente, se presenta en el documento adjunto “Requerimientos para la planeación y operación del Sistema Interconectado Nacional con alta penetración de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable conectadas med iante inversores” las razones que sustentan la solicitud del CND, para su conocimiento y respectivo análisis (…) De lo anterior, existen elementos que se observan pueden ser parte del Código de Planeamiento, Código de Conexión o Código de Operación, y otros que pueden ser implementados en regulación independiente como aspectos de fortaleza de red.

Los aspectos que se considerarán en este proyecto regulatorio de actualización , y como requisitos de conexión de las plantas solares y eólicas, son los siguientes:

• Nuevos requisitos operativos para el control de voltaje: aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas, maximización del aporte de corriente durante fallas,Sesión No. 1450

Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

no cesación de la entrega de potencia activa , criterios para el ajuste del factor k para la inyección de corriente reactiva, y curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios (TOV).

• Rata de cambio de la frecuencia (ROCOF)

• Modelos de planta para la realización de estudios transitorios electromagnéticos (EMT)

De los criterios anteriores, mediante radicado CREG E2024014785, el C.N.O. coincide en que se

• Modelos de planta para la realización de estudios transitorios electromagnéticos (EMT)

De los criterios anteriores, mediante radicado CREG E2024014785, el C.N.O. coincide en que se debe ajustar la reglamentación actual prohibiendo explícitamente la cesación momentánea de potencia para las plantas basadas en inversores sincronizadas con el sistema, indistintamente de su capacidad. Explícitamente afirman que, Los análisis del CND muestran para umbrales de tensión superiores a 0.5 en p.u. y ante contingencias sencillas, la activación de la primera etapa del Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia -EDAC, y establecen también, que si el umbral para la c esación es superior a 0.8 en p. u., ante eventos de falla N -1 se observan problemas de convergencia en las simulaciones dinámicas, lo cual podría representar colapsos parciales o totales del SIN.

De igual modo , el C.N.O. , mediante el mismo radicado , presenta las principales conclusiones derivadas de la cuarta versión del estudio de flexibilidad desarrollado por el CND y hacen algunas recomendaciones a CREG, entre estas:

• Definir en los generadores síncronos y la demanda, la soportabilidad ante ratas de cambio de la frecuencia (ROCOF) y la soportabilidad ante huecos de tensión,

• Establecer en la reglamentación nuevos requisitos de conexión para garantizar la incorporación segura de la generación basada en inversores en condiciones de red débil: i) análisis RMS y EMT en los estudios de conexión; ii) modelos RMS y EMT validados, antes de la entrada en operación de los proyectos; iii) curvas de soportabilidad ante

incorporación segura de la generación basada en inversores en condiciones de red débil: i) análisis RMS y EMT en los estudios de conexión; ii) modelos RMS y EMT validados, antes de la entrada en operación de los proyectos; iii) curvas de soportabilidad ante sobretensiones transitorias; iv) aporte rápido de corriente de secuencia negativa durante fallas; v) maximización del aporte de corriente durante fallas; vi) no cesación de la entrega de potencia activa.

El estudio de flexibilidad se encuentra público en el siguiente enlace:

https://www.xm.com.co/noticias/6946-publicacion-estudio-de-flexibilidad-2024

Igualmente, el CND en el año 2025 reitera los temas anteriores mediante radicado CREG E2025009744 y agrega otros requerimientos adicionales en su estudio titulado Principales señales del Centro Nacional de Despacho sobre riesgos operativos del SIN.

El anterior informe es público en el siguiente enlace:

https://www.xm.com.co/operacion/informe-riesgos-operativos

De todo lo anterior , existen varios requerimientos que s erán abordados en regulación independiente como aspectos que mejoran la fortaleza de red , como, por ejemplo, la activaciónSesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

de regulación primaria de frecuencia en plantas solares y eólicas. Esta última funcionalidad ya debe estar presente en el control las plantas, pues fue un requisito de entrada. Lo que no se ha realizado desde la regulación es el encendido de la funcionalidad.

de regulación primaria de frecuencia en plantas solares y eólicas. Esta última funcionalidad ya debe estar presente en el control las plantas, pues fue un requisito de entrada. Lo que no se ha realizado desde la regulación es el encendido de la funcionalidad.

Para el análisis que se presenta a continuación, además de todo lo anterior, se tiene en cuenta:

• Un reporte de requerimientos técnicos sugeridos en Chile para fuentes basadas en inversores y donde comparan el estándar IEEE 2800 de 2022, el Código de Irlanda

(EirGrid) y el Código de Reino Unido (UK’s National Grid Electricity System Operator (NESO) [en adelante documento comparativo entre códigos]

https://globalpst.org/review-technical-requirements-inverter-based-resources-chile/

• La norma IEEE 2800 de 2022 e IEEE1547 de 2018 (disponible en la IEEE)

• El documento de la NERC : “ Reliability Guideline, BPS -Connected Inverter -Based Resource Performance” [en adelante documento de la NERC]

https://www.nerc.com/comm/RSTC_Reliability_Guidelines/InverterBased_Resource_Performance_Guideline.pdf

2.2.2 Análisis de los requerimientos solicitados 2.2.2.1 Nuevos requisitos operativos para el control de voltaje Conforme a los estándares IEEE y el documento de la NERC, la no cesación momentánea de potencia puede definirse como: • IEEE 2800 – 2022: Bloqueo temporal del intercambio controlado de corriente con el sistema de transmisión, mientras esté conectado al mismo, en respuesta a una perturbación de los voltajes aplicables, con la capacidad de restaurar inmediatamente la salida del intercambio controlado de corriente cuando los voltajes aplicables vuelvan a

sistema de transmisión, mientras esté conectado al mismo, en respuesta a una perturbación de los voltajes aplicables, con la capacidad de restaurar inmediatamente la salida del intercambio controlado de corriente cuando los voltajes aplicables vuelvan a estar dentro de los rangos definidos. • IEEE 1547 – 2018: Cesar temporalmente la energización del sistema mientras esté conectado al sistema en respuesta a una perturbación de los voltajes aplicables o de la frecuencia del sistema, con la capacidad de restaurar inmediatamente la salida de operación cuando los voltajes aplicables y la frecuencia del sistema vuelvan a estar dentro de los rangos definidos. • NERC: Cesación momentánea es un estado operativo del inversor donde los 'comandos de disparo' electrónicos de potencia se bloquean de tal manera que la corriente activa o la corriente reactiva se reducen a cero. Ahora bien, sobre la cesación momentánea de potencia, en el documento de comparación entre códigos se tiene:Sesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasaron a estado de pruebas y se ajustan las Resoluciones CREG 060 de 2019, 148 de 2021 y 101 011 de 2022 en el SIN y se dictan otras disposiciones

Ilustración 1 Comparación cesación momentánea IEEE 2800-22, NESO, EirGrid y Chile Fecha de publicación: diciembre de 2024 Con lo anterior , se encuentra que en Chile aún no solicitan el requerimiento de no cesación momentánea de potencia y la sugerencia del análisis del documento es que el estándar IEEE2800-2022 generalmente proporciona el conjunto más completo de requisitos y podría servir como una referencia sólida para los requisitos técnicos convencionales de fuentes basadas en

momentánea de potencia y la sugerencia del análisis del documento es que el estándar IEEE2800-2022 generalmente proporciona el conjunto más completo de requisitos y podría servir como una referencia sólida para los requisitos técnicos convencionales de fuentes basadas en inversores y que se puede adoptar en el código de red chileno . Puntualmente , a partir del documento comparativo, sugieren adoptar los numerales 7.2.2.3.3, 7.2.2.6, 7.2.3 y 7 .3.2.4 del estándar IEEE2800-2022.

Así mismo, sugieren adoptar los numerales 5.1, 5.2, y la sección 7.2.2 y 7.2.3 del estándar IEEE 2800-2022 que contienen todo lo asociado a control de tensión y potencia reactiva sea en operación normal o durante fallas.

Al revisar estos numerales del estándar IEEE2800-2022, y con enfoque en los temas asociados a los requerimientos estudiados en este documento, se encuentra que, durante perturbaciones de baja tensión, incluyendo fallas, y en la región de operación permitida:

• La planta no se debe desconectar. • La planta debe continuar suministrando corriente al sistema. • Se debe poder operar en modos de prioridad de corriente activa o reactiva , lo cual se decide por el operador. • Se debe poder seleccionar si se opera con corriente reactiva en secuencia positiva (para fallas simétricas) o negativa (para fallas asimétricas). • Independientemente del modo de operación ( prioridad de corriente activa o reactiva), debe poder priorizar la corriente activa o reactiva hasta su máxima capacidad de corriente.

• Independientemente del modo de operación ( prioridad de corriente activa o reactiva), debe poder priorizar la corriente activa o reactiva hasta su máxima capacidad de corriente. • Se debe tener curva de soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios (TOV).

Ahora bien, es importante resaltar que en el documento de la NERC se evidencia que los inversores no tienen limitación para la implementación de la no cesación momentánea deSesión No. 1450 Por la cual se establece un procedimiento de normalización para plantas solares en el SDL que pasar