CREG - Resolución 60 de 2019

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(junio 20) Diario Oficial No. 51.004 de 4 de julio 2019 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se hacen modificaciones y adiciones transitorias al Reglamento de Operación para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN y se dictan otras disposiciones. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Concordancias Doctrina Concordante 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, 2253 de 1994 y 1260 de 2013.

CONSIDERANDO QUE: La Ley 143 de 1994 en su artículo 4o, 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 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. La Comisión identifica, de acuerdo a la normativa nacional vigente Ley 1715 de 2014 y a las reuniones que se han concertado con la UPME en cuanto a nuevos proyectos de generación en el SIN, que se debe contar con una actualización del Reglamento de Operación en temas relacionados con la planeación, la conexión, y algunos aspectos comerciales y de operación de las redes del SIN, considerando la integración de fuentes no convencionales de energía y las nuevas tecnologías de transporte y almacenamiento de energía. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión número 881 del 12 de octubre de 2018, aprobó hacer público el proyecto de resolución de consulta de medidas transitorias, Resolución CREG 123 de 2018, por la cual se modifica y se hacen adiciones transitorias al Reglamento de Operación para permitir la conexión y operación de plantas solares fotovoltaicas y eólicas en el SIN y se dictan otras disposiciones. En el plazo establecido para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre la propuesta publicada en la Resolución CREG 123 de 2018. La Comisión recibió comentarios de las siguientes partes interesadas: Isagen (radicado CREG E-2018-013460), Acolgen (radicado CREG E-2018-013541), Andeg

(radicado CREG E-2018-013513), C.N.O (radicado CREG E-2018-013543), Celsia (radicado CREG E-2018013588), Emgesa (radicados CREG E-2018-013528 y E-2018-013673), ENEL Green Power (radicado CREG E2018-013525), EPM (radicado CREG E-2018-013520), Hemberth Suárez Lozano (radicado CREG E-2018013544), SER Colombia (radicado CREG E-2018-013539), Marco Antonio Cortes Mendiola (radicado CREG E2018-012975), XM (radicado CREG E-2018013537), Gecelca (radicado CREG E-2018-013538), Asocodis (radicado CREG E-2018-013512), Hidralpor (radicado CREG E-2018-013046) y Codensa (radicado CREG E2018-013536). Analizadas las observaciones y sugerencias recibidas, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en la sesión CREG 912 del 22 de abril de 2019, encontró conveniente someter nuevamente a consulta los ajustes realizados en lo que respecta a: i) cálculo y liquidación de desviaciones de la generación variable; ii) pronósticos de generación por parte del CND y de generación máxima posible por parte del agente; y iii) reporte al CND, publicación de variables meteorológicas y confidencialidad de la información reportada. En el plazo establecido para la consulta se recibieron comentarios de agentes y terceros interesados sobre la propuesta publicada en la Resolución CREG 037 de 2019. La Comisión recibió comentarios de las siguientes

partes interesadas: ISAGEN (radicado CREG E-2019-005649), Acolgen ( radicado CREG E-2019-005678), ANDEG (radicado CREG E-2019-005676), C.N.O (radicado CREG E-2019-005673), Celsia EPSA (radicado CREG E-2019-005691), EMGESA (radicado CREG E-2019-005686), ENEL GREEN POWER (radicado CREG E-2019-005679), EPM (radicado CREG E-2019-005671), Asocodis (radicado CREG E-2019-005625), DUE Capital And Services (radicado CREG E-2019-005366) y XM (radicado CREG E-2019-005681). El análisis de las observaciones y sugerencias recibidas en las consultas realizadas (Resoluciones CREG 123 de 2018 y 037 de 2019) se encuentra en el documento soporte CREG 038 de 2019. Como resultado del diligenciamiento del formulario sobre prácticas restrictivas a la competencia, en cumplimiento de lo establecido en el Decreto 1074 de 2015, se concluyó que esta normatividad no es restrictiva de la competencia. Por lo anterior, no se informó a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), sobre el proyecto de la presente resolución. Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 926 del 20 de junio de 2019, acordó expedir esta resolución. La presente disposición es transitoria y regula temporalmente los aspectos relacionados con la conexión, operación y aspectos comerciales en el mercado de energía de plantas solares fotovoltaicas, eólicas y/o plantas

filo de agua en el SIN; por lo tanto, estará sujeta a las modificaciones y ajustes que considere la CREG de acuerdo con los resultados de los estudios y análisis contratados para tal fin, así como de los aportes de las entidades gubernamentales, gremios, agentes del mercado y terceros interesados, que permitan a la Comisión contar con la información pertinente para expedir la resolución definitiva.

RESUELVE: ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución ajusta y adiciona transitoriamente algunos aspectos comerciales del mercado de energía mayorista y aspectos técnicos del Código de Redes, contenidos en el Reglamento de Operación y adoptados mediante la <sic> Resoluciones CREG 024 y 025 de 1995, el Reglamento de Distribución, adoptado mediante la Resolución CREG 070 de 1998, la Resolución CREG 080 de 1999 y la Resolución CREG 023 de 2001, en aspectos relacionados con la integración de plantas eólicas y solares fotovoltaicas en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y aspectos relacionados con plantas filo de agua. Estos ajustes temporales estarán vigentes hasta cuando la CREG expida las resoluciones definitivas que correspondan.

Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes: Área de operación de tensión para plantas eólicas y solares fotovoltaicas (voltage ride through). Hace referencia al área de operación cuyo límite superior es la curva de sobretensión (HVRT - High Voltage Ride Through) y el

límite inferior es la curva de depresiones de tensión (LVRTLow Voltage Ride Through). Consigna. Orden emitida directa o indirectamente por el CND (Control Automático de Generación, Control Automático de Tensión u otros a las que hubiera lugar), tendiente a modificar el modo o la condición de operación de una instalación, de un equipo o de un sistema de control. Control rápido de corriente reactiva. Característica proporcionada por un módulo de control de un parque de generación eólico o solar fotovoltaico y que permite una inyección rápida de corriente reactiva ante desviaciones de tensiones en la red. Delta de cambio esperado. Diferencia en valor absoluto entre el valor inicial de la señal y el valor final esperado. Estatismo en frecuencia. Ver Definición en la Resolución CREG 023 de 2001 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Estatismo en tensión. Característica técnica de una planta de generación, que determina la variación porcentual de la tensión por cada variación porcentual de la potencia reactiva en todo el rango de regulación de tensión. Plantas eólicas y solares fotovoltaicas. Se refiere a todas las plantas de generación solares fotovoltaicas y eólicas conectadas en el denominado Punto de Conexión al SIN, las cuales están compuestas por conjuntos de módulos solares fotovoltaicos y aerogeneradores, incluyendo sus inversores y controles asociados. Planta filo de agua. Se considerarán plantas filo de agua las plantas hidráulicas despachadas centralmente que cumplan con una de las siguientes condiciones:

1. Que no posea embalse y que su estructura de captación esté conectada directamente a la fuente de agua para que tome parcial o totalmente el caudal de dicha fuente, o ii. Que la central posea embalse cuyo tiempo de vaciado, generando con su Capacidad Efectiva Neta, CEN, considerando el aporte promedio multianual e iniciando con embalse en el máximo técnico, calculado según el Acuerdo 512 del CNO o aquellos que lo modifiquen, sea menor o igual a un (1) día, o si el tiempo de llenado generando con dicha capacidad efectiva neta y con el aporte promedio multianual iniciando con el embalse en el mínimo técnico, calculado según el Acuerdo 512 del CNO o aquellos que lo modifiquen, sea menor o igual a un (1) día.

Adicionalmente, no se considerarán filo de agua las centrales hidroeléctricas que estén situadas aguas abajo de embalses que le garanticen regulación de caudales mayor a un (1) día. En este caso, se entiende como tiempo de regulación el calculado mediante el criterio indicado en el párrafo anterior. Planta de generación variable despachada centralmente o generación variable. Se considerará planta de generación variable: las plantas eólicas, solares fotovoltaicas y plantas filo de agua, que son despachadas centralmente. Punto de Conexión al SIN. Ver definición en la Resolución CREG 038 de 2014 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Respuesta rápida de frecuencia. Característica proporcionada por un módulo de control de una planta de generación eólica, que permite una inyección rápida de potencia activa ante caídas de frecuencia en la red.

Tiempo de establecimiento - Te. Tiempo que tarda la señal en alcanzar y mantenerse dentro de una banda de 3% del delta de cambio esperado y alrededor de su valor final, ante una entrada escalón. Tiempo de respuesta inicial - Tr. Tiempo que tarda la señal en alcanzar un 3% del delta de cambio esperado respecto de su valor inicial, ante una entrada escalón. Doctrina Concordante

CAPÍTULO I.

CÓDIGO DE CONEXIÓN Y CÓDIGO DE OPERACIÓN.

Ir al inicio ARTÍCULO 3o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 7.2 (“LÍNEA DE TRANSMISIÓN PARA ACOMETIDA AL STN”) DEL CÓDIGO DE CONEXIÓN, CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 7.2 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995 y modificado por el artículo 1o de la Resolución CREG 93 de 1996, quedará así: 7.2 Línea de Transmisión para Acometida al STN y generación en el STR Por exigencias propias de confiabilidad y seguridad de la operación del SIN y del STN, no se permitirán conexiones en “T” de ningún tipo de usuario al STN. Adicionalmente no se permite la conexión en “T” de generación en el STR. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 4o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 8.1.2 (“EQUIPO DE PROTECCIÓN”) DEL CÓDIGO DE CONEXIÓN, CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El

numeral 8.1.2 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así: 8.1.2 Equipo de Protección. Las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al STN deben cumplir los siguientes requisitos para reducir a un mínimo el impacto en el STN por fallas en los circuitos de propiedad de los Generadores: Los tiempos de despeje de las protecciones primarias por fallas en los equipos del Generador directamente conectado al STN y por fallas en la parte del STN directamente conectada al equipo del Generador, desde el inicio de falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia, no debe ser mayor que: 80 ms en 500 kV. 100 ms en 220 kV. En el evento de no operación de los sistemas de protección primarios, el Generador debe proveer una protección de respaldo con tiempo de despeje de falla no mayor de 300 ms por fallas en la conexión de alta tensión del Generador. Cuando la unidad de generación está conectada a los niveles de 220kV o tensiones superiores del STN, el Generador debe proveer una protección de falla de interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores de potencia locales o remotos que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable entre 100 ms y 500 ms después de detectada la condición de falla de interruptor. Para las plantas de generación solares fotovoltaicas y eólicas esta protección deberá ser implementada en un relé independiente de las protecciones propias del equipo protegido o podrá estar incluida como una función adicional en una protección diferencial de barras. Adicionalmente, el Generador debe proveer las siguientes protecciones que minimizan el impacto sobre el STN:

• Protección de pérdida de sincronismo, la cual se exigirá según los requerimientos de operación del STN. Esta protección no es requerida para las plantas eólicas y solares fotovoltaicas. - Protección de sobre y baja frecuencia según los límites especificados en el Código de Operación. Esta protección también es requerida para las plantas eólicas y solares fotovoltaicas. - Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas deberán disponer de funciones de protección de sobre y baja tensión, instalados en el punto de conexión y ajustados según requerimientos operativos del sistema de potencia. Los criterios y ajustes de las funciones de protección de sobre y baja tensión deberán ser definidos por el CND, de acuerdo con las necesidades del SIN. - Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas deberán coordinar con el transmisor la conveniencia de habilitar una protección antiisla que, en caso de requerirse, deberá ser de tipo Intertrip.

Ir al inicio ARTÍCULO 5o. ADICIÓNESE EL NUMERAL 8.2.4 (“MODELOS DE CONTROL DE PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES FOTOVOLTAICAS”) AL CÓDIGO DE CONEXIÓN CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 8.2.4 del Código de Conexión quedará así: 8.2.4. Modelos de control de plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR Para el caso de plantas solares fotovoltaicas y eólicas que se conecten al STN y STR será responsabilidad de los agentes representantes entregar al CND, 6 meses antes de su entrada en operación, los modelos preliminares de la planta de generación y sus controles asociados para los estudios de simulación RMS en la herramienta

utilizada por el CND. Estos modelos deben incluir los requisitos técnicos definidos en la presente resolución, para el control de frecuencia y potencia activa, el control de tensión y potencia reactiva, así como permitir el ajuste de los parámetros que definen estas funcionalidades. PARÁGRAFO. Dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución, el CND deberá publicar en su página web los requisitos que debe cumplir el modelo de planta. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 6o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 13.1 (“SERVICIOS QUE LOS GENERADORES DEBEN PROVEER”) DEL CÓDIGO DE CONEXIÓN, CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 13.1 del Código de Conexión, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así: 13.1. Servicios que los generadores deben proveer - Control de tensión y potencia reactiva. - Control de frecuencia mediante regulador de velocidad - Estabilización de potencia. - Regulación secundaria de frecuencia con AGC. Además de los requisitos anteriores, excepto el de Control de frecuencia mediante regulador de velocidad y estabilización de potencia, las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR deben proveer los siguientes servicios: - Respuesta rápida de corriente reactiva. - Regulación de frecuencia mediante un control de potencia activa/frecuencia. - Respuesta rápida en frecuencia, para el caso de las plantas eólicas.

Ir al inicio ARTÍCULO 7o. ADICIÓNESE LOS NUMERALES 3.1.1, 3.3.1.1, 3.3.4.1, 3.3.6 Y 3.3.7 AL ANEXO CC.6 DEL

CÓDIGO DE CONEXIÓN QUE HACE PARTE DEL ANEXO GENERAL CÓDIGO DE REDES, ADOPTADO MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. Al Anexo CC.6 del código de conexión, modificado por el artículo 6o de la Resolución CREG 083 de 1999, se le adicionan los numerales <3.1.1, 3.3.1.1, 3.3.4.1, 3.3.6 y 3.3.7> que aparecen en el Anexo de esta resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 8o. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 2.1 (“PLANEAMIENTO OPERATIVO ENERGÉTICO”) DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN, CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 2.1 del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así: 2.1. Planeamiento Operativo Energético Consiste en la planeación de la operación de los recursos energéticos hidráulicos, térmicos, solares fotovoltaicos y eólicos para la producción de energía eléctrica. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 9o. MODIFÍQUESE EL PRIMER INCISO DEL NUMERAL 2.1.1.3 (“COORDINACIÓN DE MANTENIMIENTOS Y/O DESCONEXIONES DE EQUIPOS DE GENERACIÓN”) DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN, CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El primer inciso del numeral 2.1.1.3 del Código de operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, modificado por el artículo 4o de la Resolución CREG 065 de 2000, quedará así:

Las empresas propietarias u operadoras de unidades o plantas generadoras despachadas centralmente o propietarias u operadoras de plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR, ingresarán su programa de mantenimientos y/o desconexiones mediante un sistema de información desarrollado por el CND, con el propósito de garantizar la reserva de potencia necesaria para la operación confiable y segura del SIN, de acuerdo con los criterios y parámetros técnicos definidos en este Código de Redes y en los acuerdos del C.N.O. Ir al inicio ARTÍCULO 10. ADICIÓNESE EL NUMERAL 2.2.1.1 (“INFORMACIÓN PARA PLANTAS SOLARES FOTOVOLTAICAS Y EÓLICAS”) AL CÓDIGO DE OPERACIÓN CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 2.2.1.1 quedará así en el Código de Operación: 2.2.1.1 Información para plantas solares fotovoltaicos y eólicas conectadas al STN y STR En los treinta (30) días hábiles siguientes a la entrada en operación comercial del proyecto, los agentes que representan las plantas de generación que se conecten al STN y STR deben entregar los modelos de simulación RMS detallados en la herramienta de simulación que utiliza el CND, los cuales deben ser validados y parametrizables de acuerdo con los requerimientos técnicos definidos en el numeral 8.2.4 del Código de Conexión y conforme a la metodología de validación definida mediante Acuerdo por el C.N.O. Los modelos se deben actualizar en los casos en que, en el análisis posoperativo realizado por el CND, se detecte

que el modelo no esté de acuerdo a los criterios de calidad definidos por el C.N.O. Para dicha actualización se tendrá un plazo de 6 meses. PARÁGRAFO. Una vez definidos los requisitos de los modelos de planta de que trata el artículo 5o de la presente resolución, dentro de los sesenta (60) días hábiles siguientes, el C.N.O deberá definir, mediante acuerdo, la metodología para la validación de los modelos de que trata este artículo. Ir al inicio ARTÍCULO 11. MODIFÍQUESE EL NUMERAL 2.2.5 (“AJUSTES DE LOS RELÉS DE FRECUENCIA DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN DEL SIN”) DEL CÓDIGO DE OPERACIÓN, QUE HACE PARTE DEL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 2.2.5 del Código de Operación, contenido en el anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así: El CND especifica los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia de acuerdo con los estudios de análisis de seguridad. En términos generales, los fabricantes de turbinas para plantas térmicas no recomiendan operarlas a bajas frecuencias, para no deteriorar su vida útil. Sin embargo, a este respecto en el SIN se consideran las siguiente dos normas. - Las unidades térmicas no pueden operar por debajo de 57.5 Hz un tiempo superior a 0.8 minutos (48 segundos) durante su vida útil. - Las unidades térmicas pueden trabajar con frecuencias de 58.5 Hz hasta 30 minutos durante su vida útil. Se considera que el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, implementado en el SIN ha sido

diseñado teniendo en cuenta estas dos normas y los criterios establecidos en el Numeral “2.2.4 Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia”. Por lo tanto, las unidades de generación deben cumplir con los siguientes requisitos para el ajuste de los relés de baja frecuencia: - No deben tener disparo instantáneo para frecuencias iguales o superiores a 57.5 Hz. - En el rango de 57.5 Hz a 58.5 Hz se puede ajustar un disparo con una temporización mínima de 15 segundos. - Para frecuencias superiores a 58.5 Hz y menores a 62 Hz no pueden ajustarse disparos de la unidad. - Para frecuencias superiores a 62 Hz y menores de 63 Hz puede ajustarse el disparo por sobrevelocidad con una temporización mínima de 15 segundos. - Para frecuencias superiores a 63 Hz puede ajustarse el disparo instantáneo de la unidad para protección por sobrevelocidad. Las plantas solares fotovoltaicas y eólicas conectadas al STN y STR, deben operar normalmente para un rango de frecuencia entre 57.5 Hz y 63 Hz. Ir al inicio ARTÍCULO 12. MODIFÍQUESE EL ARTÍCULO 4o DE LA RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2001. El artículo 4o de la Resolución CREG 023 de 2001, el cual adicionó algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG 025 de 1995, quedará así: Artículo 4o. Reserva rodante, banda muerta y estatismo de plantas despachadas centralmente y características adicionales para el control de frecuencia/potencia de plantas solares fotovoltaicas y eólicas. Todas las plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, deben estar en capacidad de prestar el

servicio de Regulación Primaria de Frecuencia, equivalente al 3% de su generación horaria programada. Para dar cumplimiento a lo anterior, las plantas y/o unidades de generación deben estar habilitadas para incrementar o decrementar su generación, incluso cuando sean despachadas con la disponibilidad máxima declarada o en su mínimo técnico, durante los tiempos de actuación definidos en la presente Resolución para la Reserva de Regulación Primaria. Se exceptúa de lo aquí dispuesto, el decremento cuando las plantas y/o unidades operan en su mínimo técnico. Para una adecuada calidad de la frecuencia, las unidades generadoras deberán tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuencia menor o igual a 30 mHz. Este valor podrá ser revaluado por el CND cuando lo considere conveniente. El Estatismo de las unidades generadoras despachadas centralmente, excepto las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, debe tener un valor entre el 4% y el 6%, el cual deberá ser declarado por el agente al CND. Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, deben tener 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. La respuesta de Regulación primaria se debe verificar en el punto de conexión acorde al Artículo 5o de la Resolución CREG 023 de 2001 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El control debe tener la capacidad de recibir al menos una consigna de potencia activa de forma local. El control de potencia activa/frecuencia de las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, conectadas al STN y STR, debe cumplir con los siguientes requerimientos:

• Ser estable: las señales de salida del control deben ser amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada escalón, para todos los modos y condiciones operativas. - El estatismo debe ser configurable en un rango entre el 2% y el 6%. - La banda muerta debe ser configurable en un rango entre 0 y 120 mHz. Inicialmente deberán tener una Banda Muerta de respuesta a los cambios de frecuencia menor o igual a 30 mHz. - El ajuste de la función de control de frecuencia para eventos de subfrecuencia y sobrefrecuencia debe ser reportado al CND por el agente que representa la planta antes de las pruebas para entrada en operación comercial. La función de control de frecuencia para eventos de subfrecuencia y sobrefrecuencia debe ser reajustada en caso de que en la operación se identifiquen riesgos a la seguridad del SIN. - Los parámetros de ganancia y constantes de tiempo deben poder ser modificados 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. - Cumplir con los siguientes parámetros: tiempo de respuesta inicial máximo (Tr) de 2 segundos y tiempo de establecimiento máximo (Te) de 15 segundos. - El CND dentro de los rangos establecidos, definirá el valor de estatismo y banda muerta de acuerdo con las necesidades del SIN. PARÁGRAFO 1o. Las plantas eólicas y solares fotovoltaicas conectadas al STN y STR deben estar en capacidad de prestar el servicio de regulación primaria para eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia. Para ser declaradas

en operación comercial, deben realizar pruebas de respuesta primaria ante eventos de sobrefrecuencia y subfrecuencia como se establece en el numeral 7.7 del Código de Operación. PARÁGRAFO 2o. Transitoriamente, las plantas solares fotovoltaicas y eólicas, conectadas al STN y STR, se excluyen de la obligatoriedad de la prestación del servicio de respuesta primaria para eventos de subfrecuencia. Cuando la CREG lo decida se deberá prestar este servicio. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 13. ADICIÓNESE EL NUMERAL 5.6.3 (“RESPUESTA RÁPIDA EN FRECUENCIA PARA PLANTAS EÓLICAS”) AL CÓDIGO DE OPERACIÓN CONTENIDO EN EL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995. El numeral 5.6.3 del Código de Operación quedará así: 5.6.3 Respuesta rápida en frecuencia para plantas eólicas Las plantas eólicas, conectadas al STN y STR, deben tener la funcionalidad de respuesta rápida de frecuencia a través de la modulación transitoria de la potencia de salida, cumpliendo con los siguientes requisitos: - La funcionalidad debe activarse cuando la frecuencia alcance un valor igual o inferior a 59.85 Hz, contribuyendo con un aporte en potencia proporcional a la caída de frecuencia en razón a 12% de la potencia nominal de la planta de generación por cada Hertz. Este aporte deberá ser retirado automáticamente del sistema si la frecuencia entra al rango definido por la banda muerta del control frecuencia/potencia. En caso de que al cabo de 6 segundos la frecuencia no haya regresado al rango mencionado anteriormente se debe retirar el aporte

adicional de potencia activa. - El aporte adicional de potencia activa debe ser limitado a 10% de la potencia nominal del generador. - Ante desviaciones de frecuencia mayores a 0.15 Hz y menores o iguales a 0.83 Hz con respecto a la frecuencia nominal, el generador deberá alcanzar el aporte adicional en un tiempo igual o menor a 2 segundos, contabilizados a partir de que se supere el umbral de activación de la funcionalidad, y mantenerse máximo 4 segundos aportando la potencia máxima requerida de acuerdo con el evento de frecuencia. Esta característica deberá ser verificada en las pruebas de puesta en servicio y notificada al CND. - La función de respuesta rápida de frecuencia debe cumplir con los requisitos establ