REGULACIÓN DE FRECUENCIA (RPF, RSF) Y REGULACIÓN DE TENSIÓN Curso: Planificación y Operación de Sistemas de Potencia Profesor: Ing. Rubén Rojas Ramírez Alumnos : Barzola Cárdenas Jean Carlos 17190188 Huapaya Napan Wilder Enrique 17190228 De la cruz Arana Fidel Fausto 17190237 López Bravo Kevin Israel 17190061 Espinoza Olivares Jorge Luis 17190198 Nazario Ruiz Luis Alfredo 17190208 Garibay Quispe Renato Sebastián 17190200 Toribio Torres Gabriel Jesús 17190043 Huamaní Yauri Geraldine Daiana17190227 Valverde Ramos Gustavo Adolfo 17190052 RESERVA ROTANTE PARA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA INTRODUCCION • Las Centrales de Generación Convencional (CGC) cuya tecnología emplea un generador síncrono producen electricidad sobre la base del movimiento rotatorio de un componente llamado “rotor”. • La velocidad de rotación del rotor determina la “frecuencia” de la corriente eléctrica en el sistema de potencia. • En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la frecuencia eléctrica establecida es de 60 Hertz (60 ciclos por segundo). • la frecuencia eléctrica no tiende a ser constante; sino que, varía permanentemente desviándose de 60 Hz y reajustándose generalmente con el ritmo de la generación eléctrica para volver a la frecuencia de referencia (60 Hz). OBJETIVO Establecer criterios y metodologías los criterios principales para la definición de una lista de mérito de las plantas, son: 1. 2. 3. La rapidez de respuesta de los sistemas de control La potencia disponible para la regulación de frecuencia La ausencia de insensibilidad y/o banda muerta Determinación Asignación Programación Evaluación Cumplimiento y desempeño de la Reserva Rotante para al RPF. BASE LEGAL Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) (2008) Reglamento de Cogeneración (2006) Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) (1997) Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTRSI) (2005) DEFINICIONES Conjunto de GRUPOS en instalación física CENTRAL Unidades de generación térmica Arreglo motor primo y generador Unidades con fuente hidráulica Arreglo turbina y generador DELEGANTE ENCARGADA EQUIPO PARA RPF Grupo o Central que brinda el servicio de RPF a través de otro Grupo o Central Grupo o Central que brinda el servicio de RPF por otro Grupo o Central Equipo que pertenece a un Grupo o Central, y que es utilizado para brindar el servicio de RPF PRODUCTOS REPORTES Cumplimiento de RPF en los Grupos Cumplimiento diario de RPF en los Grupos INFORMES Cumplimiento de RPF en los Grupos Magnitud de RRPF a ser asignada ESTUDIOS O INFORMES COMPLEMENTARIOS Funcionamiento y mantenimiento de RPF La magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida o asumida. La actualización del Costo de Oportunidad de la Reserva Rotante para RPF (COR). La actualización del Factor de Cumplimiento (FaC). Estudio para determinar el Tiempo de Aporte para RPF (TA HORIZONTE, PERIODICIDAD Y PLAZOS Informe anual Establecido por NTCOTRSI Propuesta a más tardar 31 de octubre Aprobada a más tardar 10 de diciembre En vigencia a partir del 1 de enero Reporte preliminar mensual 3er día culminado el mes de evaluación Informe mensual 5to día culminado el mes de evaluación Reporte semanal Cada Generador Integrante deberá remitir diariamente al COES los registros de frecuencia y potencia Estudios o informes complementarios Miércoles inmediato posterior a la semana evaluada Hasta las 8:00h del día siguiente Hasta 30 de noviembre del año correspondiente OBLIGACIONES COES Proponer anualmente al Osinergmin la magnitud de RRPF requerida por el SEIN. Asignar la magnitud de RRPF aprobada por el Osinergmin. Publicar en su portal de Internet el reporte semanal. Publicar en su portal de Internet el reporte preliminar. Publicar en su portal de Internet el informe mensual de evaluación. Mantener el registro histórico de las mediciones de potencia, frecuencia asociados a la evaluación. Calcular la magnitud máxima de reserva de RPF que podría ser cedida o asumida. Determinar el COR. Determinar el valor del FaC. OBLIGACIONES Integrantes del COES Brindar el servicio de RPF que corresponde a cada uno de sus Grupos o Centrales. Garantizar la correcta operación, y el desempeño estable y seguro de sus Grupos y/o Centrales durante la RPF. Entregar al COES oportunamente la información técnica actualizada de sus Grupos o Centrales. En caso el Integrante tenga la necesidad de modificar los parámetros del regulador de velocidad del Grupo, deberá solicitar dicha actividad en los plazos establecidos en el Procedimiento Técnico del COES N° 12 “Programación de Intervenciones por Mantenimiento y por Otras Actividades en Equipos del SEIN”. Disponer de un sistema de medición debidamente calibrado. Comunicar al COES en caso un Grupo o Central de su propiedad se encontrara imposibilitada parcial o totalmente para realizar la RPF en tiempo real. REQUISITOS E INFORMACION TÉCNICA PARA EL SERVICIO DE RPF Los requisitos técnicos que deberán cumplir los Grupos para brindar el servicio de RPF son los siguientes: Operar con el regulador de velocidad en modo estatismo (“Droop mode”), con el limitador del regulador de velocidad al 100% de su apertura. Su estatismo permanente deberá ser ajustable al menos dentro de un rango de 2% a 7%. La Banda muerta deberá ser ajustada en una magnitud igual o inferior a ±0,05% de la frecuencia de referencia (± 0,030 Hz). REQUISITOS E INFORMACION TÉCNICA PARA EL SERVICIO DE RPF La información técnica de los Grupos o Centrales que los Integrantes deben remitir al COES Las Grupos o Centrales que realicen la función de Encargadas podrán asumir como máximo una reserva delegada que sumada a la reserva propia Tanto el sistema de medición que registra continuamente la frecuencia y potencia en bornes del Grupo, así como el sistema de medición bidireccional que registra continuamente potencia y frecuencia del Equipo para RPF En caso un Generador Integrante decida que todos los Grupos de Central o URS de su titularidad, sean evaluadas como si fuese una Central, deberá comunicar al COES por escrito dicha decisión El titular de Grupo o Central que cuente con un Equipo para RPF deberá comunicar al COES el listado de Grupos por el que el Equipo para RPF brindará el servicio. SERVICIO DE REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA El Tiempo de Aporte para RPF (TA) exigido para la entrega de la reserva asignada será el que defina el COES La respuesta de los Grupos ante una disminución de frecuencia Presentar el estatismo permanente del lazo automático de control de velocidad. Presentar la máxima banda muerta del controlador de velocidad. Presentar el tiempo de establecimiento del lazo de control de frecuencia, y el gradiente de toma de carga Evaluar el amortiguamiento del lazo de control de velocidad en todos los modos posibles de operación. Mostrar la capacidad de tomar o reducir carga, en forma automática Para el caso de unidades generadoras impulsadas por turbinas de gas Identificar y registrar las magnitudes y parámetros principales que permiten “homologar” el modelo del Controlador de velocidad. SOBRE LA DELEGACIÓN DEL SERVICIO Para delegar el servicio de RPF, la Delegante deberá presentar un informe que sustente la imposibilidad técnica para realizar la RPF, con el siguiente contenido mínimo: Determinar la inercia mecánica del conjunto generadormáquina motriz. PROGRAMACIÓN DE LA RESERVA PARA RPF EN EL DESPACHO ECONÓMICO En las restricciones del despacho económico, para cada período de optimización del Programa Diario de Operación y del Programa Semanal de Operación se incluirá el porcentaje de RPF asignado a cada uno de los Grupos comprendidos dentro del alcance del presente procedimiento Generacióni,p : Variable de decisión que indica el nivel de generación en MW del grupo “i” para el período de optimización p. Disponible MWi,p : Potencia máxima (en MW) que puede entregar un Grupo “i” para el despacho económico en el período de optimización p. % RA : Reserva primaria asignada al Grupo. Pmínimai : Generación Mínima Técnica del Grupo “i” registrada en su correspondiente ficha técnica aprobada por el COES. EVALUACION DEL SERVICIO, DE LA INFORMACIÓN Y DEL DESEMPEÑO DE RPF Evaluación del cumplimiento de la RPF Ensayos en aplicación de PR N°17 y N°18 Si se encuentran variando su potencia de generación por disposición del COES Las URS se encuentren brindando servicio de RSF Si encuentre realizando pruebas e su regulador de velocidad a solicitud del COES Cuando la Encargada se encuentre en un sistema aislado y su Delegante en un sistema diferente La metodología para evaluar el cumplimiento del servicio de RPF, se encuentra establecida en el Anexo 3. Asimismo, el COES emitirá una Nota Técnica para la Aplicación de la Evaluación del Cumplimiento de la RPF de dicho anexo Evaluación de la información reportada Cuando no se remite la los registros de frecuencia y potencia se considera incumplimiento igual a 1.0 por cada día La información reportada es revisada por el COES para verificar su consistencia de los registros de frecuencia Si se acumula 21 días de inconsistencia del mes anterior, por cada de inconsistencia en el mes de evaluación será considerado como incumplimiento Por cada día que se considere inconsistente, la evaluación de cumplimiento se realizara con la frecuencia del SEIN EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DEL SERVICIO DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA – NOVIEMBRE 2021 Evaluación del desempeño del servicio de RPF Desempeño inadecuado del Grupo o Central El COES emitirá un comunicado solicitando al Generador Integrante los parámetros del regulador de velocidad realizando las pruebas necesarias El generador Integrante tendrá un plazo de 6 meses calendario para responder la solicitud del COES mediante un informe adjuntando los parámetros modificados y las pruebas que se realizaron de acuerdo a los estándares internacionales El COES en un plazo de 10 días hábiles responderá la conformidad o inconformidad de los resultados. En caso no se cumpla subsanar las observaciones en un plazo de 7 meses desde la primer comunicado, el Grupo o Central tendrán una calificación de incumplimiento de1.0 hasta que el COES Exprese su conformidad en el desempeño. CARGO POR INCUMPLIMIENTO Los titulares de los Grupos deberán pagar el cargo por incumplimiento aplicando Los cargos por incumplimiento calculados con la fórmula anterior serán distribuidos entre los Grupos cuyo cumplimiento del servicio de RPF en promedio mensual sea mayor al valor de FaC 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑜𝐼𝑁𝐶 , : Cargo por incumplimiento del Grupo correspondiente al mes 𝐼𝑁𝐶 , : Nivel de incumplimiento diario del Grupo 𝐺𝑒𝑛𝑀 , : Potencia media del Grupo “g” el día “j” expresado en MW 𝐶𝑢𝑚𝑝𝑙𝑖 : Indicador mensual del cumplimiento del servicio de RPF • 𝐶𝑂𝑅: Costo de Oportunidad de la Reserva no Suministrada para RPF %𝑅𝑃𝑁𝑆𝐷 , : Promedio diario del porcentaje de la reserva primaria no suministrada por el Grupo • %𝑅𝐴: Reserva primaria asignada al Grupo 𝐹𝑎𝐶: Factor de Cumplimiento actualizado 𝐼𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡 : Incentivo al cumplimiento correspondiente al titular del Grupo • 𝑃𝐸 , 𝑃𝐸 : Producción mensual de energía activa del Grupo Resumen de Evaluación de RPF NOVIEMBRE 2021 DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS Banda muerta será igual o inferior a ± 0,0833% de la frecuencia de referencia (± 0,050 Hz), hasta que se produzca la interconexión síncrona con Ecuador y Colombia Aquellas URS que posean mando centralizado del AGC, que necesiten implementar el equipamiento necesario para que se registre y almacene la información tendrán un periodo de seis meses para su implementación Los valores TA, FaC y COR iniciales serán 60 segundos, 30% y 2250 S//MWdía respectivamente En caso exista un monto recaudado por el PR 21 anterior, será liquidado en los siguientes 3 meses El incumplimiento previsto en el procedimiento con un caso distinto a los tratados en el articulo 13 serán informados al COES METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA RESERVA DESTINADA PARA A LA RPF Criterios generales Metodología METODOLOGÍA PARA DETERMINAR LA RESERVA DESTINADA PARA A LA RPF Costo de la energía no suministrada por perdidas de generación Costo de la energía no suministrada por variación de la demanda 3. Las fallas de generación y de equipos de transmisión que impliquen desconexión de generadores se limitarán a una desconexión simple. 4. La magnitud de RRPF para disminuir generación es el mismo encontrado para incrementar generación. 6. Para el caso de las áreas aisladas temporalmente del SEIN, el valor en porcentaje de la reserva destinada a la RPF será definida por el COES. 2. La magnitud de RRPF para compensar déficit de generación tendrá en cuenta las fallas aleatorias de generadores y equipos de la red . 1 Se fija en 59,9 Hz el valor límite inferior de la frecuencia en estado cuasi estable 5. En la metodología se considera inicialmente una RRPF asignada de 0% de la demanda, para iniciar el proceso de análisis. Criterios generales 7. Si el COES observa que existe una diferencia mayor al 15% en la magnitud de la RRPF entre los resultados correspondientes a periodos típicos, se podrá establecer magnitudes de RRPF diferenciados para dichos periodos. METODOLOGIA Se calcula el costo de la Energía No Suministrada (ENS), asociada a los Eventos considerados en los numerales 1.2 y 1.3.. Se calculan los costos operativos asociados a mantener cada porcentaje de reserva. Incrementar la Reserva Rotante en un 1% e iniciar nuevamente en el numeral 2.1 anterior. Determinar la Reserva Rotante que se asignará a la RPF como el punto donde se minimiza la suma de las siguientes tres (3) componentes: a) Los costos operativos adicionales por mantener la Reserva Rotante destinada a la RPF. b) El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación. c) El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda. Figura 1 : Costos vs Reserva del sistema Para cada nivel considerado en el numeral 2.3, se hará simulaciones de la operación. Con cada uno de los costos hallados en los numerales 2.1 y 2.2 ,se graficará la curva de costos versus reserva en porcentaje y en él se graficará también el costo total. Luego, se ubicará el valor porcentual de la reserva que signifique el menor costo. EJEMPLO Tabla 2. Sobrecostos Periodo de Avenida 2015 (en millones de dólares) 1 Cálculo de los Costos Operativos Adicionales Se utilizó como caso base la Programación del Mediano Plazo del SEIN correspondiente al mes de agosto de 2015, elaborada y emitida por el COES y a partir de ésta se calcularon los sobrecostos operativos, aumentando la reserva rotante del SEIN hasta el 5% con pasos de 1%. Tabla 1. Costos de Operación de Enero – Diciembre 2015 (en millones de dólares) Del mismo modo, los sobrecostos para el periodo de estiaje (junio a noviembre) del 2015 se observan en la tabla siguiente: Tabla 3. Sobrecostos Periodo de Estiaje 2015 (en millones de dólares) Por otro lado, de acuerdo al CG 1.7 corresponde evaluar el Margen de Reserva para la RPF para el periodo de avenida y estiaje del 2015. En ese sentido los sobrecostos para el periodo de avenida (meses de enero a mayo y diciembre) del 2015 son los que se muestran en la tabla siguiente: Cumplen con lo dispuesto en los numerales 1.7, 2.2, 2.3 y 2.5, correspondientes al cálculo de los costos operativos adicionales incurridos. Gráfico Nº 1 2 Cálculo del Costo de Energía no Suministrada (ENS) Para determinar el Costo de Energía no Suministrada (ENS) por desconexión de generación o conexión intempestiva de grandes bloques de demanda. ₋ Se identificó los bloques de demanda del SEIN que se conectan en forma intempestiva, determinándose que el efecto de la conexión de estos bloques no impacta en el cálculo del costo de la ENS. ₋ Con la información de las tasa de falla y la obtenida de los análisis eléctricos se estimo el costo de la ENS para cada una de las unidades de generación, la cual se obtiene del producto de la tasa de fallas y el tiempo de restablecimiento del suministro interrumpido. Tabla 4. Costo de la ENS del SEIN Gráfico Nº 2 Tabla 5. Costo total 3 Cálculo de la Reserva Rotante para la RPF De acuerdo al numeral 2.4 para determinar la Reserva Rotante que se asignará a la RPF como el punto donde se minimiza la suma de las siguientes tres componentes: 1. Los costos operativos adicionales por mantener la Reserva Rotante destinada a la RPF. 2. El costo de la ENS por fallas aleatorias de generadores y equipos de la red que impliquen desconexiones de generación. 3. El costo de la ENS por la conexión intempestiva de grandes bloques de demanda. - Para el periodo de avenida - Para el periodo de estiaje Por lo tanto, la magnitud de Reserva Rotante para Regulación Primaria de Frecuencia del año 2016, será la siguiente: METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE CONSISTENCIA DE LOS REGISTROS DE FRECUENCIA La evaluación de consistencia de los registros de frecuencia enviados por los Generadores Integrantes se realizará con horizonte diario bajo la siguiente secuencia: a) b) c) Para cada segundo del registro diario se calculará el error absoluto (Hz) entre la frecuencia del Grupo y la frecuencia del SEIN. Se excluyen de la evaluación los periodos donde el Grupo no operó y a los periodos en los que los Grupos se encuentren en sistemas aislados temporalmente del SEIN. Sobre la base de la función de probabilidad acumulada, se determina el error que corresponde a una probabilidad acumulada del 90%. Si el error determinado es superior a 20 mHz, el registro de datos diario evaluado es considerado como dato inconsistente. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA PERIODO DE LA EVALUACIÓN • Será determinado por el COES, se comparará la máxima desviación de frecuencia que agota totalmente su reserva con la disponibilidad promedio de la RPF. Δ𝑓𝑚𝑎𝑥 = %𝐸𝑛 𝑥 %𝑅𝐴 𝑥 60 + 𝐵𝑀𝑛 10000 %𝐸𝑛 =5% 𝐵𝑀𝑛 = ±0.03 • 𝑓𝑚𝑎𝑥/ min = 60𝐻𝑧 +/− 1.2 x Δ𝑓𝑚𝑎𝑥 • Para cada día de evaluación, se elige de manera aleatoria un periodo de 5 minutos continuos para cada Periodo de Base, Periodo de Media y Periodo de Punta de cada grupo o central. MODELOS DE LA RESPUESTA DE LA POTENCIA POR RPF El Generador podrá entregar al COES con copia al Osinergmin, un modelo que represente a su Grupo, Central o Equipo para RPF, adjuntando el sustento técnico respectivo. El COES determinará la potencia de salida. • Modelo de planta del Grupo o Central: • Modelo Estándar: %𝐸𝑛 = 𝑃 𝑥 𝑅 𝑥 100 𝑓 EVALUACIÓN DEL APORTE DE POTENCIA • Ya teniendo los modelos por parte de los generadores, el COES calculará el aporte de potencia para un escalón de frecuencia que agota la reserva primaria asignada. 𝑓 í →% = 𝑓 − Δ𝑓 á • Nivel de incumplimiento: 𝐼𝑁𝐶 = 𝑀𝑎𝑥 𝑥 [0.434 𝑥 𝐿𝑛 %𝑅𝑃𝑁𝑆 + 1; 0] 100 CÁLCULO DEL COSTO DE OPORTUNIDAD UNITARIO DE RESERVA ROTANTE PARA LA FRECUENCIA METODOLOGÍA DEL CÁLCULO • Será determinado por el COES, en función de los costos de inversión y operación de un Equipo para RPF basado en un sistema de almacenamiento de energía con baterías y se expresará en S/. /MW-día. 𝑀= 𝐼𝑁𝑉 𝑥 𝑖 𝑥 1 + 𝑖 𝑛 𝑥 𝐹𝑂𝑦𝑀 1+𝑖 𝑛−1 • Ultracapacitores. • Bombeo hidráulico. 𝑖 = 12% • Aire comprimido. 𝑛 = 120 meses • Baterías. 𝐹𝑂𝑦𝑀 = 1.03 COR • El COR se establecerá como un cargo diario afectada por un factor Kd. 𝐶𝑂𝑅 = 𝐾 𝑥 𝑀 30 Kd : Factor de disuasión. Este factor tendrá un valor de 1.5. • El COES actualizará el valor del COR, cada cuatro (04) años. Para este efecto, actualizará el costo unitario de inversión INV y, de ser necesario, los parámetros de cálculo FOyM y Kd. RESERVA ROTANTE DE REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA OBJETIVO Criterios y metodologías Prestación del Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia Incluyendo Condiciones que deben cumplir los recursos Determinación y asignación de la Reserva Rotante del SEIN Seguimiento y control del desempeño Determinación de los pagos y compensaciones Especificación técnica del AGC Prestación del servicio BASE LEGAL Ley de Concesiones Eléctricas Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la generación Eléctrica Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTOTR) Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (NTIITR) 4. PRODUCTOS Estudio anual Determina Presentado al OSINERGMIN Considerando las observaciones y comentarios de los Agentes Parámetros para los programas AGC Desvíos de frecuencia y evaluación del desempeño de la RS Precio límite de Oferta aplicable al servicio de RSF Magnitud de reserva total para la RSF Precio máximo para el mercado de ajuste de regulación secundaria de frecuencia EVALUACIÓN GENERAL DEL DESENPEÑO DE LA RS Evaluación de la desviación de frecuencia en contingencias 4. PRODUCTOS Informe mensual Listado de URS calificadas para RS Unidades de generación Evaluación del cumplimiento de las URS asignadas Publicada en la página web del COES Presentado a OSINERGMIN Notificará a los integrantes Modificación de las características de las URS calificadas Califique una nueva URS URS CALIFICADAS Listado de URS calificadas para Regulación Secundaria 5. OBLIGACIONES Del COES Tener implementado el Regulador Maestro Estudio anual detallando lo establecido en el Anexo V Informe mensual de evaluación del cumplimiento de las URS asignadas al servicio de RS De los titulares de las URS Mantener actualizados los datos técnicos de todas las unidades de generación Comunicar al COES todo evento ocurrido o acción efectuada en sus instalaciones que afecte el servicio de RSF Calificar a las URS para la prestación del servicio de RSF Realizar Elaborar y mantener actualizado el listado de URS calificadas y unidades de generación que las conforman Seguimiento en tiempo real del cumplimiento del servicio RSF por parte de las URS Asignación del servicio de RSF Determinar las liquidaciones económicas asociadas al servicio de RSF Elaborar una Nota Técnica El Generador representante de la URS conformada por unidades de generación de más de un Generador, asumirá la responsabilidad ante el COES por la operación de la URS que representa. Realizar en calidad de único responsable, la reliquidación de los importes económicos percibidos por el servicio de RSF a las unidades de generación que las conforman, conforme a los acuerdos de partes establecidos entre los titulares de generación. 6. CRITERIOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIO Asignación de reserva necesaria Basado Procedimiento de asignación conjunta PDO con la RRSF Usando Información de oferta para A cada RSF URS Presentada para cada URS Conectadas AGC Estado Reserva durante Anexo I Periodo que se consignó en la Oferta que presentaron Activo/Inactivo/Desconectado/Desconectado por el COES Programa de Operación 6. CRITERIOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIO Ajuste de los parámetros del regulador maestro Condiciones de Calificación para las URS Requisitos mínimos exigidos Valores vigentes de Delta y Delta Máxima Característica mínima de respuesta exigida en el SEIN Desvío de frecuencia admisible en el SEIN en operación normal 0,36 HZ Desvío de frecuencia admisible máxima en el SEIN ante una perturbación 0,95 HZ 6. CRITERIOS PARA LA PRESTACIÓN DE SERVICIO Formación de áreas aisladas eléctricamente de manera temporal AGC deberá reconfigurarse automáticamente Controlar las áreas donde exista una URS Reasignará la RRSF URS de cada área geográfica Error de control de Áreas (ACE) Calculado de manera separada para cada área geográfica Unidades de Regulación Secundaria Eligen el modo de control de sus unidades de generación Control individual Control conjunto 7- CALIFICACION DE RECURSOS PARA LA PROVISION DEL SERVICIO DE RSF. REQUISITOS PARA LA CALIFICACION DE LA URS Una URS puede estar conformada por una o mas unidades de generación. Máximo 2 empresas • • • • Unidades de generación Mando remoto. Banda de potencia. Capacidad de responder a las ordenes en menos de 10 seg. Gradientes de toma de carga y descarga por unidad de generación son >8 MW/min Disponer de infraestructura de comunicaciones ENVIAR y RECIBIR Información con el COES Unidades de generación que pertenezcan a una central de generación. Proporcionar información técnica 1 URS Unidad de generación 7- CALIFICACION DE RECURSOS PARA LA PROVISION DEL SERVICIO DE RSF. PROCESO DE CALIFICACION DE LAS URS URS Participar en el servicio de RSF Solicitará la ejecución de las pruebas de Calificación. COES URS cumple con los requisitos Calificación de una URS tendrá carácter permanente URS calificada SOLICITUD AL COES Salvo a circunstancias que obligan su renovación. Solicitud de Calificación al COES Adicionar una unidad de generación Las pruebas satisfactorias de Calificación de la URS con la unidad adicional COES Pruebas de calificación ANEXO VII Apta para el servicio de RSF P. T. N°22 8- DETERMINACION DE LA RRSF TOTAL. RRSF total requerida a subir. SE ESTABLECERÁ POR SEPARADO RRSF total requerida a bajar. MAGNITUDES DE LA RRSF Determinadas anualmente por el COES. 9- ASIGNACIÓN DE SERVICIO DE LA REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA. ASIGNACION DE REGULACIÓN SECUNDARIA. ASIGNACION DEL MERCADO DE AJUSTE. SI LA SUMA DE LAS RESERVAS Realizado a nivel de URS. La reserva será cubierta primero con la URS (con cantidades comprometidas en su Provisión Base). Horizontes diarios. Lo faltante lo cubrirá el mercado de ajustes. URS comprometidas en la Provisión Base. NO cubren el total de RRSF URS de la Provisión Base que no se encuentren operando. URS del mercado de ajuste Provisión Base. RESERVA ASIGNADA Mercado de Ajuste COES incluye las URS que no ofertaron en el mercado de ajustes. OFERTAS (SOLES) S//Kw-mes PROVISION BASE DE LA REGULACION SECUNDARIA COES Evalúa adjudicar una cantidad de RS. Periodo de adjudicación. Ofertas para la Provisión Base de RS Resultados de las adjudicaciones de la URS Magnitud ofertada para la provisión base. Mediante el mecanismo de Provisión Base Publicado por el COES Presentadas al COES 19:00 horas diferente 15 días antes de su inicio. Titular de la URS Ultimo lunes del mes. Reserva a subir/ Reserva a bajar Se ofertan a precio diferente Reserva a subir/ Reserva a bajar Precio máximo del proceso de asignación. Establecido por el COES. Obligación de los adjudicatarios Disponibilidad de sus bandas para la RS MERCADO DE AJUSTES DE LA REGULACION SECUNDARIA Ofertas de la RSF Periodo de programación Presentadas al COES por el titular de la URS Precio de la oferta S//Kw-mes Mayores iguales a cero. Ausencia de ofertas Tomará la oferta por defecto mas reciente COES OSINERGMIN Aprobará anualmente el precio límite de oferta Horizonte diario Asignación de la RRSF COES Publicación RSF PDO Reserva asignada a cada unidad de generación Dentro de la URS REPARTO DE RRSF POR DEFICIT DE RESERVA Déficit de reserva Repartirá a otras URS Mayor Reserva en control que la Reserva asignada SEGUIMIENTO DEL SERVICIO EN TIEMPO REAL El COES realizara un seguimiento en tiempo real del servicio. El seguimiento en tiempo real se realizara a nivel de URS y en intevalo de tiempo iguales El seguimiento se realizara en todos los modos de operación especificados en el anexo I LIQUIDACION DEL SERVICIO El COES calculará las compensaciones económicas a pagar a los prestatarios del servicio de RSF El servicio prestado para la RSF será liquidado por el COES Los términos económicos de la prestación del servicio deben ser calculados de la misma manera en la provisión base y en el mercado de ajuste de RS, esto para asegurar que la condición de provisión del servicio y exigencias de calidad sean las mismas para ambos Se incluirá como una compensación en el Informe mensual de Liquidación de Valorización de Servicios Complementarios e Inflexibilidades Operativas (LSCIO) La remuneración del servicio de RSF se efectuará con independencia de la prestación simultánea por parte de la unidad de generación de otros Servicios Complementarios. La compensación de costos operativos adicionales producidos por el cumplimiento del servicio de RSF PR-33 “Compensaciones de Costos Operativos Adicionales de las Unidades de Generación Térmica” EVALUACION GLOBAL DE SERVICIO La evaluación global del servicio consistirá A los 10 minutos inmediatamente posteriores a fallas por desconexión de generación Estudio individualizado de los períodos de operación ante grandes perturbaciones A conexiones/desconexiones de carga mayores al 50% de la RRSF Servicio de RSF es satisfactoria si la evolución dinámica de la frecuencia se mantiene dentro la Banda Dinámica admisible Estudio estadístico del resto considerados como períodos de operación normal la Banda Dinámica admisible será establecida por el COES, con las siguientes limitaciones Calculará el desvío de frecuencia en cada Ciclo de Operación Servicio de RSF es satisfactorio si el desvío de frecuencia se mantiene en la Banda Central para al menos el 95% de los ciclos. El rango de variación de la frecuencia no podrá superar en ningún punto el desvío de frecuencia máximo, que será el menor valor entre el desvió de frecuencia máximo esperado y el admisible ante grandes perturbaciones La frecuencia deberá converger a la Banda Central en un tiempo no superior a 10 minutos ANEXO I METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC Criterios Generales La RSF en el SEIN será centralizada Objetivo de programa AGC Estará conformado Mediante el Control Automático de Generación (AGC) Mantener la frecuencia del SEIN y el intercambio neto con otros sistemas en sus valores de referencia Por un programa AGC primario y uno secundario AGC secundario conmutará con el programa AGC primario El COES definirá áreas geográficas Bajo control y responsabilidad del COES Se actualizaran anualmente Programas AGC del COES, y de las URS calcularán un Error de Control de Área (ACE) y se filtrara (regulador PI) EETT de los programas AGC Tendrá capacidad de conmutación en caliente asegurando una disponibilidad de al menos 99.95% Configurados de forma idéntica funcionando en paralelo Cuando se produzca Pérdida de capacidad operacional del programa AGC primario Y al menos debe haber una URS calificada en cada área geográfica enviará consignas directas de potencia a las URS Equipos de medida de frecuencia y potencia neta, conmutación automática ante fallo de la fuente primaria ANEXO I METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC Calculo del requerimiento total se calculará primero el ACE del SEIN mediante la siguiente expresión: El requerimiento normal el Bloque de Control del AGC será para el SEIN 𝐴𝐶𝐸 = 𝑃 −𝑃 + 𝐾 (𝑓 −𝑓 ) • En caso de pérdida de comunicación entre el COES y una URS que opera en un área geográfica aislada la URS constituirá un Bloque de Control y calculará su propio ACE • El ACE podrá ser filtrado antes de pasar al regulador PI para establecer bandas muertas, límites, suavizados. El resultado del regulador PI constituye el Incremento de Potencia Total Requerida para el SEIN para las URS (∆Preq) Requerimiento total a las URS depende de calificación en tiempo real de su estado ACTIVO estado normal de operación El requerimiento total será la Potencia Requerida para las URS en el SEIN (Preq) INACTIVO Está conectada al sistema del COES, pero el AGC no cuenta con ella para la regulación DESCONECTADO URS ha enviado una señal de desconexión al COES La suma de la Potencia Actual de las URS en el SEIN y el ∆Preq DESCONECTADO_COES El COES ha desconectado manualmente a la URS ANEXO I METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC Calculo del requerimiento para cada URS Se calcula Potencia Actual en cada URS i (Pact,i) Suma de las potencias actuales de cada una de las unidades de generación que forman parte de la URS Se calcula Potencia Sostenida en cada URS i (Psos,i) Suma de los valores del PDO asignados a cada una de las unidades de generación que forman parte de la URS Se calcula la Potencia Sostenida en el SEIN (Psos) La suma de la Potencia Sostenida en todas las URS en estado ACTIVO Se calcula la Potencia Temporal para el SEIN (Ptem) La diferencia entre la Potencia Total Requerida para el SEIN (Preq) y la Potencia Sostenida en el SEIN (Psos) Se calcula la Reserva Reconocida de cada URS (RRi) Igual a la Reserva Reconocida a Subir de la URS si Ptem>0 o igual a la Reserva Reconocida a Bajar de la URS si Ptem<0 Se calcula RRSEIN Suma de las Reservas Reconocidas de todas las URS Se calcula la Potencia Temporal para cada URS i (Ptem,i) Repartiendo la Potencia Temporal para el SEIN entre las URS Se calcula el requerimiento para cada URS i (Preq,i) Suma de su Potencia Sostenida(Psos,i) y su Potencia Temporal (Ptem,i) ANEXO I METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC Operación Por Áreas Geográficas En caso de que haya URS en varias áreas geográficas El AGC controlará el desvío de las interconexiones internacionales, calculando una señal de Error de Control Adicional (ECA). El ECA se repartirá entre los Bloques de Control de modo proporcional a la Reserva disponible en cada URS El cálculo del requerimiento total para cada bloque de control y para cada URS dentro del bloque se hará con los mismos criterios ya explicados ANEXO I METODOLOGÍA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO MEDIANTE EL AGC INFORMACIÓN A INTERCAMBIAR EN TIEMPO REAL COES Estado declarado del AGC del COES (ON/OFF) Preq para cada URS La calificación de estado de cada URS URS Estado declarado de las URS (ON/OFF) Estado de control de la unidad de generación La calificación de estado de cada URS Límite superior e inferior declarado en tiempo real de cada unidad de generación Potencia actual generada en tiempo real por cada unidad de generación ANEXO II METODOLOGIA PARA DETERMINAR LA RESERVA TOTAL REQUERIDA PARA LA REGULACIÓN SECUNDARIA La magnitud de la reserva destinada a la regulación se calcula en base a errores estadísticos. CRITERIOS GENERALES En el caso de las RER del tipo no gestionable, la magnitud de la reserva debe contemplar el error estadísticos medio horario. En áreas aisladas el valor de la RRSF debe ser igual 5% de la mayor demanda pronosticada mientras esta se encuentre aislada. METODOLOGÍA Se calculará el error estadístico horario en la previsión de la demanda, en términos relativos del programa diario de operación (PDO). Base histórica de los últimos 12 meses Reserva RS Desviaciones de demanda real respecto al PDO RSF Se divide en Desviaciones Positivas y Negativas Nivel de confianza propuesto por el COES >= 90% Se determina la magnitud de la RS (RER no gestionable) RER (Tipo no gestionable) ANEXO III METODOLOGIA PARA EL SEGUIMIENTO DE LA RESERVA CALCULO DEL VOLUMEN DE RESERVA Se calculará el total de Déficit de Reserva de cada URS como la suma de los DRS y DRB según la siguiente metodología: Se calcula la Reserva Asignada de la URS como la suma de las Reservas Asignadas a sus unidades de generación en el despacho de Regulación Secundaria, distinguiendo entre Reserva a Subir y Reserva a Bajar: Se calcula la Reserva Regulante de cada unidad de generación perteneciente a la URS como la Reserva útil para regulación, que se certifica en las pruebas de Calificación, minorada por los límites más restrictivos que la URS pueda presentar para cada unidad de generación (LSD, LID), distinguiendo entre Reserva Regulante a Subir y Reserva Regulante a Bajar. a. Se corrigen los Límites Declarados, si no son coherentes: b. Se calculan las Reservas Regulantes: Si alguno de los valores de RRSj y RRBj resultan negativos se toman iguales a cero. Se calcula la Reserva en Control de la URS i como la suma de las Reservas Regulantes que aportan las unidades de generación pertenecientes a la URS y que están en control, distinguiendo entre RCS y RCB. Se calcula la Reserva Reconocida de la URS i, distinguiendo entre Reserva Reconocida a Subir (RRS) y Reserva Reconocida a Bajar (RRB): En cada Ciclo de Operación, el seguimiento comprobará lo siguiente: • La Reserva en Control total en cada URS es igual o superior a la Reserva Asignada total para esa URS. En caso de no cumplirse esta condición se le asignará un DRS o DRB, Se calcula el Déficit de Reserva de la URS i, distinguiendo entre DRS y DRB: La respuesta dinámica de la URS en su conjunto es Aceptable según los criterios y metodología detallados en el Anexo III. En caso de no cumplirse esta condición se le asignará un DRS y DRB igual al total de su Reserva Asignada, y se declarará el estado de la URS como INACTIVO conforme a lo detallado en el ANEXO I. El total del Déficit de Reserva para todo el sistema se reparte entre las URS sin déficit y con superávit de reserva física (diferencia positiva entre Reserva en Control y Reserva Asignada).Se calculan los Déficit de Reserva compensables a subir (DRCS) y Déficit de Reserva compensables a bajar (DRCB): El recálculo de las Reservas Reconocidas de cada URS con superávit físico se realizará de la siguiente manera: Reparto de RRSF por Déficit de Reserva: En caso de que se presente un Déficit de Reserva, éste se repartirá a otras URS que dispongan de una Reserva en Control mayor a la Reserva Asignada. y pasará a formar parte de su Asignación de Reserva. Se calcula el Superávit de Reserva de la URS i, distinguiendo entre superávit de reserva a subir (SRS) y superávit de reserva a bajar (SRB): SEGUIMIENTO DE LA RESPUESTA 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. En cada Ciclo de Operación se declarará la respuesta dinámica de la URS como Aceptable o No Aceptable, según la siguiente metodología: Se calcula la respuesta dinámica teórica de la URS, como la potencia que debería estar generando la URS (Pmod,i) en respuesta a los requerimientos del COES (Preq,i) La respuesta dinámica teórica de la URS (Pmod,i) en un ciclo n se calculará como incremento de generación teórica respecto al valor de la respuesta dinámica teórica en el ciclo anterior n-1, salvo que se cumplan la condición para inicializar de valor, en cuyo caso será igual a la potencia actual de la URS según lo detallado en el numeral 3.1 del Anexo I. •La condición para inicializar el valor de la respuesta dinámica teórica de la URS en un ciclo n será que haya un cambio en el estado de la URS entre el ciclo n-1 y el ciclo n salvo en el cambio de ACTIVO a INACTIVO. •Si la URS está en estado INACTIVO no se calculará Preq,i, de modo que, a efectos de cálculo de la respuesta dinámica teórica de la URS, se tomará como Preq,i el último valor calculado mientras la URS estuvo en estado ACTIVO. •La metodología para calcular el incremento de generación que determina la respuesta dinámica teórica de la URS en un ciclo de operación será especificada por el COES en la Nota Técnica mencionada en el Anexo VI. •Se calculará el error de respuesta (ERi) como la desviación entre la potencia que debería estar generando y la potencia actual de la URS: Pmod,i : Potencia dinámica teórica de la URS i. Pact,i : Potencia actual de la URS i, (calculada 3.1 del Anexo I). Este valor es procesado mediante un filtro de primer orden con una constante de tiempo T1 y se limita su valor absoluto mediante una constante ER_MAX. ANEXO IV METODOLOGÍA PARA EL CALCULO DE LAS LIQUIDACIONES ECONÓMICAS DEL SERVICIO DE RSF ESTRUCTURA GENERAL DE LA LIQUIDACIÓN DERECHOS DE COBRO Costo de Oportunidad (CO) Asignación de Reserva (AR) Compensación de costos operativos adicionales producidos por el cumplimiento del servicio RSF (CA) OBLIGACIONES DE PAGO Pago por reserva no suministrada (PRNS) La liquidación económica de cada URS “u” que provee el servicio en un determinado mes será calculada con la siguiente fórmula de liquidación: Cada Participante i efectuará un pago mensual por RSF conforme a la siguiente fórmula: Dónde: PRSi : Pago mensual del Participante i por el costo del servicio de Regulación Secundaria de la Frecuencia i : Participante i D : Número total de días d del mes Ng : Número total de Participantes. ARu,d : Derecho de cobro por Asignación de Reserva de la URS u en el día d PRNSu,d : Pago por Reserva No Suministrada de la URS u el día d CAu,d : Derecho de cobro por Compensación de Costos operativos Adicionales de la URS u el día d, establecido en el numeral 11.7 del presente Procedimiento COu,d : Derecho de cobro por Costo de Oportunidad de la URS u en el día d Gi,d : Producción de energía del Participante Generador i durante el día d, o Retiro durante el día d para el caso del Participante Distribuidor i o Participante Gran Usuario i. Gg,d : Producción de energía del Participante Generador g durante el día d, o Retiro durante el día d para el caso del Participante Distribuidor g o Participante Gran Usuario g. TÉRMINOS DE LA LIQUIDACIÓN El término de Asignación de Reserva de la liquidación del servicio prestado para la RSF se calculará para todos los periodos de prestación del servicio. En caso el AGC del COES se encuentre indisponible para ser utilizado, el COES podrá utilizar para sus cálculos la mejor información disponible, aplicando los criterios técnicos que considere pertinente. El costo de oportunidad representa la diferencia del beneficio neto obtenido por una unidad de generación en el programa de producción de energía durante un periodo de programación, motivado por la necesidad de despachar a este en un punto de funcionamiento con producción inferior para permitirle la provisión de la RS que se le asigna. Calculado por el COES Para las unidades de generación proveedores del servicio de RS en cada periodo diario de programación del PDO ASIGNACIÓN DE RESERVA El derecho de cobro por el término de Asignación de Reserva será calculado con la siguiente fórmula 𝑢,𝑑 𝑢,𝑑𝑀.𝐴. 𝑑𝑀.𝐴. 𝑢,𝑑𝑀.𝐴. 𝑑𝑀.𝐴. 𝑢,𝑝𝑃.𝐵. 𝑢,𝑝𝑃.𝐵. Donde: 𝑅𝐴𝑆𝑢,𝑑𝑀.𝐴., 𝑅𝐴𝐵𝑢,𝑑𝑀.𝐴. : Reserva Asignada a subir y a bajar respectivamente de la URS u proveniente del Mercado de Ajuste de la RS en el día d. 𝑅𝐴𝑢,𝑑,𝑝𝑃.𝐵. : Reserva Asignada de la URS u para el día d proveniente de la Provisión Base de la RS en el periodo vigente de su adjudicación p. 𝑃𝑅𝑆𝑑𝑀.𝐴., 𝑃𝑅𝐵𝑑𝑀.𝐴. : Precio del Mercado de Ajuste para el día d multiplicado por 1/30. 𝑃𝑅𝑢,𝑑,𝑝𝑃.𝐵. : Precio de la URS u para el día d proveniente de la Provisión Base de la RS en el periodo vigente de su adjudicación p multiplicado por 1/30. PAGO POR RESERVA NO SUMINISTRADA En el caso de que una URS incurra en Déficit de Reserva, dicho déficit será considerado como una reserva no suministrada en el sistema (RNS). La RNS deberá ser pagada por el titular o el representante de la URS con Déficit de Reserva por cada periodo diario. El pago por RNS (PRNS) se determina conforme a lo siguiente Donde: 𝑃𝑅𝑁𝑆𝑢,𝑑 : Pagos por reserva no suministrada realizados por la URS u en el día d. RDSu,d, DRBu,d : Déficits de Reserva a subir y a bajar respectivamente de la URS u en el día d PrRNSd : Precios aplicables a la RNS correspondiente al precio límite de Oferta establecido en el numeral 4.1.3, vigente el día d, multiplicados por 1/30. INFORME ANUAL ANEXO V Evaluación general del desempeño de la RSF detallada en el numeral 12 Desvíos de frecuencia admisibles en el SEIN en operación normal La Reserva total requerida para la RSF Las constantes de ganancia y de tiempo a utilizar en el ReguladorIntegral La constante de ganancia y de tiempo a utilizar en los reguladores de la URS ANEXO V INFORME ANUAL Los factores KBC que estiman las Características de Frecuencia medias de los Bloques de Control La Característica de Frecuencia mínima en el SEIN El precio límite de Oferta Áreas geográficas predeterminadas que estará configurado el programa AGC secundario Nivel de confianza p para la determinación de la magnitud de reserva para RSF ANEXO VI Comunicaciones entre las URS, las unidades de generación y el COES Umbrales de la capacidad de regulación propia a las UR Pruebas de Calificación para las URS y sus unidades de generación Las especificaciones técnicas del AGC primario y secundario La especificación del filtrado de la señal de ACE ANEXO VII Evaluar la capacidad de realizar RSF de las URS Pruebas de calificación Integración y respuesta al mando remoto Velocidad de toma de carga y descarga de las unidades de la URS PRUEBAS DE CALIFICACIÓN DE LAS URS • El COES tendrá un plazo de 10 días para informar el resultado • Las empresas que solicitan calificación de la URS tendrá 10 días para realizar observaciones Se tomara como banda(s) de potencia a comprobar Pruebas de velocidad de toma de carga Posicionar las unidad de generación en el limite inferior de la banda y calcular el gradiente de toma de carga a subir Comprobar el tiempo de respuesta no sea superior a 10 segundos Comprobar que los gradientes de toma de carga, superen los mínimos valores. ANEXO VIII 1 2 • Asignar la Provisión Base se estableceré por separado para la magnitud de la RRSF tota(subir y bajar) • Ordenar las ofertas en orden de mérito del Precio RSF 3 • Asignar las ofertas • Cubrir la magnitud de RRSF de la RRSF total requerida 4 • Ajuste de la magnitud de la Provisión Base de la RS requerida, se administrará un margen de desviación de hasta 10% del valor de dicha magnitud 5 • Caso en que se produzca Ofertas con precios iguales que provocan un superávit Regulación de Tensión El Coordinador puede disponer la puesta en servicio de las unidades de generación para elevar la tensión de una barra de carga, cuando ésta sea inferior al 97,5% de su tensión de operación.. El COES establecerá mediante un estudio, las prioridades y los procedimientos para reducir o elevar manualmente las tensiones de barra. Dicho estudio será actualizado por el COES cada cuatro (4) años o cuando el caso lo amerite. Para mantener los niveles adecuados de tensión, los Integrantes del Sistema están obligados a suministrar la potencia reactiva inductiva o capacitiva solicitada por el Coordinador hasta los límites de capacidad de sus equipos Regulación de Tensión . El COES verificará los niveles de tensión de las barras del sistema de transmisión, para lo cual emitirá disposiciones con el fin de mantener o retornar la tensión al Estado Normal. . El COES podrá disponer la puesta en servicio de las Unidades de Generación cuando la tensión está por debajo del 97,5% de la tensión de operación y el rechazo de carga para valores inferiores al 95%. . Las tensiones de las barras de la red eléctrica interconectada con tensión menor a 100 kV de propiedad de los usuarios libres y distribuidores, son reguladas autónoma e independientemente. Regulación de Tensión en tiempo real En Estado Normal : Mantener los niveles de tensión en el rango del ± 2.5% del valor de la tensión de operación. . En Estado de Alerta Adoptar las acciones correctivas para mantener la tolerancia admitida dentro del ± 5% de la tensión de operación En Estado de Emergencia : Usar al máximo las reservas de reactivo en las unidades de generación. Usar equipos de compensación reactiva Redistribuir la producción de energía reactiva CONSIDERACIONES PARA LA OPERACIÓN POR REGULACIÓN DE TENSIÓN En el PSO, PDO o RDO se efectuará análisis de flujos de carga para verificar que la tensión en las barras del SEIN se encuentra dentro del rango de operación señalado en la normatividad vigente En caso se identifiquen barras controladas por el COES con tensiones fuera del rango de operación, se programará la Operación por Tensión de una o más Unidades de Generación que permita adecuar la tensión de las barras involucradas en el rango de operación señalados en la normatividad vigente. En caso de incluirse en el PSO, PDO, RDO o en tiempo real, la Operación por Tensión de alguna Unidad de Generación, la selección de ésta entre las alternativas de solución, se efectuará considerando siempre el menor costo de operación. La operación de una Unidad de Generación es calificada como Operación por Tensión cuando su operación fue dispuesta en el PSO, PDO, RDO o en tiempo real, fuera del Despacho Económico, para mejorar el nivel de tensión en las barras involucradas. Acciones para el control de la tensión Regulación de tensión por calidad • Desenergizar reactores de potencia shunt • Ejecutar el cambio de posición en los TAPs (gradines) de los transformadores involucrados. • Para aumentar la Sincronizar Unidades de Generación, para elevar la tensión de una barra cuando su tensión sea inferior al 97,5% de su Tensión de Operación tensión Para disminuir la tensión • Desenergizar capacitores shunt (paralelo). • Energizar reactores de potencia shunt (paralelo), compensadores estáticos. • Disminuir la tensión de generación de las Unidades de Generación (sub-excitar, mover hacia el adelanto el factor de potencia). Regulación de tensión por seguridad • Cancelar Intervenciones programadas y/o solicitar la inmediata disponibilidad del equipo que está por ingresar al mantenimiento o estuvo en mantenimiento y esté en capacidad de ingresar en operación. • Efectuar Rechazos de Carga inclusive a Usuarios Regulados, para elevar la tensión de una barra cuando Para aumentar la su tensión sea inferior al 95% de su Tensión de Operación. tensión Para disminuir la tensión • Cancelar Intervenciones programadas y/o solicitar la inmediata disponibilidad del equipo que está por ingresar al mantenimiento o estuvo en mantenimiento y esté en capacidad de ingresar en operación. Barras claves Base normativa Reglamento de transmisión Norma técnica para la coordinación de la operación en tiempo real de los sistemas interconectados (NTCOTRSI) Norma técnica para el intercambio de información en tiempo real para la operación de los sistemas interconectados (NTIITR) Norma técnica de calidad de los servicios eléctricos (NTCSE) PR-N 2:Programación de operación diaria PR-N 9: Coordinación de la operación en tiempo real