CONCEPTOS BÁSICOS CONTROL DE FRECUENCIA

OBJETIVO Presentar los conceptos básicos de regulación de frecuencia del SIN Describir las instancias de control de frecuencia presentes en un sistema de potencia Describir el proceso de análisis y seguimiento a las diferentes estrategias de regulación de frecuencia llevado a cabo por el CND para el sistema eléctrico colombiano

BALANCE CONTINUO

Demanda eléctrica

Oferta eléctrica


Varía en cada instante sin informarlo
Debe ser atendida en forma inmediata (P y Q)
No se ubica directamente en los centros de producción  transporte (combustibles, electricidad)


Varía de acuerdo con los cambios de la demanda
La energía eléctrica generada no puede ser almacenada
Depende de recursos primarios distribuidos no uniformemente en la Región (producción y transporte) 3

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BALANCE CARGA - GENERACIÓN

CONTROL DE FRECUENCIA Banda normal de operación de frecuencia del SIN: 59.8 a 60.2 Hz

5

ANALOGÍA SISTEMA MECÁNICO SUMATORIA DE FUERZAS

Fm Fo

Fuerza Mecánica del Motor Fuerzas de Oposición al Movimiento

Fo = Ff + gx Ff gx

Fo > Fm Movimiento Uniformemente Fo < Fm Fo = Fm

Desacelerado Movimiento Uniformemente Acelerado Movimiento a Velocidad Constante

Fuerza de Fricción con la superficie Componente en el eje x de la Fuerza de Gravedad

6

SISTEMA ELÉCTRICO Energía Mecánica

Energía Eléctrica

Pe > Pm Pe < Pm Pe = Pm

Potencia Eléctrica es una Fuerza que se Opone al Movimiento del Rotor

Movimiento del Rotor lo Proporciona la Turbina (Fuerza Externa)

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GENERADOR ELECTRICO

7

ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA

AGC Control Unidades Generación

8

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

1

Generación vs Demanda Real

2

Autoregulación

3

Regulación Primaria

4

Regulación Secundaria

5

Regulación Terciaria

6

EDAC

No Accionable

Instancia t

9

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

1

Generación vs Demanda Real

2

Autoregulación

3

Regulación Primaria

4

Regulación Secundaria

5

Regulación Terciaria

6

EDAC

No Accionable

Instancia t

Despacho Horario

AUTOREGULACIÓN

11

AUTOREGULACIÓN EFECTO DE LA CARGA

La demanda de un sistema eléctrico está compuesta por elementos resistivos, inductivos y capacitivos

Función de la Componente de la Carga con la Frecuencia

CARACTERÍSTICA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN COLOMBIA MW

Oficial Otros 3% 5% Comercial 15% Residencial

43% Industrial 34%

12

13

AUTOREGULACIÓN Resistencia que Opone un Sistema a Cambios en su Estado Físico Inicial

INERCIA

A > Inercia < Impacto sobre la Velocidad

Energía almacenada en los elementos rotativos del sistema eléctrico. Generador mas grande y mas pesado necesita mayor esfuerzo para cambiar su velocidad (detenerlo o acelerarlo). La inercia de un sistema eléctrico se comporta como un sistema de Amortiguamiento que se opone a los cambios de velocidad de los generadores

14

AUTOREGULACIÓN

Banda Muerta Propuesta

15

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

No Accionable

Instancia t

1

Generación vs Demanda Real

Despacho Horario

2

Autoregulación

ms – 1 s

3

Regulación Primaria

4

Regulación Secundaria

5

Regulación Terciaria

6

EDAC

REGULACIÓN PRIMARIA

17

REGULACIÓN PRIMARIA

• Primera

acción de control realizada automáticamente por las unidades de generación para atender el desbalance carga – generación

• Depende

del ajuste de la banda muerta y el estatismo en los reguladores de velocidad

• Tiempo característico de respuesta de 0 a 10 s • Si no existe ninguna acción

adicional, con la acción de la regulación primaria la frecuencia se estabilizará en un nuevo valor diferente al nominal

FUNCIONES REGULADOR DE VELOCIDAD

•

Regular la velocidad de la turbina

• Aportar a la regulación de frecuencia • Controlar potencia activa de la unidad • Velar

por la seguridad de la turbina y tubería de presión

• Participar

en funciones de mando arranque, parada y sincronización

como

REGLAMENTACIÓN APLICABLE RESOLUCIÓN CREG 023 DE 2001 “Todas la plantas y/o unidades de generación despachadas centralmente, están en la obligación de prestar el Servicio de Regulación Primaria de Frecuencia equivalente al 3% de su generación horaria programada.” “Para dar cumplimiento a lo anterior, todas 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.” ACUERDOS CNO Todas las unidades de generación están en la obligación de presentar cada cuatro años pruebas de estatismo y banda muerta.

20

Gobernador Mecánico – Electro Hidráulico

Regulador Velocidad

Conducciones Turbina Conducciones

Posición Agujas

Señales Error Referencia

ρ

Σ –

ε1

Sistema Control

Σ –

ε2

Sistema Amplificador de la señal de Control

Z

Cabeza de Turbina Función Sistema Hidráulico

H

Turbina Hidráulica

Generador Te Tm – Ta

Σ

Ajuste de Posición Compensación Realimentación Velocidad

Esquema General Realimentado Sistema Turbina – Gobernador de Velocidad

Velocidad Eje Generador

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CONTROL DE VELOCIDAD

REGULADOR DE VELOCIDAD: BANDA MUERTA La BANDA MUERTA es un rango de frecuencia en el cual se inhibe la actuación del regulador de velocidad ya que su aporte a la calidad de la frecuencia es mínimo

CONTROL CRUZADO EN LAS PLANTAS DE GENERACIÓN OSCILACIONES DESGASTE EXCESIVO DEL ACTUADOR

Es la relación entre el cambio de velocidad Δω o frecuencia Δf al cambio de la posición de la válvula ΔY o la potencia de salida ΔP

( f − f0 ) / fn R= P0 / Pn R = 5% significa que un cambio del 5% en la frecuencia genera un cambio del 100% en la posición de la válvula.

Porcentaje de cambio en la frecuencia requerido para mover la unidad desde un punto de no carga hasta un punto de carga total

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REGULADOR DE VELOCIDAD: ESTATISMO

23

Control de Frecuencia – Regulación Primaria

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Curva típica de operación del regulador de velocidad

REGULACIÓN PRIMARIA - Servicio en Línea Cambio en Frecuencia del Sistema

Cambio en la Potencia Entregada por el Generador

Variación Automática a través del Regulador de Velocidad

REGULACIÓN PRIMARIA

26

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

No Accionable

Instancia t

1

Generación vs Demanda Real

Despacho Horario

2

Autoregulación

ms – 1 s

3

Regulación Primaria

1 s – 10 s

4

Regulación Secundaria

5

Regulación Terciaria

6

EDAC

REGULACIÓN SECUNDARIA

28

ESTRUCTURA DE CONTROL EN UN SISTEMA DE POTENCIA

AGC

29

•

Acción de control en la que se disminuye o se inyecta potencia adicional al sistema con el fin de alcanzar el valor de frecuencia nominal después de un evento de desbalance Carga – Generación

•

Sistema de control automático que lleva la frecuencia y/o los intercambios internacionales a su valor nominal

•

Actúa después de la regulación primaria en un tiempo característico de respuesta de 30 segundos a 10 minutos

•

Recupera la reserva suministrada por la regulación primaria.

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REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC

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Control Automático de Generación

30

31

Función y Componentes de la función AGC

CALCULO DEL ACE

Función de Control para el AREA i

Distribuye a todas las unidades

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INICIA AGC

Característica de Respuesta en Frecuencia del Sistema Componentes básicos del AGC

32

33

MODOS DE CONTROL DEL AGC - SCADA Modo Frecuencia Medida de frecuencia

Total Deseado de Generación

Bias MW/Hz K Frecuencia de referencia

k1 ACE1 K1

~

ki

~

kn

~ ~ ~

PI

ACE

Intercambio de referencia

Medida de intercambio

Modo Intercambio Modo TLB Tie Line Bias

Factores de Participación

S I S T E M A

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ESQUEMA DE CONTROL PARA LA UNIDAD DE GENERACIÓN

34

35

PARÁMETROS Y ESQUEMA DE CONTROL DE UNA UNIDAD QUE PRESTA EL SERVICIO DE AGC

•

Tipos de control para las unidades en remoto: Flexible, Inflexible, Soportativo

•

Estado de control: Bloqueada, Activa

•

Modo de operación: Local, Remoto

•

Modo de control: Automático, Test

•

Tipo de despacho: Programado, Modificado por el Operador

•

Rangos de regulación

•

Gradientes – MW/min

36

REGLAMENTACIÓN APLICABLE: CREG 198 DE 1997 “2. CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CALIDAD DEL CONTROL INTEGRADO SECUNDARIO DE FRECUENCIA Velocidad de Toma de Carga: Las unidades que presten el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia, deben tener una velocidad de toma de carga mayor a la máxima velocidad de variación de demanda y cambio de generación esperado en el sistema para condiciones normales. Se establecen como condiciones normales para este servicio las variaciones que se presentan en el rango de ± 500 mHz. Número de Unidades: Con el fin de garantizar los parámetros de calidad del SIN, se requiere un número mínimo de unidades participando en el AGC. Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia: El CND establecerá la cantidad de potencia a nivel horario, requerida para garantizar el Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Los valores de los parámetros a que se refiere el presente Numeral, para las diferentes condiciones de operación del sistema y períodos horarios, serán determinados al menos una vez al año por el CND y deberán ser sujetos a aprobación por parte del CNO.”

REGLAMENTACIÓN APLICABLE: ACUERDO CNO 577 DE 2012 Establece los requisitos y procedimientos necesarios para la prestación del servicio de AGC por las unidades conectadas al SIN Anexo 2 “Requisitos para la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC)”.

Revaluación anual de parámetros del AGC Procedimiento para realización de pruebas: : Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC mediante envío de comandos tipo pulsos ó envío de comandos tipo setpoint desde el CND

PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC PARÁMETROS

REQUERIMIENTO

Estatismo

Valores entre el 4 y el 6 %

Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia por medio del AGC.

Después de un evento la frecuencia debe regresar a su valor nominal como máximo en 7 minutos.

Constante de regulación del sistema Velocidad Máxima de Cambio de Carga

• Máxima = 750 MW/Hz • Media = 700 MW/Hz • Mínima = 625 MW/Hz 43 MW/min

del Sistema. Mayor o igual a 10 MW/min medidos durante Velocidad Mínima de Cambio de Carga por las pruebas de sintonía para prestar el Unidad. servicio de AGC.

Número Mínimo de Unidades.

4 unidades NOTA: Teniendo en cuenta las particularidades tecnológicas y de control de las plantas de ciclo combinado, las mismas serán consideradas para el AGC como una sola unidad.

Holgura para AGC.

Dicho valor será definido y modificado por el CND según lo establecido en las Resoluciones CREG 083 de 1999 y 064 de 2000.

Holgura Mínima por Planta para hacer 23 MW por planta. Este valor es igual hacia AGC arriba y hacia abajo. Holgura Mínima por Unidad para hacer 6 MW por unidad. Este valor es igual hacia AGC arriba y hacia abajo. Tiempo de Retardo de la Unidad en Máximo de 20 segundos una vez enviado el comenzar a responder una vez enviado el primer comando de regulación. comando por el AGC.

PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC Constante de Regulación Combinada del Sistema β Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia Velocidad de Cambio de Carga del Sistema Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia 6. Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad 7. Tiempo de Retardo permitido para las Unidades 8. Reserva Total del Sistema 1. 2. 3. 4. 5.

PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC BIAS DEL SIN Eventos de RPF de Enero de 2009 a Marzo de 2010 800 775

Máxima

750 725

Media

y = 0.0456x + 331.91

700 675

Lineal

B (MW/Hz)

650 625

Mínima

600 575 550 525 500 475 450 425 400 4000

5000

6000

7000

8000

Demanda (MW)

DEMANDA

PERÍODOS

BIAS [MW/Hz]

Mínima

1 a 5 – 24

600

Media

6 a 18 – 22 a 23

700

Máxima

19 a 21

750

9000

10000

PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Constante de Regulación Combinada del Sistema Tiempos y Bandas de Recuperación de la Frecuencia Velocidad de Cambio de Carga del Sistema Velocidad de Cambio de Carga requerido por Unidad Números Mínimo y Máximo de Unidades en Regulación Secundaria de Frecuencia Holgura Mínima de Regulación Secundaria por planta Holgura Mínima de Regulación Secundaria por Unidad Tiempo de Retardo permitido para las Unidades Reserva Total del Sistema

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42

RESERVA DE AGC – HOLGURA HO

PARÁMETROS EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE AGC

89

1

91

98

81

96

97 85

77

69

66

2

3

4

-90

-91

-91

88

88

95

89

83 72

5

6

7

8

-83

-88

-91

-89

80

97

92

91

87

78 68

61

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

-89

-88

-84

-82

-100

Act Up [MW] PROP UP Uso UP 99% casos Ideal MW Up

-87

-83

-79

-82

-84

-88

-80

-97

Act Dwn [MW] PROP DW Uso Dwn 99% casos Ideal MW Dwn

-90

-99

-97

-98

440 400 360 320 280 240 200 160 120 80 40 0 -40 -80 -120 -160 -200 -240 -280 -320 -360 -400 -440

Reserva [MW]

Uso Reserva [%]

220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100 -120 -140 -160 -180 -200 -220

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RESERVA TOTAL DEL SISTEMA - Holgura para día ordinario

REGULACIÓN SECUNDARIA - AGC

45

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

No Accionable

Instancia t

1

Generación vs Demanda Real

Despacho Horario

2

Autoregulación

ms – 1 s

3

Regulación Primaria

1 s – 10 s

4

Regulación Secundaria

30 s – 10 min

5

Regulación Terciaria

6

EDAC

REGULACIÓN TERCIARIA

REGULACIÓN TERCIARIA Reserva Rápida ó Reserva Caliente Corresponde a la reserva de generación prevista para suplir la demanda ante cambios imprevistos en el sistema ante fallas. Esta reserva está disponible dentro de intervalos de 1 a 10 minutos y está constituida por unidades hidráulicas y turbinas a gas de partida rápida

48

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

No Accionable

Instancia t

1

Generación vs Demanda Real

Despacho Horario

2

Autoregulación

ms – 1 s

3

Regulación Primaria

1 s – 10 s

4

Regulación Secundaria

30 s – 10 min

5

Regulación Terciaria

1 m – 10 min

6

EDAC

ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA –EDAC-

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52 52

Criterios 1. Desbalances superiores a la mayor unidad de generación 2. Evitar frecuencia < 57.5 Hz

Resolución CREG-061 de 1996

3. Minimizar la duración de frecuencia < 58.5 Hz 4. 10 segundos para frecuencia > 59.4 Hz (enganche primera etapa) 5. Deslastre óptimo

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61 Hz

53 53

Criterios 7. Diseñado por el CND

Resolución CREG-061 de 1996

8. Repartido entre las áreas operativas a prorrata de la demanda de cada una 9. Selección de los usuarios a desconectar Distribuidor Comercializador 10. Donde sea insuficiente el esquema nacional se implementarán ESPS

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6. Se puede deslastrar hasta el 60 % de la demanda

54 54

Funcionamiento Relé frecuencia (umbral) Frecuencia [Hz] 60 59 58

0

1

2

OK Comienza conteo Disparo

3

Tiempo [s]

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Ajuste Umbral

55 55

Implementación 220 kV

Información CND Pron Demanda

60 MW 55 50 45 40 13.2 kV

Información OR Frec OK Etapa 1 Etapa 3 Etapa 4

Etapa 6

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110 kV

56 56

Ajustes Retardo Intencional [ms]

Etapa

Umbral de frecuencia [Hz]

Colombia

Ecuador

Colombia

Ecuador

1

59.4

5

7

200

200

2

59.2

5

9

200

200

3

59

5

10

400

200

4

58.8

5

10

400

200

5

58.6

5

6

600

200

6

58.6

5

----

1000

----

7

58.4

5

8

2000

200

8

58.4

5

----

4000

----

40

50

Total Desconexión [%]

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Desconexión de Carga [%]

57 57

60.40

1600.00

DIgSILENT

Funcionamiento Etapa 6

Etapa 5 1200.00

59.60 Etapa 4

59.20

800.00

Etapa 3

Etapa 2 58.80 Etapa 1 ESA

400.00

Respuesta Demanda 58.40

58.00 -1.000

0.000 Guavio 220: Electrical Frequency in Hz Occidente 220: Electrical Frequency in Hz

1.000

2.000 3.000 [s] DeslastreColombia: Demanda Deslastrada Total in MW

0.00 4.000

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60.00

61.00

SALIDA 1200 MW 9.967 s 60.192 Hz 60.00

SALIDA 1300 MW

SALIDA 1400 MW

SALIDA 1500 MW 59.00

2.450 s 58.277 Hz

3.069 s 58.002 Hz 58.00

3.160 s 57.770 Hz 3.201 s 57.535 Hz 57.00 -0.610

1.512 Torca 220: Electrical Frequency in Hz

3.633

5.755

7.877

[s]

9.999

58

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DIgSILENT

Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de generación Caso Sistema débil

59

DIgSILENT

Comportamiento de la frecuencia ante pérdida de generación Caso Sistema fuerte 60.50

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9.938 s 60.288 Hz SALIDA 2200 MW 60.00 SALIDA 2300 MW

SALIDA 2400 MW 59.50 SALIDA 2500 MW

59.00

2.894 s 58.347 Hz 2.838 s 58.283 Hz

58.50

2.834 s 58.206 Hz 2.854 s 58.128 Hz 58.00 -0.610

1.512 Torca 220: Electrical Frequency in Hz

3.633

5.755

7.876

[s]

9.998

Ejemplo de Evento

60

Evolución de la frecuencia - Área "Resto del SIN"

DAC [MW] 1200

60.5

1000

60.0

800

59.5

600

59.0

400

58.5

200

58.0

0 0

1 Medellín [Hz] - Simulada

2 Medellín [Hz] - Real

3

4

5

DAC [MW] - Simulada (Eje derecha)

6 Tiempo [seg]

El modelo mostró un comportamiento similar en frecuencia a lo presentado en la realidad. La carga deslastrada en ambos casos mostró coherencia

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Frecuencia [Hz] 61.0

EVENTOS CON EDAC 2011 EVENTO

Falla monofásica a tierra, Fase C, Circuito Guavio-Circo 2 a 230 kV

FECHA

Marzo 9 17:13 horas

DEMANDA [MW]

DESBALANCE [MW] DESLASTRE [MW]

FRECUENCIA MÍN. [Hz]

N° ETAPAS

1180

774

59.14

1y2

650

384

58,91

3

7341

Marzo 9 17:18 horas

Desconexión unidades 1, 2, 7 y 8 de la Central San Carlos

Mayo 10 13:48 horas

7161

620

249

59,36

1

Desconexión planta Guavio

Septiembre 24 17:21 horas

6578

1200

267

59,37

1

Octubre 5 22:21 horas (1)

6662

555

293

59,39

1

Octubre 10 20:14 horas (2)

8080

550

302

59,39

1

Disparo Circuito Porce III - San Carlos 500 kV*

*Durante estos eventos el circuito Porce III - Cerromatoso 500 kV se encontraba afectado por AMI. Por lo tanto la central Porce III se encontraba conectada radialmente desde San Carlos 500 kV 1, Se presento disparo del circuito por descarga atmosférica. 2, Se presento disparo del circuito por AMI.

EDAC 2012-2013 ESQUEMA DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA 20122013 Ajustes Umbral Ajustes df/dt Retardo Desconexión Retardo Etapa Frecuencia Frecuencia df/dt Intencional de Carga (%) Intencional [Hz] [Hz] [Hz/s] [ms] [ms] 1 59,4 200 5 2 59,2 200 5 3 59,0 400 5 4 58,8 400 5 5 58,6 600 5 6 58,6 1000 5 7 58,4 2000 5 58 -0,3 200 8 58,4 4000 5 58 -0,2 400

63

CONTROL DE FRECUENCIA - INSTANCIAS Accionable

No Accionable

Instancia t

1

Generación vs Demanda Real

Despacho Horario

2

Autoregulación

ms – 1 s

3

Regulación Primaria

1 s – 10 s

4

Regulación Secundaria

30 s – 10 min

5

Regulación Terciaria

Min - Horas

6

EDAC

200 ms – 4s

SEGUIMIENTO A LOS MODOS DE OSCILACIÓN EN EL SIN

MEDICIÓN FASORIAL ACTUAL EN COLOMBIA 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11.

Sabana Ancón Sur San Carlos Torca Chivor Guavio Sochagota Esmeralda Betania Jamondino *Ocaña

 Concentración de datos y análisis oscilaciones PhasorPoint  Programas adicionales utilizados: OpenPDC y PI de OSIsoft

65

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 PMUs instaladas en 11 S/E

RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS Modo mecánico: Se ha identificado que este modo característico del sistema se presenta en el rango entre 0.04 a 0.07 Hertz. Se definió el primer rango de 0.04 a 0.1 Hertz. Modo Colombia – Venezuela: En esta operación se ha identificado un modo de 0.22 Hz, por lo cual se definió el segundo rango entre 0.1 y 0.3 Hertz. Modo Colombia Ecuador: Este modo se encuentra dentro del rango de frecuencias de 0.35 Hertz a 0.6 Hertz. Se definió el tercer rango entre 0.3 a 0.6 Hertz.

66

RANGOS DE FRECUENCIA ANALIZADOS Modo Local: Se definió un cuarto rango entre 0.6 y 1 Hertz: En este rango de frecuencias, el modo predominante del SIN es de 0.9 Hertz Modos interplanta: Para los modos interplanta se definieron los siguientes rangos: De 1 a 1.5 Hz De 1.5 a 2 Hz

67

METODOLOGÍA SEGUIMIENTO OPERATIVO Con el fin de dar señales al operador del momento en el que debe tomar acciones para mejorar la estabilidad del SIN, se ajustan algunas alarmas para detectar si la estabilidad del SIN se está degradando, ya sea porque se presenten oscilaciones poco amortiguadas o la amplitud de estas sea mayor a lo normal. A - Amplitud (mHz) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10

26,52

53,05

88,42

ξ→10 %

ξ→ 5 %

ξ→ 3 %

Td Tiempo de decaimiento (s)

CONSIGNAS OPERATIVAS • En caso de que se active la señal de alerta, se reduce la generación de las plantas que poseen reguladores de velocidad con control prealimentado, dándole prioridad a las que estén despachadas cerca de su máximo de generación. • Cuando se requiera realizar cambios de generación en las principales plantas hidráulicas del SIN, se recomienda que los mismos se hagan lo más lento posible en todos los periodos del día. Para las demás unidades, continuar con la consigna operativa de realizar los cambios de generación superiores a 230 MW lo más lento posible, para los períodos 18 a 19 y 21 a 22. • Mantener dos unidades de Guavio generando para todos los períodos del día • Mantener la inercia térmica al interior del país en un valor mínimo de 10 segundos.

SEGUIMIENTO OPERATIVO OSCILACIONES

SEGUIMIENTO OPERATIVO OSCILACIONES Oscilación 1 Mar. 21:00 a 22:00

F= 0.05Hz A max = 65mHz ξ min = 4.9%

F= 0.06Hz A max = 78mHz ξ min = 4.27%