CNO - Acuerdo 233 de 2002

CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

ACUERDO NO.233

Mayo A de 2OO2 Por el cual se aprueba el Esquema de Deslastre Automático de Carga El Conseio Nacional de Operac¡ón en uso de sus facultades legales, en especlal las conferidas en el Artículo 36 de la Lsy 143 de 1994, la Resoluc¡ón 8-0103 del2 de febrero de 1995 del Ministerio de Minas y Energía, el Anexo general de la Resolución CREG 025 de '1995, su Reglamento interno y según lo acordado en la reunión No. 174del C.N.O. celebrada el 23 de mayo de 2OO2, y CONSIDERANDO 1.- Que el artículo 36 de la Ley 143 de 7994, creó el cONsEJo NACIoNAL DE OPEMCION que tiene como función princ¡pal acordar los aspectos técnicos para garant¡zar que la operac¡ón ¡ntegrada del sistema ¡nterconectado nacional sea segura/ confiable y económ¡ca, y ser el órgano ejecutor del reglamento de oDerac¡ón, 2.- Que de conform¡dad con el artículo 34 de la Ley 143 de 1994, el CND debei "a, Planear ta operac¡ón de los recursos de generac¡ón, ¡nterconex¡ón y transm¡s¡ón del s¡stema nacional, ten¡endo como obiet¡vo una operacíón segura, conf¡able y económ¡ca," ciñéndose a lo establec¡do en el Reglamento de ODeración v en los acuerdos del CONSEJO NACIONAL DE OPEMCION

3.- Que la rasolución CREG061-1996 modifico la resolución CREG025¡995 en su numeral 2.2.4 el cual estableció: 'Desconex¡ón Automát¡ca de Carga por Baia Frecuenc¡a: El esquema será somet¡do a a¡sposiciónan de las empresas a fínales de abñl de cada año. El CND rev¡sará la proDuesta ten¡endo en cuenta los comentaios de las empresas y colocará a su n¡spos¡c¡ón el ¡nforme del esquema def¡n¡t¡vo antes del 31 de mayo de cada año. Las empresas deberán tener implantado el esquema antes del 30 de jun¡o del m¡smo año." 4.- Que el Subcomité de estud¡os Eléctr¡cos en su reunión 077 de mayo 16 de 2OO2, dio visto bueno al Esquema de Deslastre Automát¡co de Carga por Baja Frecuenc¡a presentado por el CND.

ACIJEP.DO 233CONSEJO NACIONAL DE OPERACION c.N.o.

ACUERDA: PRIMERO.- Aprobar el Esquema de DssconexiÓn Automática de Carga Por Baja Frecuenc¡a -EDACpresenlado en el documento ISA-UEN-CND08402. "Evaluac¡ón y Anális¡s del Esquema de Desconsx¡ón Automát¡ca de carga por baja frecuenc¡a del SIN año 2001 y propuesta para el año 2OO2", el cual forma parte del presente Acuerdo como Anexo N' 1.

SEGUNDO: Para la apl¡cación del Esquema, se tendrán en cuenta las cond¡ciones

que se acuerden con los agentes para situac¡ones de fragmentación de la red. TERCERO.- El presente Acuerdo rige a partir de la fecha, deroga todos los acuerdos que le sean contrarios y substituye el Acuerdo N'130 ds 2001 Dado en Bogotá D.C. a los 24 días del mes de mayo de 2002. El Pres¡dente,

GERMAN CORREDOR A.

AC1JERDO 233CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN c.N.o.

ANEXONo 1

EVALUACTÓN v lNÁr",$IS DEL ESQUEMA

DE DESCONEXIÓN AUTOMÁTICA DE CARGA

POR BAJA FRECUENCIA DEL SIN AÑO 2OO1 Y PROPUESTA PARA EL AÑO 2OO2 ornnccróN pr,,rxn¡.cróN on r,¡. opnn¡cIón

Gf,RENCIA CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

Documento ISA U ENCI\D 084-02 Medellín, mayo 20 de 2002

ACUERDO 233CONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo

ACIJERDO 233

4t4CONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo

1. OBJETIVO Analizar el comportam¡ento del esquema v¡gente de Desconex¡ón Automát¡ca de Carga por Baja Frecuenc¡a -EDACdel Sistema Interconectado Nacional -SlNdurante el año

20Ol y evaluar y proponer esquemas adicionales para el s¡stema, ante conf¡gurac¡ones de red específicas para la operac¡ón del 2002.

2. ANTECEDENTES El Esquema de Desconex¡ón Automática de Carga por baja frecuencia -EDACes una estrateg¡a de respaldo del SIN para mantener la frecuencia dentro sus valores operat¡vos frente a desbalanc€s generación - demanda, provocados por eventos como d¡sparos o pérd¡das de carga de unidades de generación o fraccionam¡entos de la red.

En la resolución CREG 061 de 1996 se establece como responsabil¡dad del CND el diseño del esquema EDAC del SlN, la cual expresa textualmente: "Med¡ante esfudios de estab¡lidad d¡námba y apl¡cando los criteños def¡n¡dos en este Cód¡go, el CND detem¡nará para cada área operativa el núnero de etapas a ¡mplementar, el porcentaje de demanda total a desconectar en cada etapa y la temporimc¡ón correspond¡ente. El esquema será somet¡do a cons¡derac¡ón de las empresas a finales de abil de cada año. El CND rev¡sará la propuesta ten¡endo en cuenta los comentaños de las empresas y colocará a su d¡spos¡c¡ón el ¡nforme del esquema def¡n¡tivo antes del 31 de mayo de cada año. Las empresas deberán tener ¡mplantado el esquema antes del 30 de jun¡o del m¡smo año". El esquema EDAC v¡gente fue aprobado en el Subcomité de Estud¡os Eléctricos el 13 de mayo de 1998 y ha sido rat¡ficado en los últ¡mos años. En la Tabla 1 se presenta el

esquema EDAC vigente. ACIJ'ERDO 233 5/5CONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo Etapa lJmbral de Ffecuencia lHz) Desconex¡ón de Caroa f%l Retafdo Intenc¡onal fmsl 1 59.4 5 200 200 3 59.0 5 400 58.8 400 5 58.6 600 58.6 '1000 7 56.4 2000 8 58.4 4000 Tabla L Esquema EDAC vigente

3. OPERACIÓN DEL EDAC DURANTE EL 2OOI De la informac¡ón recopilada por el CND para seguimiento del esquema EDAC durante el año 2001, se tienen disponiblos los reportes de Mayo a Junio y Jul¡o a Octubre del 2ool. A continuac¡ón se presentan los aspectos más relevantes de ssta información. 3.1 REPORTE DE SEGUIMIENTO AL EDAC DE MAYO A JUNIO DEL 2OO1

Ourante todo este perfodo se operó con la Costa Atlánt¡ca a¡slada. El Total do eventos presentados es 29, de los cuales uno corresponde al sistema central y los demás a la Costa Atlánt¡ca aislada. En total se t¡enen 13 evsntos oue ¡mDlicaron actuac¡ón del EDAC con frecuencia superior a 59.4 Hz. De los 28 eventos de la Costa, 14 de ellos (500/6) fueron ocasionados por variac¡ones de carga de la mina de cenomatoso. Se simuló el evento de mayor incidencia en la Costa Atlánt¡ca con frecuenc¡a mín¡ma de

5A.2'l Hz (3'l de mayo) producido por d¡sparo de las un¡dades de Termocandelaria '1 y 2 con 283 MW ocasionando disparo de servicios auxiliares de toda la pianta. ACTJERDO 233CONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo En este evento y según el reporte aproximado de demanda (sin contar la subárea Cerromatoso), el desbalance Generación/Demanda es del 32016. Considerando la participac¡ón actual de la carga de Cerromatoso 9n el área Car¡be, se tiene una demanda aorox¡mada del orden de 190 MW en Cerromatoso, con lo cualel desbalance real Generación/Demanda es del 18.6%. En la simulac¡ón se obtuvo una frecuenc¡a mínima de 58.74 Hz, es decir 0 53 Hz por encima del registro real, con una frecuencia de recuperaciÓn bastante ráp¡da' alcanzando el umbral ds la pr¡mera etapa a los 9 segundos. En este informe, no se tiene suf¡c¡ente información que permita hacer un análisis adecuado de este evento, ya que según el reg¡stro real, se presentó una frecuenc¡a mucho menoÍ, sin embargo, la desconexión de carga es s¡milar y la recuperación de la frecuencia es más lenta. Ad¡c¡onalmente. es necesario aclarar el efecto de la ¡nterconex¡ón con Venezuela, ya que las pendientes de caída de la frecuencia son muy diferentes en esta cond¡c¡ón de operación y en el caso simulado no se cons¡deró el

efecto de ssta ¡nterconex¡ón. En cas¡ la total¡dad de eventos se tenía aislada el área Caribe, lo cual no permite hacer un anál¡sis para todo el SlN. S¡n embargo, se ve la necesidad de analizar la actuación del esquema para proteger el área Car¡be (aislada) ante desbalances Generac¡ónDemanda. 3.2. REPORTE DE SEGUIMIENTO DE JULIO A OCTUBRE DEL 2OOI Se presentaron en total 13 eventos, nueve corresponden a la Costa Atlántica aislada (mes de jul¡o) y sólo cuatro con el s¡stema ¡ntermnectado (octubre), de estos, uno corresponde al d¡sparo del circuito San Carlos-Cerromatoso 2 ocasionando a¡slamiento de la Costa. En total se tienen 6 actuac¡ones del EDAC con frecuencia superior a 59.4 Hz, uno con el s¡stemá interconeclado y los otros 5 en la Costa Atlántica aislada. Los eventos que se s¡mularon en el informe son los de mayor ¡mpacto en el SlN, y corresponden al 11 de julio y al 03 de octubre. En el primero se encontraba aislada la Costa y el segundo es un evento que provoca a¡slamiento del área Caribe.

ACTJERDO 233

1t7CONSEJO NACIONAL DE OPERACION CNO El evento del 03 de octubre, se produjo a las 05:04 con el disparo del circu¡to San Carlos-Cenomatoso 2 por falla de alta impedancia sobre la fase B, aislando la Costa del resto del país. En este evento la frecuenc¡a bajó a 58.49 Hz en el área Car¡be.

En conclus¡ón, en todos los eventos anal¡zados se presenta la condición de aislamiento del área Car¡be del resto del SlN, lo cual no permiie hacer una análisis del esquema vigente para el sistema integrado. Poster¡ormente, en d¡c¡embre 13 del 2001, se presentó un evento de gran magn¡tud en el SlN, con una frecuencia mínima de 58.65 Hz, para el cual se encontraba interconectado todo el sistema, lo que perm¡te evaluar el comportam¡ento del EDAC actual del StN. Por lo tanto, en este documenlo 8e presenta el anális¡s detallado para este evento. 3.3. EVENTO DE DICIEMBRE 13 DE 2OO1 3.3.1, De3cripción del evento El 13 de diciembre de 2001 a las 19:35 se presentó disparo del interruptor S200 en Ch¡vor, por operac¡ón de la protección diferenc¡al de barras luego de la explosión del transformador de corriente -CTy transformador de voltaje -PTde la bahía de linea en Chivor del c¡rcu¡to 2 a Sochagota. Este evento ocas¡onó una sal¡da en cascada de líneas y un¡dades ds generac¡ón en el área Or¡ental, y posterior disparo ds elementos del área Caribe. orosentándose una frecuenc¡a mfnima en el sistema de 58.65 Hz. Algunas salidas de elementos del SIN conf¡rmadas y sus causas son las s¡gu¡entes: El d¡sparo de los c¡rcuitos 1 y 2 Torca - Guavio por sobrecarga y el d¡sparo del c¡rcuito

Reforma - Guav¡o por sobretensión. Adic¡onalmente, d¡sparan los circuitos I y 2 Ch¡nú - Sabanalarga por actuación del la protección df/dt en segunda elapa y en Cerromaloso las bahías de transformac¡ón 2 y 3 se disparan por sobreexcitac¡ón. 3.3.2. lnformac¡ón Disponible lnfomación del SOE La ¡nformac¡ón extraída del SOE de los eventos en que ae presentó apertura ó cierre de líneas, equipos de transm¡sión y unidades de generación se presenta en la Tabla 2.

ACIJERDO 233

8/8CONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo Hora Evento 19:35:11.242 Disoaro trifásico del cto 1 Ch¡vor-Sochagota 19:35:12:456 DisDaro trifásico del cto 2 Chivor-Sochagota 19:35;15:080 Sale a un¡dad 3 de Chivor'19:35:15:106 Sale la unidad 4 de Chivor 19:35:15:190 Disparo trifás¡co del cto 2 Ch¡vor-Torca 19:35:15:200 DisDaro tr¡fásico del cto 1 Chivor-Torca 19:35:15:200 Cierra el cto 1 Ch¡vor-Sochaqota 19:35:15220 D¡sDaro trifásico del cto 1 Ch¡vor-Sochagota 19.36:23:660 t) sDaro trifásico del cto 2 Guav¡o-Iorca 19r36:23:682 D sDaro de la un dad 5 de Chivof

19 36:24 330 D sparo de la línea Sabana-Ch nu2 19:36124:360 D sparo de la línea Sabana-Ch nul'l 9: 36: 2 4:61 0 C erra ei cio 2 Guavio-Torca 19 36:24:645 Sale la unidad 7 de Ch vol 19 36.24 672 Sale la unidad B de Ch vol 19 36:25 302 Sále la unldad 6 de Ch vor 19:37:18:030 D¡soaro de Guavio-V¡llavicencio 19:37:23:582 DisDaro del Transformador 3 de Cerromatoso (360 MVA)'19:37 :27 :630 Disoaro del Transformador 2 de Ceffomatoso (360 MVA) 19:37:29:181 Salen los VQ's de Cerromatoso 19:37:46:530 D¡sDaro de Urrá-Cerromatoso cto 2 19.37.49.470 D¡sDaro de Urrá-Cerromatoso cto 1 19:37 .52.520 D¡soaro del Transformador de Urá 19:38:06:730 Sa e aun dad 3 de Guavio 19:38:21 :730 Sa e aun dad 4 de Guavro 19 38:23:250 Sa e a t1n dad 1 de Guav o 19 38:30:950 Sa e aun dad 5 de Guav o Tabla 2.. Resumen SOE del evento del 13 de d¡ciembre del 2001 Archivos para Simulación Se dispone del archivo de generación-demanda del redespacho del SIN para este día, en el cual se t¡ene una demanda total del SIN de 7356 MW. En la Tabla 3 se presenta

el detalle de la demanda de cada una de las áreas del sistema. ACIJERDO 233 9/9CONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo EI despacho de generación para Guavio es de 1000 MW y para Chivor 750 MW. Respecto a la topología de la red, para las cond¡c¡ones prefalla, se presentaba indisponib¡l¡dad de var¡as líneas del STN asociadas al área Or¡ental, que contribuyen a un mayor detrimento del s¡stema ante el evento. Los elementos indisponibles eran: . Línea Guatapé - Calderas 1 10 kV . Línea Calderas - Rio Claro 110 kV . C¡rcu¡tos 1 y 2 San Carlos - Ancon Sur 220 kV . C¡rcu¡tos 1 y 2 San Carlos - Esmeralda 220 kV . Circuito 1 San Carlos - Cerromatoso 500 kV . Circuitos 1 San Carlos - V¡rginia 500 kV . Línea Popayán - Río Mayo 115 kV . Línea Urrá - Urabá220 kV . Línea Palos - Tasajero 220 kV. . Línea en T: San Carlos - Porce - Barbosa 220 kV . Línea TunalReforma 220 kV. . Línea TunalGuavio 220 kV. . Línea Jaguas - Malena22o kV . Circuitos. 'l y 2 Guatapé - Jaguas 22O kV . C¡rcu¡to. 2 San Carlos - Purn¡o 220 kV . Transformador 1 de Env¡gado 110144113.2kV

. Línea Playas - Guatapé 220 kV . Línea Playas - Oriente 220 kV . Línea GuataDé - M¡raflores 220 kV . Línea GuataDé - Barbosa 220 kV Información del EDAC reportada por los agentes Según la información reportada por los agentes respecio a la demanda total deslastrada para cada una de las áreas, se observa una part¡c¡pación total del SIN del 20%, coherente con la evolución de la frecuencia. En la Tabla 3 se presenta la participación del EDAC para este evento en cada una de las subáreas del s¡stema.

ACIJERDO 233

rclrcCONSEJO NACIONAL DE OPERACION CNO Subárea Demanda (MW) Desconexión de carga (MW) % Dem.área Antioou¡a-Chooó 1220 271 Bo0otá 1709 300 16 Meta 97 97 100 Valle del Cauc€ 905 '146 '16 Nordeste (,) 108 15 coR 465 75 l6 I o ma 190 16 Hu¡la-Caouetá '151 14 Cauc€-Nar¡ño 299 49 16.5 Costa Atlántica 1587 394 TotalElN 7356 1477 20 Not¿rs: ('): No ¡ncluye ia demanda de corczoPaÉ efectos del EDAC, esta ca€a se desconecta inslantáneámenle ante cualquier evento que provoque una caída de frecuenc¡a S 59.6 Hz Tabla 3. Actuación del EDAC. evento del 13 de dic¡embre del 2001

Registro de frecuencia En la F¡gura 1 se presenta el reg¡stro de frecuenc¡a para este evento, con una resolución de 1 dato por segundo. A pesar de que el registro no posee la resoluc¡ón que se neces¡ta para hacer una evaluac¡ón detallada del esquema EDAC, nos permite evaluar en forma general el comportamiento prefalla, la evoluc¡ón de la frecuencia durante el evento y postfalla. ACUERDO 233 ll/llCONSEJO NACIONAL DE OPERACION cNo .d .""" ."r" I .." ..+n .l ^.t" cu .p ."tt ..nt F¡gura L Regbtro de frecuenc¡a evento dél 13 de d¡ciembre d€|2001 3.3.3. Análisis del evento Supuestos para la s¡mulación del evento Es ¡mportante aclarar que, dado que los rasultados de la s¡mulación con el D¡gs¡lent tienen una resolución de 100 datos por segundo, y el registro de frecuenc¡a una resolución de '1 dato por segundo, no es posible hacer una comparación adecuada. Al simularel evento con la secuencia del SOE, no se logra reproducir la frecuencia del mismo, ya que con esta secuenc¡a de eventos no se obt¡ene una frecuencia que alcance a activar n¡ siquiera la primera etapa del EDAC. Por lo tanto, basados en el registro de frecuencia y en la ¡nformac¡ón recopilada del anál¡s¡s postoperativo, se s¡muló una secuencia de eventos coherente con la evoluc¡ón de frecuencia del mismo,

así: t=10ms t=30ms Disparo del cto 1 Ch¡vor - Sochagota Disparo del cto 2 Ch¡vor - Sochagota

ACIJERDO 233

t2/12CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN CNO t=70ms t=2.2s t=2.4s t=2.4s t=2.6s t=3.0s t=3.0s D¡sparo de 3 un¡dades de Ch¡vor con 375 MW en total Disparo del cto 1 Chivor - Torca Disparo del cto 2 Ch¡vor - Torca D¡sparo del cto 1 Guav¡o - Torca Disparo del cto 2 Guavio - Torca Disparo del cto Guavio - Villav¡cencio D¡sparo del cto 1 Guavio - Circo Disparo del cto 2 Guav¡o - C¡rco Dispar"o del cto 1 Guavio - Chivor Disparo del cto 2 Guav¡o - Chivor Anál¡sis de resultadog En esle caso se presenta pérdida de la generación de Guavio y Ch¡vor con 17S0 MW, para un desbalance generación/demanda del SlNdel 23.8%. En el Anexo 1, FiguraAl, se presenta lá respuesta de frecuenc¡a para este evento, para la cual se obserya un valor mínimo de 58.63 Hz. Figura 2. ComDaración entr€ €l regfutm re¡l dc fr€cuenci¡ y €l rer¡tt¡do de l¡ simul¡ción

60.20 60.00 59.80 59.60 59.40 59.20 59.00 54.80 s8.60 58..rc -'- " slrrubdo(lm dabs x 369) st¡m¡bd6(1 dab x s€s) - Roal(1 d.b x 369) . r -'-1tACUERDO 233 t3/t3CONSEJO NACIONAL DE OPERACION CNO En la F¡gura 2 se presenta la comparación entre los resultados de la simulación, para la cual se c¡ns¡dera el esquema EDAC vigente (ideal) y el registÍo real de frecuenc¡a. Las curvas azui y roja corresponden a los resultados de la simulación, para d¡ferentes resoluciones, así: La curva Azul presenta los resultados con resolución de 100 datos por segundo mientras que la Roja presenta 1 dato por segundo y la curya verde corresponde al reg¡stro raal de frecuencia con 1 dato por segundo. Los resultados obten¡dos en la simulación son muy sim¡lares al reg¡stro real de frecuenc¡a en cuanto a la frecuencia mín¡ma obtenida y las pendientes de caída de la frecuencia. Las diferencias fundamentales se presentan a partir de los I segundos desDués de ocunido el evento. es decir. en la recuperac¡ón del sistema. Para este evento la frecuencia mín¡ma obten¡da del registro real es 58.65 Hz y del resultado de la s¡mulac¡ón es 58.63 Hz con resolución de 100 datos por segundo y de 58.68 Hz para resolución de I dato por segundo, lo cual muestra la importancia de disponer de un reg¡stro de buena resoluc¡ón que perm¡ta hacer comparaciones más

adecuadas. S¡n embargo, Ia frecuenc¡a mínima obtenida en la simulación es muy similar al reg¡slro disponible, indicando una adecuada respuesta del esquema EDAC actuat. La frecuenc¡a de recuperac¡ón del sistema a los 10 segundos está por encima de 59.8 Hz en el registro real, mientras que en la s¡mulac¡ón alcanza sólo 59.2 Hz, indicando que la désconexión roal fue mayor a la requerida por el sistema ó que se presentó mayor part¡cipac¡ón de la regulación pr¡maria. En térm¡nos ds desconexión de carga y de acuerdo con el valor mínimo de frecuenc¡a regislrado, se presentó una adecuada part¡c¡pación del esquema EOAC, ya que tanto en el reporte entregado por los agentes de desmnexión de carga, como en la simulac¡ón, se tiene actuac¡ón de las 4 primeras etapas del EDAC, es dec¡r, una desconexión total del 20% de la demanda del SlN.

4. CONCLUSTONES Con el evento del 13 de diciembre Generación/Demanda del SIN del 24%, EDAC actual del SlN. del 2001, que representó un desbalance se puso a prueba la efectiv¡dad del esquema

ACTJERDO 233

t4/14CONSEJO NACIONAL DE OPERACION CNO Del anális¡s de este evento, se verif¡có que el esquema EDAC actual, responde adecuadamente a las necesidades del sistema, tanto en porcentajes de desconexión de carga por etapa como en ajuste de los umbrales de frecuenc¡a y temporización, pese a

las cond¡ciones de topología degradada que presentaba el sistema prev¡as al evento. Del seguim¡ento al EDAC durante el 2001, se observó la necesidad de revisar para el área Caribe a¡slada, la respuesta del esquema actual ante posibles desbalances Generación - Demanda, y analizar para grandes desbalances la neces¡dad de ¡mplementar esquemas suplementar¡os adic¡onales. Ef CND presentó a cons¡derac¡ón del SEE de abril de 2OO2, la propuesta de esquema complementario para la Costa Norte en operac¡ón aislada del SIN (documento ISA UENCND 029-02 de marzo de 2OO2\ La empresa Electrocosta - Electricar¡be en el proceso de comentarios establec¡do regulatoriamente, manifestó que contaban con un esquema de desconex¡ón adic¡onal a n¡vel del sector industrial que se activa para eventos de gran magnitud (frecuenc¡a < 59 Hz). En la reunión del SEE de mayo se recomendó ratificar el esquema vigente y anal¡zar la validez del esquema adicional en la Costa Norte una vez se le envíe al CND la ¡nformación detallada.

ACIJERDO 233

15/15