CNO - Acuerdo 292 de 2004

CoNSEJONACTONALDE c.N.o.

OPERACION

AGUERDO No.292

Ab¡il 29 de 2004 Por el cual se ratif¡ca el Esquema de Deslastre Automático de Carga El Consejo Nacional de Operación en uso de sus facultades legales, en especial las confeiidas en elArtículo 36 de la Ley 143 de 1994, la Resolución 8-0103 del 2 de febrero de 1995 del M¡n¡sterio de Minas y Energía, el Anexo general de la Resoluc¡ón CREG 025 de 1995, su Reglamento ¡ntemo y según lo acordado en la reunión No. 205 del C.N.O. celebrada el29 de abrilde 2004' y Acuerdo 292 1 CONSIDERANDO 1.- Que el artículo 36 de la Ley 143 de 1994, creó el CoNSEJO NACIoNAL DE OPEñACION que t¡ene como función princ¡pal acordar los aspectos técn¡cos para garantizar que la operación ¡ntegrada del s¡stema ¡ntercon€ctado nacional iea ságura. confiable y económ¡ca, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operacion. 2.- Que de conformidad con el artículo 34 de la Ley 143 de 1994, el CND debe¡ "a, Planear la operac¡ón de los recursos de genetac¡ón, ¡nterconex¡ón y transm¡s¡ón del s¡stema nac¡onal, ten¡endo como obiet¡vo una operación segura, conf¡able y económ¡ca," ciñéndose a lo establec¡do en el Replamento

de Operac¡ón y en los acuerdos del CONSEJO NACIONAL DE OPERACION 3.- Que la resolución CREG061-1996 modif¡co la resoluc¡ón CREG025-1995 en su numeral 2.2.4 el cual estableció: 'Desconex¡ón Automát¡ca de Carya por Baia Frecuencia: H esquema setá sometido a disposic¡ón de las empresas a finales de abríl de cada año. El CND rev¡sará la proplesta ten¡endo en cuenta los comentarios de las empresas y colocará a su dispos¡c¡ón el info¡me del esquema defrnit¡vo antes del 31 de mayo de cada año. Las empresas deberán tener ¡mplantado el esquema antes del 30 de iun¡o del m¡smo año." 4.- Que el Subcom¡té de estud¡os Eléctricos en su reunión 100 de Abt¡l 14 de 2004. d¡o visto bueno al Esquema de Deslastre Automático de Carga por Baja Frecuencia presentado por el CND el cual ¡ncluye la operación ¡ntegrada con Ecuador.

/'CoNSEJO NACTONAL DE, OPERACIÓN c.N.o.

Dado en Bogotá D.C. a los 29 dfas del mes de abr¡l de 20(X 5.-Queel Comité de Operac¡Ón en su reuniÓn No 121 del 22 deAbril de 2004' y ;ed¿nte mncepto CO.24, dio visto bueno al Esquema d€ Deslastre Automátim ¿" C"rg" po, Báia Frecuencia aprobado por el Subcomité de Estud¡os Eléctricos

en su reunión 100 de Abril 14 de ZO04' ACUERDA: PRIMERO.- Ratificar el Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuenc¡a -EDAGpresentado en el documento lsA-UEN-cND-032-04' ;gvaiuac¡On del Esquema de Desconex¡Ón Automát¡ca de Carga por Baja Frecuencia -EDAC2b03", el cual foma parte del presente Acuerdo como Anexo N'L SEGUNDO: Para la aplicación del Esquema, se tendrán en cuenta las mndiciones que se acuerden con ios agentes para situaciones de fragmentac¡ón de la red' TERCERO.' El presente Acuerdo rige a partir de la fecha, deroga todos los acuerdos que le sean contrar¡os y sustituye elAcuerdo CNO 268 de 2003' El Pres¡dente ad-hoc JORGE CHINGUAL VARGAS El Secretar¡o Técn¡co, t ^ /'/ / /////",y' U/l / ^LBERTó OT.ARTE ASUTRRE f Acuerdo 292 2coNsEJO NACTONAL DE OPERACTÓN c.N.o. rñ

ANEXO NO 1 fn

Acuerdo 292frIS{A' OoeraciónddMercados de Enereh hñnodn Ffu¡afrnrghiú Evaluasion del Esquema de Desaonexión Autornática de Catga por Baia Ftecuensia -Efi)AC2003

DIRECCION OPERACION

Docune¡to ISA UENCND 032{4

Meclelll¡. irl¿tzo O9 de 2004 3..i. ¡ b.dlr, crl¡Jt ¡ tddxISA OoeraciónddMercados de Eneryle Contenido r OBJETIVO 3 opERAcIóN DEL trDAc DTIRANTE EL 2003 ......'...........'..."."".'" """""" J 3.1 ANALIS¡S DE EvENTos ..... - - - "o 3.1.1 Cons¡deruciones bdsicasy s1/Prct,os ... ... .. ... " " 6 3.1.2 Mayo 27 de 2003 Hora: 00:02 .. .. .... ... ... . ^. - - -- -- - - - 7 3.1.3 Novienbre t4 de 2003 " " " 10 4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONIS'...' .'.......'...'...'.......................'. 15Evaluación del Esquema Por Baja Frecuenc¡a l OBJETIVO De Desconex¡ón Automática De Carga

-EDAC2003

Real¡zar el ¡nforme sobre el comportam¡ento del Esquema de Desconexión Automática dé carga por Baja Frecuencia -EDACdel Sistema Interconectado Nacional -sINdurante el período Enero 01 - Dic¡embre 31 de 2003' 2 ANITECEDENTES I Para cumplir el objetivo de Operar el SIN en forma segura, económ¡c¡ y confiable, es necesario contar con un mecan¡smo de control que se sale del rango de actuación de las instanc¡as primar¡a y secundar¡a, tal esquema es el esquema de Desconexión

Automát¡ca de carga por Baja Frecuenc¡a -EDACque s¡rve como mecanismo de resoaldo Dara mantener la fr€cuencia en los rangos operativos óptimos, ante la desbulancit entre la generac¡ón y la demanda, deb¡do a d¡sparos de unidades de generación o fracc¡onamientos de la red Con el segu¡m¡ento del comportamiento, se busca verif¡car que el EDAC satisfaga los parámetro's de umbrales de frecuencia, temporizac¡ón de los relés y porcentajes de carqa a deslastrar, en las d¡ferentes condic¡ones de desbalance generac¡ón - demanda del3IN, establec¡dos en la resolución CREG 061 Numeral 2.2.4 Ante la operación ¡nterconectada de los sistemas Colombia - Ecuador a tÉvés de las lineas :amon¿ino_pomasqui 1y 2 a 230 kV a part¡r del 1" de marzo de 2oo3, se realizó en abr¡l de 2OO2 el estudio "Evaluación del esquema de desconexión automát¡ca de carga por baja frecuenc¡a del SIN año 2002 y propuesta para el año 2003" documeñto IstuÉNcND 061-03, en el cual se presenta el análisis del comportam¡ento de los esqúe¡Ías v¡gentes de Desconexióñ Automát¡ca de Carga por Baja Frecuenc¡a -EDACde los S¡stemas Colombiano y Ecuator¡ano, operando en forma a¡slada e interconectados y se ver¡ficó que el EDAC satisfaga los parámetros fundamentales:

Umbrales de frecuenc¡a, tempor¡zac¡ón de los relés y porcentaje (qo) de carga a deslastrar, Dara d¡ferentes cond¡c¡ones de desbalance, establecidos en el marco regulatorio Los esquemas de desconexión de carga vigentes a abril de 2003 tanto para el s¡stema colombiano como para el ecuator¡ano que fueron considerados para este análisis se presentan a continuac¡ón:frE4 Evaluaciór dd EDAC ano 2003 T -lteBconexión de carga lv'l R€fardo Intgnc¡onal trul Etapa Umbral de frecuencia fllzl Colombia Ecuador Colomb¡a Ecuador 1 59.4 5 3 200 200 2 59.2 5 3 200 200 3 59.0 5 400 200 58.8 5 400 200 58.6 5 8 600 200 58.6 5 18 1000 200 7 58.4 5 2000 200 I 58.4 5 4000 200 Tablá 1. Ecqu€tna de D€€con€xlón Automát¡ca de carga Colomb¡a - Ecuadol (vlsent€ . tbrll dG 2oo3) De los rcsultados de este estudio se destacan las sigu¡entes conclusiones: . Para los s¡stemas operando en forma a¡slada se observa una buena actuac¡ón d€l EDAC, Para el sistema colombiano desbalances superiores al 40olo requerirían ¡mplementación de etapas ad¡c¡onales ó revaluac¡ón del esquema actual'

. Se mantiene el porcentaje de desconexión de carga en el 50ó para colomb¡a, para todas las etapas por su efect¡vidad ante los d¡versos desbalances al m¡n¡m¡zar la carga desconectada. . con los Sistemas interconectados se presenta actuación del EDAC así: Demanda máx¡ma: pérd¡das de generac¡ón > 450 t'4W Demanda med¡a: pérd¡das de generac¡ón > 350 MW Demanda mínima: pérd¡das de generac¡ón > 230 Mw . En cuanto a la desconexión de carga se observa un buen comportamiento del esquema siempre y cuando no ex¡sta apertula de la intérconexión. En estos casos los deslastres de carga corresponden al desbalance de cada Sistema y se ven afectados por una rnayor caída de la frecuencia ocasionada por el a¡slamiento de los Sistemas y la disminuc¡ón de la inerc¡a. . En cuanto a la recuperac¡ón de la frecuencia se observa un buen comportam¡ento para el sistema coloñbiano, observándose en todos los casos valores del orden de 59.4 Hz a los 10 segundos. sin embargo/ para el s¡stema ecuatoriano cuanclo se presenta desconexión de las 6 etapas del EDAC, se observan problelnas de I Acuerdo 292fr EilI Ev,lu¿ció¡ dd EDAC año 2003 sobrefrecuencia ocasionados por el efecto comb¡nado de la desconexión de carga en la últ¡ma etapa (18vo en 200 ms), el efecto de las altas tensiones y la actuación

de los reguladores de veloc¡dad. . De acuerdo con tos registros históricos el 78oó de los eventos ocas¡onan la actuación del EDAC dentro clel umbral de la primera y segunda etapa, lo cual ¡nd¡ca que el esquema implementado actualmente es lo suficientemente robusto para cubrir este tipo de eventos en cualquiera de los per¡odos de demanda' Poster¡ormente, atend¡endo a las recomendac¡ones del cND respecto a los porcentaJes de desconexión de carga del sistema de Ecuador y como resultado de los anál¡s¡s del esqueña de desconexión de carga, CENACE presentó en agosto d-e 200-3 el documento "Actualización del esquema dé aliv¡o de carga -EACpor baia frecuencia del s¡stema nacional intarconectado con la interconex¡ón Ecuador-colombia de 230 kv" Como resultado de este estud¡o se presentó la s¡guiente propuesta de esquema a implementar en el sistema de Ecuador Paso Frecue¡c¡a (Hz) Tiompos de actuación (c¡cloa) Oesconexión oe carga lv,l Dcacoíex¡ón acumulada de cafga (%) 59.4 '12 7 7 2 59.2 12 10 17 3 59.0 12 12 29 4 58.8 12 7 5 58.6 12 7 43 58.4 12 7 50 Tiemoo de actuac¡ón = temporización del relé + tiempo de apertura de inteffuptor fabla 2. Esqu€ma EDAC proPu€3to por CEI{ACE

Este esquema fue aprobado por el sistema ecuator¡ano y se ¡mplementó en el sistema dé Ecuador a part¡r del 1 de octubre de 2003.

3 OPERACTóN DEL EDAC DURANTE EL 2OO3

Durante el año 2OO3 se presentaron en total 22 eventos que activaron el esquema de desconexión de carga por baia frecuenc¡a en el sistema, de los cuales 14 se presentaron en ¡lemanda media, 5 en minima y 3 en máxima. El mayor número de eventos se presentó durante el mes de mayo del 2003 con un tota¡ de B eventos que représentan el 36010 del total de los eventos en el año, seguido por el mes de septiembre con el 23!/o de los eventos. En todos los eventos presentados, se opeÉron interconectados los s¡stemas ColombiaEcuador, y sólo en los tres primeros eventos reg¡strados del año como son: mayo 08 a Acuerdo 292fr E\ Ev,.lu¿ció¡ d€l EDAC ¿no 2003 las 18:36, mayo 09 a las oo:51 y mayo 09 a las 07:32 se presentó disparo de la interconexión éon Ecuador coro consecuencia de los eventos registrados en el área Suroccidental. De los 22 eventos del EDAC, 3 corresponden a eventos de a¡slam¡ento del área Caribe del resto del SIN al presentarsie disparo de San Carlos-Cerromatoso a 500 kV y 2 a eventos presentados en el área Car¡be aislada del SIN. Adic¡onalmente, se registraron 2 eventos asociados al área Caribe 2, es decir, el área conformada por las subáreas

Atlántico, Bolívar y GcM, uno de ellos ante a¡slamiento de Caribe 2 al d¡spararse el circuito Sabana-Chiñú a 500 kV y el otro ante d¡sparo de generación en operac¡ón aislada de esta zona. Otros de los eventos de menor magn¡tud, que se presentaron en zonas aisladas del SIN son los correspondientes a la subárea Hu¡la-Caquetá el 10 de mayo a las 21:11 por atentado y el del Valle del r:auca del 16 de agosto a las 10:28 en el cual la unidad 4 del Bajo Anch¡cayá queda a¡slada atend¡endo la carga de Buenaventura En el Anexo 1 se prcsenta el detalle de los eventos del EDAC dl¡rante el 2003, ¡ndicando fecha y hora del evento, desbalance Generac¡ón/Demanda, frecuencia mínima obten¡da, demanda tanto del sistema colomb¡ano como ecuatodano, frecuencia de recuperación del sistema a los 10 segundos, porcentaje de participac¡ón del EDAC en el sistema ecuatoriano, parl;icipación detallada del EDAC del s¡stema colombiano y breve descdDción del evento. Se presentan 5 eventos que ralpresentan el 22,7o,/o del total de eventos del EDAC, en los cuales no se tiene ¡nforma,:ión del desbalance real del s¡stema, de los cuales dos corlesponden a eventos presentados en área Caribe a¡slada por oscilac¡ones de potencia, uno a las subáreas Córdoba_Sucre y Cerromatoso aislados regulados por

Urrá, otro asociado a la subárea Hu¡la-C¡quetá por cambios de generación en Betania v el último por evento en el Valle del Cauca ante d¡sparo de uno de los circuitos Ch¡p¡chapé - Bajo Anch¡cayá 2 estando por fuera ante mantenim¡ento el otro c¡rcu¡to Chipichapé - Bajo Anch¡cayá 1, quedando la un¡dad 4 de Bajo Anch¡cayá a¡slada con la carga de Buenaventura. Se observa en general que para los desbalances Generac¡ón/Demanda presentados en el Anexo 1, los valores de frecuenc¡a mínima registrados en el sistema están de acuerdo a lo esperado según €l esquema de desconexión de carga v¡gente tanto para el sistema de Colombia como para el de Ecuador. Sin embargo, se t¡enen 2 eventos de aislamiento del área Caribe (23 de agosto y 04 de sept¡embre) que presentan un desbalance generac¡ón/dernanda muy alto comparado con la frecuencia mín¡ma registrada, aunque en estos casos, es de anotar que la frecuencia reportada corresponde a registros tomados cada 4 segundos, y es posible que la frecuencia real del sistema haya sido infer¡or a estos valores. Adic¡onalmente, el 14 de nov¡eñbre, se presentó un evento con un desbalance muy bajo comparado con la frecuenc¡a mín¡ma reg¡strada, en el cual se presentó aislam¡ento de una gran parte del sistema y se partió dr: condiciones de red muy deterioradas del sistema. En el Anexo 2 5e presentan los registros de frecuencia asoc¡ados a los eventos del

EDAC, tomados en Medellín cotl frécuencímetro de resolüción de 10 datos por segundo. Ad¡cionalmente, Dara el evento del 14 de nov¡embre, se presenta un reg¡stro ad¡c¡onal Acuerdo 292#E4 Eval¡¡ció¡ del EDAC ¿no 2003 oue corresponde a la frecue¡cia tomada en Santa Rosa -Ecuador-, el cual fue sum¡nistrado por CENACE en el informe No.DOP-040. En el Anexo 1 se observa que para algunos eventos, no se tiene la ¡nformación de la frecuenc¡a de recuperación del :t¡stemá, debido a que son eventos que corresponden a áreas aisladas del SlN, de los cuates no se dispone del reg¡strc de frecuencia' El único evento que ¡nvolucró todo el s¡stema y del cual no se d¡spone de registro de frecuenc¡a fue el del 08 de septiembre debido a pÍoblemas de pérd¡da de señal. De los eventos de los cuales se tiene ¡nformac¡ón de la frecuencia de recuperación del s¡stema a los 10 segundos de,lcurrido el evento se puede observar que en todos los casos se supera el umbral de la primera etapa del EDAC (59.4 Hz), excepto para el evento def 2l de maYo. en el cual la frecuencia a los 10 segúndos es de 59.26 Hz. Sin embargo, al revisar el registro de frecuenc¡a para este evento, se observa que la frecuencia presenta una pend¡ente de recuperación bastante adecuada, logrando superar el umbral de la primera etapa a los 12 segundos

En la Tabla 3 se presenta la das¡ficac¡ón de los eventos de acuerdo a la frecuencia mínima obtenida. Ranooa do Frecuenc¡a Tolal evgntos v f > 59.4 Hz 3 13.6 59.2 Hz < f <-, 59.4 Hz 12 54.5 59.0 Hz < t .:= 59.2 Hz 5 22.7 58.8H2<f<= 59.0 Hz I 4.5 58.6 Hz < f<= 58.8 Hz 1 4.5 fotal 100.0 Tabla 3 Clas¡f¡cación de ovontos dol EDAC Se observa que el mayor porcentaje de eventos, el 54.5olo presentó activac¡ón del umbraf de la primera etapa (59.4 l1z), el 22.7Ó/ó las dos pr¡meras etapas, 13.5olo a eventos con frecuenc¡as superiores a 59.4 Hz, de los cuales dos corresponden al área Caribe aislada y sólo en un 4.5olo con aduac¡ón de las tres primeras etapas del EDAC y el otro 4.5olo restante para el evento de mayor impacto en el SIN con frecuenc¡a minima de 58.6B Hz alcanzand'l a activar las cuatro primeras etapas del EDAC Al comDarar los eventos del EDAC del 2003 con los presentados durante el año 2OO2l se observa una grañ disminuciin respecto al total de eventos registrados, ya que en el 2OO3 se Dresentaron en total i22 eventos del EDAC y en el 2OO2 72 eventos, es decir 50 eventos menos en el 2003

Sin embargo, del total de eventos asoc¡ados al EDAC en el 2002, 59 casos coffesDondan a eventos del EDAC en el área Caribe y sólo en 13 eventos se presentó actuación del EE|AC en las restitntes áreas del SIN. Del reDorte prelientado durante el 2003, se tienen 10 eventos de áreas aisladas del SIN (car¡be, car¡be 2, córdoba-Sucre y Cerromatoso, Hu¡la-caquetá y parte del Valle del Cauca), un evento en el cual quedó el sistema Nariño conectado del sistema ecuatoriano, un evento en el cual la subárea Ant¡oqu¡a-Chocó queda a¡slada y 10 eventos que corresponden a la operación ¡ntegrada del s¡stema colombiano ¡nterconectado c:on el s¡stema dé Ecuador' AcueÍdo 292# Sl! Ev¿rucion del EDAC ano 2003 3.1 Anátisis de eventos Se selecc¡onaron los dos eventos que presentaron mayor ¡mpado para el SIN y son: . Mavo 27 a las 00:02: D¡sparo de los circu¡tos San MarcosJuanchito con 32 Mw y Paézluanchito 230 KV, adic¡onalmente se presento d¡sparo de las bahías de linea Yumbo a san Marcos y Yumbo a Pance, bahía de secc¡onamiento 5200 en Yurnbo y d¡sDaro de la bahía de ¡íne,i San Bernard¡no a lamoñd¡no 1, en lamondino hubo recierre tr¡fásico en la bahía de línea a San Bemardino 1. Este d¡sparo se produjo

ante operaciirn en respaldo en el momento en que EPSA normalizaba el c¡rcu¡to luanch¡to - s¡¡lvajina en Juanch¡to donde la falla no fue aclarada, d¡cho problema se debió a que el polo C del ¡nterruptor L240 de luanchito no abr¡ó desde la falla inic¡al de las 22i49 horas. Durante este evento se presentó disparo de la central del Alto Anch¡cayá con 360 Mw (3 un¡dades), rechazo de 340 Mw de generación en Betania v disoaro de la un¡dad 3 de Guadalupe III con 45 Mw, con una frecuencia m¡nima de 58.86 Hz . Nov¡embre 1,1 a las 00:58: D¡sparo del c¡rcu¡to laguas - Primavera a 230 kV con 290 MW, posteriormente, se ev¡denció una oscilación de potenc¡a, del orden de 0.5 Hz, con la activac¡ón y desactivac¡ón del arranque de las protecciones d¡stancia en ambos extremos de los c¡rcuitos Ancón Sur - Esmeralda 1 y 2 El disparo en Esmeralda circu¡tos Ancón 1 y 2 ocurr¡ó 143 segundos desPués de la apertura de laguas - Prirnavera, al m,¡mento que la corriente habia tomado un máximo de 1970 A y el !'oltaje un mín¡mo de 99 kvf-t' Ad¡c¡onalmente se presentó d¡sparo de

los s¡gu¡eñt€s circuitos:Esmeralda - San Fel¡pe, Esmeralda - San Carlos 2, Esmeralda - l-a V¡rg¡nia 1, Esmeralda - Yumbo 3, Esmeralda bahía a La Enea, en la subestación la Virg¡n¡a se d¡sparo la bahia a la Hermosa. Ant¡oquia quedó aislada del resto del país, la frecuenc¡a en el ¡nter¡or cayó a 58 69 Fz y en Antioqu¡a llegó a 65.12H2. Se presentó una pérdida de generación total en Antioqu¡a de 539MW así: Porce 1, 2 y 3 con 1Cl6MW, cada uno, Guatapé 3 y 4 con 5MW cada uno, Guadalupe III con 90 MW, Playas 3 con 55 MW, Jaguas 1 con 85 MW y Esmeralda con 29 MW 3,1.1 Consider¿Jciones básiars Y supuestos Sistema Colomb ano: En todoti los casos se considera el esquema EDAC v¡gente para ef sistema colornb¡año. él cual fue aprobado por el CNo en el acuerdo No 233 del 24 de Mayo de 200:¿ y correspond¡: al esquema presentado en la Tabla 1

Sistema Ecuatoriano: Para los eventos ocurridos antes del 30 de sept¡embre del 2003 se considera el esquema EDAC presentado en la Tabla 1 que correspond¡a al esquema vigente para Ec!ador en este período.

Para los eventos oresentados a part¡r del primero de octubre, se considera el esquema

actualmente implementado por Ecuador y que corrésponde al esqueña presentado en la Tabla 2. Acuerdo 292frE} Evalu¿ción del EDAC ¿ño 2003 3,7.2 Mayo 27 ale 2OO3 Horat OO:O2 3.'1.2.1 Descripr;ión del evento Este evento fue uno de los más severos para el sIN, en el cual la frecuencia mínima obten¡da fue de 58.86 Hz, ocasionado por el disparo de los circu¡tos a 230 Kv San IvlarcosJuanch¡to y PaézJuanchito, adic¡onalmente se presento d¡sparo de las bahías de linea Yumbo a San Marcos y Yumbo a Pance, bahía de secc¡onamiento 5200 en Yumbo v disparo de la bahía de línea San Bernardino a Jamond¡no 1, en Jamondino hubo recierre trifás¡co en la bahía de línea a San B€rnardino l Este disparo se produjo ante operac¡ón en respaldo en el momento en que EPSA normal¡zaba el ¿ircui6 Juanch¡to - Salvaj¡na en luanchito donde la falla no fue aclarada, dicho problema se debió a que ei polo c del ¡nterruptor L24o de Juanch¡to no abrió desde la falla in¡c¡al de las 22:49 horas. Durante este evento se presentó d¡sparo de la central del Alto Anchicayá con 360 MW (3 unidades), rechazo de 340 luw de generación en Betania y d¡sparo de la unidad 3 de Guadalupe Ill con 45 MW

3.1.2.2 Topolof,ia Para las condic¡ones prev¡as al este evento se tenía una topología degradacla en s¡stema especialmente en el área surccc¡d€ntal y la subárea Ant¡oquia-Chocó' En Tabla 4 se presentan los elementos de ia red ¡nd¡spon¡bles a 27 de mayo de 2003' el ta Nivel de tenslón Elementos IndisPon¡bles 115 kV Linea Guatapé calderas Linea Calderas - R¡o claro C¡rcu¡to Río Mayo - PoPaYán Circu¡to 1 Bajo Anch¡cayá - Chipichape Circuito 1y 2Zarzal - Tuluá c¡rcuitos 1v 2 San Bernardino - Santander 230 kv Circu¡tos 1y 2 San Carlos Esmeralda, Línea Alto Anch¡cayá - Pance Circuito 1y 2 San Carlos - Ancón Circuito 1y 2 Jaguas - GuataPé C¡rcuito 2 San Eernard¡no - Jamondino Línea 1 Betan¡a - lbagué Línea Guatapé - ¡4iraflores Ciuatapé - Barbosa Líñea Tunal - Guavio Línea Tunal - Reforma Línea Salvajina - Juanch¡to L¡nea Salvaiina - Pance 500 kv Línea San Carlos - La V¡rginia C¡rcuito l San Carlos - Cerromatoso Tabla 4... El€rnentos Ind¡spo.ibl€c a maYo 27 de 2oo3

Acuerdo 292fr E! B"¡u¿A¿" ¿¿ r O¡c "¡o zOO¡ 3.1.2.3 Análisis del evento Durante este evclnto no se pretentó aPertura de la interconex¡ón con Ecuador, por lo tanto la demanda total del sistema correspoñde a la demanda de Colombia más la de Ecuador, que para este evento l'ue de 5241 MW' La Dérdida tot¿l de generación fue de 745 Mw, por lo tanto, el desbalance cenerac¡ón/Demi¡ñda del sistema fue del 14olo, y la frecuencia mínima obtenida fue de 58,86 Hz alcanzando a activar las tres primeras etapas del EDAC, ya que según el registro de frecuencia real obtenido para este evento (ver Anexo 2), la frecuencia se mantuvo por debajo del umbral de la tercera etapa durante 4.4 seg, tiempo suf¡c¡ente para activar completamente esta etapa. En el sistema colomb¡ano, según la ¡nformación reportada por los agentes, el porcentaje de desconexión de €rga total tue del 11.6cyo con part¡cipación de todas las subáreas que integran el sistema, y para el s¡stema Ecuatoriano, según la informaciÓn entregada por Cn:NACE, Ecuador desconectó el 4.9olo. De acuerdo con la frecuencia mín¡ma registrada en el sistema y los esquemas EDAC vigentes a mayo de 2003, esta desconexión de carga fue ¡nsuficiente, ya que para Colomb¡a fue menor del 15o/o y para Ecuador menor del 6010, lo cual expl¡ca la lenta

recuperación de frecuencia, cor 59.24 Hz a los 10 seg Para la s¡mulac¡ón de este evento, se consideró la ¡nformac¡ón Suministrada por el Centro de Superyisión y Man¡obras de ISA respecto a la secuencia de disparo de los elementos del Sl_N. Eñ el caso de los disparos asociados a las un¡dades de generac¡ón, y dado que no se disponía de la informac¡ón de secuencia de salida, se s¡muló de acuerdo a las pendientes de caída de la frecuenc¡a real del s¡stema' La secuenc¡a de eventos s¡mulados se presenta a continuación: . 0.04 seq: D¡sparo del circu¡to San Marcos - Yumbo 1 . 0.075 seg: Disparo del circu¡to Juanch¡to - San Marcos 1 . 0.25 seg: Di!¡paro del circuiLo Juanchito - Paez 1 . 0,30 seg: Di!¡paro del c¡rcuito Pance - Yumbo 1 . 2 seg: D¡sparo de las tres un¡dades del Alto Anch¡cayá con 360 MW . 2.5 segi D¡sparo de una unidad de Guadalupe III con 45 MW. . 3 seg: Disp¿rro de dos unidades de Betan¡a con 340 l'4W. En la Figura 1 se presenta la comparac¡ón entre los rcsultados obtenidos mediante la simulac¡ón y el reg¡stro real de frecuenc¡a durante este evento. Acuerdo 292fr E! E1'¿lució^ del EDAC nno 2003 10

3.1.3 Novietnbre 74 de 2OO3 3.1.3.1 Descripción del evento En las cond¡ciones prev¡as a este evento, se tenía una red débil en la subárea Antioou¡a-Chocó debido a una ¡¡erie de atentados contra la infraestructura eléctrica en el o.iente ant¡oqueño, en la cual, esta subárea se encontraba conedada con el resto del SIN a través de los c¡rcuitos a 230 kV Ancón Sur-Esmeralda 1 y 2 y laguasPrimaveÉ, El evento se ¡n¡c¡ó a las 00:55 horas con una falla monofásica en la fase A del c¡rcu¡to Jaguas-Pr¡mavera a 230 kV, aclarada a los 115 ms en Jaguas, lo que impl¡có disparo del c¡rcuito Jaguas - Pdmavera a 230 kV con 290 l'4w por un rec¡erre no exitoso. Posteriormente y por tres m¡nutos se presentaron osc¡lac¡ones de potencia en el SlN, del orden de 0.5 Hz, con la activación y desact¡vación del arranque de las protecciones distanc¡a en ambos extremolt de los circuitos Ancón Sur _ Esmeralda 1y 2, ocasionando disparo de estos circuitos a las 00:58 horas, al momento que la corr¡ente había tomado un máximo de 1970 A y el voltaje un m¡n¡mo de 99 kvf-t

Ad¡c¡onalmente, se presentó d¡sparo de los s¡guientes c¡rcuitos: Esmeralda - San Fel¡pe, Esmeralda - San Carlo.i 2, Esmeralda - La Virg¡n¡a 1, Esmeralda - Yumbo 3, Esmeralda bahia a I-¿ Enea, en la subestación la V¡rg¡nia se d¡sparo la bah¡a a la Hermosa, Antioqu¡a quedó a¡slada del resto del país, alcanzando una frecuencia máxima de 65.12 Hz (ver Anexo 2), lo cu¿rl ¡mpl¡có una pérdida de generac¡ón total en Ant¡oquia dé 558¡4W así: Porce 1, 2y 3 con 106MW cada uno, Guatapé 3 y 4 con 5MW cada uno, Guadalupe III con 90 lvlw, Playas 3 con 55 MW, Jaguas 1 con 85 MW y Esmeralda con 29 MW En el resto del s¡stema, la frecuenc¡a cayó a 58.96 Hz, según los reg¡stros tomados cada 4 segundos en Esmeralda y según la información sum¡n¡strada por CENACE en el informe No,DOP-040 bajó a 58.69 Hz (ver Anexo 2). 3.'1.3.2 Topologia En la Tabla 5 se presentan las cond¡ciones topológicas prev¡as a este evento ilivel de tens¡ón Elementos lndisoon¡bles 115 kV L¡nea Guatapé - Calderas. Linea Calderas - Rio Claro.

C rcu¡to Río Mayo - Popayán. T El Zaque - R¡omayo. crcu¡tos 1 y 2 san Bernard¡no - Santander. Circuito Toluv¡ejo - El Carmen. Linea T¡bú - Convenc¡ón. 230 kv Línea Playas - Or¡ente Linea Playas - Guatapé Circu¡tos 1 y 2 San Carlos - Guatapé, Circu¡to l Santa Rosa _ Santo Dorninqo (Ecuador) 500 kv Circuito 2 Chinú - Sabana¡arga. Unea San Carlos - La V¡rq¡nia. Acuerdo 292fr Ig\ E'aruc1ó¡ del EDAC ano 2oo3 ll Tablá 5, Elemeltog indisDonibles a nov¡embre 14 de 2003 3.1.3.3 Anális¡s del evento Al igual que en el caso anter¡or, duÉnte este evento no se presentó apertura de la interconexión con Ecuador. En este caso, el equivalente de pérd¡da de generac¡ón del sistema corresponde a la pérdida de la transferencia por los c¡rcu¡tos Ancón Sur - Esmeralda con 500 l'4w. La demanda afectada corresponde a la demanda total de Colomb¡a sin la subárea Antioquía-Chocó más la demanda de Ecuador, que equivale a una demanda total de 4843 MW. Por lo tanto, el desbalance Generac¡ón/Demanda del s¡stema para este evento fue del 7O.3o/o. Según la información reportada por CENACE al centro Nacional de Despacho, en el

informe No.DOP-040, el porcentaje total de carga desconectada en Ecuador fue de 24.96010 y la frecuencia minima registrada fue de 58 68 Hz En et sistema colomb¡ano, según la iñformación reportada por los agentes, el porcentaje de desconex¡ón de carga total fue del 12.3olo con part¡cipación de todas las subáreas que ¡ntegran el sisterna, a excepción de Tol¡ma, Huila-Caquetá y Meta. Para la s¡mt¡lación de este evento, el anál¡sis se centra en la evaluación del EDAC, es decir, la impl¡cac¡ón del evento al ¡nter¡or del país, más no en el efecto de la sobrefrecuencia presentado en la subárea Antioquia-chocó al quedar a¡slada. se consideró la s¡gu¡ente secuenciir de eventos: . 0.5 segi Corto circuito mc¡nofásico en el c¡rcu¡to a 230 kV Jaguas - Primavera a 7 Km de Primavera. . 0.615 seg: Despeje de la falla y d¡sparo del c¡rcu¡to a 230 kV Jaguas - Primavera . 0.670 seg: Disparo del c¡rcu¡to Guatapé-Playas a 110 kV. . 1.176 seg: fr¡sparo de los c¡rcu¡tos Ancón sur - Esme€lda 1 y 2 a 230 kV. . 1.176 seg: Disparo de la lírrea Barranca -Bucaramanga 230 kV. . 1.22 seg: Disparo de las unidades de generación de Porce 1, 2 y 3.

. L.22 segi Disparo de las un¡dades de generación de Guatapé 3 y 4. Poster¡ormente y según la iñfcrmac¡ón del SOE, aproximadamenté a los 45 segundos después, se presentaron otros disparos de generación asoc¡ados a las unidades de Antioqu¡a y en tiempos superiores ó ¡guales a 1 m¡nuto los demás disparos de elementos del STN, por lo tanto no fueron cons¡derados en la simulación. Acuerdo 292flE¡A 12Evalu2dotr del EDAC ,no 2003 En la Figura 2 se presentan los resultados obtenidos med¡ante la simulación, en la cual se obserya una ráp¡da pendien'te de caída de la frecuencia, act¡vando hasta la cuarta etapa del EDAC, obteniendo una frecuenc¡a mínima de 58.71 Hz a los 3.24 seg de la simulación. De la excuEión de la frecuencia se observa que el umbral de la cuarta etapa se alcanza a los 2,59 seg, adivánrlose completamente al mañtenerse por debajo de este umbral durante 1.48 seg. Por lo tanto, en la simulación se obt¡ene una respuesta total e¡ desco¡exión de carga del 20olo para el sistema coloñb¡ano y del 36010 para el sistema ecuatoriano (ver Tabla 2), que en potencia corresponde a una desconexión total de carga de 1156 MW/ es dec¡r¡ 412 MW adicionales d,esconectados comparados con la ¡nformac¡ón reportada

al CND (Colombia y Ecuador). La recuperac¡ón de la frecuencia a los 10 seg de la s¡mulac¡ón es muy buena, alcanzando a superar el umbral de la primera etapa con una frecuencia de 59.67 Hz. En la F¡gura 3 se presenta el r{4¡stro de frecuencia real obten¡do para este evento, el cual t¡ene una resoluc¡ón de 4 sreg, lo cual no permite extraer suf¡ciente información de la excurs¡ón de la frecuencia durante el evento, ya que en la evaluación de los primeros 10 segundos, sólo se tendr¡an 3 datos para anal¡zar. S¡n embargo, de la informac¡ón sumin¡strada por CENACE, se observa que la frecuenc¡a descendió hasta 58.69 Hz, como se observa en la F¡gura 4 del reg¡stro de frecuenc¡a de la subestaclón Santa Rosa de Ecuaclor. En la F¡gura 5 se pÍesenta la comparac¡ón entre el registro real en Esm€ralda vs la respuesta de la s¡mulación, esta última con resoluc¡ón de 1 dato cada 10 mil¡segundos. No se preseñta la comparación con el reg¡stro detallado de Ecuador, ya que no se di