CNO - Acuerdo 325 de 2005

CONSEJO NACTONAL DE OPERACION c.N.o. r ACUERDO No. 325 tun¡o 3 de 2OO5

Por el cual se ratifica el Esquema de Deslastre Automático de Carga El Consejo Nacional de Operac¡ón en uso de sus facultades legales' en "ii¡ár iut conferidas en el Artículo 36 de la Lev 143 de 1994' ta áéái"ii¿n 8-0103 del 2 de febrero de 1995 del Min¡sterio de Minas v ináiqiu, "r Anexo general de la Resolución CREG 025 de 1995' su il;E;¿t"i" int".nd y según lo acordado en la reun¡ón No'219 del C.Ñ.O. celebrada el 26 de mayo de 2005, y CONSIDERANDO 1.- Que el artículo 36 de la Ley 143 de 1994, creó el CONSEJO ÑncIóru¡l DE oPEMcIoN que tiene como func¡ón princ¡pal acordar los ;;p;;o;1écnicos para garant¡zar que la opeÉc¡ón ¡ntegrada del iütema interconectado nacional sea segura, confiable y econÓm¡ca' y ser el órgano ejecutor del reglamento de operac¡ón; 2.- Que de conform¡dad con el artículo 34 de la Ley 143 de 1994, el ótlo-d"b"; "a. Planear la operac¡ón de los recursos de generac¡ón, ¡nt"rror"rión y transmisión det s¡stema nac¡onal, ten¡endo como oi,bjetivo una operación segura, conf¡able y económica"' ciñéndose a lo

esiablec¡do en el Reglamento de Operación y en los acuerdos del CONSEJO NACIONAL DE OPEMCION; 3.- Que la Resolución CREG061-1996 modificó la resolución CREG0251995 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 disposic¡ón de las empresas a finales de abr¡l de cada año, Et CND rev¡sará la propuesta teniendo en cuenta los comentar¡os de las empresas y colocará a su d¡sposición el informe del esquema def¡nit¡vo ántes det 31 de mayo de cada año' Las empresas deberán tener imDlantado el esquema antes del 30 de iunio del mismo año"' 4.- Que el Subcomité de Estud¡os Eléctricos en su reunión 114 de Mayo 06 d; 2005, dio v¡sto bueno al Esquema de Deslastre Automát¡co de Acuerdo 325

1CONSEJO NACTONALDE c.N.o.

OPERACION carga por Baja Frecuenc¡a presentado por el CND el cual incluye la operación ¡ntegrada con Ecuador; 5.- Que el Comité de Operación en su reun¡ón No.133 del 19 de Mayo de 2005, y med¡ante concepto CO-49 d¡o v¡sto bueno al Esquema de Deslastre Automático de Carga por Baja Frecuencia aprobado por el Subcomité de Estudios Eléctr¡cos en su reunión 114 de Mavo 06 de

2005,

ACUERDA: PRIMERO.- Ratificar el Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia -EDACpresentado en el documento ISA UENCND 048-05, "Evaluación del Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia -EDAC2OO4", el cual forma parte del presente Acuerdo como Anexo No l.Igualmente, rat¡ficar las conclusiones princ¡pales del citado documento: . Se mantiene el porcentaje de desconexión de carga en el 5olo en Colombia para todas las etapas por su efect¡vidad ante los diversos desbalances al minimizar la carga desconectada. . De acuerdo con los registros obtenidos para el último año. cerca del 90o/o de los eventos ocas¡onan la actuac¡ón del EDAC dentro del umbrat de las tres primeras etapas. que son las más ráp¡das en su actuación.

SEGUNDO.- El presente Acuerdo rige a part¡r de la fecha, deroga todos los acuerdos que le sean contrar¡os y sustituye el Acuerdo CNO 292 de 2004. Dado en Bogotá D.C. a los 27 días del mes de mayo de 2005. El Secretar¡o Técn¡co. //Ly' o/zJ

/LBE{]-O

OLARTE AGUIRREMAR SERMNO RUEDA

Acuerdo 325

2CONSEJO NACTONAL DE OPERACIÓN c.N.o.

ANEXO NO 1

Acuerdo 325#ISA Operación ddMercados de Enersla MonuciónEhniatñcrgétira1.1

Evaluación del Esquema de Desconexión Automática de Catga pot B aia Frecuencia

-EDAC2004

Dn.EccióN PLANEACTóN oB r¿ opsRAcróN -rsACND Get€nci¿ Opela.ió¡ y Ad¡i¡¡tració¡ de Merc¡dd dc Edctgla Docriñeúto ISA UENCND 048 45 Medeüo, Abril de 2005 Acuerdo 325 1325 1 AcuerdofrEA Evaluación d€l BDAC año 2004 RESUMEN EJECUTIVO Se presenta el anál¡sis del comportamiento del esquema vigente deDesconexión Automát¡ca de Carga por Baja Frecuencia -EDACdel S¡stema Colombiano, teniendo en cuenta los criterios establecioos en ta resolución CREG 061 de 1996. Para el S¡stema colombiano las cargas a desconectar son defin¡das por cada empresa distribuidora y corresponden a un 40Vo del total de la demanda, distr¡buidos en 8 etapas con desconexiones de carga del 5olo(con retardos desde 200 ms hasta 4 s en la última etapa). El S¡stema Ecuatoriano cuenta con etapas similares a las del Sistema Colombiano en cuanto a umbrales de frecuenc¡a se ref¡ere, con 6 etapas y una desconexión del 50o/o habilitado en todas las barras de carga del S¡stema. Este esquema se caracteriza por la desconex¡ón rápida de todas las etapas (200 ms). Para la evaluac¡ón del comportam¡ento del EDAC se analizaron eventos

de pérdida de generación para los Sistemas de Colombia y Ecuador operando en forma interconectada: ' Pérd¡da de 690 MW de generación en cuavio . Evento sobre Ia ¡nterconexión Colombia - Ecuador por pérd¡da de generación en Ecuador. . Pérdida secuencial de 1210 MW de generac¡ón en San Carlos . Pérdida de 829 MW de generación en Chivor. De los resultados se obt¡enen las siguientes conclusiones: . Se mantiene el porcentaje de desconex¡ón de carga en el 5olo en Colombia para todas Ias etapas por su efectividad ante los diversos desbalances al min¡mizar la carga desconectada. . En cuanto a la recuperación de la frecuencia se observa un buen comportamiento para el sistema colombiano, observándose en todos los casos valores del orden de 59,4 Hz a los 10 segundos. r De acuerdo con los registros obten¡dos para el último año, cerca del 90yo de los eventos ocas¡onan la actuac¡ón del EDAC dentro del umbral de las tres primeras etapas, que son las más rápidas en su actuación. Acuerdo 325fr¡$a Evalució¡ del EDAC año 2004 l OBJETIVOS Anal¡zar el comportamiento del esquema vigente de Desconex¡ón Automática de Carga por Baja Frecuencia -EDACdel S¡stema Colombiano operando en forma ¡nterconectada con Ecuador. Verificar que el EDAC satisfaga los parámetros fundamentales: Umbrales de frecuenc¡a, temporización de los relés y porcentaje (o/o) de carga a des¡astrar, para diferentes condiciones de desbalance.

2 ANTECEDENTES El Esquema de Desconexión Automática de Carga por baja frecuenciaEDACes una estrategia de respaldo del SIN para mantener la frecuencia dentro sus valores operativos frente a desbalances generación - demanda, provocados por eventos como disparos o pérd¡das de carga de unidades de generación o fraccionamientos de la reo. En la resolución CREG 061 de 1996 se establece como responsab¡lidad del CND el diseño del esquema EDAC del SIN, la cual expresa textualmente: "Mediante estudios de estabilidad d¡námica y apl¡cando los criterios definidos en este Código, el CND determinará para cada área operat¡va el número de etapas a implementar, el porcentaje de demanda total a desconectar en cada etapa y la tempor¡zación correspondiente, El esquema será sometido a consideración de las empresas a finales de abril de cada año. El CND revisará la DroDuesta ten¡endo en cuenta los comentarios de las empresas y colocará a su disposición el informe del esquema definit¡vo antes del 31 de mayo de cada año. Las empresas deberán tener implantado el esquema antes del 30 de junio del mismo año". El Esquema vigente para Colombia corresponde al aprobado por el Subcomité de Estudios Eléctricos y el esquema Ecuatoriano corresponde al reportado por CENACE. Para el Sistema colombiano las cargas a desconectar son definidas por cada empresa distribuidora y corresponden a un 4oo/o del total de la demanda, distribuidos en 8 etapas con desconexiones de carga del 5yo.

En este esquema se cuenta con cinco etapas de desconexión rápida (hasta 600 ms) y tres etapas adicionales con retardos de hasta 4 segundos, con el f¡n de proteger el Sistema ante eventos secuenciales de gran magnitud. Acuerdo 325fr EB Eulució¡ del EDAc año 2oo4 Para el Sistema Ecuatoriano se cuenta con etapas similares a las del Sistema Colomb¡ano en cuanto a umbrales de frecuencia se refiere. Este Sistema cuenta con 6 etapas para una desconexión del 50o/o de la demanda, habilitado en todas las barras de carga del Sistema. Este esquema se caracteriza por la desconexión rápida de todas las etapas (200 ms).Ver Tabla 1. Retardo Intencional tmsl Umbral de fa€cuoncle , [Hzl Colombla Ecuádor Colomb¡a Ecuador 50,4 7 200 200 59.2 9 200 200 5 t0 400 200 58.8 5 10 400 200 5 6 600 200 5 '1000 58.4 5 I 2000 200 58.4 5 ,t000 Tabla 7. Esquetna de Desconexión Auto¡nática de Carga Colombia - Ecuador

3 OPERACIóN DEL EDAC DEL STSTEMA COLOMBIANO DURANTE

EL AÑO 2OO4

Durante el 2004, se realizó la evaluación continua al desempeño del esquema EDAC en cada una de sus actuaciones, verificando los porcentajes de carga a desconectar, umbrales de frecuencia, temporización y comparando con los parámetros ratificados por el CNO

en el acuerdo No. 292 del 29 de abril de 2004 y el cual se presentó en el documento IsA UENCND 032-04. En el 2004, se presentaron en total 19 eventos que activaron el EDAC, clas¡ficados así: De ellos 13 eventos ¡nvolucraron subáreas de la Costa Atlánt¡ca y en los 6 restantes, se reportó actuación del EDAC en las todas las áreas del SIN. El mayor número de eventos (12) ocurrieron en el primer semestre, deb¡do principalmente a que se operó con el s¡stema de la Acuerdo 325Ev¿lucióo del EDAC año 2004 Costa Atlántica aislada del resto del SIN, particularmente en el mes deJunio de 2004, hubo ocurrencia de 6 eventos con actuación de EDAC.VerF¡guras1y2. De acuerdo con el rango de frecuencia de actuación, se observa que enel 57.89o/o de ellos hubo actuación de la primera etapa (59.4 Hz), el10.52 % hasta la segunda etapa. 21.05o/o hasta la tercera etapa, y én el70.52 o/o de ellos se llegó hasta la actuación de la cuarta etapa, talcomo es mostrado en la Tabla 2. Acuerdo 325# ElA po¡¿ ¿a eo¡c ano zoo4 Rango de frecuen¿ia Total eventos 59.2H2<f<=59.4H2 11 ;9 Hz < f <= 59.2 Hz 58,8H2<f<=59H2 4 iB.6Hz<f<=58.8H2 2 t8.4Hz< f < =58.6 Hz 0'<=58.4H2 0

rOTAL 19

Tabla 2. Clasificac¡ón de eventos por rango de frecuencia Figura 7. Número de eventos por rango de frecuencia Acuerdo 325# E! so,li;o det B¡¡c "¿o zoo+ Figura 2. Porcentaie de eventos por rango de frecuencia En las Tablas 3a y 3b, se presentan de forma detallada todos tos eventos ocurridos en el 2004 con actuaclón del EDAC, determinando la frecuenc¡a, carga desconectada por EDAC para el s¡stema colomb¡ano, descripción del evento y las áreas en las cuales se reDortó actuación. Acuerdo 325fr E! Evaluació¡ del EDAC .no 2004 Fecha MW Evento y Area1 2510212004 15i50 59.39 75.45 Disoáró dé lás |ni.ladéa 13 -¿ ¿ia n",uñ COR = 8.2 [4W HUILA-CAQUET = 4.53 ¡.IW EQqoTA = 20.92 lrw NORDESTE = 9.1 ITW ATLANTICO = 20 MW cNTIOQUIA-CHOCO = 12 [¡W 091031200411:25 58.69 144.20 Drsparo de la ljneá 500 kV Sabanalaroa Chinu 1 BOLIVAR = 40.2 [4W AILANTICO:51 l\.4W qC[¡ = 53 IVW 3 151031200411:44 183.20 Disparo de la llnea 500 kV Sabanalaroa - Chinu 1

BOLIVAR = 42.8 IIW ATLANT-GCIII = 1 40.4 lvfw 1210412004 21144 59.0t 7.90 Dllparo crrcuilos San Eernardino Jamondino 1 v 2 Quedó Cauca - Nariño afimentada desde Ecuaoo¡. :AUCA-NARINO =7.9 l'/W 16/04/200419:03 59.29 287,21 Dllparo de lodos los aclrvos de la 9F Guataoe Dor desoeie del banáie 220 kV lo que oc€sioño la salida de 560 MW CQR= 15.641'¡W HUILA'CAOUET= 7.81 MW BOGOTA = 63.38 irlw NORDESTE = 26.68 IVW COSTA ATLANTICA - 50.9 MW ANTIOOUIA-CHOCO = 66.0 [,lW META = 3 [,1W. CAUCA-NARINO = 12.5 [,fw VALLE DEL CAUCA =41.3 lt¡W 1910412004 02153 59.39 191.66 Disparo de las 3 uoidades de la centrál La Tasaiera ANTIOOUIA-CHOCO =12 ['lw ATLANTICO = 14.6 [lW BOGOTA :20.67 lrIW BOLIVAR = 5.8 [/fw COR -10.74 MW CORDOB¡JSUCRE = I [4W GCIV = 11.25 [.lW HUILA-CAOUET = 4.32 lt4w NORDESTE = 13.3 MW VALLE DEL CAUCA = 44.40 ['lw

CEDELCA = 1.91 ltIW 7 27lOGl2O04 22104 58.85 211.95 Disparo de la [nea 500 kV San Carlos - Cero 2

BOLIVAR = 58 8 lvlw ATLANTICO = 51.s [fW

3Cl,¡ = 45.9 [¡W CORD/SUCRE = 55.6 MW I 28/06/2004 04:59 59.2 101,4 Disparo Gua rá 1 con 130 I\,4W, con la cosia atslada del SIN BOLIVAR = 29.1 lvlw GCl,¡ = 16.7lvfw ATLANTICO = 31.2lt¡W CORD/SUCRE = 24.4 lvfw Tabla 3a. Eventos con actuación EDAC 2OO4 Acuerdo 325fr E4 e.¿",.i¿" a"l ¿o¡c ,¡o zoo+ Fecha Evento v Area 2810612004 05i41 58.84 124,10 Drsparo ST 24 con 160 MW, con la cosia aistada del SIN BOLIVAR = 6.3 MW GCIM = 33.3 MW ATLANTICO= 67.7 [4W cORD/SUcRE= 16.8 MW't0 2A/0BI2004 22156 59.4 27.00 Disparo de la unidad 4 de B/quijla. La costa aistada del StN. BOLIVAR = 12.95 [4W ATLANTICO = 14.05 [4W 11 2910612004 lOtO3 59.4 32.80 Porvariación de c¿rqa de la Mina, Costa aistada det S¡N

ATLANTICO = 17.0lVlW BOLIVAR = 6.0 [/1W CORDOBAJSUCRE = 9.8 IVIW 12 291OGn00410i57 59.4 20,90 Por vañación de carga de la lv]ina, Costa aislada del SlN. ATLANTICO = 17.0 MW BOLIVAR = 3.9 MW t3 09/08/2004 'l 8:35 59.4 26,t0 Area caribe 2 aislada del SIN por indisponibilidad de los circuitos Sabanalároa - Chinú 1 v 2 500 kV. BOLIVAR =7.61r4W ATLANTICO =12.5 ¡¡W GCI¡ = 6 l\rw. 14 141081200418t32 59.38 9.30 Area caribe 2 aislada del SJN por indisponibilidad de ctos Sabanalarga - Chinú I y2 y Cuestecitas - Cuatñcenlenario. ATLANTICO = 2.9Ír¡W GCIVI = 6.4 MW. l5 30/08/2004 |6:I8 59.4 30.10 Disparo Llneá Válledupar - Cuestecitas 230 kV GCM :30.10 MW 15 O2JOS|2OO417t49 58.95 167.70 Disparo delcicuilo 1 San Carlos - Cerromaloso 500 KV.

ATLANTICO: 58.7 MW BOLIVAR : 34.0 MW CORD-SUCRET 35.0 lllw

GC[rli 40.0 ¡¡W CERROT 10.0 MW 17 03/09/2004 18:28 59.4 7.00 l\¡ina de Feroniqueltoma 50 MW estando la costa aislada del SIN GCM : 7 l\4W't8 16h012004 21t56 58.82 694,26 Las unidades de San Carlos evectan 1210 [¡W EP¡,¡:109[rlw, EEB: 135.5 MW EPSA: 94.1lVlW. HUILAT 13.72 ¡ilw TOL | 11.6 MW, CQR:22.33 lilw BOLIVAR: 67.7 [4W. ATLANTICO: 37.08 [rW GC¡il : 49.21[4W.COR/SUC : 38.sMW NORDESTE = 88.16 [rW : IVIETA 16.06 [¡W NARINO = 11.3[.,1W. 19 24h2n004 06131 59.29 184.G8 Disparo uns 12 -3 de Betania con 300 MW v aoertura San Bernardino Betania 1 v 2, CALDAS-OU¡NDIO-R¡SARALDA = 5.7 [¡W HUILA-CAOUET = 7.9 MW BOGOTA = 3'1.81 lrrw NORDESTE = 21.18 [rW ATLANTICO = 14 MW Tabla 3b. Eventos con actuación EDAC 2OO4 Acuerdo 325frE4 ¡"¡"¡a¿" ¿"r so¡c ano zoo¿

En este estudio se presenta e¡ análisis de algunos de los eventos de mayor ¡mpacto para el sistema operando en forma ¡ntegrada durante el Deriodo 2004 a 2005: . Pérdida de 690 MW de generación en Guavio ' Evento sobre la interconexión Colombia - Ecuador por pérdida degeneración en Ecuador, . Pérdida secuencial de 1210 MW de generación en San Carlos . Pérdida de 829 MW de generación en Chivor. Evento del 2005Explicar por que se anal¡za este evento para este periodo En todos los casos los sistemas logran recuperar sus condic¡ones operativas de tensión y frecuencia, debido a la actuación del EDAC y de la regulación primaria y secundaria de las unidades, por lo que puede concluirse que el esquema ha presentado un buen comportamiento y responde adecuadamente a las neces¡dades del sistema Colomb¡ano. 4 CRITERIOS Según la Resoluc¡ón 061 de 1996, el Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia se diseña de acuerdo con los s¡guientes criterios: . El disparo de la unidad de mayor capac¡dad del Sistema (230 MW) no deberá activar la primera etapa de desconexión. . En n¡ngún momento la frecuencia podrá ser inferior a 57.5 Hz. Esta restricción la establecen las unidades térm¡cas, las cuales no podrán operar por debajo de esta frecuencia un t¡empo superior a 48 segundos durante su vida úti,. . En contingencias se debe minimizar el tiempo que la frecuencia permanezca por debajo de 58.5 Hz, para evitar la pérd¡da de vida

útil de las plantas térmicas. Según recomendación de fabricantes estas plantas pueden operar con esta frecuencia hasta 30 minutos durante toda su vida útil. . Después de 10 segundos de ocurrido un evento, la frecuenc¡a del Sistema deberá estar por encima del umbral de la pr¡mera etapa (59.4 Hz) del EDAC. 10 Acuerdo 3251t . Se deberá optimizar la cantidad de carga a desconectar en eventos,evitando al máximo la sobrefrecuenc¡a. 5 CONSIDERACIONES . Se considera el esquema de desconexión de carga vigente yreportado por los OR's para Colombia y por el -erunce paraEcuador. fr EA Evaluación del EDAC año 2004 Se consideran los controles que están funcionando adecuadamenteen las s¡mu¡aciones tanto para las máquinas de Colombia como para las de Ecuador. Se considera el esquema de separación de áreas asociado a ta interconexión con los sigu¡entes ajustes: Baja Frecuenc¡a en Jamond¡no y pomasqui: 5g.2 Hz, conretardo de 500 ms Sobrepotenc¡a de envío Colomb¡a a Ecuador: 3g0 MW con retardo de 2 segundos, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95olo del valor de ajuste (361 MW). Sobrepotenc¡a de envío Ecuador a Colomb¡a: en este caso se cuenta con dos ajustes que operan según el sentido del flujo a través de la interconexión. Se tiene un ajuste para el caso de exportación desde Ecuador hacia

Colombia de 250 MW con retardo de 2 segundos, cons¡derando que el conteo del t¡empo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (237 MW). En caso contrar¡o, es decir, con exportac¡ón de Colombia hacia Ecuador, el ajuste se tiene en 100 ¡4W durante 500 ms prev¡endo condiciones de inversión de flujo cuando la demanda de Nariño queda alimentada desde Ecuador. Bajo voftaje en Jamond¡no y Pomasquí: 0.8 p.u de 220 kV (176 kV Fase - Fase cond¡cionado a las tres fases) con retardo intenc¡onal de 500 ms. Alto voltaje en Jamondino 12 o/o de 230 kV (257,6 kVFase - fase) y Pomasqui: L5 o/o de 220 kV (253 kV Fase - Fase). Acuerdo 325frE4 Evaruación del EDAC año 2004 12 6 CASOS ANALTZADOS Para la evaluación del comportamiento del EDAC se analizaron los eventos ocurridos durante el año 2004, incluidos en las Tablas 3a v 3b, y adicionalmente se estudiaron de manera detallada 4 eventos mayores de pérdida de generación para el sistema integrado Colombia - Ecuador: . Pérd¡da de 690 MW de generac¡ón en cuavio . Evento sobre la ¡nterconexión Colombia - Ecuador oor oérdida de generación en Ecuador. . Pérdida secuencial de 1210 N4W de generación en San Carlos . Pérdida de 829 MW de generación en Chivor.

7 RESULTADOS A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos ante diferentes eventos de pérdida de generación. Las variables establecidas como referencia corresponden a la frecuencia mínima, frecuencia después de 10 segundos de ocurr¡do el evento, porcentaje de carga deslastrado en cada Sistema y las etapas del EDAC que actúan en cada caso. Esto con el fin de establecer el comDortamiento del esouema v la robustez del m¡smo, En la Tabla 4 se presenta el resumen de operación del esquema para todos los casos y en los anexos 1a 4, el análisis detallado para cada uno de los eventos. 7,7 Evento 7 Pérdida de 690 MW de generación en Guavio Por falla en servic¡os auxiliares en la Central Guavio, se presentó disparo escalonado de las unidades 3, 7 y 4 de Guavio, para una pérdida total de generación en el SIN de 690 MW, el desbalance generación carga fue asumido favorablemente con buena respuesta de las unidades de generación en la prestac¡ón del servicio de regulac¡ón primaria y secundaria, lo mismo que la actuación del EDAC. Es importante anotar que debido a los intervalos de tiempo ocurr¡dos entre los d¡sparos de las unidades, sólo se considera para el análisis del evento la sal¡da de las unidades 1v 4 de Guavio. Acuerdo 325fr Eü! Ev¿lu¿ció¡ del EDAC ¿ño zoo4 13 La salida de la generación en ¡a unidad 4 de Guavio con 230 MW, representa un desbalance del 3.3% y la frecuencia alcanza los 59.39 Hz

transitoriamente, razón por la cual se produce la desconexión de laprimera etapa del EDAC en algunas barras del sistema. Ver Figura 3. No se reportó actuación del EDAC en todas las áreas del SIN, ya que debido al efecto de dispersión de la frecuencia no se alcanzó a suDeraT el umbral de la primera etapa (59.4 Hz). Figura 3, Evoluc¡ón de la frecuencia Particularmente para Colomb¡a se presentó una desconex¡ón de carga de aprox¡madamente 75 MW (L,4to/o), mientras que para Ecuador se presentó una desconexión de 37 MW (2,29Vo),lográndose obtener una adecuada recuDeración de la frecuencia. Debido a la d¡sminución de la frecuencia y a Ia desconexión de carga se presenta una disminución transitoria del flujo de potenc¡a de Colombia a Ecuador, ante el disparo de las un¡dades. Por lo tanto, no se presenta una variación significativa de las tens¡ones en Jamondino. 7.2 Evento 2 Pérdida de la interconexión Colombia - Ecuador por pérdida de generación en Ecuador El evento inició debido a falla monofásica sostenida, Fase B, en la Línea Electroquil - Gonzalo Zevallos a 69 kV, en la Zona de Guayaquil, Acuerdo 325# lS! B",la¿. ¿a Bo¡c "¡o zoo+ 74

Ecuador. El despeje de la falla ocurrió en tiempos de respaldo, delorden de-un segundo según los registros de falla, y afectó la carga y tageneración de la Planta Gonzalo Zevallos, disparando inicialmente delorden de 140 MW. La condición de falla sostenida afectó la tens¡ón del Sistema Ecuatorianohasta ia frontera con Colombia, presentando una caída de tensión enJamondino del orden de 17 kV entre fases. El intercambio evolucionóinicialmente de 230 MW a 90 MW en e¡ transcurso de 1s y luegoaumentó hasta un máximo de 345 MW antes de transcurrir 1 s, antepérd¡da ad¡cional de generación en el orden de los 130 N4W.evolucionando a condiciones de colapso de tens¡ón, con posterioi separación de los s¡stemas por actuación de la protección distanc¡a enPomasqu¡. Con la actuación del esquema de al¡vio de carga en Ecuador serestableció el equil¡brio generac¡ón - demanda ón condiciones desobrefrecuencia. Eventos posteriores de generación afectaron las condiciones de suministro en Ecuador llevando el s¡stema a colapso. El Sistema Colombiano no reg¡stró perturbación mayor. Después de la separación de los sistemas presentó una ligera sobrefrecuencia que fue regulada ráp¡damente por los esquemas de control. Ver Figura 4 ¡.mpo (.) Figura 4, Evolución de la frecuencia Acuerdo 325frEA Bv¿luació¡ del EDAC año 2004 15 Adicionalmente, los esquemas automáticos controlaron secuencialmente

las condiciones de tensión en Jamondino. Las simulaciones de anál¡sis eléctrico reflejan coherentemente la evolución del evento y permitieron establecer que el s¡stema ecuatoriano fue afectado ¡n¡cialmente por una falla en al red, y que luego del despeje de la falla presentó pérdida importante de generación que llevó la interconex¡ón al ¡ímite de transferencia y a colapso de tensión. Posterior a la separación de los sistemas, se presentó actuación total del EAC, en el orden del 50o/o, en Ecuador, recuperando la frecuenc¡a a valores operativos, pero eventos posteriores de generación impidieron mantener condic¡ones aDropiadas de suministro. 7,3 Evento 3 Pérdida secuenciat de 7270 MW de generación en San Carlos E¡ 16 de octubre de 2004 a las 21:56 Horas, se presentó pérdida secuencial de generac¡ón en la Central San Carlos, con un total de 1210 MW, por falla en los servic¡os auxiliares. afectando la frecuencia del sistema integrado hasta valores del orden de 58.8 Hz, activanoo tos esquemas de desconexión de carga con un total de desconexión en Colombia del orden de 695 N4W y en Ecuador de 495 MW. Ver Figura 5. Acuerdo 3254E4 Evaluación del EDAC aio 2004 1o Figura 5. Evolución de la frecuencía Ante el evento, la transferenc¡a de 235 MW dirección Colomb¡aEcuador se ¡nvirtió presentando alta variabil¡dad con valores transitorios

superiores a 300 MW en dirección Ecuador - Colombia, estabil¡zándose brevemente alrededor de 220 ¡4W e ¡ncrementándose hasta 250 MW en un lapso de 3.5 minutos desde el in¡cio del evento, valor en el cual se presenta la apertura en Jamondino por actuación del esquema oe cñhrañ^fan.ir La tensión evoluciona de 235 kV presentando alta variabilidad por las condiciones de invers¡ón de flujo y en función de la transferencia, con valores entre 250 kV y 220 kV, establizándose inicialmente en 241 kV, y recuperando condiciones normales mediante la operación del control de tensión en Jamondino. La respuesta de los esquemas de desconexión de carga por baja frecuencia, EDAC en Colombia y EAC en Ecuador, fue apropiada ante la magnitud del evento. En Colombia se desconectaron 695 MW, de un esperado del 770 MW, para una efect¡vidad del 90o/o, y en Ecuador, con una incursión en la cuarta etapa al registrarse una frecuencia mínima de 58.778 Hz se desconectaron 495 MW de 620 MW (360lo), con buena efect¡v¡dad.fr E\ Evalu¿ció¡ del EDAC ¿no 2004 17 7,4 Evento 4 Pérdida de 829 MW de generación en Chivor A las 10:45 horas del 28 de enero del 2005, se presentó falla en elsistema que al¡menta los servicios aux¡liares de corriente continua a 125VDC de la Central Chivor, quedando sin SOE y sin los s¡stemas oeseñalizac¡ón, de supervisión y control y de protecc¡ón, provocanoo eldisparo de todas las unidades de generación, excepto de la un¡dad 4que se encontraba en manten¡m¡ento desde el 17 de enero de 2005.

Como consecuenc¡a de la pérdida de generación, se presentó la caída de la frecuencia hasta 59.05 Hz con la activac¡ón de los esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia hasta su segunda etapa, provocando la desconexión de 419 lvlw en Colombia (con la partic¡pación de todas las áreas) y 231 MW en Ecuador, para un total de desconexión de 650 MW aproximadamente. FRECUENCIA ( EDAC teórico Simulación) i[ecueNói,t ; I ( EDAC rcal L qir!l¡!Ló") l F¡gura 6, Evolución de Ia frecuencia La frecuencia permaneció por fuera del rango (59.8-60.2H2), por un tiempo de un minuto y 24 segundos, recuperada mediante la actuación del EDAC en ambos Daíses. En cuanto a la regulación primaria de las unidades, se observa un buen comportamiento en la recuperación de la frecuenc¡a. Especiaimente la central de Guavio representa un aporte sign¡f¡cat¡vo al subir 238 ¡4W en Acuerdo 325fr S4 Ev'lució¡ del EDAC ¿no 2004 total. De igual forma, las centrales de Guatapé, Guadalupe, Tasajera, ¡.4iel, Altoanch¡cayá, entre otras, contribuyen con el aumenro generac¡ón a la recuperación adecuada de la frecuencia. 18 de La regulac¡ón secundaria de frecuenc¡a estaba s¡endo prestada con 210MW en Chivor y 70 MW en Jaguas.

Debido a la desconexión de carga se observa una invers¡ón transitor¡a del flujo de potenc¡a de Ecuador a Colomb¡a alcanzando del orden de 22 ¡4W, lo que ocasiona un aumento de las tensiones especialmente en la barra de Jamondino. S¡n embargo, Ia actuación de los Ve,s del suroccidente colomb¡ano y la regulación de frecuencia recuperaron rápidamente las condiciones de operación del sistema integrado Colombia - Ecuador. La salida secuencial de la generación en Ia Central Chivor con 829 [4W, representa un desbalance del 70.44o/o. Con base en los registros de desconexión de carga se deslastraron 419 MW (6.770/0 de Ia carga de Colombia),231 MW (13.21olo de la carga de Ecuador), para un total de desconexión de 650 MW equ¡valentes a un 8.197o de la demanda total de los dos s¡stemas. De igual forma para Ecuador considerando el esquema teór¡co, se debía presentar una desconexión de 270.28 MW (15.45%) y la carga real desconectada fue de 231 N4W (13.21olo), por lo tanto e¡ sistema ecuatoriano desconecto el 85% de la carga esperada de acuerdo a la s¡m u lación. lrrrw / P4 Pá! da de 230 MW de geñffi ón €n (2.3.4) d goneÉcrón 0ñ GonÉLo Zévallo. Pérd¡d¿ dc 1210 Mw d-a gene€cióJ g Péllrdá de 329 MW d€ oan.Éóión e'

Acuerdo 325cí E! Eváruación d€l EDAc ano 2oo4 19 Tabla 4. Resultados EDAC 8 CONCLUSIONES GENERALES . Para el Sistema Co¡omb¡ano se mantiene el Esquema de Desconexión de Carga por Baja Frecuencia que cubre un 40olo del total de la demanda, distribuido en 8 etapas con desconex¡ones de carga del 5olo (con retardos desde 200 ms en las dos primeras etapas, 400 ms en las dos siguientes y hasta 4 s en Ia última etapa según la Tabla 1). Se mantiene el porcentaje de desconexión de carga €ñ €l 5olo €rl Colombia para todas las etapas por su efectividad ante los diversos desbalances a¡ optimizar Ia carga desconectada y en la recuperación al min¡mizar condiciones de sobrefrecuencia. De acuerdo con los reg¡stros obtenidos para el últ¡mo año, cerca del 90olo de los eventos provocan la operación del EDAC dentro del umbral de ¡as tres primeras etapas, que son las más ráp¡das en su actuación. Fsto ind¡ca que el esquema es lo sufic¡entemente conf¡able para cubrir los eventos más probables, De los eventos analizados, el mayor desbalance para el sistema corresponde a la pérdida secuencial de 1210 MW de generación en San Carlos, con una desconexión total de 694 MW (13.5%) en Colombia y 495 MW en Ecuador, observándose una adecuada recuperación de las condiciones de frecuencia y tens¡ón, aún después de la pérdida de la interconexión con Ecuador. Los resultados que se obtuvieron muestran en forma general un

adecuado funcionamiento del EDAC; sin embargo, para algunas subáreas del SIN es necesar¡o revisar la implementac¡ón de forma que se ajuste al esquema v¡gente, y por tanto, a los requerimientos del Sistema. . En general las variables principales en la evaluación del EDAC relacionadas con la evolución de Ia frecuencia, regulación primaria y Acuerdo 325Er¿Iuacióa del EDAC ¡ño m04 secundaria de las unidades y la d.esconexión de carga, presentan unbuen comportamiento en la recuperación de la frecuencia. Acuerdo 325