Que mediante el Acuerdo 1019 de 2017 se establecieron las responsabilidades de los agentes sobre la implementación y funcionamiento de los esquemas suplementarios de protecciones y se define el procedimiento de suministro de información y seguimiento relacionado con estos esquemas.

Que en el numeral 3.1 ESQUEMAS SUPLEMENTARIOS SISTÉMICOS del Anexo 1 del Acuerdo 1019 se prevé que: "La clasificación de los esquemas como sistémicos o locales permite establecer las responsabilidades en los mismos. En el documento de referencia “Marco Conceptual de los Esquemas Suplementarios de Protecciones”, numeral 3, se definieron específicamente los esquemas de aplicación sistémica, señalando que se diseñan para tomar algún tipo de acción predeterminada ante una condición particular y conocida del sistema eléctrico de potencia que pueda causar una operación inusual e indeseada. Esta acción permite contrarrestar la condición observada de una manera controlada, a fin de mitigar las consecuencias derivadas, permitiendo con posterioridad un aceptable desempeño del sistema de potencia. Adicionalmente, se indicó que estos esquemas suplementarios se instalan para proteger el sistema de potencia o porciones estratégicas del mismo previamente definidas. La posibilidad de implementación de un esquemas del tipo sistémico debe determinarse a partir de la necesidad observada y la definición del impacto que tendría en el SIN. Dentro de los posibles impactos se pueden identificar aspectos tales como desviaciones de frecuencia por fuera de los límites aceptables que activen esquemas como el Esquema de Deslastre Automático de Carga por baja frecuencia –EDAC, condiciones de oscilaciones de potencia, cambios súbitos del voltaje que ocasionen pérdida de generación o desconexión de cargas fuera del área eléctrica donde se presentan los disturbios o la combinación de varios de estos aspectos operativos."

Que con el propósito de identificar el grado de responsabilidad que puede tener un agente o grupo de agentes en un esquema suplementario, en el numeral 4 del Anexo 1 del Acuerdo 1019 se hace la clasificación del tipo de esquema suplementario, según el objetivo funcional.

Que en el numeral 4.1 del Anexo 1 del Acuerdo 1019 se clasifican los esquemas suplementarios sistémicos que tienen como objetivo mejorar la confiabilidad y seguridad del SIN así: "Teniendo en cuenta lo establecido en la Ley 143 de 1994: “la operación del sistema interconectado se hará procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad del servicio mediante la utilización de los recursos disponibles en forma económica y conveniente para el país”. Ante ciertas condiciones operativas, se puede requerir la instalación en el sistema de potencia de esquemas suplementarios para proteger la integridad del SIN. Los cuales pueden implicar la salida de líneas de transmisión, modificación de generación o carga o combinación de las anteriores, para evitar un evento de gran magnitud. Este tipo de esquemas no deben ocultar necesidades de expansión del sistema ya identificadas, las cuales eviten futuras situaciones de emergencia operativa, ante condiciones que pongan en riesgo la confiabilidad y seguridad del SIN."

Que en el numeral 6.1 del Anexo 1 del Acuerdo 1019 se establecen las responsabilidades generales del Centro Nacional de Despacho y de los agentes en la identificación de las restricciones del Sistema que requieren acciones operativas para mitigar su impacto y el procedimiento a seguir así: "Los análisis serán presentados por el CND en las reuniones del Subcomité de Análisis y Planeamiento Eléctrico -SAPE- para que emita su concepto sobre la necesidad de las acciones que deben ser propuestas y definidas por el agente involucrado para mitigar el impacto de las restricciones." En el mismo numeral se prevé que: "Los esquemas sistémicos deberán aprobarse mediante Acuerdo CNO." y "El CND administrará la información correspondiente a los esquemas sistémicos instalados en el SIN, evaluando el atributo de temporalidad de los mismos. El CND y los agentes involucrados en la implementación y operación de los esquemas, de acuerdo con el análisis del SAPE, deben establecer consignas operativas para la gestión operativa y de mantenimiento de los diferentes esquemas. Las consignas operativas y los reportes de actuación de los esquemas regionales y locales deberán ser informadas al CND."

Que en el numeral 6.2.1 Responsabilidades Específicas se prevé que "En el caso de los esquemas sistémicos, la responsabilidad de la identificación de los esquemas requeridos en el SIN es del CND y para los esquemas del tipo local, la responsabilidad de su identificación será conjunta entre el CND, el operador de red y los agentes cuyos activos estén comprometidos.". En el numeral 6.2.2 se establecieron las responsabilidades asociadas a la propuesta y al diseño conceptual de los esquemas requeridos en el SIN de acuerdo al tipo de esquema así: "Esquema Tipo 1: La responsabilidad es de los agentes involucrados y el CND. El operador del sistema podrá proponer esquemas en la medida que lo considere necesario.". En el numeral 6.2.3 se prevé que "Esta etapa será responsabilidad del CND y los agentes involucrados para el caso de los esquemas sistémicos. Esquemas Tipo 1: Este tipo de esquemas podrían ser distribuidos en una zona amplia y podrían requerir de la participación de uno o varios agentes, por lo cual cada agente será responsable de diseñar, implementar, mantener y coordinar operativamente los equipos que se encuentren instalados en su zona de influencia."

Que con el aumento en la demanda y la red disponible de la subárea Guajira-Cesar-Magdalena - GCM, es necesario programar generación de seguridad para garantizar la operación segura y confiable de la subárea.

Que posibles indisponibilidades de generación de seguridad en la subarea GCM y/o de los circuitos del anillo de 220 kV, llevan a que ante la contingencia de la línea Copey–Valledupar II 220 kV, se presenten cargabilidades por encima del valor declarado de la línea Copey–Valledupar I 220 kV, situación que implicaría la necesidad de programar DNA preventiva.

Que el CND presentó en la reunión 301 del 17 de octubre de 2019 del Subcomité de Análisis y Planeamiento Eléctrico SAPE la propuesta de diseño e implementación del siguiente esquema suplementario sistémico: apertura de los circuitos Valledupar 1, 2 y 6 (43 % de la carga a 13.8 kV de la subestación Valledupar), y la línea Valledupar-La Paz 34.5 KV (100 % de la carga de la subestación Valledupar a 34.5 kV), cuando la cargabilidad del enlace Copey-Valledupar I 220 kV es superior al 100 % ante contingencia, con el fin de evitar la programación de DNA preventiva.

Que teniendo en cuenta que con la entrada en operación del proyecto de expansión Corredor Cerromatoso-Chinú-Copey-Cuestecitas 500 kV se elimina la restricción identificada, la temporalidad del esquema suplementario de protección sistémico estaría vigente hasta ese momento.

Que el SAPE en la reunión 301 del 17 de octubre de 2019 dio concepto favorable a la implementación de un esquema suplementario sistémico por sobrecarga en el circuito Valledupar - Copey I 220 kV ante contingencia.

Que el Comité de Operación en la reunión 331 del 24 de octubre de 2019 recomendó al Consejo la expedición del presente Acuerdo.

Aprobar la implementación de un esquema suplementario de protección sistémico que considerando indisponibilidades de generación en la subárea Guajira-Cesar-Magdalena GCM, ante la contingencia del circuito Copey – Valledupar 2 220 kV, deslastre carga en Valledupar 34.5 kV y Valledupar 13.8 kV de aproximadamente 30 MW en tres etapas (10 MW por etapa), así:

El presente acuerdo entra en vigencia a partir de la fecha de su expedición y estará vigente hasta que entre en operación el proyecto de expansión Corredor Cerromatoso-Chinú-Copey-Cuestecitas 500 kV.