Que en el numeral 7.6 del Código de Operación de la Resolución CREG 025 de 1995 se prevé que “El CND en cualquier momento puede solicitar a cualquier empresa generadora que certifique los parámetros utilizados en el Planeamiento Operativo con el fin de demostrar que cumple con los declarados.”

Que en el numeral 3 del Anexo CO2 del Código de Operación se prevé que entre otras obligaciones los Agentes generadores deben reportar al CND los modelos que representan los siguientes sistemas: Sistema de Excitación, Estabilizador de Potencia, Gobernador de Velocidad y Turbina.

Que de acuerdo con lo establecido en el numeral 13.1 del Código de Conexión, los generadores deben proveer control de tensión y potencia reactiva, control de frecuencia mediante regulador de velocidad, estabilización de potencia y regulación secundaria de frecuencia con AGC.

Que el Acuerdo 1236 de 2019 definió los tipos de pruebas para las plantas o unidades de generación que están autorizadas para desviarse, entre los que se encuentran: Estabilizadores de Sistemas de Potencia –PSS-, ajuste y/o verificación de regulador de velocidad de turbina y ajuste y verificación del regulador de voltaje o tensión.

Que los reguladores de velocidad/potencia, los sistemas de excitación y estabilizadores de sistemas de potencia, son determinantes para la estabilidad del SIN.

Que mediante el Acuerdo 552 de 2011 se establecieron los requerimientos para los modelos, pruebas y ajustes de los controles de excitación, velocidad/potencia y estabilizadores de sistemas de potencia de las unidades de generación del SIN y se definieron las pautas para el desarrollo de un plan piloto en algunas unidades del SIN.

Que mediante el Acuerdo 640 de 2013 se establecieron los requerimientos para la obtención y validación de parámetros del generador y los modelos del sistema de excitación, control de velocidad/potencia y estabilizadores de sistemas de potencia de las unidades de generación del SIN, y se definieron las pautas para las pruebas y reajustes de los controles de generación, el cual fue sustituido por el Acuerdo 752 de 2015.

Que en el artículo 1 de la Resolución CREG 039 de 2001 que modifica el Artículo 3 de la Resolución CREG-086 de 1996 se prevé que las plantas menores podrán optar por acceder al Despacho Central, en cuyo caso participarán en el Mercado Mayorista de electricidad y de tomar esta opción, deberán cumplir con la reglamentación vigente.

Que en el parágrafo 2 del artículo 10 de la Resolución CREG 005 de 2010 se prevé que “El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes con Garantía de Potencia, tendrá categoría de Generador con una Capacidad Efectiva equivalente a los Excedentes con Garantía de Potencia que registre ante el SIC. La regulación aplicable a los generadores, se hace extensiva para estos Cogeneradores”.

Que en el artículo 12 de la Resolución CREG 024 de 2015 “Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en el sistema interconectado nacional (SIN) y se dictan otras disposiciones” se prevé que “El autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes a la red deberá ser representado por un generador en el mercado mayorista, en cuyo caso las partes acordarán libremente las condiciones de dicha representación. Se aplicarán las condiciones establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es menor a 20 MW, y en caso contrario, las establecidas para las plantas despachadas centralmente”.(Subrayado fuera de texto)

Que en el artículo 14 de la Resolucion CREG 024 de 2015 se prevé que: “Cuando una planta de un autogenerador que haya declarado una potencia máxima menor a 20 MW presente entregas de potencia promedio en período horario a la red mayor a dicho límite en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, se modificará el valor de potencia máxima declarada.

El ASIC será responsable de realizar este procedimiento.

El nuevo valor de potencia máxima declarada corresponderá al promedio simple de la potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW. Por lo tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario y con una vigencia de seis meses”.

Que en el artículo 19 de la Resolución CREG 024 de 2015 que adiciona un parágrafo al artículo 3 de la Resolución CREG 086 de 1996 se prevé que:

“Parágrafo: Cuando una planta que haya declarado una capacidad efectiva menor a 20 MW presente entregas de potencia promedio en período horario a la red mayor a dicho límite en cinco horas, continuas o discontinuas, en un período de treinta (30) días calendario consecutivos, sin que esta entrega de energía haya sido solicitada por el administrador del mercado, se modificará el valor de la capacidad efectiva de la planta. El ASIC será responsable de realizar este procedimiento.

El nuevo valor de la capacidad efectiva de la planta corresponderá al promedio simple de la potencia promedio en período horario de las cinco primeras horas donde se superó el límite de 20 MW. Por lo tanto, la planta quedará sometida a las reglas aplicables para las plantas que son despachadas centralmente a partir del primer día del siguiente mes calendario con una vigencia de seis meses.” (Negrilla fuera de texto)

Que mediante el Acuerdo 830 de 2015 se estableció que los requerimientos para la obtención y validación de parámetros del generador y los modelos del sistema de excitación, control de velocidad/potencia y estabilizadores de sistemas de potencia de las unidades de generación del SIN y la definición de las pautas para las pruebas y reajustes de los controles de generación es aplicable a las plantas menores que opten por entrar al Despacho Central y a las plantas menores que sean incluidas en el Despacho Central porque les es aplicable el artículo 19 de la Resolución CREG 024 de 2015. Y mediante el Acuerdo 1177 de 2019 se sustituyó el Acuerdo 830 de 2015. El Acuerdo 1177 de 2019 fue sustituido por el Acuerdo 1313 de 2020, que a su vez fue sustituido por el Acuerdo 1358 del mismo año.

Que mediante el Acuerdo 1358 de 2020 se incluyeron los requerimientos a tener en cuenta en el modelamiento, cuando a una unidad de generación se conecte un sistema de almacenamiento de energía eléctrica SAEB, el cual fue sustituido por el Acuerdo 1562, que actualizó el procedimiento de seguimiento del desempeño de los modelos. El Acuerdo 1562 fue sustituido por el Acuerdo 1643 de 2022 por el que se flexibilizaron las características de los registros en el proceso de validación de modelos de control con respecto a la validación ante perturbaciones de tensión. El Acuerdo 1643 de 2022 fue sustituido por el Acuerdo 1825 de 2024, por el que se actualizaron los anexos 3, 4 y 5.

Que el Subcomité de Controles en la reunión 325 del 16 de septiembre de 20255 dio concepto favorable a la actualización del Anexo 4, incluyendo la realización de las pruebas de simulación donde se representen fallas severas para verificar el comportamiento y estabilidad del modelo y se establecen los criterios para estas pruebas. Se incluye también un artículo de transición para la actualización de los modelos bajo los acuerdos 1825 y 2029.

Que el Comité de Operación en la reunión 479 del 30 de septiembre de 2025 recomendó la expedición del presente Acuerdo.

DEFINICIONES. Para el correcto entendimiento de este Acuerdo, se define:

- Parámetros validados de los generadores: son los parámetros del modelo del generador que permiten representar su respuesta real a eventos en el sistema y pruebas de campo.

- Modelo validado: es el modelo matemático en el que se ha comprobado la capacidad de reproducir dentro de márgenes razonables el comportamiento del: Regulador de velocidad, Sistema de excitación y Estabilizador del Sistema de Potencia asociado, mediante la contrastación entre ensayos de campo y eventos reales, y la simulación de condiciones equivalentes.

- Control de generación: es uno de los siguientes controles: regulador de velocidad / potencia (RAV), sistema de excitación (AVR), estabilizador del sistema de potencia (PSS) y los limitadores asociados a estos controles.

- Estabilidad: es la característica de respuesta del sistema en la que se verifica que las señales de salida de los modelos validados son amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada estables, para los modos y condiciones operativas analizadas.

- Modelo Estable: es el modelo en el que se verifica que las señales de salida son amortiguadas en el tiempo ante señales de entrada amortiguadas en el tiempo, para todos los modos y condiciones operativas analizadas.

- Modelo tipo 6 máquina sincrónica: es un modelo matemático de la máquina sincrónica representado por 6 variables de estado. Los modelos de orden superior contienen más de 6 variables de estado y representan con mayor fidelidad el comportamiento dinámico del generador.

- Sbase: Potencia aparente base del generador. Normalmente es la potencia aparente nominal en MVA.

- Vbase: Tensión base del generador. Normalmente es la tensión en bornes nominal en kV.

- fpn: Factor de potencia nominal del generador.

- Registro de Evento de frecuencia para validación de modelo del regulador de velocidad/potencia: Registro asociado a la excursión de la frecuencia del sistema superior a 0.2 Hz.

No Linealidades: Restricciones que modifican la respuesta de los controles.

CV: Ceiling Voltage (Voltaje de Techo): es el límite que corresponde a la máxima y mínima tensión de campo que puede alcanzar el sistema de excitación.
OEL: Over Excitation Limiter (Limitador de sobre excitación).
UEL: Under Excitation Limiter (Limitador de sub excitación).
RCC: Reactive Current Compensation (Compensación de corriente reactiva).
CCC: Cross Current Compensation (Compensación de corriente cruzada).
V/Hz: Limitador de sobreflujo magnético del generador. Limita la relación V/Hz.
SCL: Stator Current Limiter (Limitador de corriente del estator).
LPQ: es el limitador de ángulo de carga del sistema de excitación.
MEL: Minimum Excitation Limiter (Limitador de mínima corriente de excitación)
TCL: Limitador Control por temperatura (para unidades térmicas de combustión)
YMAX, YMIN: Límites máximo y mínimo de posición de actuadores.
UPSSMAX, UPSSMIN: Limitadores de salida de PSSs
LPSS: Lógica de conexión y desconexión de PSSs

CRONOGRAMA PLAZOS ENTREGA MODELOS DE GENERADORES Y CONTROLES DE PLANTAS EXISTENTES. Los plazos para la entrega de los modelos de generadores y controles de las plantas de generación existentes serán gestionados a través de un cronograma, en el que se llevará el control de las fechas de presentación de los resultados, al cual se le hará seguimiento en el Subcomité de Controles. ​

MODELAMIENTO DE UNIDADES NUEVAS Y SUS CONTROLES. Los agentes generadores de las unidades hidráulicas y térmicas despachadas centralmente que entren en operación comercial en fecha posterior a la vigencia de este Acuerdo, deberán declarar los parámetros del generador y los modelos de los controles de generación antes de su entrada en operación comercial, en concordancia con lo establecido en la reglamentación vigente. Adicionalmente, en un plazo no mayor a 90 días calendario después de su entrada en operación comercial, deberán reportar al CND los parámetros validados de los generadores y los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación, y 30 días después de que el modelo cumpla con los índices del anexo 3 del presente Acuerdo entregar la información asociada al ajuste de los estabilizadores de sistemas de potencia siguiendo lo establecido en el Acuerdo CNO 1457 o aquel que lo modifique o sustituya.

Se recomienda que la validación de los parámetros del generador y sus controles asociados, sea realizada en la herramienta utilizada por el CND, sin embargo dicha validación puede presentarse en otras herramientas de simulación dinámica.

MODELAMIENTO DE PLANTAS MENORES QUE OPTEN POR SER DESPACHADAS CENTRALMENTE, COGENERADORES QUE PARTICIPEN EN LA BOLSA DE ENERGÍA CON EXCEDENTES CON GARANTÍA DE POTENCIA Y AUTOGENERADORES A GRAN ESCALA CUYA POTENCIA MÁXIMA DECLARADA SEA MAYOR A 20 MW. Los agentes generadores representantes de las plantas menores que por primera vez opten por entrar al despacho centralizado, los cogeneradores que participen en la Bolsa de Energía con excedentes con garantía de potencia superiores o iguales a 20 MW y los autogeneradores a gran escala que quieran entregar excedentes a la red superiores o iguales a 20 MW, deberán declarar los parámetros del generador antes de entrar al despacho central en concordancia con lo establecido en la reglamentación vigente. Adicionalmente, en un plazo no mayor a nueve (9) meses después de la fecha de su inclusión en el despacho central, deberán reportar al CND los parámetros validados de los generadores y los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación.

Se recomienda que la validación de los parámetros del generador y sus controles asociados, sea realizada en la herramienta utilizada por el CND, sin embargo dicha validación puede presentarse en otras herramientas de simulación dinámica.

PARÁGRAFO PRIMERO: Cuando una planta menor, un cogenerador o un autogenerador sale del despacho central antes de que el Agente generador representante de la planta cumpla con la entrega al CND de los parámetros validados de los generadores y los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación, deberá presentarlos al CND antes de solicitar su inclusión nuevamente en el despacho central.

PARÁGRAFO SEGUNDO: Los Agentes generadores representantes de las plantas menores, de los cogeneradores o de los autogeneradores deben reportar a través de correo electrónico al Subcomité de Controles cada 3 meses, los avances en el proceso de validación de los parámetros de los generadores y los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación.

PARÁGRAFO TERCERO: Las plantas menores, los cogeneradores o los autogeneradores que tengan una modificación por fuera del despacho central en un control de generación (estabilizador del sistema de potencia, sistema de excitación o regulador de velocidad/potencia), en la turbina, núcleos o bobinados del estator o del rotor, u otros cambios que afecten los parámetros físicos o eléctricos del conjunto turbina – generador, deben actualizar los parámetros del generador y los modelos validados de controles de generación antes de que sean incluidos nuevamente en el despacho central.

MODELAMIENTO DE PLANTAS MENORES, COGENERADORES Y AUTOGENERADORES QUE SEAN DESPACHADOS CENTRALMENTE (RESOLUCIÓN CREG 024 DE 2015). Los agentes generadores representantes de las plantas menores y de los cogeneradores que sean incluidos en el Despacho Central porque les es aplicable el artículo 19 de la Resolución CREG 024 de 2015 respectivamente, deberán declarar los parámetros del generador antes de entrar al Despacho Central, en concordancia con lo establecido en la reglamentación vigente. Los autogeneradores que sean incluidos en el Despacho Central porque les es aplicable el artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015, deberán declarar los parámetros del generador antes de entrar al Despacho Central, en concordancia con lo establecido en la reglamentación vigente. Adicionalmente, en un plazo no mayor a nueve (9) meses después de la fecha en que la planta menor, el cogenerador o el autogenerador sean incluidos por segunda vez en el despacho central porque le es aplicable el artículo 19 y el artículo 14 de la Resolución CREG 024 de 2015, el Agente deberá reportar al CND los parámetros validados de los generadores y los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación.

Se recomienda que la validación de los parámetros del generador y sus controles asociados, sea realizada en la herramienta utilizada por el CND, sin embargo dicha validación puede presentarse en otras herramientas de simulación dinámica.

PARÁGRAFO: El plazo de nueve (9) meses para que el agente presente los parámetros validados de los generadores y los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación se debe cumplir aun si la planta menor, el cogenerador o el autogenerador se encuentran por fuera del despacho central.

En la Figura 1, la instancia general de seguimiento hace referencia a la ejecución del seguimiento que realiza el CND semestralmente, a partir del 1 de agosto de 2020, para todas las unidades que tengan los modelos validados y aquellos que sean aprobados tras el periodo de garantia.

A continuación se presenta el diagrama de flujo con el procedimiento que define la transitoriedad del presente Acuerdo:

AMPLIACIÓN DE PLAZOS. Cuando un agente generador no pueda cumplir con los plazos de entrega de la información establecidos en el presente Acuerdo, deberá solicitar la ampliación del plazo a través de correo electrónico dirigido al Secretario Técnico del CNO, con una antelación mínima de 15 días a la fecha de vencimiento del plazo y deberá presentar la justificación correspondiente de tal situación ante el Subcomité de Controles, el cual dará el su concepto y en caso favorable se hará la actualización en el cronograma de seguimiento definido en el Artículo Segundo.

ACTUALIZACIONES DE LOS PARÁMETROS DEL GENERADOR DE PLANTAS INCLUIDAS EN EL DESPACHO CENTRAL. Los agentes deberán enviar al CND un informe con los parámetros validados del generador, en un tiempo no mayor a 90 días calendario después de que una unidad tenga una intervención que cambie algún parámetro físico o eléctrico del generador que se encuentra definido en el Artículo Décimo. En el mismo informe se deben enviar los resultados de pruebas de validación de los modelos de los controles definidos en el Artículo Decimosegundo.

REAJUSTES DE REGULADORES DE VELOCIDAD PARA GARANTIZAR ESTABILIDAD EN SIMULACIÓN DE RED AISLADA.

Los agentes deben coordinar con el CND todos los ajustes en campo de los reguladores de velocidad de las unidades hidráulicas, incluyendo aquellos necesarios para cumplir con los requerimientos de estabilidad en red aislada, para lo cual, los Agentes deberán informar al CND el valor de estos ajustes y las fechas en que se realizarán.

Una vez el CND reciba los ajustes propuestos, realizará estudios sistémicos para determinar el efecto en el control de frecuencia de los mismos, en un plazo máximo de treinta (30) días calendario. Cuando el CND encuentre inconvenientes en los reajustes propuestos, informará los resultados al agente solicitante, para que este haga los cambios que sean requeridos.

Todos los ajustes en campo de los reguladores de velocidad de unidades hidráulicas, incluyendo aquellos necesarios para cumplir con los requerimientos de estabilidad en red aislada, deben realizarse en coordinación con el CND.

Una vez el CND reciba estos ajustes, el CND realizará estudios sistémicos para determinar el efecto en el control de frecuencia de los mismos. Cuando el CND encuentre inconvenientes en los reajustes propuestos, informará al agente para que realice los cambios requeridos.

La evaluación del desempeño dinámico de estos ajustes, estará sujeta a las siguientes consideraciones:

• Una vez el agente realice el ajuste del regulador de velocidad en campo, deberá hacerle seguimiento al desempeño del mismo, sin perjuicio de lo establecido en la regulación vigente. En caso de que el agente identifique que se requieren nuevos ajustes, el agente deberá informar al CND los nuevos parámetros que permitan cumplir tanto con la estabilidad en simulación en red aislada y la prestación del servicio de regulación primariaSi se detecta que el ajuste de la unidad no responde adecuadamente a eventos de frecuencia, el agente deberá informar al CND los nuevos parámetros que permitan cumplir simultáneamente con la estabilidad en simulación en red aislada y la prestación del servicio de regulación primaria.

• Cuando se identifique la necesidad de un reajuste de parámetros posterior al seguimiento realizado, el agente podrá devolver el ajuste del regulador a sus valores originales, previa coordinación con el CND, para lo cual tendrá un plazo no superior a 30 días calendario a partir de la ocurrencia del primer evento en frecuencia donde se evidencie una inadecuada respuesta en regulación primaria de la unidad luego del primer ajuste. El agente tendrá el plazo indicado, siempre y cuando los ajustes actuales de la unidad no ocasionen riesgos para la operación del SIN. Cuando se vea afectada la operación del SIN, el agente deberá devolver los parámetros a sus valores originales tan pronto el CND identifique e informe al agente sobre la condición de riesgo. El agente informará el momento en que realizará el reajuste al regulador.

• Si no es posible encontrar un ajuste con el que se obtenga estabilidad de la unidad en simulación de red aislada y adecuada respuesta en regulación primaria, el Agente y el CND revisarán conjuntamente los parámetros que sean más convenientes para el Sistema. Lo anterior, sin perjuicio del cumplimiento de la regulación vigente en cuanto a la regulación primaria de frecuencia.

Si se encuentra un reajuste con el que se obtenga estabilidad de la unidad en simulación de red aislada y adecuada respuesta en regulación primaria, el Agente deberá mantener operativos los nuevos parámetros del regulador de velocidad encontrados.

• En caso que se presente una modificación en los parámetros del regulador de velocidad/potencia con el objetivo de mantener estabilidad en red aislada, este cambio de parámetros será tratado de acuerdo con lo previsto en el Artículo Sexto.

• Cuando se realicen ajustes al regulador de velocidad para garantizar estabilidad en simulación de red aislada, las unidades continuarán siendo objeto de la verificación de la prestación efectiva del servicio de regulación primaria de frecuencia.

EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS MODELOS VALIDADOS. Una vez el CND reciba el informe completo, revisará los modelos validados de los controles de generación a los que hace referencia el presente Acuerdo en un plazo máximo de 60 días calendario contados a partir de la recepción del mismo. Esta revisión realizada en la herramienta de simulación dinámica utilizada por el CND incluirá la verificación de la estabilidad de los modelos. Cuando se presenten diferencias entre la respuesta del modelo suministrado y el comportamiento real, teniendo en cuenta los requerimientos considerados en el Anexo 3 del presente Acuerdo, el CND informará tal situación al agente, para que se dé inicio a la revisión del modelo y si es necesario, realizar las respectivas correcciones.

La revisión de los modelos de las conducciones y de los reguladores de velocidad de las unidades que tienen interacción hidráulica sólo será realizado una vez se tengan los modelos de los reguladores de velocidad de todas las unidades de la planta.

En caso de que el agente deba realizar correcciones al modelo, tendrá un plazo de 60 días calendario contados a partir de la fecha de la comunicación del CND, para presentar nuevamente el modelo validado y estable. A partir de la primera entrega, se seguirán aplicando plazos de 60 días calendario para revisión y entrega del modelo validado tanto para el Agente como para el CND y el incumplimiento de estos plazos será reportado al CNO. Cuando se superen 3 entregas del modelo validado, la situación deberá ser socializada en el Subcomité de Controles.

Adicional a la información reportada por el agente, el CND podrá verificar la validez de los modelos de generadores y controles utilizando registros diferentes a los utilizados en la etapa de levantamiento de modelos.

Cuando se presenten condiciones dinámicas del sistema que requieran reajuste de los parámetros de los controles de generación, el CND podrá solicitar pruebas de reajuste a los controles, y de requerirse la validación. Estos reajustes serán realizados en coordinación con el agente de conformidad con el Artículo Sexto del presente Acuerdo.

Una vez el CND de concepto favorable a la validez de los modelos, el agente tendrá un plazo de máximo 30 días calendario para enviar al CND la declaración de parámetros correspondiente.

RESUMEN DE PLAZOS PARA EL CND Y LOS AGENTES.

En la Tabla 1 se resumen los plazos establecidos asociados al cumplimiento del presente Acuerdo respecto a la entrega de informes con los modelos validados para los Agentes generadores.

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[1] Los Agentes de las plantas menores deben reportar al Subcomité de Controles cada 3 meses, los avances en el proceso de validación de los modelos validados de los controles asociados a las unidades de generación.

El CND tendrá siempre 30 días calendario para revisar los informes y notificar al agente y 60 días calendario para realizar la validación de los modelos y notificar al agente.

En la Figura 2 se muestra el diagrama de flujo para el caso en que se realiza la validación de un modelo de control donde se incluye el PSS.

Figura 2. Diagrama de flujo validación con PSS.

En la Figura 3 se muestra el diagrama de flujo para el caso en que se realiza la validación de un modelo de control donde se incluye el PSS y se acoja a la transición definida en el artículo 20 del presente Acuerdo.

Figura 3. Diagrama de flujo validación con PSS Transición

DEFINICIÓN DE TIPO DE ESTABILIZADORES DE SISTEMAS DE POTENCIA. Para unidades de generación con capacidad superior o igual a 100 MW el CND determinará el tipo más conveniente de estabilizadores de sistemas de potencia según las necesidades del Sistema para garantizar la seguridad del SIN, utilizando los modelos validados de los controles de generación de cada planta. El CND en conjunto con el agente generador y el fabricante si se requiere, definirá si es posible técnicamente el cambio de estabilizadores de sistemas de potencia para unidades existentes o la implementación de un tipo específico para unidades nuevas.

En caso de que se determine la viabilidad técnica del cambio (unidades existentes) o implementación del tipo más conveniente (para unidades nuevas) de estabilizadores de sistemas de potencia el agente generador enviará un cronograma en el que se detalle el proceso de puesta en servicio del equipo, que no debe superar un año. Lo anterior, salvo casos en los que existan factores externos que dificulten la implementación de la recomendación, o el cumplimiento del plazo y que no sean gestionables por el agente generador.

El CND evaluará el impacto en la estabilidad del SIN, de los estabilizadores de sistemas de potencia implementados, mediante el análisis de la respuesta dinámica del sistema.

PARÁGRAFO: De presentarse diferencias técnicas entre el CND y el agente generador respecto al tipo de estabilizadores de sistemas de potencia, las partes deberán presentar la justificación técnica ante el Subcomité de Controles, el cual emitirá su concepto técnico, que será presentado posteriormente al Comité de Operación para su recomendación. De persistir las diferencias técnicas sobre el tipo de estabilizadores de sistemas de potencia entre el CND y el Agente generador, el tema será presentado al CNO para su definición.

SEGUIMIENTO A MODELOS. Se realizará el seguimiento a la calidad de los modelos para lo cual:

Se evaluará la calidad de los modelos de regulador de velocidad/potencia, regulador de tensión y PSS en las siguientes variables:

• Regulador de velocidad/potencia: Potencia activa en terminales.
• Regulador de tensión: Voltaje y potencia reactiva en terminales.
• PSS: Potencia activa, Voltaje y potencia reactiva en terminales.

Los registros requeridos para verificar el regulador de velocidad corresponden a la potencia activa y la frecuencia. Los registros requeridos para verificar el regulador de tensión y PSS corresponden a voltaje, potencia activa, y potencia reactiva en terminales. Adicionalmente se requieren las señales de voltaje, potencia activa y potencia reactiva en un punto diferente a terminales del generador, siempre que se mantenga la radialidad con respecto al punto en terminales, con el fin de reproducir la perturbación que origina la respuesta del control de tensión y PSS de los generadores.

Se tomarán 15 registros de perturbaciones de tensión y eventos de frecuencia, del semestre anterior con la mejor resolución disponible con un ancho de ventana mínima tal que se tenga 20 segundos antes de iniciada la perturbación/evento y 3 minutos después de que se presente el evento (evento de frecuencia) o un minuto después de iniciado el evento (perturbación de tensión). En cualquiera de los casos, el agente podrá enviar una ventana de tiempo mayor a la indicada. La ventana mínima de tiempo señalada será la utilizada para evaluar el desempeño de los modelos.

En caso de que la planta esté prestando el servicio de AGC se realizará la comparación siempre y cuando en el periodo de análisis no se hayan recibido consignas de AGC o que el generador no esté actuando por efecto de una consigna de AGC recibida con anterioridad al periodo de análisis. Si para un evento particular, un agente generador, en común acuerdo con el CND, decide considerarlo en el seguimiento a la calidad de modelo, podrá indicarlo. En este caso se debe incluir en el registro la señal de potencia de referencia que ingresa al regulador de velocidad. En caso de que la unidad esté prestando el servicio de AGC en el momento del evento de frecuencia, XM informará sobre esta situación para que el agente reporte la señal de Pref.

Asimismo, cuando se tenga un comando que modifique la potencia de referencia de la unidad bajo análisis, se realizará la comparación hasta el momento en el que se aplica el cambio de consigna.

Para realizar la comparación de las curvas se verificará que la señal simulada inicie en un valor tal que su diferencia respecto a la señal medida no supere el 10 % del error de medida de la señal real. En caso de que la señal medida sea oscilatoria o presente ruido, esta desviación será calculada respecto al promedio de la señal real. Se deberá reportar el procedimiento del cálculo de los errores de medición y registro indicando claramente la fuente de estos errores asociada a los equipos de medición correspondientes. Este reporte deberá realizarse en el informe de validación de modelos y se actualizará cuando se produzcan modificaciones en los equipos de medición.

En caso de que la planta bajo revisión presente una oscilación asociada al comportamiento normal de esta para ajustarse a las variaciones continuas de la fuente primaria de generación, cuya magnitud no supere el error de medición, se tomará como valor de la señal real el valor medio de la oscilación. En este caso se deberá reportar la señal de referencia de potencia asociada.

• Perturbación de tensión: variaciones superiores al 5 % de la tensión en el punto de conexión.
• Evento de frecuencia: variaciones de la frecuencia por fuera del rango de 59.8 Hz a 60.2 Hz

En caso de que el CND requiera registros que estén disponibles para hacer este seguimiento, el agente deberá enviárselos, a más tardar 8 días hábiles después de la solicitud del CND considerando la mejor resolución disponible a través de los medios que el CND disponga para este intercambio de información.

El CND tendrá 2 días hábiles después de pasado el evento para hacer la solicitud correspondiente. Si antes de llegar a la fecha de corte del periodo de análisis se cuenta con 15 registros para una unidad que cumpla con los criterios de calidad establecidos, el agente definirá cuántos registros más se le podrán solicitar. Si este no indica lo contrario, se continuarán solicitando registros hasta el final de la ventana de análisis. Sin embargo, si posterior a esto el CND identifica un caso particular bajo el cual requiere analizar el desempeño del modelo, podrá solicitar la información del registro al agente. Para todos los registros se calcularán los índices de coherencia EAMN, CCL y EC definidos en el Anexo 3 del presente Acuerdo. Se considerará que el seguimiento es exitoso si se cumple al menos con una de las siguientes condiciones:

- EC cumple con los umbrales definidos en la Tabla A3.5 del Anexo 3 del presente Acuerdo.

- Error absoluto máximo obtenido al comparar las señales simulada y real en toda la ventana de tiempo de análisis, es menor o igual al error de medición siempre y cuando el índice CCL definido en el Anexo 3 sea mayor a 0.45.

• En caso de que se tengan menos de 15 registros por control en el semestre de análisis, se acumularán los mismos con los periodos de análisis posteriores.

• En caso de que se superen los umbrales definidos en al menos uno de los índices en 5 casos o más que tengan el mismo patrón (Ver Figura 3), se enviará al agente un informe con el resultado del seguimiento para que este lo analice e informe al CND a más tardar 15 días hábiles después si identifica alguna causa para esta condición. En caso de no encontrarse una justificación, el agente y el CND revisarán conjuntamente el tema en un plazo no superior a 5 días hábiles a partir de la respuesta del agente. ​

• Si en tres periodos consecutivos no se cuenta con la cantidad mínima de registros o estos no tienen la calidad requerida para algunos de los modelos de control, se deberán realizar las pruebas de validación asociadas a no ser que se cuente al menos con 12 registros acumulados en estos periodos que cumplan con los criterios de calidad requeridos. En este último caso se realizará el proceso de seguimiento considerando que se dará incumplimiento cuando un patrón se repita 4 o más veces. Si no es posible realizar el seguimiento en alguno de los modelos de los controles por las causales indicadas previamente el agente podrá optar por realizar las pruebas periódicas para todos los controles cada 5 años contados a partir de las últimas pruebas de modelos realizadas. Las unidades a las que aplique este numeral y que a la fecha de notificación por parte del CND ya hayan cumplido con los 5 años a partir de la fecha de aprobación del modelo, deberán actualizar el modelo de control dentro de un plazo máximo de 2 años contabilizados a partir de esta notificación y el cronograma de trabajo para esta actualización deberá ser socializado en el Subcomité de Controles.

A continuación, se presenta la definición de los patrones definidos para el proceso de seguimiento a la calidad de los modelos:

Figura 3. Patrones definidos para el seguimiento a modelos.

A partir de la reunión de revisión se definirá si la respuesta inadecuada del modelo puede ser resuelta a través de un reajuste de parámetros o si se requiere actualizar el modelo de control. Para el primer caso, el CND en conjunto con el agente realizarán un ajuste del modelo sin la obligatoriedad de realizar pruebas adicionales. Luego del ajuste del modelo se continuará con el proceso de seguimiento como si hubiese sido actualizado el modelo. En caso de que se realice en dos ocasiones consecutivas el ajuste de los parámetros del modelo y no se logre el cumplimiento de indicadores asociados a un mismo patrón, será necesario realizar una actualización del modelo teniendo en cuenta los plazos definidos en el artículo sexto del presente Acuerdo para el caso de Desempeño inadecuado de modelos. Adicionalmente, el CND deshabilitará los modelos de control en el modelo eléctrico oficial del SIN.

En el caso de requerirse actualización del modelo, el agente deberá enviar al CND el modelo validado cumpliendo con los plazos establecidos en el artículo sexto del presente Acuerdo definidos en el caso Desempeño inadecuado de modelos.

Cuando se disponga de un Sistema de Almacenamiento con Baterías (SAEB) que opere conjuntamente con una unidad de generación, se deberá incluir el modelo correspondiente del SAEB considerando la característica de operación y realizar la validación de este modelo en las condiciones que el mismo opere (control de frecuencia o control de tensión, etc), validando que en los demás casos no opera y utilizando las pruebas e indicadores que correspondan según su función operativa.

En todos los casos se debe incluir en el modelo del SAEB el lazo del estado de carga y el esquema de operación y control que este tenga en conjunto con la unidad de generación.

INTEGRACIÓN DE MODELOS EN PROCESO DE VALIDACIÓN

Con el fin de contar con la mejor información disponible para los estudios de planeación y operación del sistema, el CND podrá integrar los modelos de generador y controles asociados entregados por los agentes representantes de las unidades de generación objeto del presente Acuerdo al modelo eléctrico oficial del SIN administrado por el CND, aun cuando no se haya emitido el Acuerdo que certifica la validación de los modelos correspondientes, una vez los mismos surtan las siguientes verificaciones mínimas:

• Cuente con aprobación del informe de modelos de control indicado en el artículo 13 del presente Acuerdo o si no se cuenta con dicha aprobación, el CND podrá, previa reunión conjunta con el agente, revisar si la información faltante tiene impacto significativo en el desempeño del modelo, y de esta manera determinar si es posible proceder con la integración de este.

• Los modelos inicialicen correctamente tanto en sistema generador – barra infinita como integrados al modelo eléctrico oficial del SIN.

La integración de estos modelos al modelo eléctrico oficial del SIN no eximirá a los agentes de dar cumplimiento a los criterios de validación y los plazos establecidos para finalizar el proceso con la emisión del Acuerdo CNO correspondiente. En caso de que se identifique un desempeño inadecuado de estos modelos, el CND deshabilitará los modelos de control en el modelo eléctrico oficial del SIN. Adicionalmente, estos serán actualizados en caso de que el modelo de generador y sus controles asociados aprobados mediante Acuerdo difieran de los que se integraron bajo los lineamientos definidos en el presente artículo. En este caso los agentes deberán seguir el procedimiento del Acuerdo de cambio de parámetros técnicos.

TRANSICIÓN DEL INFORME DE AJUSTES DE PSS: Una vez el CND de concepto favorable a la validez de los modelos de AVR, y se identifique que los parámetros del generador y/o regulador de tensión difieran de los reportados en el informe aprobado de ajuste de PSS, y se mantengan los mismos ajustes del PSS, será obligatorio presentar en un plazo no mayor a 90 días calendario, un anexo adicional al informe de ajuste de PSS aprobado y una base de datos en la herramienta utilizada por el CND para simulación dinámica. Este anexo deberá demostrar que los cambios no afectan el desempeño del ajuste de PSS previamente aprobado. Para ello, se podrá optar por una de las siguientes alternativas:

• Análisis de Bode (Fase y Magnitud): Se debe presentar el diagrama de Bode, considerando una tolerancia de ±2 unidades en la escala logarítmica del rango definido en el último Estudio Anual de PSS.
  El ajuste del PSS se considerará adecuado si, en las frecuencias de interés:

  • La fase del sistema compensado se encuentra entre -30° y +20°,

  • La variación de fase no supera ±10° respecto al diagrama de fase inicial (informe aprobado),

  • La variación de magnitud no excede ±10 dB respecto al diagrama de magnitud inicial (informe aprobado)

• Simulaciones en el Tiempo: Se deberán presentar simulaciones temporales para las siguientes frecuencias: 0.02 Hz, 0.06 Hz, 0.1 Hz, 0.4 Hz, 0.6 Hz, 1 Hz, 1.5 Hz y 3 Hz. En estas simulaciones:

  • El PSS no debe inducir inestabilidad en ninguna de las frecuencias analizadas, ni debe modificarlas en más de una décima parte de una unidad logarítmica,

  • Se debe comparar el resultado de las simulaciones realizadas con los parámetros aprobados inicialmente del generador y AVR frente a las realizadas con los nuevos parámetros,

  • No deben existir variaciones superiores al 2% en fase y magnitud entre las simulaciones con los parámetros iniciales y los nuevos.

En el anexo se deben describir condiciones iniciales (Potencia activa, reactiva y tensión en terminales del generador, reactancia de red, Tensión de red, Frecuencia), gráficas y cálculos para cada diagrama de Bode o simulación en el tiempo. La Base de datos debe contener el unifilar utilizado para las simulaciones en el tiempo o diagramas de Bode.

En caso de que no se cumplan las condiciones establecidas en las alternativas, se deberá iniciar nuevamente el proceso de ajuste de PSS con los requisitos descritos en el Acuerdo CNO 1457 o aquel que lo modifique o sustituya.

Para el caso en el que se realicen modificaciones de parámetros al AVR o PSS sin afectar la estructura de estos, se deberá revisar las condiciones del articulo 6, del presente Acuerdo, para la validación con los parámetros modificados.

TRANSICIÓN APLICACIÓN ACUERDOS. Aquellas unidades que estén en un proceso de validación de los modelos de control amparados bajo los Acuerdos CNO 1825 de 2024 o 2029 de 2025, podrán finalizar el proceso con los criterios definidos en los Acuerdos mencionados, a más tardar el 30 de septiembre de 2026.

El presente Acuerdo rige a partir de la fecha y sustituye el Acuerdo 2029 de 2025 a partir del 1 de octubre de 2026.