Supervisión SCADA y PMU de plantas renovables ante el CND

Respuesta corta

Una planta solar o eólica en el STN o el STR debe enviar al CND, cada 4 segundos o menos, potencias activa y reactiva, tensión, corriente, estados y consignas de sus controles, con estampa de tiempo sincronizada a ±200 ms. La supervisión puede ser directa por RTU o indirecta por protocolos entre centros de control. Los puntos, indicadores de calidad y pruebas de integración, incluidas las de medición sincrofasorial IEEE C37.118, los fijan los acuerdos del CNO.

Para qué supervisa el CND una planta renovable

El Centro Nacional de Despacho (CND), que opera XM, necesita ver en tiempo real lo que entrega cada planta para balancear la generación con la demanda, coordinar la tensión y verificar que los controles respondan. En una planta solar o eólica, que cambia con el recurso, esa visibilidad es más crítica que en una térmica. Por eso la CREG 060 de 2019 dedicó a la supervisión el artículo 20 y cinco numerales nuevos del anexo CC.6 del Código de Conexión.

Qué exige la CREG 060 en el STN y el STR

Cómo llegar al CND (numeral 3.1.1). Hay tres caminos:

Directo, con unidades terminales remotas (RTU) o equivalentes.
Indirecto, con los protocolos entre centros de control vigentes al momento de integrar la planta.
Con protocolos sobre internet que soporte el centro de control del CND, avalados antes por este y que cumplan sus criterios de seguridad y confiabilidad.

La regulación no nombra un protocolo: el CND define cuáles soporta. En la práctica, el telecontrol de subestaciones suele usar IEC 60870-5-104, y el enlace entre centros de control ICCP (TASE.2).

Periodo y tiempo. Los datos de tiempo real se envían con periodo de 4 segundos o menos, con las unidades y decimales que defina el CND. La estampa de tiempo debe tener un error máximo de ±200 ms, así que la planta necesita una sincronización de tiempo confiable.

Señales obligatorias (numeral 3.3.1.1):

Cada 4 s o menos	Cada 5 min o menos
Potencia activa y reactiva	Capacidad instantánea máxima posible (MW), según inversores, turbinas o arreglos en servicio
Tensión línea-línea y corriente de fase
Estado de la función de control de frecuencia
Consignas de tensión, factor de potencia y reactiva
Modo del control de tensión y del de frecuencia

Telecomandos (numeral 3.3.4.1). La planta debe recibir, de forma local o remota, consignas de reactiva, tensión, factor de potencia y modo de operación. Las de potencia activa, solo de forma local. El CND hace un seguimiento mensual del cumplimiento.

Variables meteorológicas (numeral 3.3.6). Las solares miden irradiancia en el plano del panel, temperatura posterior del panel, irradiancia global horizontal y temperatura ambiente. Las eólicas, velocidad y dirección del viento, temperatura, humedad relativa y presión. El reporte es diezminutal o más frecuente, según el protocolo del CNO.

Calidad (numeral 3.3.7). El CND vigila la calidad y disponibilidad de los datos, y el agente debe corregir los errores que se detecten.

Los acuerdos del CNO que lo desarrollan

Acuerdo 1411 de 2021 (4 de marzo de 2021; sustituyó al 1228 de 2019). Define los puntos a supervisar en el SIN y cómo se mide su calidad:

Puntos análogos. A los generadores solares o eólicos se les supervisan potencia activa, potencia reactiva, tensión y corriente.
Puntos digitales. Posición de interruptores, seccionadores y cuchillas de puesta a tierra.
Indicadores. El porcentaje de supervisión mide los puntos configurados frente a los exigidos. La confiabilidad mide el tiempo en que el punto llega al SCADA del CND.
Eventos que restan confiabilidad. Medida con sentido invertido, valor que no se renueva o valor errado, contrastado entre otros con el estimador de estado. Los eventos de menos de un minuto se excluyen del cálculo.

Acuerdo 2234 de 2026 (1 de septiembre de 2026). Es el procedimiento de entrada en operación comercial e incluye los anexos que se usan para integrar la planta:

Información fasorial.
Formato de señales de secuencia de eventos (SOE).
Formatos de señales SCADA.
Anexo 5, con el protocolo de pruebas de la medición sincrofasorial sobre IEEE C37.118.

Para las variables meteorológicas hay protocolos propios del CNO para plantas solares y eólicas, con metodología de seguimiento de su calidad y disponibilidad.

Medición sincrofasorial (PMU)

Una PMU mide fasores de tensión y corriente con estampa de tiempo GPS, a decenas de muestras por segundo. Lo que dice hoy la regulación:

Planta individual en STN o STR (CREG 060). No se exige como tal.
Conexión compartida de generación (CREG 101 098 de 2026). Se exige cuando el punto de conexión común es de 110 kV o más, tanto en cada planta como en el punto común.
SDL, 5 MW o más (CREG 148 de 2021). Puede acordarse con el agente; los requisitos los aprueba el CNO.
SDL, 1 a menos de 5 MW (CREG 101 011 de 2022). Es una opción a solicitud del agente.
Baterías (SAEB, CREG 101 113 de 2026). Se exige supervisión sincrofasorial con variables como potencias, tensión, corriente, consignas, modo de control, nivel de carga y descarga y energía disponible.

Cuando se integra una PMU, el anexo 5 del Acuerdo 2234 pide dos grupos de pruebas:

Locales. Cableado y orden de fases, configuración con la nomenclatura del CND, coherencia de magnitudes, recepción de la antena GPS y sincronización, conexión a la red local de sincrofasores y transmisión hasta el proveedor de telecomunicaciones del CND.
Remotas. Conectividad, protocolo IEEE C37.118 sobre UDP o TCP, tasas de 10, 30 y 60 fasores por segundo (120 si es posible) y coherencia funcional de los datos.

Además, la CREG 101 104 de 2026 pide que las variables para el seguimiento posoperativo tengan al menos 10 muestras por segundo, con transición hasta el 31 de diciembre de 2027.

Y en el SDL

En las plantas del SDL de 5 MW o más, la supervisión la hace el centro de control del operador de red, con las mismas señales cada 4 segundos y la misma estampa de ±200 ms; el CND puede pedirlas directamente si la planta es despachada centralmente. El CNO lo desarrolla en el Acuerdo 2000 de 2025, que sustituyó al 1525 de 2022. Para 1 a menos de 5 MW rigen los Acuerdos 1609, 1610 y 1611 de 2022.

Errores frecuentes en la integración

Etiquetas o nombres distintos a la nomenclatura del CND.
Signo invertido en potencia activa o reactiva, por polaridad de transformadores de medida o por convención del gateway.
Reloj sin sincronizar, o con zona horaria mal configurada en la RTU.
Medidas que no se renuevan porque el gateway reporta por banda muerta demasiado ancha.
Consignas remotas que llegan al gateway pero no al controlador de planta.

Cómo le ayudamos

En Tiza Group integramos la supervisión de plantas al CND y al operador de red: RTU y gateways, protocolos, sincronización de tiempo y pruebas punto a punto. Lo hacemos dentro de la configuración de control, protecciones y comunicaciones y de la puesta en servicio de plantas solares, con estudios eléctricos cuando el proyecto los requiere. Cuéntenos qué necesita integrar.

Guías relacionadas

Referencias

Resolución CREG 060 de 2019, artículo 20 y anexo (numerales 3.1.1, 3.3.1.1, 3.3.4.1, 3.3.6 y 3.3.7 del anexo CC.6 del Código de Conexión).
Resolución CREG 080 de 1999, funciones del CND.
Resoluciones CREG 148 de 2021, 101 011 de 2022, 101 098 de 2026, 101 104 de 2026 y 101 113 de 2026.
Acuerdos CNO 1411 de 2021, 2000 de 2025 y 2234 de 2026 (anexo 5).
IEEE C37.118, medición sincrofasorial para sistemas de potencia.

Preguntas frecuentes

¿Qué señales debe enviar una planta solar al CND?

Cada 4 segundos o menos: potencias activa y reactiva, tensión línea-línea y corriente de fase, estado y modo del control de frecuencia, modo del control de tensión y las consignas de tensión, factor de potencia y reactiva. Cada 5 minutos o menos, la capacidad instantánea máxima posible en MW. Así lo fija el anexo CC.6 del Código de Conexión, modificado por la CREG 060 de 2019.

¿Es obligatorio instalar una PMU en una planta solar en Colombia?

La CREG 060 no la exige a una planta individual en el STN o el STR. Sí es obligatoria la medición sincrofasorial en conexiones compartidas de generación con punto común de 110 kV o más (CREG 101 098 de 2026) y en los SAEB (CREG 101 113 de 2026). Cuando se integra una PMU, el CNO fija un protocolo de pruebas sobre IEEE C37.118.

¿Qué exactitud de tiempo se exige a las señales de supervisión?

La estampa de tiempo de las señales enviadas al centro de control debe tener un error máximo de ±200 ms. Para la PMU, la prueba local del CNO verifica que el equipo reciba la señal de la antena GPS y esté sincronizado.