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INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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Contenido
EDAG CENTRAL GUACOLDA ................................................................................................................ 4
1. Resumen Ejecutivo. ................................................................................................................ 4
2. Introducción. ........................................................................................................................... 4
3. Descripción del sistema. ......................................................................................................... 5
4. Requisitos técnicos. ................................................................................................................ 8
4.1. Análisis de los EE. ................................................................................................................ 8
4.2. Especificaciones Técnicas. ................................................................................................ 11
4.2.1. Actuación ERAG/EDAG ................................................................................................. 11
4.2.2. Cálculo de máxima potencia con reducción de generación “MPRG” ......................... 11
4.2.3. Tabla de Tiempos de actuación del automatismo ....................................................... 13
4.2.4. Celdas de Monitoreo .................................................................................................... 13
4.3. Funcionalidad requerida. ................................................................................................. 14
5. Verificación del diseño. ........................................................................................................ 15
5.1. Diagrama de flujo del sistema de control. ....................................................................... 15
5.2. Determinación de condiciones meteorológicas .............................................................. 17
5.2.1. Medición de temperatura ............................................................................................ 18
5.2.2. Medición de condición solar ........................................................................................ 20
5.2.3. Observaciones a la determinación de condiciones meteorológicas ........................... 20
5.3. Supervisión de Estado de Interruptores. ......................................................................... 24
5.4. Disponibilidad de Unidades Generadoras ....................................................................... 25
5.5. Cálculo de Máxima Potencia a Transmitir “MPT” ........................................................... 26
5.6. Cálculo de Máxima Potencia con Reducción de Generación “MPRG”. .......................... 27
5.7. Detección de Apertura de Circuitos ................................................................................. 29
5.8. Cálculo de Sobrecarga Prevista ........................................................................................ 31
5.9. Evaluador de Sobrecarga .................................................................................................. 32
5.10. Acción ERAG/EDAG ....................................................................................................... 33
5.11. Verificación de Acción .................................................................................................. 33
6. Arquitectura y auditoria de instalaciones. .......................................................................... 35
6.1. Arquitectura de comunicaciones ..................................................................................... 35
6.2. Ensayos FAT ...................................................................................................................... 37
6.3. Ensayos SAT ...................................................................................................................... 39
6.4. Tiempos de actuación ....................................................................................................... 41
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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6.5. Levantamiento .................................................................................................................. 43
6.5.1. Celdas de Monitoreo .................................................................................................... 43
6.5.2. Celdas de Monitoreo y Mitigación. .............................................................................. 48
6.5.3. Celda de Control ........................................................................................................... 51
6.5.4. HMI y SCADA. ................................................................................................................ 53
7. Conclusiones ......................................................................................................................... 55
7.1. Observaciones referidas al diseño ................................................................................... 55
7.2. Observaciones respecto a la arquitectura ....................................................................... 56
6.3. Observaciones respecto a la implementación...................................................................... 57
7.4. Conclusión ......................................................................................................................... 59
8. Documentos consultados ..................................................................................................... 59
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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EDAG CENTRAL GUACOLDA
1. Resumen Ejecutivo.
El informe realizado por esta auditoría permite otorgar conformidad del funcionamiento del
sistema implementado ante requerimientos expresos en el Estudio Eléctrico. Para el análisis se
consideró el estudio de la arquitectura adoptada y el algoritmo de cada bloque que infieren en
funciones específicas pero que en su conjunto controlan el sistema. El análisis de los protocolos
permitió observar el planteamiento de los mismos como así también los resultados obtenidos,
logrando tener un panorama de respuesta del automatismo ante ciertos escenarios.
Como principales recomendaciones a las lógicas planteadas se resaltan aquellas destinadas a la
medición de temperatura y condición solar poco descritas en los documentos de operación sobre
su forma de cálculo y determinación, críticas para poder establecer el límite térmico del
conductor. En lo que respecta al funcionamiento se considera que los tiempos de actuación para la
detección de contingencia por corriente cero son elevados según las especificaciones del Estudio
Eléctrico.
Para tener un mayor análisis se recomienda la inclusión de pruebas en ensayos SAT, entre las que
se mencionan, comportamiento del sistema ante interruptores transferidos, respuesta del
programa en modo dinámico y detección de contingencia por sobrecargas.
Dado que el sistema de comunicaciones presenta redundancia en todas sus Celdas de Monitoreo
con el fin de aumentar la confiabilidad en la transmisión de datos, se considera oportuno
mencionar que la Celda de Monitoreo y Mitigación debería poseer redundancia de
comunicaciones ya que la misma se comunica por un solo vínculo de fibra óptica.
Se observa que los materiales y equipos implementados cumplen con especificaciones y normas
requeridas en el mercado eléctrico, brindando seguridad en el funcionamiento y respuesta según
requerimientos de diseño.
Los ensayos demuestran que las lógicas y algoritmos implementados se manifiestan según lo
solicitado en las especificaciones de diseño.
2. Introducción.
La presente auditoría fue solicitada por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en
correspondencia con el Art. 36 literal (m) del DS291/2007 referente al reglamento de los CDEC.
El documento tiene por objetivo describir y analizar el Sistema EDAG/ERAG implementado en la
Central Térmica Guacolda debido al aumento de potencia instalada en los tramos supervisados y
por limitaciones en la capacidad del sistema de transmisión de 220kV entre las SS/EE Nogales y
Maitencillo. El actual automatismo se implementa sobra la base de un sistema ya implementado y
pretende maximizar las transferencias de potencia Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar
220kV.
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El análisis del automatismo se realiza tanto desde el punto de vista funcional como en la
arquitectura de implementación. Para ello, el informe se estructura de la siguiente manera,
siguiendo una metodología de análisis de auditoría técnica:
- Descripción del automatismo y su entorno sistémico: en el Capítulo 3 se realiza una breve
descripción del sistema a implementar, de la red y equipos sobre los que debe actuar y de los
antecedentes existentes.
- Características técnicas requeridas: El Capítulo 4 analiza los requisitos técnicos
recomendados/exigidos al automatismo según los resultados de los Estudios Eléctricos y
especificaciones técnicas recomendadas.
- Verificación del diseño: En el Capítulo 5 se realiza un análisis de la filosofía de diseño, tiempos
y lógica de actuación respecto a los requisitos técnicos exigidos/recomendados para la
construcción del automatismo descrito en el Capítulo 4.
- Análisis de la arquitectura y Auditoría de las instalaciones: En el Capítulo 6 se analiza la
implementación del diseño, con especial énfasis en los sistemas de alarma y comunicación,
así como en los protocolos de ensayo que deberán comprobar la adecuación de la
implementación a los requisitos técnicos y a la filosofía de control. Además se presenta un
informe de auditoría de las instalaciones más importantes del automatismo, con el fin de
verificar que los equipos instalados responden a la arquitectura y al diseño descrito en el
Capítulo 5, y a los requisitos técnicos exigidos/recomendados descritos en el Capítulo 4. Esta
auditoría abarca también los ensayos FAT y SAT realizados para la aprobación de obra.
- Conclusiones: Finalmente, en el Capítulo 7 se realiza una conclusión del proceso de Auditoría.
3. Descripción del sistema.
El sistema EDAG/ERAG implementado tiene como objetivo optimizar la transferencia de potencia
eléctrica en el tramo comprendido por la Subestación Maitencillo y Subestación Nogales,
desconectando y/o reduciendo generación en la Central Térmica Guacolda al detectar anomalías
en las líneas de los circuitos 1 y 2.
Para ello el sistema cuenta con una Celda de Control ubicada en la S/E de la CT Guacolda con el
equipamiento adecuado para llevar a cabo decisiones lógicas y emitir las mismas a la Celda de
Monitoreo y Mitigación ubicada en la misma Central.
Las señales de campo -como el estado de los interruptores, mediciones de corriente, mediciones
de tensión, temperatura y radiación solar- que llegan al Controlador maestro provienen de Celdas
de Monitoreo ubicadas en las SS/EE Maitencillo ,Punta Colorada, Pan de Azúcar, Las Palmas, Don
Goyo, La Cebada y Los Vilos.
El Esquema ERAG/EDAG debe efectuar un monitoreo continuo de:
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Los niveles de transferencia de potencia eléctrica norte-sur por el trocal Maitencillo –
Nogales.
El nivel de generación del complejo Central Guacolda (unidades 1, 2,3 y 4).
El estado de los interruptores de los circuitos de la citada línea en las subestaciones
intermedias.
Dicho esquema actuará ante fallas en uno de los circuitos de la línea señalada en condiciones de
transferencia superiores a un umbral ajustable y enviará una o más órdenes de reducción de
generación o de apertura tal que permita reducir rápidamente la generación y/o desconectar la o
las Unidades 1, 2, 3 ó 4 de Central Guacolda.
La actuación sobre las unidades generadoras se realiza ante la presencia de algunas de las
situaciones que se puntualizan:
Condiciones de transferencias de potencia que superen un umbral definido por el límite
térmico (LT) del tramo.
Desvinculación de una línea por la apertura de interruptores.
Disminución de flujo de potencia a un valor próximo o igual a cero (medida indirecta de la
contingencia en algún circuito del tramo monitoreado)
Cabe mencionar la necesidad de medir temperatura ambiente y condiciones de radiación solar
(con sol o sin sol) en cada una de las SS/EE de Monitoreo para poder determinar el umbral de
máxima potencia a transmitir (capacidad de transmisión por límite térmico) y los demás umbrales
que determinarán el tipo de actuación (ERAG/EDAG) a activar según el valor de la transferencia
pre-contingencia. Para esto están disponibles en cada subestación de Monitoreo medidores con
sensores de temperatura y radiación.
Si la potencia que se lee está por debajo del umbral admisible, el sistema no es requerido para
implementar acciones correctivas ante contingencias simples. Este umbral de potencia se
denomina "máxima potencia de transmisión" (MPT).
En el caso de superar el umbral MPT, si el exceso de potencia puede ser controlado dentro de los
tiempos de actuación prefijados por medio de una reducción de generación (ERAG),se
determinará un límite de este rango de potencias que se denominará "máxima potencia de
transmisión con reducción de generación" (MPRG).
En el caso en que la potencia supere el umbral MPRG se considerará la aplicación de un esquema
de desconexión automática de unidades de generación (EDAG).
La Figura 1 muestra en azul los tiempos admisibles de sobrecarga por Límite Térmico (a 25 ºC con
sol) del tramo Pan de Azúcar-Nogales para distintas transferencias de potencia, y la comparación
con los tiempos requeridos para alcanzar el 50% del LT (MPT o límite de seguridad N-1) utilizando
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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reducción de generación en 3 y 4 máquinas de la CT Guacolda (en amarillo y rojo
respectivamente).
De la gráfica de la Figura 1 se puede concluir que, ante la ausencia de condiciones de inestabilidad,
el límite MPRG de transferencia por restricciones térmicas para operación con ERAG es de 300
MVA con 4 unidades disponibles en Guacolda, y 285 MVA con 3 unidades.
Figura 1. Curvas de tiempo-potencia para actuación del ERAG.
En la Figura 2 se muestran -a modo de ejemplo- los umbrales de actuación calculados para el
tramo Pan de Azúcar-Nogales a 25ºC con sol.
En la Figura 3 se muestran un esquema unilineal del sistema monitoreado por el automatismo.
Figura 2. Ejemplo de umbrales de actuación del ERAG/EDAG para un tramo a 25ºC con sol y
actuación sobre cuatro unidades de generación en CT Guacolda.
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Figura 3. Sistema eléctrico monitoreado por el ERAG/EDAG.
4. Requisitos técnicos.
En este Capítulo se analizan los requisitos técnicos recomendados y exigidos al automatismo según
los resultados obtenidos en los Estudios Eléctricos (EE).
4.1. Análisis de los EE.
La incorporación de nuevos proyectos de energía renovable no convencional incrementan el
nivel de transmisión de potencia por los tramos S/E Pan de Azúcar-S/E Las Palmas-S/E Los
Vilos-S/E Nogales.
Para analizar la posibilidad de incrementar las transferencias de potencia por las líneas de 220
kV considerando el efecto de este ingreso de generación, se han realizado estudios sobre el
tramo Maitencillo-Pan de Azúcar–Nogales que indican la factibilidad de aprovechar hasta su
máxima capacidad de red en condición N (a 25° con sol) mediante un EDAG/ERAG que amplía el
automatismo anteriormente implementado para el tramo Maitencillo-Pan de Azúcar.
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Análisis estático del sistema
Los estudios eléctricos se han realizado, en una primera etapa, considerando flujos estáticos y
los límites térmicos de las líneas y equipamientos asociados.
El estudio EE-ES-2013-550, “Ampliación de limites PAN DE AZUCAR-NOGALES 220kV mediante
EDAG Guacolda”, analiza la factibilidad de incrementar las transferencias por PAN DE AZÚCAR
→ NOGALES mediante un EDAG en Guacolda, como consecuencia de la incorporación de
nuevos proyectos de ERNC.
En función de los resultados del estudio EE-ES-2013-219 para el tramo MAITENCILLO-PAN DE
AZÚCAR y de las simulaciones presentadas en el informe EE-ES-2013-550, se obtienen los
siguientes límites térmicos que no deben ser superados:
Tramo MAITENCILLO-PAN DE AZÚCAR 220kV: 390 MVA
Tramo PAN DE AZUCAR-NOGALES 220kV: 446 MVA
Los estudios se realizaron para las condiciones estándar (25ºC con sol), y permitieron verificar
los umbrales de actuación para estas condiciones: MPRG = 284 MW con 3 unidades, o bien
MPRG 300MW con 4 unidades disponibles en Guacolda.
Los resultados del Estudio EE-ES-2013-550 indican que, con el nivel de generación eólica y
fotovoltaica disponible, así como considerando el nuevo ERAG/EDAG implementado en la CT
GUACOLDA ante contingencias simples (estado N-1), es posible incrementar las transferencias
de potencia por el tramo de interés, hasta su capacidad de red en estado completo (N) a 25°
con sol (es decir 390 MVA y 446 MVA para los tramos Maitencillo-Pan de Azúcar y Pan de
Azúcar-Nogales respectivamente).
Análisis dinámico del sistema
En función de los resultados obtenidos en el estudio mencionado anteriormente, se han
realizado estudios complementarios para analizar la factibilidad de alcanzar los límites de
transmisión de red en estado completo (N), con la configuración topológica actual del SIC y su
sistema de protecciones asociado. Este estudio se denomina "Ampliación de límites P. Azúcar -
Nogales. Factibilidad con análisis de protecciones" (Informe Técnico EE-ES-2013-872).
Para ello el estudio eléctrico EE-ES-2013-872 analiza tres tipos de escenarios:
En el primero, se considera un despacho compuesto principalmente por unidades
renovables en la zona de estudio, tanto eólicas como fotovoltaicas, priorizando el
despacho de estas últimas por sobre las demás centrales convencionales de la zona
(Taltal y Termopacífico).
El segundo escenario considera que no se encuentran operativas las centrales
fotovoltaicas (ubicadas al norte de la S/E Cardones).
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El tercer escenario considera máxima generación y solicitación del tramo bajo análisis,
en el cual las principales CT se encuentran despachadas (Taltal, Termopacífico,
Guacolda), así como la totalidad de los parques eólicos y fotovoltaicos.
Los resultados obtenidos con los estudios eléctricos verificaron:
- La inexistencia de condiciones de inestabilidad en el sistema (tensiones, frecuencia,
ángulos rotóricos de las unidades convencionales), ante las contingencias analizadas.
- La operación rápida del esquema de reconexión no resulta perjudicial en términos de
estabilidad, siempre que se incremente el tiempo muerto de reconexión al menos a 5
segundos en el tramo Pan de Azúcar-Los Vilos.
- Se cumple con las exigencias establecidas por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad
de Servicio (NTSyCS).
Sin embargo, es necesario realizar algunos ajustes en los sistemas de protecciones, a fin de que
los mismos no actúen anticipadamente a la actuación del ERAG/EDAG. Particularmente se
observa que las protecciones de impedancia en los tramos que contienen los tap-off de los
parques eólicos Talinay y Monte Redondo impactan sobre la actuación eficaz del automatismo,
aun cuando estas protecciones sean reajustadas considerando las recomendaciones indicadas
en el estudio EE-ES-2013-872.
Además, ante la entrada de nuevos parques eólicos en los enlaces de la zona de monitoreo del
automatismo, se deberá verificar la factibilidad de aplicación de éste con la nueva coordinación
de protecciones existente.
Cabe destacar que no se simuló la reducción de generación por parte de Guacolda, la cual se
realiza (en el caso más exigente) para trasferencias post-falla de hasta 300MVA (con 4 unidades
de Guacolda disponibles) o de 285MVA (con 3 unidades de Guacolda disponibles). A pesar de
esto, en todos los escenarios analizados se verificó que, considerando los niveles de
transferencia necesarios para la aplicación del ERAG, la impedancia vista por los relés de
distancia una vez despejada la falla, se encuentra fuera de las zonas de protección, por lo que
es factible la evolución lenta de ésta durante la reducción de generación.
En estos estudios se consideraron los siguientes tiempos esperados de actuación del EDAG, y
tiempos máximos que no deberían ser superados:
Tiempo esperado de actuación: 600ms → es el tiempo empleado en las simulaciones.
Tiempo máximo de actuación: 800ms → se deduce como resultado de los estudios.
Este es el tiempo máximo que tiene el esquema para operar, antes de provocar
actuación indeseada del sistema de protecciones.
Estos tiempos de actuación son verificados más adelante mediante las pruebas FAT/SAT del
automatismo implementado.
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4.2. Especificaciones Técnicas.
A continuación se mencionan las principales especificaciones técnicas que deben respetarse en
el diseño e implementación del automatismo.
4.2.1. Actuación ERAG/EDAG
Considerando la medición de valores de transferencia pre-contingencia en cada tramo del
sistema bajo la supervisión del automatismo, el tipo de acción a tomar para llevar el sistema
a un desempeño estable es la siguiente:
A) Ante la presencia de condiciones de inestabilidad (grandes valores de sobrecargas con
cortos tiempos de tolerancias definidos por el limite térmico), se aplicará el EDAG de
forma tal que en lo posible se llegue a un desempeño estable de todas las variables del
sistema.
B) En los casos en donde no se encuentren condiciones de inestabilidad se procederá de
acuerdo a los valores de transferencias involucrados, considerando los siguientes
umbrales (dependientes de las condiciones ambientales):
- MPT = 50% del límite térmico del tramo bajo análisis (MPT = 224 MVA a 25ºC
con sol).
- MPRG = 284 MVA (a 25ºC con sol) si existen 3 unidades disponibles en Guacolda
para el ERAG. Este valor podrá incrementarse a 300 MVA si hay disponibilidad
de 4 unidades, y no podrá superar este valor cualesquiera sean las condiciones
ambientales.
C) Actuación combinada: En los casos donde no se encuentren condiciones de inestabilidad
y la transferencia pre-contingencia determine que la desvinculación de una de las
unidades de Guacolda por actuación del EDAG derivará en valores de transferencia
menores a 285 MVA [127%] por el circuito sano, se podrá reducir carga (ERAG) con las 3
unidades restantes. En caso contrario, se continuará desvinculando otra de las unidades
de Guacolda, 5 segundos después de la desvinculación de la primer unidad.
4.2.2. Cálculo de máxima potencia con reducción de generación “MPRG”
Este cálculo corresponde al límite de potencia donde el esquema de protección puede
realizar una reducción de la potencia generada, sin la necesidad de realizar un
desprendimiento de las unidades generadoras.
Para ello, se utilizará la condición más restrictiva entre:
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1) Capacidad transitoria del conductor: Se utilizará como información (i) la Tabla de
Tiempos Admisibles de sobrecarga de conductor de la Figura 4, (ii) la Tasa de reducción
de cada unidad (por defecto 2 MW/min) y (iii) el número de unidades preseleccionadas.
El cálculo se realiza para cada uno de los tramos y este dato será utilizado para escoger
si la operación requiere la ejecución del ERAG o EDAG.
2) Riesgo de actuación de protecciones: El umbral MPRG no deberá ser en ningún caso
superior a 300MVA; valor asociado con los ajustes propuestos de protecciones de
sobrecorriente (ver apartado 8 del documento EE-ES-2013-872).
Figura 4. Tabla de Tiempos Admisibles de Sobrecarga (a 25ºC con sol)
La Tabla de Tiempos Admisibles de Sobrecarga se calcula utilizando como base la
metodología de cálculo citada en la Norma IEEE 738 - 2006 “IEEE Standard for Calculating
the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors", y tiene como finalidad indicar el
tiempo máximo de operación del conductor ante la condición de sobrecarga ante
determinadas condiciones ambientales de temperatura y radiación.
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En función de la potencia de transferencia pre-contingencia en uno de los circuitos, y previa
actualización de los valores calculados a 25°C con sol con las mediciones de temperatura y
radiación (ver Figura 4), la tabla entrega como resultado el tiempo máximo que puede
tolerar el conductor bajo la sobrecarga de potencia ante la eventual apertura de alguno de
los circuitos del sistema monitoreado, valor que será utilizado por el algoritmo de cálculo
del MPRG.
Adicionalmente al tiempo de sobrecarga, el algoritmo de cálculo del MPRG considera las
unidades disponibles para la actuación del automatismo y la potencia de despacho de las
mismas, a fin de verificar si los tiempos de actuación a una tasa de reducción de potencia de
2 MW/min son suficientes para la actuación del ERAG o bien es necesario realizar
desconexión de generación (EDAG).
4.2.3. Tabla de Tiempos de actuación del automatismo
En caso de actuación del automatismo, los tiempos esperados y tiempos máximos que no
deberían ser superados son:
Tiempo esperado de actuación: 600 ms → es el tiempo empleado en las simulaciones.
Tiempo máximo de actuación: 800 ms → se deduce como resultado de los estudios.
Este es el tiempo máximo que tiene el esquema para operar, antes de provocar
actuación indeseada del sistema de protecciones.
Por consiguiente, la decisión del tipo de actuación (ERAG o EDAG) y de la eventual
desconexión de generación (en caso de actuación del EDAG por falla de un vínculo) deberá
realizarse dentro de los tiempos mencionados.
4.2.4. Celdas de Monitoreo
La colocación de celdas de medición en las SS/EE intermedias del tramo Pan de Azúcar - Las
Palmas presenta las siguientes ventajas:
- una rápida detección de la apertura sin falla de cualquiera de los interruptores del
tramo;
- detección de posibles sobrecargas post-contingencia, en base a mediciones pre-
contingencia.
La toma de acciones en función de valores pre-falla permite actuar sin retardos
intencionales (tiempos introducidos para confirmar una condición de sobrecarga) o de
manera instantánea cuando es detectada la contingencia no contemplando un tiempo
preestablecido para validar tal situación; de lo contrario (acción basada en valores post-
contingencia), resultará necesario esperar a la estabilización completa del sistema, y
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verificar que no exista en ese período de tiempo, riesgo de actuación de protecciones, un
ejemplo de lo mencionado podría ser ante la sobrecarga en las líneas por desconexión de
cargas en el norte.
Para prever los valores de sobrecarga post-contingencia, se requiere conocer los valores de:
(i) transferencias pre-contingencia por las líneas;
(ii) generación de los parques eólicos del enlace, principalmente los conectados
por tap-off (Talinay y Monte Redondo).
La segunda condición es necesaria debido a que una falla en el tramo que involucra los tap-
off produce la desconexión del parque eólico, lo cual debe ser considerado al momento de
decidir la desconexión adicional de una unidad en Guacolda.
La desvinculación de una de las unidades de Guacolda debido a que los valores pre-
contingencia son mayores a 300 MVA (límite para la aplicación de RAG), y a su vez se
produce la pérdida del enlace en que se encuentran conectados por medio de Tap-off
Talinay o Monte Redondo, se podría estar produciendo una desconexión innecesaria.
En base a lo mencionado anteriormente se puede concluir que la presencia de celdas de
medición en las SS/EE intermedias (Don Goyo y Cebada) optimiza el sistema brindando
además un aporte de seguridad y velocidad en la respuesta.
4.3. Funcionalidad requerida.
Según los requerimientos analizados, el automatismo a implementar debería de atender los
siguientes factores:
Incrementar la transferencia de potencia por el corredor Maitencillo – Nogales hasta su
capacidad de red en estado completo (N), dependiendo de la temperatura ambiente y
condiciones de radiación;
Ante la pérdida de uno de los circuitos que componen el corredor Maitencillo –
Nogales, realizar la reducción (ERAG) o desprendimiento de generación (EDAG) en la
Central Guacolda, de tal modo de reducir la sobrecarga que se producirá en este
corredor.
Para ello será necesario la medición y supervisión constante de los siguientes parámetros:
Medición de flujo de potencia en cada uno de los tramos.
Medición de temperatura y condición solar.
Supervisar estado de los interruptores de cada unidad generadora.
Supervisar estado de los interruptores de cada S/E monitoreada.
En base a estas mediciones, el automatismo deberá realizar las siguientes acciones:
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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Pre-selección de las unidades de generación, según un listado de prioridades asignadas
por el operador, para que sean utilizadas por el Esquema de Protección ERAG/EDAG.
Determinar, según mediciones de temperatura y radiación, el valor MPT (Máxima
Potencia a Transmitir)
Determinar el valor umbral de actuación por ERAG, MPRG (Máxima Potencia con
Reducción de Generación), considerando:
1. La Tabla de Tiempo Admisible de Sobrecarga, actualizada para las
condiciones de temperatura y condición solar;
2. Las unidades pre-seleccionadas para cada uno de los tramos.
3. El despacho de las unidades mencionadas en 2.
Evaluación de Sobrecarga, constituida de dos evaluadores internos:
1. Evaluación de Sobrecarga Prevista, que determina que acción tomar
ante la detección de una falla aplicando EDAG o ERAG según el
umbral MPRG calculado anteriormente.
2. Evaluación de Sobrecarga Actual, que determina la aplicación del
EDAG/ERAG luego de trascurrido un tiempo parametrizable, en caso
que la sobrecarga posterior a una acción de DAG o RAG supere el
umbral MPT.
Si la reducción o desprendimiento no fue satisfactorio (Sobrecarga Actual mayor al
umbral MPT), se volverá a ejecutar el algoritmo Evaluador de Sobrecarga. Esta acción
se realizará las veces que sea necesario siempre y cuando exista disponibilidad de
unidades generadoras.
Si durante la ejecución de operación del ERAG o EDAG, aparece una nueva apertura de
alguno de los interruptores de los tramos supervisados, se evaluará la contingencia más
crítica y se realizará la acción que minimice la sobrecarga producida.
5. Verificación del diseño.
En este Capítulo se realiza un análisis de la filosofía de diseño desarrollada por CONECTA, respecto
a los requisitos técnicos exigidos/recomendados descritos en el Capítulo 3 para la construcción del
automatismo, haciendo particular énfasis en los puntos más críticos del sistema: los tiempos y la
lógica de actuación.
Las observaciones al diseño se indican para cada punto analizado, y al final del capítulo se realiza
un resumen de las mismas.
5.1. Diagrama de flujo del sistema de control.
La figura 5a s muestra el diagrama de flujo de los pasos que sigue el sistema de control.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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Figura 5a. Diagrama de flujo del sistema de control
La configuración está diseñada para que la detección de la contingencia se ejecute de forma
continua, garantizando la mayor velocidad de ejecución dentro del algoritmo. Dicha condición
se aprecia en el bloque de decisión “¿Contingencia Detectada?”, ya que permanece en un loop
cerrado (sentencia que se repite constantemente) hasta detectar la contingencia.
La ejecución del Proceso de Medición y Cálculo tiene como fin generar y proveer de la
información mínima y necesaria para que el esquema de protección realice las acciones de
desconexión o reducción de las unidades de generación según sea requerido.
Observación: El Auditor Técnico entiende que el loop que incluye la pregunta sobre detección de
contingencia debe incluir el bloque de Medición y Cálculo, esto se denota en la figura 5b:
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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Figura 5b. Diagrama de flujo del sistema de control correcta.
5.2. Determinación de condiciones meteorológicas
Las mediciones de temperatura ambiente y la condición solar solicitadas por la lógica de
control serán variables del tipo analógicas para el caso de medición de temperatura y variables
digitales (binarias) para el caso de la condición solar (con/sin sol).
En el diagrama de flujo de la Figura 6 se describen los pasos lógicos y de decisión del algoritmo
para determinar la temperatura y condición solar de cada tramo.
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Figura 6. Diagrama de flujo de la medición de condición meteorológica
5.2.1. Medición de temperatura
La medición de temperatura ambiente en cada Celda de Monitoreo se realiza por tres
medidores de temperatura dispuestos en la S/E, según se muestra en la Figura 7.
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Figura 7. Disposición de los sensores de temperatura de cada Celda de Monitoreo
El algoritmo que analiza las mediciones de los sensores de temperatura tiene como fin
determinar la temperatura equivalente del conjunto de mediciones inclusive cuando al
menos uno de ellos falla. El criterio que utiliza el algoritmo es utilizar la temperatura más
crítica, es decir, la mayor entre los medidores de temperatura.
De no presentarse información de la medición de temperatura en un extremo del tramo, en
su lugar se considera la medición de temperatura de otro extremo próximo en el caso de
estar disponible.
Por otra parte, en caso de que no exista información de las mediciones de temperatura en
ninguno de los extremos del tramo, se reemplazará dicha información por un valor de
temperatura parametrizable A ante la condición "con Sol" y un valor B ante la condición "sin
Sol".
Cada uno de estos valores (A/B) se encontrará dentro de un rango de operación con límites
parametrizables.
Se considera que una medición se encuentra con falla telemétrica cuando el valor de
temperatura se encuentra fuera del rango de operación.
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5.2.2. Medición de condición solar
La condición solar es fijada por medio de un algoritmo denominado “Mayoría”,
determinando por mayoría de eventos el tipo de condición a considerar. Por defecto
quedará la condición "Con Sol" ante la falta de información para que el algoritmo pueda
determinar tal condición de manera normal.
Se incorpora una lógica de detección de falla, la que estará permanentemente
monitoreando el cambio de estado del sensor. Si para un sensor específico transcurren más
de 24 horas y no se ha producido algún cambio de estado (Con/Sin Sol o Sin/Con Sol), el
algoritmo considera que el sensor está en estado de falla, descartándolo de toda operación,
y dando aviso de alarma.
5.2.3. Observaciones a la determinación de condiciones meteorológicas
Para la operación de una línea de transmisión es de suma importancia contar con la
información precisa acerca del límite térmico del conductor, es decir, del valor de
temperatura por encima del cual la línea no debe operar porque se corre el riesgo de no
cumplir las distancias mínimas de seguridad y porque se disminuye la vida útil del
conductor.
Las tablas elaboradas por Estudios Eléctricos para la determinación del límite térmico
incorporan dos variables: temperatura ambiente y condición solar. Los estudios indican que
estas variables de entrada responden a un modelo simplificado del planteado en el IEEE
Standard 738/2006. La validez del mismo no entra en discusión dentro del alcance de esta
auditoría técnica.
Sin embargo, es necesario determinar de manera precisa los valores de entrada a fin de no
errar en el cómputo del límite térmico y de los umbrales de operación del ERAG/EDAG que
dependen de éste.
Por ello se realizan a continuación observaciones y recomendaciones en la determinación de
estas variables meteorológicas.
1) Forma de determinar el valor de temperatura ambiente:
Para la determinación de la temperatura ambiente se recomienda reemplazar el criterio
adoptado de temperatura crítica por el de promedio ponderado. Esto por cuanto el valor de
la máxima temperatura medida podría ser ocasionado por una falla en el sensor, lo cual
puede ser detectado por comparación con las mediciones de los otros dos sensores.
En tal caso, el criterio de promedio ponderado evalúa las desviaciones absolutas de cada
medición respecto del promedio simple de las mediciones, descartando posteriormente
toda medición que se encuentre por encima de un valor umbral parametrizable y
dependiente de la precisión del instrumento. El valor definitivo es entonces el promedio de
las mediciones que se toman como válidas (dentro del umbral de desviación absoluta). Para
el caso del instrumento seleccionado, que es un Pt100 Clase B 1/3 DIN, la precisión de
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medición es de ±0,2°C para el rango de temperaturas ambiente (-30° a 70°C). Por lo tanto, el
valor absoluto de desviación en la medición no debería superar 1°C para considerar que el
elemento está funcionando en forma correcta.
2) Forma de determinar un valor por defecto de temperatura ambiente:
Ante la ausencia total de medición de temperatura en una Celda de Monitoreo, se
recomienda tomar como valor por defecto el promedio de la medición de las Celdas de
Monitoreo contiguas, en lugar de tomar el valor de un extremo, por cuanto esta condición
llevaría a dos valores diferentes para la misma S/E dependiendo del tramo que se tome
(Norte o Sur).
En el caso extremo de no contar con mediciones válidas en las S/E contiguas, se recomienda
tomar un valor estadístico calculado previamente para cada hora y día del año, ajustado con
el valor de temperatura promedio medido en las otras Celdas de Medición. Este valor
reemplazaría a los valores parametrizables A y B descritos en 4.2.1.
3) Falla telemétrica de temperatura:
Además de considerar falla telemétrica a un valor por fuera del rango de operación, debería
considerarse como tal todo valor de temperatura enviado por una Celda de Monitoreo que
se encuentre fuera de las diferencias estadísticas respecto de las enviadas por las demás
SS/EE. En la Figura 8 se muestran las temperaturas registradas en Julio y Diciembre de 2013
en las localidades de Maitencillo y Los Vilos. Se observa que la diferencia de temperaturas
entre ambas localidades posee un valor absoluto menor a 12°C. En verano, dicha diferencia
es mayormente positiva para Los Vilos, mientras que en invierno las diferencias son
variables, debido probablemente a la influencia de la nubosidad.
En cualquier caso, es posible estimar valores fuera de rango por falla telemétrica si se
observan desviaciones mayores a las observadas estadísticamente.
4) Determinación de la Condición solar:
De acuerdo al modelo planteado en el IEEE Standard 738/2006, el comportamiento térmico
puede conocerse a través de un balance de calor del conductor (ver Figura 9) que incluye las
ganancias por radiación solar (qs) y por el efecto Joule (i2R) dependiente de la corriente i que
circula por el mismo y de la temperatura del conductor (Tc), menos las pérdidas por
convección (qc) y por radiación en el conductor (qr).
Según lo anterior, el equilibrio térmico para un conductor desnudo de uso aéreo está dado
por la siguiente ecuación:
En esta ecuación de balance las variables m, Cp y R son parámetros propios del conductor:
calor específico (Cp), masa por unidad de longitud (m) y resistencia por unidad de longitud
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(R), medida a la temperatura del conductor Tc. Esta última (Tc) aumenta a su vez con la
ganancia por radiación solar (qs) y la ganancia por efecto Joule (i2R).
Figura 8. Temperaturas registradas en las localidades extremas del sistema a monitorear.
Figura 9. Balance de calor en una línea aérea.
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La ganancia de calor por el efecto solar qs hace referencia a todo el calor absorbido por la
línea de transmisión proveniente del sol. Para determinar el valor de qs es necesario conocer
el ángulo de incidencia de los rayos del sol sobre el conductor (que está determinado por la
altitud del sol y el azimut de la línea), la capacidad de absorción del conductor, el área
proyectada del conductor y la radiación solar total (directa, reflejada y difusa). El ángulo de
incidencia solar es una variable determinística que depende de la ubicación geográfica y del
día del año, mientras que los valores de radiación varían estacionalmente y dependen del
grado de nubosidad instantáneo y de las condiciones del suelo circundante.
Sin embargo, se observa que no se detalla en ningún documento aportado para esta
auditoría, cuál es la condición o umbral de radiación solar global (directa, difusa y reflejada)
que distingue los estados binarios "Con Sol" y "Sin Sol". Asimismo, no hay especificaciones
sobre el sensor utilizado para la determinación de esta condición.
Por lo anterior, no se puede emitir un juicio de valor acerca de la medición coherente del
estado de condición solar, aunque sí se puede observar que existe un alto grado de
imprecisión en:
- la determinación de discordancia de mediciones de condición solar; y
- los valores que se adoptan por defecto en caso de ausencia o falla de mediciones.
Debido a que se puede calcular de manera precisa la hora de amanecer y ocaso para cada
día del año, no resulta necesario esperar 24 horas sin cambio de estado para detectar falla
en la medición de condición solar. Por otro lado, si no se conoce el umbral de radiación que
distingue ambos estados, no se puede aseverar que el simple hecho de no tener cambio de
estado "Sin Sol" por más de 24 horas se corresponde con una falla del instrumento, ya que
dicha medición sería coherente con una condición de clima nublado.
En cuanto a la utilización de un algoritmo "Mayoría", que aparentemente toma como valor
efectivo aquél que indique la mayoría de mediciones, se debe entender que adopta un solo
valor para todos los tramos del sistema monitoreado. En tal caso, si la condición Con/Sin Sol
no se corresponde simplemente con la condición Día/Noche (que, por lo indicado
anteriormente no requiere de mediciones sino que es un valor dependiente de la hora y del
día del año) sino que abarca también condiciones de nubosidad elevada (Sin Sol), debe
destacarse que no es conveniente considerar una misma situación para todos los tramos. En
efecto, los registros de temperatura durante los meses de invierno (ver Figura 8) indican
que existe un grado de nubosidad diverso entre las localidades extremas (Maitencillo y Los
Vilos) con lo cual sería incorrecto considerar un solo valor para todo el sistema, sino que
debe considerarse el valor medido para el tramo considerado.
Si por el contrario, el algoritmo "Mayoría" solo es aplicado en caso de falla de telemetría o
censado de la condición solar, cabe el mismo análisis anterior. Es decir, no es correcto tomar
como valor de condición solar el de la mayoría de eventos registrados, ya que esto
dependería de la nubosidad. En tal caso, se debe considerar la condición extrema, es decir
"Con Sol".
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Mientras no se obtenga información adicional respecto de:
- umbral de radiación global que define los estados Con y Sin Sol;
- tipo de sensor que se utiliza para la medición de la condición solar;
- detalle del algoritmo "Mayoría" y su aplicación a la medición de condición solar
para cada tramo;
no es posible al Auditor Técnico dar un juicio sobre la efectividad y precisión en la obtención
de este parámetro climático.
Recomendación: El Auditor Técnico recomienda el uso de valores de Límite Térmico para
condiciones Día/Noche, condición que puede ser calculada en forma tabular o algebraica
para cada día del año, y no requiere de mediciones locales.
5.3. Supervisión de Estado de Interruptores.
La supervisión de los interruptores tiene como finalidad determinar la condición de operación
de los tramos incluidos en el sistema y de las unidades generadoras de la CT Guacolda. Esta
supervisión se realiza de manera cíclica y continua. Cada estado de interruptor será
determinado utilizando la “técnica de doble estado” o “doble bit”.
El algoritmo de la condición de doble estado tiene como objetivo confirmar el verdadero estado
de un interruptor, utilizando para ello dos entradas digitales (Contacto de Interruptor Abierto –
Contacto de interruptor Cerrado). De este algoritmo se obtiene como salida dos señales
digitales, una de ellas verificando el estado real del interruptor y la otra señal validando dicho
estado (ver Figura 10a y Figura 10b).
Observación: El Auditor Técnico considera que esta lógica de detección de estados es la idónea
para este tipo equipos, ya que determina de manera instantánea la posibilidad de un error en
las señales de posición de los interruptores.
Figura 10a. Lógica de "doble bit".
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Estado Abierto
Estado Cerrrado
Salida Estado Condición
Invalidación
0 0 Discordancia 1 (Activa)
0 1 0 (Cerrado) 0 (Inactiva)
1 0 1 (Abierto) 0 (Inactiva)
1 1 Discordancia 1 (Activa)
Figura 10b. Estado de los interruptores con lógica de "doble bit".
5.4. Disponibilidad de Unidades Generadoras
Este algoritmo tiene como objetivo determinar la disponibilidad de cada una de las cuatro (4)
unidades generadoras, utilizando como variables de entradas las cuatro (4) mediciones
analógicas de potencia y los cuatro (4) estados de interruptor (señal digital), correspondientes a
cada unidad generadora.
La salida será una Tabla con las unidades disponibles que pueden ser utilizadas por el esquema
de protección ERAG/EDAG según sea necesario.
La disponibilidad de las unidades generadoras queda determinada por el estado de su
interruptor asociado y la potencia transmitida por la unidad (debe ser mayor a la potencia
mínima de cada unidad). El algoritmo verifica para cada unidad generadora su disponibilidad
para que el operador y/o algoritmo pueda seleccionarla. La Figura 11 describe los pasos que
sigue el algoritmo para determinar la disponibilidad de cada unidad generadora.
Observación: Se observa que no se contemplan criterios de mínimos técnicos para las unidades
generadoras. Según consultas realizadas a CONECTA la disponibilidad de unidades generadoras
está dada por el valor de potencia de sincronismo que para este caso es de 7[MW].Debería
aclararse en el documento Filosofía de Operación.
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Figura 11. Selección de las unidades generadoras disponibles.
5.5. Cálculo de Máxima Potencia a Transmitir “MPT”
Este algoritmo tiene la finalidad de determinar el límite de máxima potencia a transmitir en
cada tramo comprendido entre las SS/EE Maitencillo y Nogales.
El valor “MPT” se obtendrá, según el criterio del operador, de dos forma posibles:
De manera estática: el operador establece de manera manual el flujo de máxima potencia MPT por el tramo Maitencillo -Nogales. Si el operador asigna un valor fuera del rango permisible, se levantará la alarma “Setpoint Error de MPT Manual” y se solicita el ingreso de un nuevo valor. Cuando la selección es de forma estática, se informará “Operación En Modo Estático”.
Observación: El Auditor Técnico considera positivo que se indique el ingreso de valores "fuera de rango" o equívocos, esto conlleva a evitar disparidad entre las variables medidas con las capacidades de las líneas. Sin embargo, se debe considerar que el "rango permisible" debería estar determinado en forma dinámica por el algoritmo de cálculo basado en las mediciones de las Celdas de Monitoreo.
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De forma dinámica: el sistema determina la máxima capacidad de transmisión de potencia en base a la medición de variables de temperatura ambiente y la condición solar especifica por cada tramo a supervisar. El cálculo de MPT se realizará con el sub- algoritmo “Cálculo de Capacidad de Máxima Potencia”. Cuando se seleccione la forma dinámica, se informará “Operación En Modo Dinámico”.
El sub-algoritmo mencionado tiene la finalidad de obtener mediante datos de entradas como la temperatura ambiente y la condición solar un dato de salida que en este caso es la máxima potencia a transmitir (MPT) igual por el 50% de la capacidad de transmisión por Límite Térmico (LT).
Para el cálculo del LT, se utilizan dos polinomios de tercer grado de interpolación que presenta un error del 0,5%, para las condiciones solares Con y Sin Sol respectivamente. Observación: El Auditor Técnico considera positivo el uso de un polinomio de interpolación para la determinación del LT. Sin embargo, se observa que el polinomio indicado en el documento "DIAGRAMAS DE OPERACIÓN EDAG TRONCAL MAITENCILLO - NOGALES - OT5041" de CONECTA solamente indica los polinomios para el tramo Pan de Azúcar-Nogales 220kV. El tramo Maitencillo-Pan de Azúcar requiere de otros polinomios de interpolación, a saber:
Capacidad Con Sol [MVA] = - 0,0032 t3 + 0,1007 t
2 - 5,01 t + 311,38 con t [°C]
Capacidad Sin Sol [MVA] = - 0,0552 t2 - 2,3399 t + 333,60 con t [°C]
Por consiguiente, se deberá revisar en la lógica del automatismo el cálculo del Límite Térmico de los tramos Maitencillo-Pan de Azúcar 220kV.
5.6. Cálculo de Máxima Potencia con Reducción de Generación “MPRG”.
Para la determinación del umbral de potencia para el cual el sistema aplicará reducción de
generación (ERAG) o bien desconexión (EDAG) para cada uno de los tramos involucrados en el
automatismo, se utiliza un algoritmo de cálculo de MPGR, cuyo diagrama de flujo se muestra
en la Figura 12.
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Figura 12. Cálculo de Máxima Potencia con Reducción de Generación (MPRG).
La máxima potencia con reducción de generación (MPGR) es función del tiempo admisible de
sobrecarga que es determinado con un sub-algoritmo denominado “Calculo de Tiempo
Admisible de Sobrecarga”. Este tiempo permite conocer el periodo disponible para que el
sistema aplique reducción de potencia a razón de 2MW/min por unidad de generación.
Para la determinación de este tiempo se utiliza una ecuación extraída del Apéndice G de la
Norma IEEE 738-20061 para el cálculo de la constante de tiempo térmica (thermal time
constant). Esta ecuación es la siguiente:
Donde:
1 Esta normativa hace referencia a los estudios sobre modelos térmicos de conductores aéreos desnudos,
además de ser la referencia de todos los fabricantes de Protecciones contra Sobrecargas. Es asismismo la
norma utilizada en los estudios que determinan la capacidad de los conductores en líneas aéreas.
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Para la resolución de la mencionada ecuación se necesitan datos meteorológicos como lo es la
condición solar y temperatura ambiente, además de valores de corriente aislada del circuito 1 y
del circuito 2, entre otras variables.
Observación: El Auditor Técnico considera positivo el uso de la ecuación indicada para el cálculo
del tiempo admisible de sobrecarga, sin embargo debe destacarse que para el cálculo de la
Tcond_final es necesario conocer la radiación solar incidente sobre el conductor. Otra vez, se indica
de manera ambigua el uso de la variable "Condición Solar", que no está definido en la
Normativa mencionada. La Norma IEEE 738 utiliza siempre, para el cálculo de la ganancia
térmica solar, el valor medido o estimado de radiación global incidente sobre el conductor.
5.7. Detección de Apertura de Circuitos
La detección de apertura de cada tramo se realiza por medio del análisis de estado (doble bit)
de los interruptores en los extremos de línea y por medio del análisis de la detección de
corriente cero (I=0) en cualquiera de los extremos de una misma línea.
La detección de corriente cero (I=0) es una medición local de la apertura de un interruptor
remoto en el extremo de la línea analizada. Por lo tanto, la detección de cualquiera de los
estados medidos en un extremo (estado del interruptor local mediante doble bit y estado del
interruptor remoto mediante corriente cero) es suficiente para detectar la apertura del
circuito.
La detección de apertura de los interruptores de Punta Colorada se realiza por medio de la
detección de corriente cero en los medidores de Maitencillo o Pan de Azúcar, dependiendo del
circuito afectado. Esto se realiza de esta manera por no tener las señales de estado de dichos
interruptores. La alarma que se emite en caso de detección del evento es “Apertura de
Circuito”.
En la Figura 13 se muestra el diagrama de flujo que ilustra la lógica de detección para el tramo
de Maitencillo-Pan de Azúcar, que incluye a la S/E intermedia Punta Colorada bajo la detección
de corriente cero en los extremos de línea Maitencillo y Pan de Azúcar. Se aprecia que la
presencia de señal de apertura de un interruptor o la detección de corriente cero genera un
estado de alto que recorre las distintas compuertas OR, generando por ende una salida en alto
que representa la detección de contingencia.
Una alarma identifica el extremo de la línea en que se generó el estado de contingencia.
Observación 1: El Auditor Técnico recomienda la inclusión del bit de estado de validación en
conjunto con la señal de estado del interruptor. Esta lógica asegura el estado del interruptor
evitando un disparo o detección de evento erróneo, y se muestra en forma esquemática en la
Figura 14.
Observación 2: En los diagramas de flujo del tramo Pan de Azúcar-Los Vilos se observa que la
activación de alarma parte de una compuerta AND, que debería ser una compuerta OR, ya que
cualquiera de los eventos de entrada a la misma constituyen una detección de apertura de
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línea. Se recomienda por tanto revisar la lógica, para asegurar que se trata de un error del
diagrama y no de la implementación de la detección. Ver Figura 15.
Figura 13. Lógica de detección de estado de interruptores Maitencillo-Pan de Azúcar.
Figura 14. Lógica de detección de estado de interruptores incorporando bit de validación.
Bit validación
estado.
Detección de corriente cero.
Extremo A
Estado Interruptor
Extremo A
Detección de
contingencia
Bit validación
estado.
Detección de corriente cero.
Extremo B
Estado Interruptor
Extremo B
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Figura 15. Lógica de detección de estado de interruptores Las Palmas-Los Vilos. Error de configuración de lógica (se detecta también en los demás tramos intermedios).
5.8. Cálculo de Sobrecarga Prevista
La función de este algoritmo es la de prever el valor de potencia que existirá en cada uno de los
tramos ante la presencia de una contingencia en uno de los circuitos.
El algoritmo determina la potencia prevista de los siguientes tramos:
Tramo 1 = Maitencillo – Punta Colorada (Frente a la Apertura de Cualquiera de sus
Circuitos).
Tramo 2 = Punta Colorada – Pan de Azúcar (Frente a la Apertura de Cualquiera de sus
Circuitos).
Tramo 3 = Pan de Azúcar – La Cebada (Frente a la Apertura del Circuito Tramo4).
Tramo 4 = Pan de Azúcar – Don Goyo (Frente a la Apertura del Circuito Tramo 3).
Tramo 5 = La Cebada – Las Palmas (Frente a la Apertura del Circuito Tramo 6).
Tramo 6 = Don Goyo – Las Palmas (Frente a la Apertura del Circuito Tramo 5).
Tramo 7 = Las Palmas – Los Vilos (Frente a la Apertura de Cualquiera de sus Circuitos).
Compuerta "OR"
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Tramo 8 = Los Vilos – Nogales (Frente a la Apertura de Cualquiera de sus Circuitos).
Para los tramos 1, 2, 7 y 8 el algoritmo determina la sobrecarga prevista mediante la suma de
potencias de los circuitos 1 y 2, por ejemplo si existe contingencia en el tramo 1 Maitencillo-
Punta Colorada, la sobrecarga prevista sería la suma de los valores de potencia pre-
contingencia por los circuitos 1 y 2.
Distinto el caso para los tramos 3, 4, 5 y 6 en donde el cálculo de potencia pre-contingencia
ante la falla en uno de los circuitos debe tener en cuenta el aporte intermedio que existe en
ellos, el cual se obtiene de la diferencia de potencias medida en cada circuito en las S/E La
Cebada y Don Goyo.
Observación: El Auditor Técnico entiende que la lógica es correcta, sin embargo la
determinación de la potencia post-contigencia por los tramos no fallados no está explicitada en
los documentos disponibles.
5.9. Evaluador de Sobrecarga
Este algoritmo tiene como objetivo evaluar las posibles acciones que tomará el automatismo
ante:
i) la detección de apertura de circuito de alguno de los tramos comprendidos entre
Maitencillo – Nogales, o
ii) por sobrecarga de alguna de las líneas monitoreadas.
Dado que el sistema debe responder frente a 2 posibles contingencias, el evaluador de
Sobrecargas se subdivide en 2 análisis que dan como resultado la selección ERAG/EDAG frente
a una contingencia de circuito abierto (“Evaluación de Sobrecarga Prevista”) y la selección
ERAG/EDAG frente a una sobrecarga medida en la línea (“Evaluación de Sobrecarga Actual”).
Como resultado de este algoritmo se obtendrá un estado “Sin Operación/Operación
ERAG/Operación EDAG” para cada tramo evaluado. Cuando el algoritmo seleccione la
operación ERAG, deberá informarse el tiempo de operación (Top) para lograr la reducción, es
decir, el tiempo que deberá permanecer aplicado el pulso de reducción hacia la unidad
generadora seleccionada.
Para la evaluación de sobrecarga prevista se utilizará la información de las mediciones de
potencia actual provenientes de las Celdas de Monitoreo, y su evaluación se realiza para cada
uno de los tramos de línea que vinculan las subestaciones del sistema bajo supervisión (8 en
total).
En el caso en que la potencia del tramo analizado supere el valor de MPT se indicará el
requerimiento de ERAG y el tiempo de operación de la reducción de potencia Top sobre las
máquinas pre-seleccionadas. Si la potencia supera el valor MPGR se aplicará EDAG sobre una
máquina.
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Para el caso de la sobrecarga actual se realizará el mismo cálculo anteriormente descrito, pero
con la salvedad que se utilizará el valor de potencia del circuito más sobrecargado en cada
tramo.
Observación: El Auditor Técnico entiende que la lógica es correcta, sin embargo en los
diagramas de flujo del Evaluador de Sobrecarga no se indica la detección de contingencia por
sobrecarga actual. Se debe entender que dicha señal está efectivamente implementada, y que
se utiliza en el bloque de detección de contingencia (que no se encuentra descrito en el
documento OT5041 Rev.1). Dicho bloque debería censar el estado de todos los interruptores
para detectar contingencia por falla, y el estado de un bit de activación por sobrecarga
proveniente del Evaluador de Sobrecarga (denominado en el documento mencionado
“Sobrecarga Actual por Tramo durante un tiempo Tp”).
5.10. Acción ERAG/EDAG
Para detectar la contingencia se verifica de manera continua el estado de “Apertura de Circuito
Detectada” o “Sobrecarga Actual por Tramo durante un tiempo Tp”. Una vez detectada la
contingencia, se ejecutará el estado seleccionado en el Evaluador de Sobrecarga.
En el caso de ejecutar la acción ERAG, se debe enviar, hacia los generadores seleccionados, un
pulso para comandar la acción de reducción con una duración igual a Top.
Observación: El Auditor Técnico entiende que la lógica implementada es correcta.
5.11. Verificación de Acción
Este algoritmo tiene como finalidad la de comprobar, luego de un tiempo parametrizable, los
resultados de las acciones correctivas aplicadas.
En caso que el sistema realice una acción de desconexión o reducción se verificará por medio
del algoritmo de “Evaluación de sobrecarga actual” si los valores de transferencia se
encuentran dentro de un rango estable, de lo contrario el sistema vuelve a realizar acciones
correctivas.
Las alarmas que se emiten para esta etapa son:
1. El sistema operó adecuadamente, para el caso que las acciones de EDAG o ERAG se
hayan implementado correctamente.
2. El sistema operó inadecuadamente, cuando el sistema no implementa EDAG o ERAG
cuando se requiere.
3. La sobrecarga se ha aliviado, cuando el valor de carga queda dentro de los rangos
normales.
4. La sobrecarga no se ha aliviado, cuando el valor de carga está fuera de los rangos
normales.
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En la Figura 16 se muestra el diagrama de flujo de dicha etapa.
Observación: El Auditor Técnico considera que la lógica implementada permite de manera
satisfactoria detectar los resultados de acciones post-contingencias, para conocer en las
condiciones que se encuentra el sistema a controlar y de qué manera responde el sistema de
control.
Figura 16. Lógica de verificación de la acción correctiva
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6. Arquitectura y auditoria de instalaciones.
En este capítulo se analiza la implementación del diseño, con especial énfasis en los sistemas de
comunicación, así como en los protocolos de ensayo que deberán comprobar la adecuación de la
implementación a los requisitos técnicos y a la filosofía de control.
Finalmente se presenta un informe de auditoría de las instalaciones más importantes del
automatismo, con el fin de verificar que los equipos instalados responden a la arquitectura y al
diseño descrito en el Capítulo 4, y a los requisitos técnicos exigidos/recomendados descritos en el
Capítulo 3. Esta auditoría abarca también los ensayos FAT y SAT realizados para la aprobación de
obra.
6.1. Arquitectura de comunicaciones
Para la comunicación de las Celdas de Monitoreo con la Celda de Control se usa una
arquitectura de enlaces redundantes que se muestra en la figura 17.
Entre las Celdas de Monitoreo de la S/E Maitencillo, S/E Pan de Azúcar, S/E Las Palmas, S/E Los
Vilos se utiliza enlaces de red VPN usando como servidores a ENTEL y Movistar.
Las velocidades requeridas rondan en los 2 Mbps, con una latencia menor a los 50 milisegundos
y capaz de soportar protocolos IEC-61850, Modbus y TCP/IP.
La conexión desde la celda hacia el medio conversor se realiza por los switch dispuestos en
ellas, descritos en las especificaciones según documento “2014.10.22 - OT5041 -
ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Para las Celdas de Monitoreo en S/E La Cebada y S/E Don Goyo se utilizan enlaces satelitales
redundantes con un requisito de velocidad para cada enlace de 2 Mbps y soporte de protocolos
IEC-61850, Modbus y TCP/IP.
Observación: Se recomienda realizar un enlace de red VPN entre la S/E La Cebada y S/E Don
Goyo, para que de este modo se pueda tener los estados y mediciones de una S/E en la otra y
evitar así que ante la pérdida de los enlaces satelitales esos puntos de monitoreo queden
ciegos.
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Figura 17. Arquitectura del sistema de comunicaciones
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6.2. Ensayos FAT
Para la realización de los ensayos se verifica que las celdas y el sistema en sí mismo presente
los requerimientos básicos como lo son:
Carga de Configuración en cada uno de los Equipos de la Celda.
Comunicación de cada uno de los equipos de la Celda.
Cableado y conexionado en cada uno de los equipos de la Celda.
Validación de funcionamiento y operación de los equipos de cada una de las Celdas.
Las pruebas funcionales que se realizan en este tipo de ensayo tienen como objetivo asegurar
el correcto funcionamiento de las celdas de manera individual y en su conjunto, probando las
comunicaciones con otras celdas y las mediciones realizadas de tensión, corriente y
temperatura.
Las lecturas de variables analógicas como lo es la tensión y corriente se simularon por medio de
inyección, reemplazando los transformadores de medida, obteniéndose valores esperados
nominales con un porcentaje de dispersión menor al 1% aproximadamente en las lecturas.
La medición de temperatura ambiente de cada una de las Celdas comprobó, en base a una
medición de temperatura patrón, que la lógica de medición con los tres sensores dispuestos en
cada celda está dentro de un rango de error de aproximadamente 2%.
Por su parte los estados digitales como lo son los estados de los interruptores se forzaron para
poder verlos de manera satisfactoria por cada celda (Maitencillo, Pan de Azúcar, Las Palmas,
Los Vilos y Guacolda).
Observación: Se recomienda realizar en sitio (ensayos SAT) simulaciones de interruptores en
estado Normal, Intermedio y transferido como así también con el interruptor acoplador de
barras abierto.
De la misma manera la condición con sol o sin sol se testeo para ver que efectivamente este
estado sea interpretado de manera correcta, verificada esta vez en el HMI, siendo esta prueba
satisfactoria, también se corrobora que el medidor tapado por más de 12 horas no presentaba
variaciones lo que lleva a considerar al mismo en error.
Para la simulación de la medición de potencia se tomó un escenario base, de la potencia que
circula por cada tramo. Este valor corroborado de manera efectiva, es medido por cada
medidor dispuesto en las celdas.
En la corroboración de la medición de corriente se utilizó la misma tabla de potencia,
despejando el valor de corriente para cada tramo. Las mediciones obtenidas tenían una
dispersión del valor teórico de un 0.3%, lo que es bastante aceptable.
La disponibilidad de generadores para ser considerados en el sistema se simula variando los
estados de los interruptores de cada máquina e inyectando magnitudes de potencia activa de
señales. La respuesta de la lógica actúa de manera correcta inhabilitando generadores en los
que el nivel de potencia generada es baja (1MW) o que tienen sus interruptores asociados
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
38
abiertos y habilitando los que presentan valores elevados de potencia (100MW) o sus
interruptores cerrados.
Para la verificación del correcto cálculo de la Máxima Potencia a Transmitir se inyectan flujos
de potencias y se coloca el sistema en modo “Estático”. Para el modo “Dinámico” se utiliza los
datos de condición solar y temperaturas. La verificación de estas pruebas arrojó resultados
positivos obteniendo valores esperados para el modo “Estático” y modo “Dinámico”.
La lógica de cálculo de Máxima Potencia con Reducción de Generación se simulará
considerando una tasa de reducción de 2 MW/min por un tiempo de reducción de unidad de 5
minutos lo que equivale a 10 MW de reducción por máquina. El sistema de forma “Estática”
establece una MPT igual a 150 MW. Se observa que al ir aumentando el número de maquinas
la MPGR aumenta en una proporción igual a 10 MW por maquina involucrada demostrando el
correcto funcionamiento de esta etapa.
Para ir enfocando el ensayo en la actuación completa del sistema, se prueban los algoritmos de
Cálculo de Sobrecarga Prevista introduciendo valores de potencia en cada circuito y esperando
valores esperados.
Por otra parte se analiza el Evaluador de Sobrecarga ante la presencia de una sobrecarga
prevista y sobrecarga actual. En el primero de los casos se comprueba dependiendo de su
análisis el tipo de acción a que selecciona (No armado, EDAG o ERAG).Con el segundo algoritmo
se determina, en caso de persistir una sobrecarga por un tiempo preestablecido, la actuación
de las unidades restantes advirtiendo “Orden de Sobrecarga”.
Estas etapas de Cálculo de Sobrecarga y Evaluador de sobrecarga presentaron resultados
esperados.
La comprobación de acciones efectivas del sistema para la detección de contingencia se ingresa
parámetros como lo son:
Potencia por tramo.
Estados de interruptores de circuitos 1 y 2.
Estados de interruptores de generadores.
MPT de cada tramo.
Modo de operación (Dinámico o Estático).
Tasa de reducción.
Se simulan diferentes escenarios que presentan contingencias como lo es la apertura de un
interruptor en alguno de los extremos o la detección de corriente cero. Seguido se evalúa
dependiendo de valores de potencias que caracterizan distintos parámetros como lo es la MPT
y MPGR para determinar qué tipo de acción correctiva se deberá tomar sobre las unidades
habilitadas.
Observación: Se recomienda realizar en sitio (ensayos SAT) simulaciones en modo dinámico del
sistema con escenarios de post-sobrecarga.
También son importantes las pruebas realizadas para aquellas condiciones en las que no se
deben presentar la necesidad de acciones correctivas, como puede ser los casos en donde no
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
39
existan apertura de interruptores en ninguno de los extremos supervisados o la ausencia de
corriente cero en los dos circuitos.
Como conclusión de los ensayos FAT se puede establecer que los resultados positivos en las
pruebas realizadas describen la correcta funcionalidad del sistema y lógicas propuestas. Los
mismos plantean de manera correcta las pruebas que se implementaran en cada etapa
contemplando todos los aspectos y secciones que de manera global conforman el sistema.
Son positivos los valores obtenidos de las mediciones de corriente, tensión, potencias y
temperaturas demostrando de esta manera que los instrumentos como así también los
algoritmos utilizados poseen un grado de precisión correcto para los requerimientos de este
proyecto.
Recomendación: Es recomendable incluir en las pruebas de detección de contingencia las Celdas
de Monitoreo de la S/E La Cebada y S/E Don Goyo.
6.3. Ensayos SAT
En una primera instancia el ensayo realiza la comprobación de adaptación del equipo en
terreno, esto implica verificar:
Correcta funcionalidad con la alimentación en terreno:
Se alimentan los equipos con la fuente local y se verifica que los mismos encienden de
manera correcta.
Medir correctamente las variables analógicas y digitales en terreno.
Se inyecta tensión de los TP y corriente de los TC y se verifica que las mediciones se encuentran con errores menores al 2%.Por otro lado desde el HMI se contempla la correcta medición de temperatura de cada celda como la condición “con sol” y “sin sol”.
Los estados de los interruptores (abierto, cerrado y no valido) son verificados de manera efectiva siendo estos datos del tipo digital. Por otro lado es verificada la correcta detección de los estados esperados en cada paño ante la condición Normal, Intermedio y transferido de los interruptores monitoreados.
Observación: No consideran ensayos con las celdas de monitoreo de S/E La Cebada y
S/E Don Goyo. Se aconseja incluir ensayos con las mencionadas
Comunicación correcta con los enlaces dispuestos en terreno: Para está prueba se verificó la correcta comunicación con cada celda atreves de un “ping” emitido desde un computador personal.
Para la prueba de operación del sistema se considera 5 tramos que mencionamos:
Tramo 1: Maitencillo-Punta Colorada
Tramo 2: Punta Colorada-Pan de Azúcar
Tramo 3: Pan de Azúcar-Las Palmas
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40
Tramo 4: Las Palmas-Los Vilos
Tramo 5: Los Vilos-Nogales
El escenario de prueba se modelo según valores descritos en la Tabla 41-Ajuste de escenarios
de prueba del documento “2014.04.11 - OT5041 - PROTOCOLO PRUEBAS SAT ADICIONALES
(CDEC-SIC)”.
En esta tabla se ajustan:
Valores de transferencia por tramo.
Potencia generado por máquina.
Modo de operación.
Estados de los interruptores.
Habilitación del sistema
Prioridades.
MPT
Tasa de reducción por unidad.
Como primera instancia se verifican condiciones en el que el sistema no debe realizar ningún
tipo de acción correctiva en los tramos considerados. Para esto se fuerzan condiciones que
inhabilitan el accionar del mismo. Estas condiciones son:
EDAG / ERAG deshabilitado desde el HMI
Flujo de potencia Sur-Norte
Unidades deshabilitadas para EDAG.
Unidades no disponibles.
Se verifica que ante las condiciones puntualizadas el sistema no realiza ninguna acción de
control.
La verificación de actuación de ERAG por el sistema es realizado forzando condiciones que
llevan al accionar del mismo, comprobando en todos los casos planteados el resultado
esperado. Para esta prueba se verifica que según valores dados de transferencia por tramo,
tasa de reducción por unidad, tiempo de reducción, temperatura ambiente medida y
sobrecarga se aplica ERAG de manera correcta.
De la misma manera se corrobora el accionar del EDAG para condiciones dadas en los tramos
analizados.
La prueba de selectividad de unidades verifica que el esquema administra las unidades
generadoras de la Central de manera correcta dependiendo si las mismas están habilitadas o
no para la implementación de EDAG.
Se verifica que los datos se transmiten de manera correcta al SCADA, probando la transmisión
de datos digitales perteneciente a estado de interruptores, condición de sol, estados de
habilitación entre otros. También se transmiten valores de señales analógicas de 16 bits como
lo son las mediciones de potencia, temperatura ambiente, MPT y MPGR.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
41
Las pruebas de comunicaciones buscan verificar que el esquema tendrá la capacidad de
detectar anomalías presentadas ante la pérdida de comunicación de una celda.
Estas anomalías son informadas en el HMI y en el historial de eventos que puede observarse en
el SCADA. Para la simulación de pérdida de un enlace se desconecta el equipo de
comunicaciones que maneja el mismo.
Como conclusión de estos ensayos podemos ver que el sistema fue probado en todos los
aspectos que conectados de manera global verifican el correcto funcionamiento del sistema a
peticiones de diseño.
Se ve claramente que las mediciones de distintas variables presentan un error despreciable y
aceptable según requerimientos.
Las pruebas de comunicaciones demuestran que a arquitectura diseñada se desempeña de
manera correcta.
Como recomendaciones se debería incluir en los ensayos las celdas de Medición de La Cebada y
Don Goyo, si no es posible de manera física hacerlo de forma simulada, ya que en las pruebas
de actuación y no actuación de EDAG las mismas no se encuentran presentes. También la
inclusión de ensayos de escenarios dinámicos.
Observación: En coincidencia con la carta de recomendaciones de ensayos SAT emitida por el
CDEC-SIC y a lo observado en el desarrollo de ensayos SAT:
1. Incluir redundancia de comunicaciones entre la Celda de Monitoreo y Mitigación con la
Celda de Control Central, ya que si bien las mismas se encuentran de manera contigua
en el mismo sitio, la perdida de tal enlace dejaría inoperable el sistema. La redundancia
de tales celdas no implica mayores inversiones ni modificaciones de los paneles.
2. Se recomienda agregar en la tabla la versión del programa cargada en los equipos
programables, por lo que se deberá especificar La versión de la Celda de Punta
Colorada.
3. Se recomienda agregar pruebas ante fallas de telemetría de la condición solar y de
temperatura.
4. Agregar pruebas que verifiquen el correcto funcionamiento del evaluador de
sobrecarga ya que éste se fuerza con valores de los tramos analizados o estados de los
interruptores.
5. Agregar escenarios de detección ante la apertura de un interruptor transferido
6.4. Tiempos de actuación
Según los ensayos realizados y descritos por el documento“2014.04.25 - Informe Tiempos de
Operación EDAG Troncal Guacolda Fase 2” se puede deducir que el comportamiento del
sistema ante la actuación del automatismo es correcta, ya que se verifica que:
No hay acción cuando no existe contingencia.
Se realiza la acción de reducción de generación cuando los niveles de transferencias están dentro del umbral para este tipo de actuación.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
42
Se realiza la acción de desconexión cuando los umbrales de transferencia de sobrecarga superan el límite de la MPGR.
Esta etapa de prueba confirma que la lógica responde según requerimientos de diseño.
En cuanto a la respuesta del sistema en el tiempo ante la detección de contingencia por estado
de los interruptores en alguno de los extremos está dentro de valores preestablecidos en
requerimientos del diseño (límite máximo 800 ms, requerido y óptimo 600 ms)
La tabla A muestra que en todos los tramos este tiempo es menor a 800 milisegundos. Las
variaciones en los tiempos de operación obedecen a la acción combinada de los ciclos de
escaneo del esquema con los tiempos de latencia de los enlaces de comunicación.
Observación: Si bien el tiempo de actuación por detección de estado de interruptores está
dentro de los limites admitidos por los requerimientos de diseño, se observa que son en algunos
casos elevados, sería recomendable tomar alguna acción correctiva para optimizar este tiempo,
una posibilidad es la de reducir el tiempo de escaneo:
Se aprecia que ante el caso de tener que detectar contingencia por medición de corriente cero,
los tiempos de actuación del sistema se elevan considerablemente por encima de los límites
requeridos del diseño.
Las variaciones en los tiempos de operación obedecen a la acción combinada de los ciclos de
escaneo del esquema con los tiempos de latencia de los enlaces de comunicación.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
43
Observación: Se aconseja analizar acciones para poder disminuir considerablemente este
tiempo, ya sea utilizando un relé de protecciones para la detección de corriente cero o si no
existe posibilidad de cambiar el equipo de medición incluir una lógica de detección para esto en
donde se puede detectar corriente cero por medio de la derivada de corriente o detección por
escalonamiento decreciente de corriente, también para el mismo caso que el anterior ver la
posibilidad de reducir el tiempo del ciclo de escaneo.
6.5. Levantamiento
Se realizó relevamiento de faena en las SS/EE Maitencillo, Pan de Azúcar y Central Térmica
Guacolda.
Durante este levantamiento se inspeccionó:
Tipo de equipos dispuestos en coincidencia con ingenierías y especificaciones de los mismos.
Calidad de fabricación de los paneles
Disposición de equipamiento.
Estado actual del sistema.
6.5.1. Celdas de Monitoreo
Para entender mejor la disposición de equipos se muestran las siguientes figuras que
corresponden a las Celdas de monitoreo de Maitencillo (figura 18a) y Pan de Azúcar
(figura 18b) respectivamente:
Figura 18a Celda de Medición S/E Maitencillo
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
44
Figura 18b Celda de Medición S/E Pan de Azúcar
Las mismas cuentan con enlaces redundantes de comunicaciones por medio de una
red VPN que usa como servidores de comunicación a ENTEL y Movistar.
Exceptuando la Celda de Medición de Maitencillo que posee un enlace VPN y una
conexión directa por fibra óptica con la central Guacolda.
Las celdas de medición poseen sincronizadores GPS P594 Alstom conectados a los
equipos de medición. Este equipo permite tener señales sincronizadas en el tiempo
presentes en los procesos del sistema.
El mismo equipo coincide con el descrito con las especificaciones de equipamientos
dispuestos documento“2014.10.22 - OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y
COMPONENTES (Rev B)”. En la figura 19 se aprecia el mismo.
Figura 19. Sincronizador GPS P594 Alstom.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
45
Para la medición de temperatura cada celda dispone de tres sensores para exterior
con un rango de temperatura de -30° a 70°C, cuya medición es llevada a un conversor
de temperatura-corriente que se conecta con un módulo de adquisición el cual es el
encargado de transmitir esta medición por comunicación. Para la detección solar se
utiliza un fotodetector. En ambos sensores se aplica una cubierta para la protección
de agentes meteorológicos. En la figura 20 se aprecian los mismos.
Figura 20. Sensores de temperatura y fotodetector (izquierda), transductor (derecha).
El sistema de alimentación del tablero cuenta con un respaldo de UPS (figura 21) que
evita fallas ante cortes de suministro de energía para los equipos. Si bien el
documento especifica el modelo UPS APC SMART RC 2000 VA la que está dispuesta
es de la marca ALLSAI de similares características que cumplen con la funcionalidad
requerida.
Figura 21. UPS
Los equipos cuentan con medidores Alstom IED P847 (Figura 22) que presentan la
característica de poder realizar mediciones de corriente y tensión como así también
las entradas de estados además de poseer salidas digitales para actuar. El IED P847
puede comunicar sus medidas a través de diversos protocolos como IEC-61850, DNP3
dependiendo de la configuración solicitada. El mismo equipo coincide con el descrito
con las especificaciones de equipamientos dispuestos según documento“2014.10.22 -
OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
46
Figura 22. Medidores Alstom IED P847
Se utiliza un Switch PT-7728 de MOXA (figura 23) considerado para cumplir la función
de interconexión entre los equipos IED y Computador, según sea el caso.
Adicionalmente, este equipo será el punto de acceso para la interconexión entre
Celdas, mediante los enlaces de comunicación. El mismo equipo coincide con el
descrito con las especificaciones de equipamientos según documento“2014.10.22 -
OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 23. Switch PT-7728 de MOXA.
Se emplean Block de Pruebas ALSTOM MMLG-01 (figura 24) en las Celdas para las
señales de corrientes y tensión provenientes de los transformadores de medida. El
mismo equipo coincide con el descrito con las especificaciones de equipamientos
dispuestos según documento “2014.10.22 - OT5041 - ESPECIFICACIONES
EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 24. Block de Pruebas ALSTOM MMLG-01.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
47
Del relevamiento realizado en las celdas de Medición se puede concluir que los
equipamientos cumplen con los requerimientos en la ingeniería y especificaciones. La
calidad del armado de los paneles es en general buena, pero presentan algunas
observaciones que se pasan a mencionar:
Se observa que los equipos de comunicaciones (figura 25) dispuestos por ENTEL y Movistar (Router y adaptadores de medios) están sueltos sobre una bandeja de la puerta. Esto ante una vibración producto de temblores por ejemplo puede provocar la caída de los mismos dentro del panel provocando la desvinculación de comunicaciones de esta celda con la red.
Se recomienda montar los mismos en rack si es posible o utilizar equipamiento apropiado para disposición en paneles eléctricos.
Figura 25. Equipos de comunicaciones suministrados por ENTEL y Movistar.
Como segunda observación se encontraron cables de alimentación (figura 26), de equipos que no se instalaron, aislados con cinta. Esta aislación en caso de falla puede dejar si alimentación parte importante de los equipos. Se recomienda en caso de no poder eliminar dichos cables, llevar los mismos a una bornera que quede en condición de toma de alimentación adicional.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
48
Figura 26.
No estaban disponibles la documentación necesaria de la ingeniería en los porta-planos de los paneles. Esto es recomendable que estén para facilitar la operación o tareas que deban realizarse sobre los mismos.
6.5.2. Celdas de Monitoreo y Mitigación.
Esta celda se ubica en la Central Térmica Guacolda.
Para entender la disposición de equipos en la figura 27 se muestra el diagrama:
Figura 27.Como se aprecia en el diagrama presenta los mismos equipos que la Celda
de Medición.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
49
La comunicación con la Celda de control es por medio de un solo patch de fibra
óptica.
Para ello esta celda cuenta con un Switch PT-7728 de MOXA (figura 28) considerado
para cumplir la función de interconexión de los equipos IED y Computador. Se aprecia
que el mismo dispuesto está conforme a lo descrito en las especificaciones técnicas
de equipamientos “2014.10.22 - OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y
COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 28. Switch PT-7728 de MOXA.
Los equipos de medición dispuestos son El IED P847 que tiene capacidad de medir
tensiones, corrientes y entradas de estados, además de poseer salidas digitales para
actuar. Estas características son las requeridas por la arquitectura del esquema para
los “Equipos de medida”. Se puede decir que el mismo cumple con lo descrito en las
características técnicas de equipos utilizados “2014.10.22 - OT5041 -
ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Para que todos los equipos de medición estén sincronizados en el tiempo, se
disponen de sincronizadores GPS P594 Alstom (figura 29). Este al igual que los
equipos anteriores cumplen con lo especificado según documento “2014.10.22 -
OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 29. GPS P594 Alstom.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
50
En esta celda las señales de corriente y tensión de transformadores de medidas y los
disparos hacia las unidades de generación pasan por las llaves de prueba modelo
ALSTOM MMLG-01 (figura 30). El mismo equipo coincide con el descrito con las
especificaciones de equipamientos según documento “2014.10.22 - OT5041 -
ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 30. Block de Pruebas ALSTOM MMLG-01.
El sistema de alimentación del tablero cuenta con un respaldo de UPS que evita fallas
ante cortes de suministro de energía para los equipos. Si bien el documento
especifica el modelo UPS APC SMART RC 2000 VA (Figura 31) la que está dispuesta es
de la marca ALLSAI de similares características que cumplen con la funcionalidad
requerida.
Figura 31. UPS.
Del relevamiento realizado en las celdas de Medición y Mitigación se puede concluir
que los equipamientos cumplen con los descritos en las especificaciones según
documento “2014.10.22 - OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y
COMPONENTES (Rev B)”.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
51
6.5.3. Celda de Control
Esta celda ubicada en la Central Térmica Guacolda dispone de unidades de control
que toman decisiones en base a datos provenientes de las celdas de monitoreo. La
arquitectura de la misma se muestra en la figura 32.
Figura 32. Celda de Control
La unidad principal de procesamiento está constituida por dos unidades CPU
rackeable ADVANTECH UNO 4683 (figura 33).
Este equipo procesador será el encargado de interpretar y procesar los datos de
monitoreo provenientes de todas las demás celdas del esquema. Debe ser capaz de
ejecutar todos los algoritmos descritos en el documento “Diagramas de Operación”,
el mismo corresponde a un procesador industrial de tipo “servidor” con múltiples
puertos de comunicación. Los CPU que figuran en la imagen son los que se detallan en
las especificaciones según documento “2014.10.22 - OT5041 - ESPECIFICACIONES
EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 33. CPU rackeable ADVANTECH UNO 4683.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
52
Del mismo modo que en el resto de las celdas se utiliza un sincronizador GPS para las
unidades de procesamiento. El modelo utilizado es el GPS P594 Alstom (figura 33), el
mismo cumple con las especificaciones según documento “2014.10.22 - OT5041 -
ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 34. GPS P594 Alstom.
Las comunicaciones de la celda son controladas por medio de un switch PT-7728
MOXA (figura 34).
Este permite recibir todas las comunicaciones de las celdas como así también emitir
información a la celda de mitigación. Se aprecia que el mismo está dispuesto
conforme a lo descrito en las especificaciones técnicas según documento “2014.10.22
- OT5041 - ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
Figura 35. Switch PT-7728 MOXA.
Al igual que en las celdas anteriores posee una UPS para el respaldo de alimentación.
Si bien el documento especifica el modelo UPS APC SMART RC 2000 VA (Figura 35) la
que está dispuesta es de la marca ALLSAI de similares características que cumplen con
la funcionalidad requerida.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
53
Figura 36. UPS.
Como conclusiones de lo observado de la Celda de Control podemos mencionar:
El panel presenta todos los equipos requeridos por las especificaciones, exceptuando
la UPS que es de distinta marca pero cumple de igual modo la finalidad.
Como recomendaciones del panel podemos mencionar:
Los dos equipos CPU dispuestos con el objetivo de lograr redundancia en el sistema de control no se encontraban con esta arquitectura, ya que uno de ellos al momento de realizar el levantamiento estaba desconectado por lo tanto este funcionaba como equipo de respaldo. Es recomendable finalizar la conexión del mismo para que funcione como equipo redundante.
6.5.4. HMI y SCADA.
En el levantamiento de este sistema se pudo constatar que el mismo presenta una
rápida interpretación de los datos supervisados además de su buen diseño.
Las variables medidas se pueden observar por S/E supervisada, demostrando valores
de temperatura ambiente, estados de interruptores modo de operación, MPT, MPRG
entre otros, se detalla en figura 37.
Recomendación: Agregar una alarma en la pantalla HMI cuando el sistema detecte
una contingencia y actúe en consecuencia.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
54
Figura 37.
También existe una pantalla en donde el operador puede ver en detalle cada S/E
(figura 38). En esta pantalla se puede observar valores de corriente, tensión, potencia
aparente y la medición de cada sensor de temperatura además de la supervisión del
estado de los interruptores.
Recomendación: Se recomendaría agregar una letra ubicada cerca de cada interruptor
que identifiquen el estado del mismo (normal, intermedio, transferido, discordancia).
Figura 38.
Para verificar el estado de las comunicaciones se incluye una pantalla en donde se
supervisa cada enlace de las Celdas de Monitoreo, Celda de Monitoreo y Mitigación
con La Celda de Control. Esto facilita de manera rápida la detección de una pérdida
de comunicación con una Celda. Se muestra la misma en la figura 39.
Observación: Esta pantalla no incluye el estado de los enlaces de las Celdas de
Monitoreo de la S/E La Cebada y S/E Don Goyo (a la fecha del levantamiento en
terreno no estaban entregados a la coordinación del CDEC-SIC).Debería modificarse en
consecuencia.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
55
Figura 39.
Se concluye que el HMI y SCADA realizado facilita la operación del operador sobre el
sistema gracias a su correcto diseño.
El mismo facilita la supervisión global del sistema mostrando valores y estados
instantáneos como así también la posibilidad de leer un histórico de alarmas y
eventos que se registren.
7. Conclusiones
7.1. Observaciones referidas al diseño
1. En una primera introducción a las observaciones contempladas, mencionamos la
recomendación de mejora la medición de Temperatura e incluir una lógica para
detectar discordancia de mediciones entre sensores.
2. En cuanto a la condición solar, utilizado para valores de Limite Térmico en
condiciones Día/Noche, se menciona la posibilidad de ser pre-calculada en forma
tabular o algebraica para cada día del año no requiriendo de esta manera
mediciones adicionales. Este procedimiento no está explicado en detalle por los
documentos mencionados por CONECTA en la sección 2.3 “Disposición de
Condición Meteorológica” del documento “Diagramas de Operación”.
3. El Auditor Técnico considera positivo que la HMI indique el ingreso de valores MPT
y MPGR “fuera de rango” o equívocos, cuando son incorporados por el operador
en forma manual, ya que esto conlleva a evitar disparidad entre las variables
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
56
medidas con las capacidades de las líneas. Sin embargo se debe considerar que el
“rango permisible” debería estar determinado en forma dinámica por el algoritmo
de cálculo basado en las mediciones de las Celdas de Monitoreo.
4. En lo que refiere al uso de polinomios de interpolación para la determinación del
Limite Térmico según se indica en el documento “DIAGRAMAS DE OPERACIÓN
EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES-OT5041” de Conecta, incluye los
polinomios para el tramo Pan de Azúcar - Nogales 220kV. El tramo Maitencillo -
Pan de Azúcar requiere de otros polinomios de interpolación. Por consiguiente se
debe revisar en la lógica del automatismo el cálculo del Límite Térmico en los
tramos faltantes.
5. Para el cálculo del tiempo admisible de sobrecarga, debe destacarse que el
valor de la Tcond_final es función de la radiación solar incidente sobre el
conductor. Otra vez, se indica de manera ambigua el uso de la variable "Condición
Solar", que no está definido en la Normativa mencionada. Se recomienda utilizar
un valor tabular pre‐calculado, debidamente fundamentado a nivel técnico.
6. Para la detección de apertura de interruptores, se recomienda la inclusión del bit
de estado de validación en conjunto con la señal de estado del interruptor. Esta
lógica asegura el estado del interruptor evitando un disparo o detección de
evento erróneo, lo mencionado se muestra en forma esquemática en la Figura 14.
7. En los diagramas de flujo del tramo Pan de Azúcar‐Los Vilos se observa que la
validación de evento forma parte de una compuerta AND, que debería ser una
compuerta OR, ya que cualquier evento de entrada a la misma constituyen una
detección de apertura de línea. Se recomienda revisar la lógica, para asegurar
que se trata de un error del diagrama y no de la implementación de la detección.
Ver Figura 15.
8. El Auditor Técnico entiende que la lógica para la determinación de la potencia
post‐contingencia por los tramos no fallados es correcta, sin embargo no está
suficientemente explicitada en los documentos disponibles.
9. En forma análoga, en los diagramas de flujo del Evaluador de Sobrecarga no se
indica la detección de contingencia por sobrecarga actual. Se debe entender que
dicha señal está efectivamente implementada, y que se utiliza en el bloque de
detección de contingencia (que no se encuentra descrito en el documento
OT5041 Rev.1). Dicho bloque debería censar el estado de todos los interruptores
para detectar contingencia por falla, y el estado de un bit de activación por
sobrecarga proveniente del Evaluador de Sobrecarga (denominado en el
documento mencionado “Sobrecarga Actual por Tramo durante un tiempo Tp”).
10. En cuanto a la detección de los resultados de acciones post‐contingencia, el
Auditor Técnico considera que la lógica implementada permite de manera
satisfactoria conocer las condiciones en que se encuentra el sistema a controlar y
de qué manera responde el sistema de control.
7.2. Observaciones respecto a la arquitectura
1. A modo de aumentar la seguridad de funcionamiento en la comunicación del
sistema se recomienda realizar un enlace de red VPN entre la S/E La Cebada y S/E
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
57
Don Goyo, para que de este modo se puedan tener los estados y mediciones de
una S/E en la otra y evitar así que, ante la pérdida de los enlaces satelitales, esos
puntos de monitoreo queden ciegos.
2. No se aprecia en los ensayos pruebas realizadas sobre casos en que uno de los
interruptores se encuentre en estado de transferido, por esto se recomienda
realizar simulaciones de interruptores en estado Normal, Intermedio y
transferido.
3. En cuanto a los tiempos de actuación por apertura de interruptores, si bien está
dentro de los límites admitidos por los requerimientos de diseño, se observa que
son en algunos casos demasiado elevados. Se recomienda tomar alguna acción
correctiva para optimizar el tiempo de actuación, por ejemplo, reduciendo el
tiempo de escaneo mediante el uso de flags de cambio de estado, u otras
acciones similares.
4. Se aprecia que, ante el caso de tener que detectar contingencia por medición de
corriente cero, los tiempos de actuación del sistema se elevan considerablemente
por encima de los límites requeridos del diseño. Estos tiempos no son aceptables
para el automatismo y deben ser corregidos. Para tal fin, se aconseja analizar
distintas acciones como por ejemplo:
• Utilizar un relé de protecciones para la detección de corriente cero.
• Incluir una lógica de detección de corriente cero por medio de la derivada de
corriente o detección por escalonamiento decreciente de corriente, u otros
mecanismo más eficientes que el esquema actual.
5. En caso de no poder acelerar estos tiempos de actuación mediante cambio de
lógica y/o hardware, se recomienda limitar el uso de la detección de corriente al
caso de falla de medición de estado de interruptores.
6.3. Observaciones respecto a la implementación
Del levantamiento realizado a las instalaciones se concluye lo siguiente:
a) Celdas de Medición: los equipamientos cumplen con los descritos en la
ingeniería y especificaciones técnicas.
b) La calidad del armado de los paneles es buena pero presentan algunas
observaciones que se pasan a mencionar:
Se observa que los equipos de comunicaciones dispuestos por ENTEL y
Movistar (Router y adaptadores de medios) están sueltos sobre una
bandeja de la puerta. Esta situación puede provocar que ante la
presencia de vibraciones como por ejemplo un temblor, los equipos se
caigan produciendo la desvinculación de comunicaciones dela celda con
la red.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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Por este motivo se recomienda montar los equipos mencionados en rack
o utilizar equipamiento apropiado para disposición en paneles
eléctricos.
Como segunda observación se encontraron cables, de alimentación de
un equipo no instalado, aislado con cinta. Esta aislación en presencia de
una falla puede dejar sin alimentación parte importante de los equipos.
Como recomendación se menciona eliminar dichos cables o llevar los
mismos a una bornera que quede en condición de toma de alimentación
adicional.
No estaba disponible la documentación necesaria de la ingeniería en los
porta-planos de los paneles.
Se recomienda que los mismos estén para facilitar la operación o tareas
que deban realizarse sobre lo mismos.
c) Celdas de Medición y Mitigación: los equipamientos cumplen con los
descritos en las especificaciones según documento “2014.10.22 ‐ OT5041 -
ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B)”.
d) Celda de control: El panel presenta todos los equipos requeridos por las
especificaciones salvo la UPS que es de distinta marca pero de igual forma
cumple con los requisitos exigidos.
Como recomendación podemos mencionar que los equipos de control
dispuestos con el objetivo de lograr redundancia en el sistema de control
no se encontraban con esta arquitectura, ya que al momento de realizar el
levantamiento uno de ellos estaba desconectado funcionando como
equipo de respaldo. Se recomienda por lo tanto finalizar la conexión del
mismo para que funcione como equipo redundante.
e) HMI: Este sistema presenta claridad en su ilustración del sistema como en
la funcionalidad de control que el operador aplica en la misma.
Mencionamos como recomendación agregar una alarma en la pantalla
HMI cuando el sistema detecte una contingencia y actúe en consecuencia.
También sería recomendable agregar una letra ubicada cerca de cada
interruptor que identifique el estado del mismo (normal, intermedio,
transferido y discordancia).
En la pantalla de diagnóstico de comunicación se debe agregar el estado
de los enlaces con las celdas ubicadas en la S/E La Cebada y S/E Las
Palmas.
INFORME DE AUDITORÍA EDAG TRONCAL MAITENCILLO-NOGALES - FASE2
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7.4. Conclusión
Como conclusión de lo auditado se observa que el sistema cumple en general con las
condiciones técnicas que solicita el Estudio Eléctrico, existiendo algunas observaciones al
diseño que permitirían un funcionamiento más eficiente y seguro del mismo.
La arquitectura adoptada muestra una eficiencia en cuanto a su disposición que permite
desarrollar una filosofía de operación acorde para el sistema, aunque los tiempos de
actuación del mismo ante la detección de contingencia por corriente cero superan a los
requeridos por el Estudio Eléctrico.
El sistema de comunicaciones presenta redundancia en todas sus Celdas de Monitoreo con
el fin de aumentar la confiabilidad en la transmisión de datos. Como detalle se menciona
que la Celda de Monitoreo y Mitigación debería poseer redundancia de comunicaciones ya
que la misma se comunica por un solo vinculo de fibra óptica.
Los materiales y equipos implementados cumplen con especificaciones y normas del
mercado eléctrico brindando seguridad en el funcionamiento y respuesta según
requerimientos de diseño.
Los ensayos demuestran que las lógicas y algoritmos implementados se manifiestan según
lo solicitado en las especificaciones de diseño.
8. Documentos consultados
Estudios Eléctricos – Informe EE‐ES‐2013‐398 Revisión A:
Estudio Sistémico Preliminar EDAG Troncal Guacolda Fase 2 (EE) ‐ 2013.08.23 ‐
Estudios Eléctricos – Informe EE‐ES‐2013‐550 Revisión B:
Estudio Sistémico Final EDAG Troncal Guacolda Fase 2 (EE) ‐ 2013.09.27 ‐
Anexo 1 ‐ Escenarios y simulaciones dinamicas (EE) ‐ 2013.09.27 ‐
Anexo 2 ‐ Alternativa de aplicacion de DAG en PPEE (EE) ‐ 2013.09.27 ‐
Estudios Eléctricos – Informe EE‐ES‐2013‐872 Revisión A:
EDAG Troncal Guacolda con analisis de protecciones – 2013.12.12 ‐
CONECTA – Informe OT‐5041 – Revisión 1:
Filosofía de Control EDAG Troncal Guacolda Fase 2 ‐ 2013.03.28 ‐
Arquitectura Sistema EDAG Troncal Guacolda Fase 2 ‐ 2014.03.23 ‐
DIAGRAMAS DE OPERACION ‐ 2014.04.28 ‐
CONECTA – Informe OT‐5041 – Revisión B:
Informe Tiempos de Operación EDAG Troncal Guacolda Fase 2 ‐ 2014.04.25 ‐
ESPECIFICACIONES EQUIPAMIENTO Y COMPONENTES (Rev B) ‐ 2013.10.22 ‐
Límites Térmicos LLTT Maitencillo ‐ Punta Colorada ‐ Pan de Azúcar 220kV
Límites Térmicos LLTT Pan de Azúcar‐Las Palmas‐Los Vilos‐Nogales 220kV
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