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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


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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


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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


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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:


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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.


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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:


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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


21

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


22

(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.


23

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".


24

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.


26

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.


27

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.


28

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.


29

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


30

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"


32

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.


33

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.


34

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


35

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.


36

Figura 17. Arquitectura del sistema de comunicaciones


37

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


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


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


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.


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.


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.


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


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.


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)”.


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 -


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.


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.


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.


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 -


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 -


Figura 29. GPS P594 Alstom.


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 -


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)”.


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.


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 -


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.


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.


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.


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


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


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.


58

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 -


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.


59

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


60

informe de auditorÍa edag troncal ... - sic.coordinador.cl · informe de auditoría de las...

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