IMPACTO DE LA NORMA TECNICA SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE CONTROL Patricio Caro C. JULIO 2006

TEMARIO Visión General Normativa y Estructura del Sector Eléctrico Requerimientos de Sistemas de información Sistemas de Información en Tiempo Real Sistemas de Monitoreo Soluciones que ofrece el mercado Manejo de Proyectos de Sistemas de Control Conclusiones

Visión General Normativa DFL Nº 1 1982 Ley de Peajes 1990 Resolucion 327/97 Ley Corta I Ley Corta II Norma Tecnica SyCS

Estructura del sector eléctrico Ministerio Economía CNE SEC Comité Expertos CDEC DO DP EEGG EETT EEDD C Libres

Norma Técnica SyCS Es un reglamento que buscar regular el mercado eléctrico mayorista Se refiere a instalaciones de niveles superiores a 23 KV Le asigna un rol muy importante a los CDEC (Centros de Despacho Económico de Carga)

Instalaciones afectas a la NT G SSTA Distribución (23 kv) ST Troncal ST SST C

Organización de la NT Tiene 10 capítulos Tiene 501 artículos Impone exigencias a la generación, transmisión, distribución y clientes libres, en cuanto a características de las instalaciones y a criterios de operacion Impone criterios (estándares) de operación Responsabiliza a los CDEC de Elaboración de procedimientos Realización de los estudios de SyCS La planificación de la operación según criterios de SyCS

Objetivos Establece estándares de Seguridad y Calidad de Servicio en los Sistemas Eléctricos Seguridad de servicio Calidad de servicio (tensión y frecuencia) Tiene impacto en el tipo de equipamientos, en los criterios de operación, en los servicios de auditoría necesarios para verificar el correcto cumplimiento de los estándares

Sistemas de Información Capitulo 4 de la NT Sistema de información en Tiempo Real Sistema que permite mantener el control en tiempo real de la operación del sistema eléctrico Exige enviar datos del estado de los equipos maniobras, medidas del sistema eléctrico (flujos, cargas, tensiones, frec.). Transmisión del orden de segundos (1 seg. < t <10 seg.) Sistema de monitoreo Sistema que permite concentrar y recuperar la información de operación de protecciones y de registradores rápidos de condiciones dinámicas (t <1 seg.)

Niveles de Control CDC CDEC Empresas Eléctricas CC CENTRO DE CONTROL EMPRESA CR CENTRO REGIONAL Subestación o C.Generadora RTU / SM A/D IED mandos RTU: Unidad Remota Terminal SM: Sistema de monitoreo IED: Equipo electrónico inteligente

Estructura jerárquica CDC CDEC EE CC 1 CC 5 CC 2 CC 3 CC 4 CC: Centro de control de empresa RTU RTU RTU RTU RTU: Unidad Remota Terminal

Requerimientos mínimos SITR (capitulo 4) Disponibilidad: 99,5 % Edad de los datos: 10 seg. Sincronización de la información a nivel milisegundos: +-5 mseg Exactitud de medición: Clase 2 % Redundancia de información

Requerimientos del Sistema de Monitoreo Es un sistema que debe permitir la recuperación de registros locales generados por las protecciones y registradores de las subestaciones y centrales generadoras, que se requieren para análisis post operativo Existe un protocolo muy conocido llamado COMTRADE que establece la forma de almacenar los datos La mayoría de los proveedores lo usa

Otros requerimientos del SM El nivel de amortiguamiento presente en las oscilaciones de potencia en el SI, con el objeto de establecer si se cumplen los estándares exigidos en la presente NT, o si existe necesidad de implementar medidas correctivas. El desempeño de los sistemas de Control de Frecuencia. El desempeño de los sistemas de Control de Tensión. El desempeño de los EDAC, por subfrecuencia y subtensión, y la contribución de las Instalaciones de Clientes a estos esquemas. El desempeño de los EDAG diseñados o autorizados por la DO. El desempeño de los PRS diseñados por la DO. El desempeño del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas diseñado por la DO.

Soluciones que ofrece el mercado Nivel Subestación Nivel Centro de Control Empresa Nivel CDC

Protocolos para comunicar los diferentes niveles de Sistemas de Control CDC ICCP (protocolo inter-centros) CC Protocolos DNP 3.0 o IEC 870-5 (serial o TCP/IP) RTU / SM A/D IED mandos

Nivel Subestación Unidades Remotas Terminales con sincronización horaria y capacidad de registro a nivel milisegundo Integración de los equipos tradicionales de captura de información con los equipos IED (protecciones, registradores de falla, analizadores de calidad de potencia eléctrica, etc.) La NT también alcanza a las subestaciones de clientes finales (clientes libres) (Capitulo 3)

Arquitectura básica Sistema de Monitoreo (1) Comunicación como RTU Comunicación datos COMTRADE subestación Concentrador y RTU IED E/S análogos y digitales IED IED IED

Arquitectura básica Sistema de Monitoreo (2) CDC CC Comunicación como RTU (protocolos estándares) Comunicación datos COMTRADE (TCP/IP) subestación Concentrador y RTU

Datos de clientes (Art 3-26) Las Instalaciones de Clientes deberán contar con un sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información de medición, señalización y estado de equipos de maniobra y toda otra que éste determine para el adecuado monitoreo y control en tiempo real de la operación del SI, en particular, la necesaria para realizar una adecuada gestión del Control de Frecuencia, Control de Tensión y PRS.

Solución de Mercado Sistema distribuido de medidores conectados en red, de los cuales se sacan los datos para el SITR y para el SM, usando el protocolo IEC 61 850 La estación maestra debe tener el SW de interrogación apropiado

Nivel Centro de Control Sistema SCADA Arquitectura redundante Funciones criticas Disponibilidad Manejo de alarmas y eventos con sincronización Interfaz persona-máquina con rápido tiempo de respuesta Almacenamiento histórico Capacidad de play back Telecontrol

Estructura de un sistema SCADA OPERADOR CDC HMI COM BDTR (alarms & events RTU HIS

Nivel CDC Sistema SCADA-EMS Funciones criticas SCADA Funciones de control del sistema eléctrico (basadas en el Estimador de Estado) Funciones de control de la seguridad (Flujo de Potencia en línea, Análisis de Contingencias) Funciones de optimización de la operación (despacho económico, AGC, etc.)

Estructura de un sistema SCADA-EMS OPERADOR HMI COM BDTR (alarmas y eventos) CC HIS EMS

Proyectos de Renovación Mejorar las vías de comunicación de datos (aumentar los anchos de bandas) Renovar las Unidades Remotas Terminales (RTU) Incorporar concentradores para SM y RTU Usar protocolos comunicación estándares Equipos para tener sincronización horaria HMI con manejo de alarmas y eventos con sincronización Sistemas históricos eficientes y respaldados

Alternativas de desarrollo de un CC Llave en mano Integración de módulos de varios proveedores Menor costo de desarrollo Necesidad de trabajar con un integrador, en lo posible, independiente de proveedores Mayor riesgo desarrollo

Elección de una alternativa Debe evaluarse el Valor de la Inversión considerando el Costo de O&M actualizado durante la vida útil del proyecto (Vida útil: 10 años, cada 5 años debería hacerse una re-inversión para mantener la plataforma vigente) Valor de la solución integrada = Valor inversión + riesgo de integración Hay experiencia en Chile en proyectos con integraciones parciales Debe priorizarse disponer de soporte local

PLAZOS 2005 Año 2005 Art. may jun jul ago sep oct nov dic Vigencia   Año 2005 Art. may jun jul ago sep oct nov dic Vigencia 10-1 30 Información solicitada por la DP 10-13 31 Estudios EDAC PRS 10-14

PLAZOS 2006 Año 2006 Art. ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov   Año 2006 Art. ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Análisis Antecedentes Instalaciones Existentes 10-2 31 Procedimientos de la DO y la DP 10-12 Estudios Restricciones en el Sistema de Trans. Control de f. y determinación de reserv. Control de Tensión y Requer. de MQ Continuidad Coordinación de las Protecciones 10-14 28 30 Implementado y Operativo EDAC por subfrecuencia 10-20 Implementado y Operativo EDCA por subtensión 10-21 Cumplimiento del factor de potencia 10-22 1

PLAZOS 2007 Año 2007 Art. ene feb mar abr may jun jul dic   Año 2007 Art. ene feb mar abr may jun jul dic Exigencias mínimas para Diseños de instalaciones 10-7 1 Evaluación del funcionamiento y Eficiencia 10-3 30 Estudios Plan de defensa Contra Contingencias Extremas 10-14 31 Sistema de Información en Tiempo Real 10-30

Conclusiones La NT implica un avance en la reglamentación eléctrica Las empresas eléctricas deben revisar sus estándares internos (equipamientos y procedimientos operativos) Clientes finales deben revisar los requerimientos de la NT a sus instalaciones El plazo es el 31 de Diciembre de 2006