ESTUDIO "DISEÑO, PROGRAMA E IMPLEMENTACIÓN DEL CONTROL AUTOMATICO DE GENERACIÓN (AGC) PARA EL SING"

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CONTENIDO

1. ABREVIATURAS 5

2. INTRODUCCIÓN 8

2.1 OBJETIVO DEL DOCUMENTO 9 2.2 INSTALACIONES INVOLUCRADAS 9

3. LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN TÉCNICA GENERADORES 10

3.1 OBJETIVO DEL TRABAJO REALIZADO 10 3.2 METODOLOGÍA 10 3.2.1 CARACTERÍSTICAS DEL GOBERNADOR DE VELOCIDAD 10 3.2.2 TASA DE TOMA DE CARGA Y BAJADA DE CARGA 10 3.2.3 RANGO DE REGULACIÓN Y/O ZONAS PROHIBIDAS 10 3.2.4 ESTATISMO Y BANDA MUERTA 11 3.3 RESULTADOS 11 3.4 CONCLUSIONES DEL TRABAJO 12

4. DEFINICIONES OPERATIVAS 14

4.1 CONCEPTOS TEÓRICOS DE LA OPERACIÓN VÍA AGC 14 4.2 CARACTERIZACIÓN Y REQUERIMIENTOS SISTÉMICOS 17 4.2.1 TIEMPOS DE RECUPERACIÓN DE LA FRECUENCIA CON AGC 17 4.2.2 VELOCIDAD DE CAMBIO DEL SISTEMA 18 4.2.3 REQUERIMIENTOS DE HOLGURA PARA EL CSF 18 4.2.4 NÚMERO MÍNIMO DE UNIDADES: 18 4.2.5 VELOCIDAD DE CAMBIO DE CARGA POR UNIDAD 19 4.2.6 PRIORIDADES DE ACTUACIÓN EN FUNCIÓN DE LOS RECURSOS DISPONIBLES 19 4.2.7 TIEMPO RETARDO UNIDADES EN AGC 20 4.2.8 ÁREAS DE CONTROL EN CASO DE FRACCIONAMIENTO DE LA RED 20 4.3 ESTRUCTURA BÁSICA FUNCIONAL DEL AGC 20 4.3.1 ESTRUCTURA GENERAL AGC 20 4.3.2 CONFIGURACIÓN DEL ACE 21 4.3.3 PARÁMETROS Y CONDICIONES SISTÉMICAS PARA DESHABILITAR PROGRAMA AGC 21 4.3.4 BANDAS PERMISIBLES DE OPERACIÓN DEL PROGRAMA AGC 22 4.4 INDICADORES DE DESEMPEÑO DEL AGC 22 4.4.1 CRITERIO CPS1 22 4.4.2 CRITERIO CPS2 23 4.4.3 CRITERIO DE CUMPLIMIENTO DE CPS 23 4.4.4 CRITERIO DCS 24

5. FUNCIONAMIENTO MÓDULO AGC 25

5.1 ASPECTOS GENERALES MÓDULO AGC GE GRID SOLUTION® 25 5.1.1 GENERACIÓN EN TIEMPO REAL 25 5.2 DESCRIPCIÓN DEL MODULO AGC 25 5.2.1 ESTADOS DE OPERACIÓN DEL PROGRAMA AGC 25

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5.2.2 MODOS DE OPERACIÓN DEL PROGRAMA AGC 26 5.2.3 MODOS DE OPERACIÓN DE LAS UNIDADES BAJO AGC 26 5.2.4 TIPO DE OPERACIÓN AUTOMÁTICA DE LAS UNIDADES BAJO AGC 27 5.3 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL PROGRAMA AGC 27 5.3.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO AGC 27 5.3.2 DIAGRAMA DE BLOQUES MÓDULO AGC 29 5.3.3 APLICACIÓN DE FILTROS 45 5.3.4 DESCRIPCIÓN DE BANDERAS 45 5.4 PROPUESTA DE PARÁMETRIZACIÓN 46

6. SISTEMA DE CONTROL Y COMUNICACIONES 48

6.1 ARQUITECTURA Y FILOSOFÍA 48 6.1.1 JERARQUÍA DE CONTROL 48 6.1.2 ESTRUCTURA Y RESPONSABILIDAD DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA PLATAFORMA AGC 49 6.2 ENLACE EXTERNO 49 6.2.1 ARQUITECTURA ESQUEMA DE COMUNICACIONES AGC 50 6.2.2 TOPOLOGÍA DEL ENLACE EXTERNO 51 6.2.3 CARACTERÍSTICAS DE MÍNIMAS DEL ENLACE EXTERNO 52 6.3 ENLACE AGC LOCAL COORDINADO 56 6.3.1 ANTECEDENTES Y CONSIDERACIONES PARA LA INGENIERÍA 57 6.3.2 DATOS Y SEÑALES EN TIEMPO REAL - ARQUITECTURA 57 6.3.3 REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ADICIONALES 66 6.3.4 SOFTWARE 72 6.3.5 REQUERIMIENTOS DE HARDWARE Y EQUIPOS DEL ENLACE AGC LOCAL/COORDINADO 73 6.3.6 DOCUMENTACIÓN 78 6.3.7 ASEGURAMIENTO DE LA CALIDAD Y PRUEBAS 78 6.3.8 CAPACITACIÓN 78 6.3.9 RECOMENDACIONES PARA LA INGENIERÍA DE DETALLE 79

7. PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL MÓDULO AGC 81

7.1 PROCEDIMIENTOS PARA EL MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE CONTROL DEL MÓDULO AGC. 81 7.1.1 PROCEDIMIENTO PARA SOPORTE Y ACTUALIZACIÓN DEL MÓDULO AGC 81 7.2 PROCEDIMIENTO PARA MANTENIMIENTO DE UNIDADES QUE PRESTAN EL SERVICIO DE AGC 83 7.3 DEFINICIÓN DE ALARMAS REQUERIDAS POR EL SISTEMA AGC PARA QUE EL PERSONAL DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN PUEDA TOMAR LAS ACCIONES PREVENTIVAS O CORRECTIVAS. 84 7.3.1 SIMPLICIDAD 84 7.3.2 LEGIBILIDAD 84 7.4 PROCEDIMIENTOS PARA SUSPENDER Y/O RETIRAR UNA UNIDAD DE GENERACIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE CSF. 84 7.5 PROCEDIMIENTOS PARA INTEGRAR NUEVAS UNIDADES DE GENERACIÓN AL SISTEMA AGC. 87 7.6 PROCEDIMIENTOS PARA PRUEBAS DE SINTONÍA A UNIDADES DE GENERACIÓN. 88 7.6.1 ENVÍO COMANDOS TIPO PULSOS DESDE EL CDEC-SING 89 7.6.2 ENVÍO COMANDOS TIPO SETPOINT DESDE EL CDEC-SING 90 7.7 PROCEDIMIENTOS PARA EL SEGUIMIENTO A LAS UNIDADES DE GENERACIÓN QUE ESTÁN PRESTANDO EL SERVICIO DE CSF. 92 7.8 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS PARA EL MANEJO EN TIEMPO REAL DE LAS UNIDADES QUE PRESTAN EL SERVICIO DE CSF. 92

8. PROGRAMA DE IMPLEMENTACIÓN 94

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8.1 CARTA GANTT PARA LA IMPLEMENTACIÓN, SINTONIZACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO 95

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1. ABREVIATURAS

AC : Corriente alterna (Inglés: Alternating Current)

ACE : Error de Control de Área (Inglés: Area Control Error)

ACEINT : Integral del ACE

AED : Recomendado Despacho Económico

AGC : Control Automático de Generación (Inglés: Automatic Generation Control)

APM : Monitor de desempeño de AGC

BER : Tasa de errores (Ingles: Bit Error Ratio)

bps : bits por segundo

BUC : Convertidor de frecuencia satelital (Ingles: Block UpConverter)

C : Banda de frecuencia satelital 3,4 – 6,35 GHz

CC : Centro de Control

CDC : Centro de Despacho y Control del CDEC-SING

CDC-P : Centro de Despacho y Control del CDEC-SING Sitio Principal

CDC-R : Centro de Despacho y Control del CDEC-SING Sitio Respaldo

CDEC : Centro de Despacho Económico de Carga

CED : Control De Despacho Económico

CEM : Campos Electromagnéticos

CFC : Modo Control Frecuencia

CFE : Frontal de comunicaciones (Inglés: Communication Front End)

CNIC : Modo Control Intercambio

CPF : Control Primario de Frecuencia

CPS : Criterio de desempeño del control AGC (Control Performance Criteria)

CRC : Verificación por redundancia cíclica (Inglés: Cyclical Redundancy Check)

CSF : Control Secundario de Frecuencia

Cu : Cable de cobre

DB : Banda Muerta (Dead Band)

DC : Corriente directa (Inglés: Direct Current)

DCS : Sistema de Control Distribuido (Inglés: Distributed Control System)

DNP3.0 : Protocolo de Red Distribuida versión 3 (Inglés: Distributed Network Protocol)

DO : Dirección de Operación

DSL : Línea suscriptora digital (Inglés: Digital Subscriber Line)

Eb : Energía por bit, en Joules (Ingles: Energy per bit)

EMC : Compatibilidad electromagnética (Ingles: Electromagnetic Compatibility)

EMI : Interferencia electromagnética (Inglés: Electromagnetic Interference)

EMS : Sistema de Administración de la Energía (Inglés: Energy Management System)

ENTEL : Operador de servicios de telecomunicaciones del Enlace externo

ERNC : Energía Renovable No Convencional

FEC : Corrección de error en adelanto (Ingles: Forward Error Correction)

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FO : Cable de Fibra óptica

FW : Cortafuego (Ingles: Firewall)

GbE : Ethernet con velocidad de 1 Gbps (Inglés: Gigabit Ethernet)

Gbps : Gigabit por segundo. Gigabit (mil millones de bits = 10exp9)

GE Grid Solutions

: General Electric, fabricante del módulo e-terra

GHz : GigaHertz

GPS : Sistema de posicionamiento Global (Inglés: Global Positioning System)

HDSL : Línea suscriptora digital de alta velocidad (Inglés: High-bit-rate Digital Subscriber Line)

Hz : Hertz

ICCP : Protocolo de Comunicaciones Entre Centros de Control

IP : Protocolo Internet (Inglés: Internet Protocol)

kbps : Kilobits por segundo

Ku : Banda de frecuencia satelital 10,95 – 14,5 GHz

LFC : Control de Carga

LITGyC : Levantamiento de Información Técnica de Generadores y Comunicación

MOVISTAR : Operador de servicios de telecomunicaciones del Enlace externo (también denominado TELEFÓNICA)

MPLS : Multi-Protocolo mediante Etiquetas (Inglés: Multiprotocol Label Switching)

MRT : Tiempo de reposición (Inglés: Mean Restoration Time)

ms : Milisegundos

MTBF : Tiempo medio entre fallas (Inglés: Mean Time Between Failures)

MTTR : Mantenibilidad (Inglés: Mean Time To Repair)

NERC : Corporación Norteamericana Confiabilidad Eléctrica (Inglés: North American Electric Reliability Corporation)

NERC-CIP : North American Electric Reliability Corporation – Critical Infrastructure Protection standards

NMS : Sistema de gestión de red (Ingles: Network Management System)

No : Ruido en el sistema (Ingles: Noise)

NT : Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio

OAG : Open Access Gateway e-terracomm

ODF : Marco o tablero de distribución óptica (Inglés: Optical Distribution Frame)

OLE : Vinculación e incorporación de objetos (Inglés:Object Linking and Embedding)

OPC : Control de proceso mediante OLE (Inglés: OLE for Process Control)

OPGW : Cable de guarda óptico (Inglés: Optical Ground Wire)

PDH : Jerarquía digital casi sincrónica (Inglés: Plesiochronous Digital Hierarchy)

PI : Control Proporcional Integral

PLC : Control de Planta, en el contexto del módulo AGC. Función realizada por el DCS en la mayoría de las plantas térmicas

PLC : Onda portadora por línea de alta tensión (Inglés: Power Line Carrier), en el contexto del sistema de Telecomunicaciones.

PSTN : Red telefónica pública conmutada (Ingles: Public Switched Telephone Network)

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QoS : Calidad del servicio (Inglés: Quality of Service)

QPSK : Modulación por desplazamiento de fase (Ingles: Quadrature Phase-Shift Keying)

R : Enrutador (Inglés: Router)

RTGEN : Módulo Generación en Tiempo Real

RTU : Unidad Terminal Remota (Inglés: Remote Terminal Unit)

SCADA : Sistema de supervisión, control y adquisición de datos (Inglés: Supervisory Control And Data Acquisition System)

SCG : Sistema de control de generación

SDH : Jerarquía digital sincrónica (Inglés: Synchronous Digital Hierarchy)

SI : Sistema Interconectado

SING : Sistema Interconectado del Norte Grande

SIP : Protocolo de iniciación de sesión (Inglés: Session Initiation Protocol)

SITR : Sistema de Información en Tiempo Real

SP : Señal de Referencia (Inglés: Set Point)

SW : Switch o conmutador Ethernet

TDF : Tablero de distribución de fuerza eléctrica

TDM : Multiplexación por división de tiempo (Inglés: Time Division Multiplexing)

TG : Turbina de Gas

TLBC : Modo Control Frecuencia e Intercambio

TV : Turbina de Vapor

UG : Unidad de Generación

UPS : Sistema Ininterrumpible de Energía (Inglés: Uninterrupted Power System)

USD : Dólares de Estados unidos de Norte América

V : Voltios

VDC : Voltios corriente continua (Ingles: Volts Direct Current)

VPN : Red privada virtual (Inglés: Virtual Private Network)

VSAT : Terminal satelital muy pequeño (Ingles: Very Small Aperture Terminal)

W : Vatio (Ingles: Watt)

WAN : Red de área amplia (Inglés: Wide Area Network)

WDM : Multiplexación por división de longitud de onda (Inglés: Wavelength-Division Multiplexing)

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2. INTRODUCCIÓN

El SING, al igual que los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP) en todo el mundo, ha sufrido cambios importantes que han modificado los patrones de operación y su dinámica. La incorporación de nuevas tecnologías en los consumos (como la incorporación de semiconductores en los procesos industriales y mineros), la conexión de nuevas fuentes de generación, el bajo enmallamiento del sistema de transmisión y el grado de diversidad y obsolescencia de instalaciones existentes en algunos casos, hacen cada vez más compleja su operación, lo que ha requerido impulsar diversas iniciativas para garantizar su seguridad, así como mejorar su desempeño y eficiencia en la operación. En un sistema eminentemente térmico como el SING, donde las unidades generadoras poseen capacidades limitadas de regulación de frecuencia, estos cambios afectan la confiabilidad del sistema y aumentan los desafíos para mantener la frecuencia dentro del rango requerido por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT). Un Control Automático de Generación (AGC), por lo tanto se presenta como una herramienta clave para mejorar y hacer más eficiente el Control Secundario de Frecuencia (CSF) bajo las condiciones actuales y también futuras de operación, dentro de las cuales se prevé una mayor integración de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) e interconexiones con otros Sistemas eléctricos de Potencia (SEP). En este contexto, el CDEC-SING decidió desarrollar el proyecto de implementación de un AGC para el SING, proyecto que además tiene como objetivo cumplir con un requerimiento explícito de la NT, establecido para el CDEC-SING y los Coordinados, el cual fija como plazo máximo para la implementación y operación de un AGC en julio de 2017. Adicionalmente y de acuerdo con el Decreto Supremo N° 130 del Ministerio de Energía, se ha aprobado el Reglamento que establece las disposiciones aplicables a los Servicios Complementarios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema, dentro de los cuales se encuentran la categoría de los servicios relacionados con el control primario de frecuencia (CPF) y secundario de frecuencia (CSF) establecidos en la NT. Este nuevo escenario refuerza la pertinencia y necesidad de contar con una herramienta como el AGC, toda vez que se cuenta con un mecanismo que permitirá remunerar un servicio eficaz y eficiente de CSF. Para alcanzar el objetivo de disponer de un sistema AGC operativo en el plazo establecido por la NT, y considerando la complejidad de sintonización y necesidades de inversión requeridas para la correcta operación de esta herramienta, CDEC-SING planificó en forma temprana (año 2013) el Proyecto de Implementación del AGC para el SING en 5 etapas, de las cuales las etapas 1 y 2, correspondientes a investigación, plan y levantamiento de información en terreno de las instalaciones, finalizaron a principios del año 2015. La Etapa 3, cuyo alcance corresponde al desarrollo del diseño completo conceptual y básico del sistema AGC y la ingeniería de detalle del sistema de comunicaciones y control desde el frontal de comunicaciones del CDEC-SING hasta el equipo de comunicaciones asociado a cada unidad generadora, fue licitada y adjudicada a la consultora HART E&CC, empresa que en conjunto con profesionales de XM, operador del sistema eléctrico de Colombia, formaron el Equipo Consultor quienes desarrollaron esta Etapa 3 bajo la supervisión y participación activa del CDEC-SING. Las Etapas 4 y 5 del Plan citado, cuyo alcance es la implementación del sistema AGC y su operación en régimen, respectivamente, se tiene previsto desarrollar durante el presente año. Cabe señalar que, en base a la revisión de la experiencia internacional y el levantamiento de información de instalaciones desarrollado en terreno, durante la etapa 1 y 2, se logró dimensionar el alcance y los desafíos que implica poner en operación un AGC en un sistema de las características y dinámica del SING. Esto ha permitido, evaluar y determinar en detalle los requerimientos que se deben cumplir para la parametrización del módulo AGC, así como establecer las definiciones operativas para realizar un CSF automático, tomando en cuenta para ello las mejores prácticas y el estado del arte. Es así como, dada la importancia de contar con una plataforma robusta que garantice la integridad de las instalaciones, se han incorporado altos estándares de diseño en cuanto a desempeño y disponibilidad de los sistemas de comunicaciones, aspecto crítico para garantizar el buen funcionamiento de estas herramientas. Asimismo, se han propuesto procedimientos de operación y mantenimiento que buscan una operación y gestión segura y eficiente del sistema AGC a lo largo

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del tiempo. Los aspectos aquí considerados, todos ellos sustentados sobre la experiencia internacional y especializada en la operación de sistemas AGC, son la base del trabajo que se prevé realizar en conjunto con General Electric Grid Solution, proveedor del módulo AGC y con los Coordinados, quienes han tenido una participación activa en la reuniones desarrolladas aportando su experiencia en este trabajo, lo cual se considera clave para el éxito de los objetivos planteados. 2.1 Objetivo del documento El presente Estudio, atiende lo encomendado en el Artículo 1-9 de la NT, y tiene como objetivo establecer los requerimientos mínimos que debe cumplir el AGC a implementar en el SING, entregando para ello los resultados obtenidos en el proceso de análisis de antecedentes, pruebas en terreno y desarrollo de ingeniería, según alcance que se describe a continuación:

1. Resultados obtenidos en el levantamiento de información en terreno de unidades generadoras y sistema de comunicación asociado (Etapa 2).

2. Resultados obtenidos en el desarrollo de la “Ingeniería Básica y de Detalles de un AGC para el SING” (Etapa 3).

3. Requerimientos técnicos mínimos que deberán garantizar los Coordinados y CDEC-SING para la correcta implementación y puesta en servicio de la plataforma AGC para el SING.

4. Descripción de los procedimientos operativos que se prevé utilizar durante la operación en régimen de la Plataforma AGC.

5. Programa de implementación de la plataforma AGC. 2.2 Instalaciones involucradas Habiendo desarrollado la Etapa 2, consistente en el levantamiento de información técnica de las instalaciones de generación del SING, y respectivo sistema de comunicaciones, en adelante Levantamiento, y conforme a las definiciones operativas y requerimientos mínimos establecidos durante el desarrollo de la etapa 3 (IngByD), las unidades generadoras que han sido seleccionadas para la prestación del servicio AGC se describen a continuación:

Tabla 1: Unidades en servicio seleccionadas para prestar servicio de CSF vía AGC

Coordinado Propietario Unidad Generadora

E-CL E-CL

U16

CTM3

TG3

U14

GASATACAMA GASATACAMA CC1

CC2

ANGAMOS ANGAMOS ANG1

ANG2

Adicionalmente, conforme a los proyectos en construcción, se prevé integrar al AGC a las siguientes unidades:

Tabla 2: Unidades en construcción seleccionadas a prestar el servicio de CSF vía AGC

Coordinado Propietario Unidad Generadora

COCHRANE COCHRANE CCH1

CCH2

KELAR TAMAKAYA CC Kelar

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3. LEVANTAMIENTO DE INFORMACIÓN TÉCNICA GENERADORES

3.1 Objetivo del trabajo realizado El trabajo de Levantamiento consistió en realizar mediciones en terreno y posterior análisis del desempeño y capacidades de las unidades generadoras que fueron preseleccionadas por el CDEC-SING para participar en el AGC. Al respecto, se realizaron ensayos e inspecciones en terreno entre el segundo semestre del año 2014 y principios del año 2015 a las siguientes unidades generadoras:

Tabla 3: Unidades generadoras preseleccionadas para Levantamiento

Coordinado Central generadora Unidad generadora Tecnología

E-CL Termoeléctrica Mejillones CTM1 Turbovapor

CTM3 Ciclo Combinado

Termoeléctrica Tocopilla U16 Ciclo Combinado

TG3 Turbogas

U14 Turbovapor

Gas Atacama Atacama CC1 Ciclo Combinado

Andina Termoeléctrica Andina CTA Turbovapor

Aes Gener Termoeléctrica Norgener NTO1 Turbovapor

Termoeléctrica Angamos ANG1 Turbovapor

Celta Termoeléctrica Tarapacá TGTAR Turbogas

Adicionalmente, para las unidades generadoras ANG2, CTH, CMT2 y CC2 se analizó su eventual homologación con su unidad generadora gemela (ANG1, CTA, CTM2 y CC1, respectivamente) a efectos de determinar si resultados obtenidos son extrapolables para este grupo de unidades generadoras gemelas. Con todo esto, el objetivo principal de este trabajo fue determinar las capacidades y limitaciones del parque generador del SING para su participación en el sistema AGC para prestar el servicio de CSF en el sistema, y de esta manera establecer un conjunto de unidades candidatas para ser instruidas y habilitadas para participar en dicho sistema. 3.2 Metodología En esta sección se describen los distintos ensayos e inspecciones llevadas a cabo en terreno a efectos de determinar las capacidades y limitaciones de las unidades generadoras del SING para participar en el AGC. 3.2.1 Características del gobernador de velocidad Se realizó una inspección del tablero donde se encuentra instalado del gobernador de velocidad o el sistema de control en el caso del DCS de las unidades, a fin de poder identificar la marca, el modelo, si existe alguna limitación propia de la instalación, la configuración implementada de los parámetros del controlador, el tipo de señal de control (consigna o pulso) y si es posible incluir señal del AGC en dicho elemento de control. 3.2.2 Tasa de toma de carga y bajada de carga En el caso de la tasa de toma de carga, el ensayo consistió en despachar la unidad generadora a su nivel de generación de mínimo técnico, y una vez transcurrido el tiempo necesario hasta la estabilización de las variables asociadas a la fuente primaria de energía y, se procedió a cambiar la consigna de generación al máximo valor en el rango de regulación. De la misma forma, para el caso de la tasa de bajada de carga, se partió desde el máximo valor del rango de regulación y se procedió a cambiar la consigna hasta su valor mínimo técnico. Conforme al registro de la respuesta de la unidad generadora ante estas pruebas, fue posible encontrar la tasa promedio de toma y de bajada de carga. 3.2.3 Rango de regulación y/o zonas prohibidas A partir de los ensayos de tasas de toma y bajada de carga, se pudieron identificar los rangos de regulación admisibles para la operación de la potencia activa de cada unidad generadora, evidenciando los límites a

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considerar para la implementación de un sistema de AGC, sistema que requiere una operación totalmente automática de las unidades, sin intervención manual de operadores. Adicionalmente, se tuvieron en cuenta las condiciones operativas que pudieron haber limitado en forma excepcional a las unidades generadoras y que no le permitieron operar en todo su rango de regulación (equipamiento en mantenimiento, unidades cercanas a su fecha de mantenimiento mayor, modificaciones previstas de corto plazo, etc.). 3.2.4 Estatismo y banda muerta La determinación del estatismo y la banda muerta del gobernador de velocidad se realizó registrando las fluctuaciones de frecuencia normales de la red y las variaciones correspondientes de potencia activa de la unidad generadora en estudio. Estos registros de frecuencia y potencia fueron filtrados para remover los procesos dinámicos de la respuesta del gobernador ante las variaciones de frecuencia. Con esta medición se realizaron diagramas potencia/frecuencia, donde la pendiente promedio corresponde al estatismo y el valor máximo de variación de frecuencia Δf, que no produce variación de potencia activa ΔP, corresponde a la banda muerta. 3.3 Resultados De acuerdo a los ensayos y análisis realizados, fue posible encontrar los principales parámetros y características de las unidades generadoras que influyen en el desempeño éstas en un AGC, lo que se indican a continuación:

Tabla 4: Parámetros relevantes de unidades generadoras

Unidad

Tasa de toma / bajada de carga [MW/min]

Rango de operación [MW]

Banda muerta [mHz]

Estatismo [%]

CTM1 1,18 / 2,37 90-135 - -

CTM3 TG+TV 6,05 / 6,28 160-220 ±150 11

TG 4,96 / 4,97 40-100 ±150 8

TG3 9,55 / 10,49 5-32 ±0 4

U16 TG+TV 11,47 / 11,40 145-350 ±300 11

TG 11,13 / 11,19 75-220 ±300 10

U14 4,06 / 4,59 75-125 ±20 12

CC1 TG1A 7,05 / 6,24 60-110 ±25 8

TG1A+0.5TV1C 11,10 / 10,38 95-160 ±25 12

TG1B+0.5TV1C 12,69 / 10,00 105-160 ±25 9

TG1A+TG1B+TV1C 13,90 / 18,9 220-320 ±25 15

CTA 1,86 / 1,97 100-157 - -

ANG1 4,04 / 5,4 150-272 ±25 7

NTO1 1,49 / 1,48 65-136 - -

TGTAR 41,26 / 54,36 8-18 ±0 5

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Tabla 5: Características de los gobernadores de unidades generadoras

Unidad Tipo de control Señal de control Disponibilidad de señal AGC

CTM1 GOB+DCS, TV seguidora pulsos en DCS 4-20 mA a DCS

CTM3 TG+TV GOB+DCS, TV seguidora consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

TG GOB+DCS consigna en DCS 4-20 mA a DCS

TG3 GOB+DCS consigna en DCS 4-20 mA a DCS

U16 TG+TV GOB+DCS, TV seguidora consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

TG GOB+DCS consigna en DCS 4-20 mA a DCS

U14 GOB+DCS pulsos en DCS 4-20 mA a DCS

CC1 TG1A GOB+DCS consigna en DCS 4-20 mA a DCS

TG1A+0.5TV1C GOB+DCS, TV seguidora consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

TG1B+0.5TV1C GOB+DCS, TV seguidora consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

TG1A+TG1B+TV1C GOB+DCS, TV seguidora consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

CTA GOB+DCS, control coordinado consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

ANG1 GOB+DCS, control coordinado consigna de bloque en DCS 4-20 mA a DCS

NTO1 GOB, caldera sigue Pulsos en banco 4-20 mA a DCS

TGTAR GOB Pulsos en banco 4-20 mA a DCS

3.4 Conclusiones del trabajo De acuerdo a los ensayos y análisis realizados, fue posible establecer los siguientes aspectos generales: En términos generales, el parque generador del SING cumple las condiciones técnicas para ser

implementado el AGC, permitiendo mejorar la seguridad y calidad del servicio, particularmente en los que respecta a mantener la frecuencia dentro de los requerimientos establecidos por la NT, tanto en la condición actual de operación, como bajo los futuros escenarios en que se prevé una mayor integración de fuentes de generación de energías renovables de característica variable.

Para aquellas centrales que poseen unidades generadoras gemelas, se puedo inferir que ambas unidades

deberían presentar comportamientos similares, con excepción de la unidad CTM2 que presenta marcadas diferencias constructivas y de configuración respecto a la CTM1.

Conforme al desempeño registrado durante las pruebas, en algunos casos, es necesario corregir los

ajustes de estatismo y banda muerta, ya que estos no estarían cumpliendo con lo exigido en la NT, lo que afecta el desempeño del CPF esperado del SING, ejerciendo una mayor exigencia sobre las otras unidades que si están cumpliendo las exigencias de la NT. Se considera esencial, corregir los casos de incumplimiento identificados, como condición previa a implementar el AGC, toda vez que la respuesta de CPF del sistema, es uno de los elementos críticos que influyen en el buen desempeño del CSF vía AGC.

Conforme a lo esperado, y bajo los resultados obtenidos de las pruebas, fue posible corroborar que el

desempeño de las unidades generadoras basadas en turbinas de gas (principalmente ciclo combinado) fue superior al desempeño de turbinas de vapor (impulsadas a carbón) tanto en rampa de toma y bajada de carga así como en rangos de regulación.

Se evidencia la conveniencia de que la consigna desde AGC sea enviada directamente al DCS de la planta,

quién controla las variables esenciales de una unidad generadoras, estableciendo este el vínculo a través de una RTU Maestra, mediante señales de corriente (4-20 mA), en las capas superiores de la jerarquía de

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control de la planta. De esta manera, la consigna del AGC, además de respetar los límites de operación preestablecidos en cada unidad, estaría sujeta a las condiciones operacionales dinámicas, como lógicas activas de limitación y protección, así como del proceso termodinámico presente en las unidades generadoras del SING, asegurando la operación de las mismas dentro de los rangos admisibles.

Si bien, durante el proceso de Levantamiento, se ha podido establecer los rangos de operación y

desempeño de las unidades generadoras seleccionadas, el rango y límites de operación para prestar el servicio de CSF vía AGC, deberá ser confirmado y ajustado conforme a las condiciones que se levanten durante al proceso de habilitación del servicio de CSF, tanto para el desempeño propio de la unidades generadoras como de sus sistemas de comunicaciones que haya sido implementado conforme a los requerimientos del presente documento.

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4. DEFINICIONES OPERATIVAS

En sistemas de potencia, el control de frecuencia normalmente se realiza mediante la toma de acciones sobre los generadores, ya sea local o remotamente. La primera acción de respuesta ante desviaciones de frecuencia se presenta en los generadores mediante la energía almacenada en el campo magnético y en la cual la inercia de las partes rotantes intentan mantener la velocidad y, por tanto, la frecuencia del sistema, lo que se puede llamar auto regulación. Dicha habilidad es de respuesta inmediata, pero de muy corto alcance, es decir, la reserva de energía rotante no es suficiente para mantener la frecuencia dentro de los rangos tolerables. Luego se presenta la acción del regulador de velocidad de todos los generadores, el cual toma acciones mecánicas tendientes a mantener la velocidad y por ende la frecuencia del sistema. Esta regulación se denomina regulación primaria. Estas acciones se realizan en segundos según la curva de estatismo de la máquina, con el regulador de velocidad operando libremente y con una banda muerta donde no se toman acciones, siempre y cuando el recurso de generación cuente con el margen suficiente para realizar las acciones de control. Además, al control primario de todos los generadores en operación, para recuperar la frecuencia a su valor nominal son necesarias acciones adicionales en tiempos más largos (minutos). Dichas acciones se aplican sobre el regulador de velocidad de los generadores con el objeto de que restablezcan la frecuencia objetivo del sistema. Este control puede ser manual o automático (Automatic Generation Control AGC) y por razones técnicas y de coordinación es asignado normalmente a un grupo reducido de unidades. Dicha regulación es conocida como regulación secundaria. Cuando la regulación secundaria se realiza de manera automática, se exige que un grupo de unidades tengan adecuados reguladores de velocidad y excelentes sistemas de comunicación para que respondan de manera rápida a la exigencia del programa AGC ante las desviaciones de la frecuencia y/o intercambios. Para prestar el servicio complementario de control secundario de frecuencia bajo el módulo AGC en el SING, las condiciones del sistema deben ser revisadas y actualizadas periódicamente para establecer la dinámica del sistema. La reserva para regulación de frecuencia involucra tanto los aspectos técnicos como los económicos. En los aspectos técnicos se deben tener en cuenta las necesidades y tolerancias del sistema y las características propias de los equipos que proveen la regulación de frecuencia. Por su parte, los aspectos económicos consideran los costos que implica suplir el servicio de regulación de frecuencia frente a los beneficios, o costos evitados, que experimentan los usuarios. Para el adecuado funcionamiento del AGC, se han determinado las características del automatismo requeridas para operar de manera eficiente y segura, considerando las características de las unidades, la demanda del SING, así como todos aquellos requerimientos normativos que regulan el funcionamiento del AGC. A continuación se especifican la totalidad de las definiciones operativas que deberá cumplir el AGC, y que será la base para la parametrización y funcionamiento del módulo. 4.1 Conceptos teóricos de la operación vía AGC La característica de respuesta de la frecuencia relaciona la variación en potencia MW con los cambios en la frecuencia del sistema. Es un efecto combinado de los reguladores de velocidad y de la respuesta auto-regulante de la carga. La combinación de la respuesta del regulador y la carga ante desviaciones de la frecuencia se representa por la característica de regulación combinada del Sistema (B).

𝐵 = 1

𝑅𝑒𝑞

+ 𝐷 [𝑀𝑊

𝐻𝑧]

Dónde:

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Req= Característica de Regulación (Estatismo equivalente) D = Amortiguamiento de la carga sensible a la frecuencia El factor Bias (β) es el valor por el cual se afecta al error de frecuencia para obtener una relación directa con el desvío de potencia pertinente. Entre más próximo sea este valor a la característica de frecuencia del sistema menores acciones de control tendrán que efectuarse con el AGC, lo que mejora la calidad de la frecuencia y disminuye los flujos inadvertidos. Partiendo de la formula con la que se calcula error de control de área:

𝐴𝐶𝐸 = 𝐾𝐵𝐶 ∗ (𝐹0 − 𝐹𝑚𝑒𝑑) + (𝑃𝑝𝑟𝑜𝑔 − 𝑃𝑚𝑒𝑑) Dónde: KBC = Factor K que estima la Característica de Frecuencia del bloque de control (MW/Hz). F0 = Frecuencia de referencia (Hz). Fmed = Frecuencia del sistema medida (Hz). Pprog= Potencia neta programada por las interconexiones del bloque de control con bloques adyacentes (MW). Pmed = Potencia neta que fluye por las interconexiones del bloque de control con bloques adyacentes (MW). Conociéndose que para sistemas interconectados el ACE es cero (0), para el área donde no se presentó el disturbio y que KBC es equivalente al β se tiene que:

𝛽 = 𝑃𝑝𝑟𝑜𝑔 − 𝑃𝑚𝑒𝑑

𝐹0 − 𝐹𝑚𝑒𝑑

El valor del BIAS para el SING se determinó en 18 MW/0.1 Hz, dicho cálculo se realizó en función de un registro de más de 100 fallas de unidades generadoras en las que no hubo operación de EDAC. Para gestionar el ACE y lograr que las unidades que participan en el servicio de AGC cumplan con las consignas calculadas por el módulo AGC, se dispone de dos lazos de control, un lazo de control del ACE y un lazo de control de error de unidad (UCE, del inglés Unit Control Error). El lazo de control del AGC es el que se encarga de minimizar el ACE independientemente del modo de que control que se encuentre habilitado (frecuencia, intercambio, TIE Line Bias). Los parámetros de este lazo de control deben ser ajustados de tal manera que se permita la actuación del control primario de las diferentes unidades de generación. El lazo de control de error de la unidad se encarga de realizar el ajuste fino de la potencia generada por la unidad acorde con los requerimientos del AGC mediante la gestión del UCE. Los modos de control del programa AGC típicamente son:

Frecuencia constante. Intercambio constante. Frecuencia intercambio constante (Tie-Line Bias Control).

Con base en la Figura 1 se precisan estos conceptos, al suponer un incremento de carga en el área 2 (ΔL2) y que los Bias para el AGC corresponden a la característica de respuesta de cada área:

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Figura 1. Control AGC en dos áreas interconectadas

21

2

Lf

2*21

112 LP

Los modos de operación del AGC se describen a continuación: Frecuencia constante Ambas áreas tratan de compensar a pesar de que el desbalance se originó en el área 2. Por tanto, es una estrategia inadecuada de control cuando las áreas están interconectadas, debido a que en dicho caso, el área afectada debiera hacerse cargo de corregir el desbalance de frecuencia.

ACE1 = ß1*Δf ACE2 = ß2*Δf

Intercambio constante El área 1 trata de compensar a pesar de que el desbalance se originó en el área 2. Por tanto, es una estrategia inadecuada de control cuando las áreas están interconectadas, debido a que el área afectada debiera hacerse cargo de corregir el desbalance producido en el intercambio.

ACE1 = - ΔP12 ACE2 = ΔP12

Frecuencia intercambio constante (Tie-Line Bias) El área 2 compensa su propio desbalance, y el área 1 sólo asiste transitoriamente al área 2, mediante la respuesta autorregulante de la demanda y de los reguladores de velocidad, sin efectuar acciones de control secundario.

ACE1 = 0

ACE2 = ΔP12 Para un sistema aislado la estrategia de control es la de frecuencia constante, en sistemas interconectados lo normal es Tie-Line Bias Control (TLB). En algunas ocasiones, especialmente en pequeñas interconexiones se han presentado modos de operación entre áreas, donde la más robusta puede asumir el control de frecuencia ajustando su AGC al modo de frecuencia constante, en tanto que el área más débil asume el control del intercambio. Considerando situación actual y futura de los sistemas eléctricos en Chile, a continuación, se plantean propuestas de control para los distintos escenarios esperados:

L1

β1L2

β2

P12 P21L1

β1L2

β2

P12 P21

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6. Escenario Interconexión SING –SADI: a) Considerando que Argentina actualmente no cuenta con un módulo AGC implementado, se

recomienda que el CDEC SING controle el intercambio vía CSF, es decir en el módulo AGC se active el modo de Operación Intercambio Constante y el SADI controle la frecuencia a través de su inercia y acciones de CPF, realizando un control secundario manual para volver el sistema a la condición de operación base.

b) En el caso que tanto el SING como el SADI cuenten con un módulo AGC propio implementado, se recomienda operación en modo TLB, es decir, cada sistema resuelve sus desviaciones con apoyo de inercia y control primario del otro sistema, conforme se describió en el presente documento.

7. Escenario Interconexión SING-SIC: en el caso de mantener una operación interconectada del SING con el SIC, y considerando que ambos sistemas contarán con su propia plataforma AGC, GE y ABB respectivamente, se proponen las siguientes alternativas posibles: a) Ambas Áreas operando en modo TLB controlando el intercambio de la línea que los interconecta,

según lo establecido en el respectivo pre-despacho. b) Establecer la operación interconectada con uno de los módulos AGC que opere como principal y

el otro de respaldo en caso de alguna emergencia, para lo cual cada AGC debería incorporar todas las unidades habilitadas para AGC de ambos sistemas.

8. Escenario Interconexión SING-SADI-SIC: en caso de contar con una operación interconectada entre Chile y Argentina, considerando el SING y SIC interconectados, se proponen las siguientes alternativas: a) Una opción es operar los módulos de AGC del SING y SIC en modo de control intercambio y el

del SADI en modo control frecuencia, donde todas las zonas apoyan con la inercia y control primario de frecuencia.

b) Como alternativa a evaluar, establecer la operación interconectada con uno de los módulos AGC que opere como principal y el otro de respaldo en caso de alguna emergencia, para lo cual cada AGC debería incorporar todas las unidades habilitadas para AGC de ambos sistemas SING y SIC. En este caso los módulos AGC principal y de respaldo operarían en modo TLB y es requisito que el SADI cuente con un módulo AGC.

Cabe destacar, que estas alternativas de operación son referenciales, y en el caso de la interconexión SING – SIC, se realizará un estudio particular que defina los criterios de operación del AGC para el sistema interconectado. 4.2 Caracterización y requerimientos sistémicos 4.2.1 Tiempos de recuperación de la frecuencia con AGC Conforme a lo establecido en la NT, así como en estándares internacionales (NERC y UCTE), la acción del control secundario de frecuencia para recuperar la frecuencia del sistema a su valor nominal, debe ser sostenida durante el tiempo necesario para mantener la frecuencia dentro de un rango admisible referido a su valor nominal, pudiendo realizarse en el orden de varios segundos a pocos minutos, conforme a la capacidad de respuesta de la unidad generadora que haya sido determinada en su habilitación para entregar este servicio, en el caso de Chile no pudiendo exceder los 15 minutos. En dicho tiempo las unidades generadoras que participen del AGC deben permitir que las unidades generadoras participantes del CPF restablezcan su generación de potencia activa a valores en torno a su potencia de referencia a frecuencia nominal.

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4.2.2 Velocidad de cambio del sistema Para la implementación y el análisis de los parámetros operativos del AGC, se debe determinar la velocidad de cambio de carga del sistema, así como la velocidad de cambio de la generación variable (solar y eólica). En el caso del SING la velocidad de cambio de carga medida en una ventana de 15 minutos, es 2.7 MW/min1, considerando las variaciones actuales de la demanda bruta. Por otro lado, considerando los estudios desarrollados por CDEC-SING, respecto al aumento de la demanda industrial principalmente e incorporación de energía renovable no convencional al año 2017, las tasas de cambio sistémicas esperadas son del orden de 7,6 MW/min2, también medidas en una ventana de 15 minutos, lo anterior para una demanda bruta esperada de 2450 MW y un escenario de integración ERNC del orden de 900 MW. Al respecto, cabe destacar que los proyectos declarados en construcción superan los 1000 MW, por lo que este escenario podría considerase conservador si se llegaran a concretar todos los proyectos esperados. Conforme a esto, la velocidad mínima esperada para el CSF mediante AGC, se ha establecido en 8 MW/min. Conformes a los cambios que experimenta el SING, dicho requerimiento será revisado de manera anual por el CDEC-SING. 4.2.3 Requerimientos de holgura para el CSF Los resultados del estudio de control de frecuencia y determinación de reservas del CDEC-SING, año 2015 versión preliminar, especifican como requerimiento sistémico de holguras (reservas sistémicas de generación en giro) en dos horarios, conforme a la siguiente tabla:

Tabla 6: Requerimientos de reserva para control secundario de frecuencia

Horario Caso Reserva en giro [MW]

Punta (17:00 hrs – 00:59 hrs) Aumentar Generación 112

Punta (17:00 hrs – 00:59 hrs) Disminuir Generación 154

Valle (01:00 hrs – 16:59 hrs) Aumentar Generación 97

Valle (01:00 hrs – 16:59 hrs) Disminuir Generación 129

Esta información será considerada para efectos de establecer los requerimientos de holgura para el AGC, que se programará a través del pre-despacho y posteriormente será supervisada y cumplida en tiempo real. En el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de reservas que se realiza anualmente, se evaluará el adecuado desempeño del uso efectivo de la reserva total. 4.2.4 Número mínimo de unidades: Conforme a las prácticas internacionales se prevé repartir la reserva de regulación secundaria a un número limitado de generadores, estableciendo también un requerimiento mínimo de unidades, dado que se pueden observar los siguientes efectos:

Bajo un control de frecuencia vía AGC centralizado, el tener muchos generadores actuando de manera automática implicaría tener factores de participación muy bajos por cada unidad, lo que se prevé podría originar una respuesta inadecuada del control AGC y de los generadores.

1 Conforme a lo establecido en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas, versión 2015. 2 Conforme a Estudio Efectos Técnico-Económicos de la Integración de Energía Eólica y Solar en el SING - Escenario año 2017

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Por otro lado, contar con una sólo unidad o dos unidades generadoras participando en el AGC, podría implicar un problema de déficit de regulación, ante eventos de indisponibilidad inesperada de una de estas unidades, al no aplicar un criterio N-1 en la operación de unidades en el AGC, o ante eventos de incursión de frecuencia no previstos.

Conforme a lo anterior, se recomienda cumplir con los siguientes requisitos:

Cumplir holgura para aumentar generación y disminuir generación conforme a los requerimientos que establezcan los estudios específicos que definen los requerimientos de reserva, los que se especificaron en Tabla 6.

Por confiabilidad contar con un mínimo de tres unidades bajo AGC de manera simultánea. Para efectos de asignación de holguras, ninguna unidad podrá tener un rango de operación en AGC

que esté sobre el 50% de la Holgura total para subir y bajar. 4.2.5 Velocidad de cambio de carga por unidad Para cumplir con la velocidad requerida para recuperar la frecuencia en 15 minutos, considerando los criterios descritos en literal anterior iv), las características del SING y los requerimientos actuales de reserva para control secundario, se debe contar con una tasa de toma de carga sistémica mínima de 8 MW/min. Considerando el criterio de confiabilidad (N-1) que establece un mínimo de 3 unidades en AGC, la velocidad de toma y bajada de carga mínima de las unidades que participan en el servicio de AGC deberá ser de al menos 4 MW/min. Sin perjuicio de lo anterior, y considerando las características limitadas del parque generador del SING, será necesario habilitar unidades generadoras que no alcanzan a cubrir este requerimiento de velocidad, ya que en condiciones de indisponibilidad de las unidades que cumplen con dicho criterio, será necesario suplirlas con unidades de menor velocidad cuya tasa de toma y bajada de carga es inferior a 4 MW/min, siempre y cuando se cuente con un número de unidades tal que la suma de sus velocidades de toma y bajada de carga garantice un valor igual o superior a 8 MW/min como tasa sistémica. 4.2.6 Prioridades de actuación en función de los recursos disponibles La prioridad de asignación de holgura para prestar el control secundario de frecuencia a las unidades que participen del AGC se realizará desde el pre-despacho. Al respecto, la elaboración del pre-despacho considerará la optimización económica de la reserva en giro y las restricciones sistémicas y operativas definidas para el correcto funcionamiento del AGC (mínimo número de unidades, máximo porcentaje de holgura por unidad, mínima velocidad de toma de carga por unidad, holgura total, entre otras). En tiempo real el módulo AGC asignará prioridades y factores de participación de las unidades de AGC, los cuales serán preestablecido y configurados en el módulo AGC. En principio todas las unidades que participen en el AGC tendrán prioridad uno de participación y su factor de participación será determinado por la lógica del AGC en función de la velocidad de incursión de la frecuencia y la velocidad de toma y bajada de carga de las unidades que estén activadas, considerando para ello la holgura por unidad que ya fuera establecida desde el pre-despacho o en su defecto desde el re-despacho en el caso de que se generen modificaciones sustanciales al sistema durante la operación en tiempo real. Dicho factor de participación es dinámico y el módulo AGC lo va corrigendo en función del desempeño sistémico del CSF y conforme se definen las zonas de seguridad de la lógica del mismo módulo AGC, conforme se describe más adelante en el presente documento. Los ajustes finales serán establecidos en el proceso de sintonización y estarán en constante monitoreo y evaluación. Conforme a lo anterior, todas las unidades que se encuentren bajo el control del AGC, responderán con la misma prioridad siendo sus factores de participación determinados en función de sus tasas de toma y bajada de carga, conforme a los requerimientos sistémicos que establezca el módulo AGC en cada evento de CSF.

20

4.2.7 Tiempo retardo unidades en AGC El tiempo de retardo corresponderá al tiempo transcurrido desde que el AGC envía la consigna a la unidad y hasta que el mismo AGC verifica que la unidad ha comenzado a responder según la característica que haya sido levantada en las pruebas de habilitación y sintonización de las unidades. Este tiempo dependerá de la velocidad de los enlaces de comunicación del Enlace Externo, Enlace AGC Local/Coordinado y respuesta de la unidad generadora, enlaces de comunicación que se describen en la figura siguiente:

Figura 2: Tiempo de retardo en Unidades en AGC

Según experiencia internacional en implementación de sistemas AGC en algunos operadores, el tiempo de retardo máximo se recomienda no sea superior a los 20 segundos. Sin embargo, y conforme a la capacidad técnica de las tecnologías existentes en el SING, en el caso que técnica y justificadamente sea infactible mejorar el tiempo de retardo en una unidad particular, se podrían aceptar tiempos mayores a 20 segundos siempre y cuando estos no afecten la lógica de operación del control del AGC, lo que será verificado durante las pruebas de sintonización del módulo AGC. Conforme se muestra en la Figura 2, el tiempo de retardo está compuesto de tres tiempos que podrían ser mejorados bajos diferentes acciones. 4.2.8 Áreas de control en caso de fraccionamiento de la red Ante fraccionamiento de la red, el programa AGC podrá controlar de manera automática el área de mayor criticidad para el SING con la medida principal de frecuencia para el cálculo del ACE y al menos un generador activo y regulando vía AGC, siempre y cuando se verifique se cumplan los criterios de seguridad preestablecidos para una operación vía AGC. Ante el evento de fraccionamiento, el Despachador deberá activar el área de control deseada mediante la asignación de al menos un generador en dicha área con margen para regular y para lo cual el programa debe contar con una medida de frecuencia válida como referencia de esta nueva área a controlar. El resto de la red debe realizar el control secundario de frecuencia de manera manual. 4.3 Estructura básica funcional del AGC 4.3.1 Estructura general AGC La estructura funcional del AGC de e-terra se basa en tres componentes principales según se describen a continuación:

9. Módulo básico de seguimiento: donde se define el Setpoint de potencia de la unidad 10. Módulo de control de área. Este módulo es el corazón del esquema de control. Se encarga de filtrar

el ACE y realizar la gestión del error a través de un controlador tipo PI. La constante de tiempo del control integral debe corresponder con la constante de tiempo de la unidad más lenta del sistema.

11. Módulo de control de unidad. Este módulo se encarga del control de una unidad o componentes de unidad en la planta.

En la Figura 3 siguiente, se muestra la estructura funcional y tres componentes principales:

21

Figura 3 - Estructura AGC.GE Grid Solutions

En la primera Etapa de implementación del Proyecto, no se prevé la habilitación del Módulo Despacho Económico (ED) de la plataforma GEN de E-terra, por lo que los puntos base de operación de las unidades siempre provendrán desde el pre-despacho o re-despacho emitido por la DO. En la sección 5, se especifica la totalidad de los controles con los que cuenta el módulo AGC. 4.3.2 Configuración del ACE El módulo AGC dispone de un filtro dinámico que actúa como un controlador PI. Este calcula el ACE y su integral. Dependiendo de los valores de estos parámetros se pueden considerar diferentes regiones de regulación: 1: banda muerta, 2: Normal, 3. Asistido, 4: Emergencia. Para cada una de estas regiones se pueden definir diferentes ganancias. La banda dinámica del ACE, permite exigir a las unidades una mayor cantidad de potencia hacia arriba o hacia abajo (factores de participación), dependiendo de la excursión de frecuencia que se requiere corregir, este modo de operación de ACE dinámico permite una recuperación más rápida de la frecuencia ante un evento. Mayor detalle del funcionamiento y configuración del módulo AGC se encuentra en la sección 5. 4.3.3 Parámetros y condiciones sistémicas para deshabilitar programa AGC El módulo AGC de GE Grid Solutions dispone de umbrales que permiten la inhabilitación automática (modo pausa o suspendido) de dicho programa, así como verificaciones que realiza el módulo previo al envío de consignas. Como variable principal para que el módulo AGC entre en modo pausa, se establecerá el umbral del ACE, el cual se fijará como valor máximo el 150% del valor de Holgura total (suma de las holguras de las unidades generadoras participantes en AGC) para subir y para bajar. Lo anterior, permite evitar acciones indeseadas sobre las unidades, que afecten la frecuencia del sistema. Dichos valores de holgura se prevé se alcancen ante fallas o errores de congelamiento en las medidas de frecuencia o del intercambio que procesa el módulo AGC, por lo cual se hace necesaria la inhabilitación del módulo. Dicha inhabilitación en primera instancia se realiza por un breve periodo de tiempo, en el cual el AGC entra en modo pausa, una vez que transcurre un tiempo configurado y si se mantienen las condiciones bajo las que el AGC se pauso, el módulo ingresa en modo suspendido. Cuando el AGC entra en modo suspendido, la habilitación del mismo se realiza de manera manual por el Despachador responsable de este proceso, en coordinación con las unidades que participan del AGC. Dicha

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habilitación solo se puede efectuar cuando se restablecen las condiciones operativas. Pausa y Suspensión de unidades bajo el control programa AGC. Para efectos de controlar el desempeño de las unidades que participen en el AGC, y a efectos de evitar que se vea afectada la frecuencia del sistema, en el caso de que se produzca una diferencia entre la potencia requerida, vía consigna desde el AGC, y la potencia real generada, la unidad podrá entrar en modo pausa. La unidad quedará pausada si el umbral de diferencia supera el 5% respecto del valor de reserva para CSF en cada unidad, lo que se verificará mediante la comparación entre la potencia esperada y la real automáticamente a través del módulo AGC. Por otro lado, si una unidad permanece pausada por 3 minutos, el AGC de forma automática debe suspenderla y emitir alarma. Dicha unidad no podrá volver a ser considerada en el AGC hasta no evaluar, identificar y resolver el problema que produjo la suspensión. Los tiempos y los umbrales indicados serán verificados durante la etapa de Parametrización y marcha blanca del módulo AGC. 4.3.4 Bandas permisibles de operación del programa AGC Para efectos de asegurar la seguridad y estabilidad de operación del AGC, se deben definir rangos permisibles en los valores de referencia de frecuencia, el BIAS y el intercambio que permitan evitar efectos no deseados ante eventuales errores que se puedan producir al ingresar dichos parámetros a la configuración del módulos AGC. Cabe destacar que los parámetros de frecuencia de referencia y el BIAS, no podrán ser modificados en tiempo real, por el Despachador a cargo del sistema AGC. En el caso del intercambio, dicho valor deberá provenir desde el Pre-Despacho. Los rangos permisibles se configurarán durante la Parametrización del módulo en función de las recomendaciones establecidas por GE. 4.4 Indicadores de Desempeño del AGC 4.4.1 Criterio CPS1 Este criterio está asociado a la medida estadística de la variabilidad del ACE del área. Cada área de control debe disponer continuamente de los datos para determinar su “Control Parameter” en cada minuto del día, las unidades de este parámetro son Hz al cuadrado:

MINUTO

MINUTO

MINUTO Fx10-

ACE

ParameterControl

Dónde: ACE MINUTO = ACE promedio de un minuto. ΔF MINUTO = Error promedio de frecuencia de un minuto. Β MINUTO = BIAS promedio de un minuto. Para cada minuto, cada área de control calcula su Control Parameter. Este parámetro es promediado para encontrar el valor para cada hora, día, mes, año. El Control Parameter es usado para encontrar el “Compliance Factor”:

2

1)(

Parameter Control

FactorCompliance

El término ε1 en el denominador define la banda objetivo para 12 meses aplicado al error promedio permitido de un minuto y es específico para cada área en particular. Dicho parámetro es definido por NERC, el cual

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puede ser entendido como la banda objetivo para el error de frecuencia. Finalmente se calcula el CPS1 sobre la base de 12 meses:

CPS1 = (2 – promedio de Compliance Factor)*100% CPS1 en una escala de porcentaje desarrollada para juzgar el desempeño de las áreas. La misma puede ser usada para cualquier horizonte de tiempo mes, año. Un CPS1 del 100% es el valor mínimo aceptable. Cuando el área alcanza el valor del 100% indica que el área está participando con su generación para cumplir sus obligaciones para mantener la frecuencia del sistema. Si el CPS1 es mayor que 100% indica que el área está participando con más de la generación requerida, cuando CPS1 es menor al 100% indica que el área está participando con menos de la generación requerida. 4.4.2 Criterio CPS2 El criterio CPS es diseñado para limitar la magnitud del ACE, lo que limita los intercambios inadvertidos cuando se presentan elevados valores del ACE. CPS2 indica que el ACE promedio para cada período de 10 minutos no exceda una constante llamada L10, la cual es calculada para cada área. Las unidades de L10 son en MW:

)10(*)10(**1.65 1010 scL ε10 es la banda objetivo para 12 meses aplicada al promedio sobre 10 minutos del error permitido de frecuencia, este valor es definido por la NERC. ßc es el Bias del área. ßs es la suma de los Bias de todas las áreas interconectadas. Se recomienda que cada sistema calcule anualmente el BIAS. La metodología de cálculo no debe ser necesariamente la misma en todas las áreas, pero se debe evaluar conjuntamente por todas las Áreas interconectadas, la efectividad del ajuste del BIAS a través del criterio CPS1. El factor 1.65 es derivado de la función de distribución normal, asociado a una desviación estándar, equivalente al 90% de confianza.

10

minutos10

L

| dio |ACE prome FactorCompliance

intervalos de totalNúmero

1 Factor Compliancecon intervalos de Número

R

R se evalúa para intervalos de 10 minutos para un período de 12 meses.

CPS2 = 100(1 – R) Para el cumplimiento del CPS2 cada área debe mantener el ACE dentro de la banda de L10 el 90% del tiempo. 4.4.3 Criterio de cumplimiento de CPS CPS1 y CPS2 deben ser considerados de manera conjunta para determinar que el área de control cumple con el criterio CPS. Para cumplir con CPS debe cumplir el CPS1 el 100% del tiempo y el CPS2 el 90% del tiempo.

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4.4.4 Criterio DCS Es aplicado en condiciones de contingencia, la NERC define una condición de disturbio como toda contingencia que implique una pérdida de generación mayor o igual al 80% de la magnitud de la más severa contingencia simple. El índice DCS define que el área de control es responsable de recobrar el ACE a cero o al valor de pre-disturbio dentro de los 10 minutos de iniciado el disturbio. Cada área de control debe cumplir con el DCS el 100% del tiempo. Si la contingencia presente fuese más severa que la contingencia más severa simple, se excluiría del cumplimiento del DCS y el área no estaría obligada a restablecer el ACE dentro de los siguientes 10 minutos.

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5. FUNCIONAMIENTO MÓDULO AGC

5.1 Aspectos generales módulo AGC GE GRID SOLUTION® GE Grid Solutions ofrece una serie de aplicaciones especializadas para la supervisión y control de sistemas de potencia en tiempo real. Entre éstas se encuentran e-terra generation, e-terra transmission, e-terra simulator, e-terra platform, e-terra hábitat Core Technology y e-terra SCADA, entre otros. El software e-terra generation es una herramienta para el control de generación en tiempo real. Este producto se encuentra incorporado en energy managment system (EMS) de GE Grid Solutions, este último proveedor del SCADA/EMS del CDEC-SING. Dicho software posee varias aplicaciones de las cuales el RTGEN (Real Time Generation), es la aplicación que contiene el módulo AGC, junto con otros módulos como análisis de desempeño del AGC (APM), Despacho Económico (ED), Monitoreo de reserva (RM), costeo de producción (PC) y programación de transacciones de intercambio (TS), y otras facilidades de programación.

5.1.1 Generación en tiempo real El programa RTGEN, es una aplicación de GE Grid Solutions que comprende varias funciones para el control de la generación en tiempo real, así como el monitoreo y control de unidades de generación. La función central es el Control de Generación Automático (AGC), sin embargo el AGC está apoyado por varias otras funciones auxiliares tales como el Despacho Económico, Reserve Monitor, Production Cost, entre otras entre otras, tal como se ilustra en la siguiente figura:

Figura 4. Funciones programa RTGEN GE GRID SOLUTIONS

El proyecto actual contemplará la habilitación del módulo AGC, y sus medidores de desempeño, sin incorporar la función de despacho económico (sistema ED), por lo que los “Base Point” provendrán directamente desde el pre-despacho. Sin perjuicio de lo anterior, el despacho económico se prevé en una siguiente etapa., una vez ya operativo el AGC, desarrollar la implementación del módulo ED, del sistema RTGEN. 5.2 Descripción del modulo AGC El programa AGC proporciona todas las capacidades básicas que son importantes para el monitoreo, despacho y control de la generación, incluyendo: interfaz de Despachador con capacidad de hacer seguimiento en tiempo real, alarmas, registro de eventos y entrada de datos, seguimiento de carga con las unidades disponibles para control, control de área adaptivo confiable, regulación de error, y acción de control suave. 5.2.1 Estados de operación del programa AGC El programa AGC de GE GRID SOLUTIONS tiene disponible de varios estados de operación que se describen a continuación:

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Estado ON Encendido del programa AGC. Se requiere que al menos una unidad se encuentre disponible y en servicio para prestar el servicio de AGC.

Estado OFF Programa AGC apagado. No se cuenta con ninguna unidad disponible para servicio el servicio AGC o se ha decidido operar con control manual de frecuencia. Bajo este modo no se realizan cálculos de control ni se envían comandos a las unidades.

Estado Monitor Adicional a los modos ON y OFF, bajo este modo, el programa AGC puede realizar todos los cálculos de control pero no envía los comandos a las unidades. Este modo de operación del AGC se utilizará durante la puesta en servicio del módulo AGC, previo al envío de consignas a las unidades generadoras del SING.

5.2.2 Modos de operación del programa AGC El programa AGC de GE GRID SOLUTIONS tiene disponible varios modos de operación que se describen a continuación:

Modo CFC El Programa AGC controla sólo la frecuencia, es decir la función sólo considera las desviaciones de la frecuencia para calcular el ACE.

Modo CNIC El Programa AGC controla sólo los intercambios, es decir la función sólo considera las desviaciones de los intercambios para calcular el ACE. Es de resaltar que estos cálculos consideran la diferencia entre la suma algebraica de los intercambios programados versus los reales.

Modo TLBC El Programa AGC controla la frecuencia y los intercambios, es decir considera las desviaciones tanto de la frecuencia como de los intercambios para calcular el ACE total.

Es posible encontrar otros modos de operación del AGC llamados Inadvertent payback, es decir un modo en el que estando en TLBC o CNIC puede ajustarse a acuerdos comerciales pactados entre dos sistemas para devolver energía presentada por desviaciones no programadas en el intercambio de energía. 5.2.3 Modos de operación de las unidades bajo AGC Mediante el programa AGC de GE Grid Solutions, los comandos o pulsos de control serán enviados directamente al controlador de la planta, en adelante denominado PLC. En general, en el caso de centrales térmicas la función PLC la realiza el DCS de cada unidad y en el caso de centrales hidroeléctricas la función PLC la realizan los gobernadores de dichas centrales. Considerando la característica térmica del SING, el AGC enviará las consignas directamente al DCS de cada unidad. En el caso de ciclos combinados, la función PLC será realizada por el DCS de cada unidad pudiendo controlar una o más componentes (caso unidades de Central Atacama). Las unidades bajo control de AGC, podrán tener diferentes modos de operación, los que se describen a continuación:

Modo On Este modo de operación es simplemente contar con la unidad encendida para operar bajo AGC, pero aún no ha sido convocada a prestar el servicio de regulación. Se requiere contar con la señal del control remoto enviado desde la planta de generación y la señal del estado de interruptor de la unidad.

Modo Off La unidad se encuentra fuera de servicio.

Modo Manual La unidad está en línea, bajo control manual del operador de planta.

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Modo Substitute El Despachador puede sustituir el valor de potencia de la unidad, este modo se podría usar cuando la telemetría de la unidad está indisponible. El AGC no intentará controlar la unidad cuando se encuentra en este modo. Adicionalmente, por seguridad y confiabilidad del sistema AGC, el CDEC-SING no permitirá operar las unidades en este modo de operación. En el caso de pérdida de telemetría la unidad pasará a estado Suspendida y saldrá de la operación en AGC.

Modo Prueba Se utiliza para hacer pruebas de integración a la función AGC, desde el CDEC-SING se define un punto de ajuste (pulsos o consignas en MW) que se envían a la unidad por un número especificado de ciclos. Cuando se agote este tiempo, el modo de la unidad será automáticamente colocado en manual. Este modo es útil se utilizará durante el proceso de sintonización o ante requerimientos del CDEC-SING para efectuar pruebas de desempeño.

Modo Automático En este modo la unidad está bajo el control del AGC. Cuando la unidad está en AUTOMATIC, el método de controlar la unidad es asignado por el Despachador del CDEC-SING, y puede configurarse conforme a lo indicado en la sección 5.2.4, conforme los procedimientos de operación del sistema.

5.2.4 Tipo de operación automática de las unidades bajo AGC Las unidades bajo control automático pueden tener diferentes modos de punto de base y diferentes modos de regulación. Los modos de operación en puntos de base son:

BASE LOAD (carga base) (BL) Modo automático donde el punto de base de la unidad se obtiene desde el pre-despacho emitido a través de la Programación de Corto Plazo que emite la DO del CDEC-SING.

ECONOMIC DISPATCH (despacho económico) (ED) Modo automático donde el punto de base de la unidad es determinado por el subsistema de despacho económico. Como se indicó previamente este modo no se utilizará en la fase inicial de implementación del AGC.

AVERAGE (promedio) (AV) Modo automático donde el punto de base de la unidad es el promedio de los límites altos y bajos de la unidad establecidos en el pre-despacho y que pueden ser modificados por el Despachador, en el caso de limitaciones de las unidades que prestan el servicio de AGC. Este modo no se utilizará en la operación del AGC.

MANUAL (BP) Modo automático donde el punto de base de la unidad es ingresado manualmente entrado por el Despachador del CDEC-SING. Este modo no se utilizará en la operación del AGC.

ENERGY CONSTRAINED (restringido de energía) (EC) Modo automático donde el punto de base de la unidad es calculado con base a lograr un valor de energía en MWh objetivo en la hora actual. Este modo no se utilizará en la operación del AGC.

Conforme a lo anterior, se establece que en la etapa inicial de implementación del sistema AGC, este se operará solo en el modo Base Load. El programa de carga base podrá ser modificado a través de un re-despacho de generación, conforme a los procedimientos actuales de programación de la operación que utiliza el CDEC-SING. 5.3 Descripción funcional programa AGC 5.3.1 Descripción del proceso AGC El proceso del AGC usado en la aplicación RTGEN se describe a continuación:

12. Se adquiere la información requerida para la operación del AGC desde el sistema SCADA. Como se indicará posteriormente dichos datos deben provenir hacia el SCADA desde el Enlace AGC Local/Coordinado, para asegurar la calidad y disponibilidad de los mismos.

13. Se evalúa si la operación del AGC debe ser pausada o suspendida.

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La operación del AGC se pausa bajo las siguientes condiciones: La medición de frecuencia no está disponible y el AGC no está en modo CNIC. La medida de intercambio no está disponible y el AGC no está en modo CFC. La velocidad de cambio en MW para un intercambio supera su límite. El ACE supera el límite de disparo.

La operación del AGC se restaura automáticamente si la condición que originó la pausa se corrige antes de que se suspenda el AGC. La operación del AGC se suspende bajo las siguientes condiciones:

El AGC está en PAUSA por un tiempo superior a lo especificado (Por ejemplo 60 segundos). Si se ajusta este tiempo en -1 el AGC permanece en PAUSA indefinidamente.

La frecuencia excede el límite de disparo para dos revisiones consecutivas. RTNET detecta una nueva isla y está activo el disparo del AGC por Detección de Islas. Esta

aplicación requiere tener el Estimador de Estado del sistema SCADA/EMS habilitado y configurado.

14. Se evalúan los límites de los PLCs de planta para determinar si los datos análogos de las unidades indican violación. Se activan alarmas en caso de violaciones.

15. Se determina la generación y carga del área a partir de la información de las unidades y de los intercambios.

16. Se determina el intercambio neto programado y el dinámico teniendo en cuenta el inadvertent payback.

17. Se calcula el Error de Control de Área (ACE). Basado en este valor se determina la región de regulación para el control del área. El AGC considera 5 posibles regiones de regulación:

Banda muerta: No se toman acciones de control Modo normal de Regulación Integral: Ganancia normal (Típicamente 0.7 – 0.8) usados en la

integral del ACE para determinar acciones de control Modo normal de Regulación: Ganancia normal (Típicamente 0.7 -0.8), usados en el ACE para

determinar los acciones de control. Modo asistido: Le corresponde la ganancia asistida (Típicamente de 0.9 – 1.0) usado en el

ACE para determinar acciones de control. Modo de emergencia: Ganancia de emergencia (Típicamente de 1.1 -1.2) usada en el ACE

para determinar la acción de control.

18. Se aplica un filtro a la carga del área para eliminar componentes de alta frecuencia. Esto asegura que el AGC sólo tiene en cuenta la componente de alta frecuencia de la carga.

19. Se obtiene el punto de operación de todas las unidades bajo control de PLC, el cual conforme a lo establecido en la presente ingeniería provendrá desde el pre-despacho.

20. Se determinan las componentes de regulación de las PLCs. 21. La componente de regulación se suma a cada punto de operación de las unidades para obtener la

generación deseada para cada PLC. Después, se calculan las acciones de control, según el caso, pulsos o setpoint.

22. Una vez se ha determinado la generación deseada para cada PLC, se calcula el cambio en MW por unidad que permite alcanzar la generación deseada. Esto tiene en cuenta la velocidad de respuesta de la unidad y los límites de regulación superior e inferior.

23. Se monitorea si los PLCs están respondiendo a las acciones de control del AGC. 24. Si el ACE está por encima de un valor predefinido, el umbral permisivo del ACE, se verifica si las

acciones de control están de acuerdo con los requerimientos del ACE. Por ejemplo, si el ACE indica que el área es deficiente en generación, todas las señales de las PLCs que reducen generación se eliminan.

25. Las señales de control se adecuan para ser enviadas a la planta.

29

26. Se envían las consignas a las unidades donde se reciben en el Enlace AGC Local/Coordinado para posteriormente actuar sobre los DCS.

5.3.2 Diagrama de bloques Módulo AGC El diagrama funcional que describe el principio de operación del módulo del AGC se describe en la Figura 5.

Figura 5. Diagrama Bloques AGC GE GRID SOLUTIONS

Como se observa en la Figura 5, el módulo AGC está compuesto básicamente de los siguientes componentes que definen su desempeño dinámico y permiten el control efectivo del ACE:

1. Lazo cálculo intercambio: En este lazo se calcula el intercambio actual (INET) definido como la sumatoria de los diferentes intercambios a controlar.

2. Lazo de cálculo de error de intercambio: Teniendo como base el valor de referencia del intercambio (Is), y el valor del intercambio actual (INET), se determina la desviación del intercambio real respecto a lo programado. Este lazo opera en los modos de control TLBC y CNIC.

3. Lazo de cálculo de error de frecuencia: Teniendo como base el valor de referencia de la frecuencia (Fs), y el valor de la frecuencia actual (F, se determina la desviación de la frecuencia real respecto a la programada. La desviación de frecuencia en (Hz) se convierte en un valor de desviación en MW, multiplicando el valor correspondiente por el factor 10B, donde B corresponde a la frecuencia de regulación combinada (B), definida en MW/0.1 Hz. Este lazo opera en los modos de control TLBC y CFC.

4. Cálculo del ACE: El cálculo del ACE se realiza, teniendo en cuenta el modo de operación definido para el AGC. A continuación se resume el cálculo del ACE según el modo de operación:

8

9

7

6

4

5

3

2

1

30

Modo TLBC ACE = (INET-Is-ITau)+10B(F-Fs-PHI) Donde:

INET = Intercambio en tiempo real IS = Intercambio programado ITAU = Offset de Intercambio definido B = BIAS F = Frecuencia de la red FS = Frecuencia de referencia PHI = Offset de frecuencia para corrección de error de tiempo

Modo CFC ACE = 10B(F-Fs-PHI)

Modo CNIC ACE = (INET-Is-ITau)

5. Lazo de control del ACE: Este lazo define el rango de regulación del ACE. La componente de

regulación está constituida por las componentes de regulación proporcional (ACE) e integral (ACEINT). Cada componente se calcula por la rutina ACE_CALCULATIONS que filtra las componentes proporcional e integral a través de un filtro de banda muerta dinámico (Ver Figura 6). Este filtro, que corresponde a un filtro no lineal adaptativo, es utilizado para filtrar el ruido en las señales y para mantener el valor del ACEINT lo suficientemente pequeño con el fin de prevenir la acumulación del error.

Figura 6. Diagrama Cálculo Componentes integral y proporcional del módulo de control de área

El filtro de banda muerta dinámico, determina el Indicador de la Región de Regulación (RRI), el cual se puede encontrar en distintos rangos. De acuerdo con el RRI se ajustan las ganancias de las componentes proporcional e integral del ACE. Los estados del RRI pueden ser:

Banda muerta: También conocida como “basepoint región”. En esta región no se toman acciones de control por parte del AGC. Tanto la componente integral como la componente proporcional son iguales a cero.

Región Normal: En esta región la componente proporcional del ACE se obtiene al multiplicar el ACE por el negativo de la ganancia normal (GNOM) y la componente integral se obtiene al multiplicar el ACEINT por el negativo de la ganancia integral normal (GINTNOM).

31

Región de Regulación Integral: Si la componente integral del ACE sale de la región de banda muerta, la componente Integral de regulación se obtiene al multiplicar ACEINT por el negativo de la ganancia integral nominal.

Región asistida: En esta región la componente proporcional del ACE se obtiene al multiplicar el ACE por el negativo de la ganancia asistida (GASS) y la componente integral se obtiene al multiplicar el ACEINT por el negativo de la ganancia integral asistida (GINTASS).

Región de Emergencia: La componente proporcional del ACE se obtiene al multiplicar el ACE por el negativo de la ganancia asistida (GMX) y la componente integral se obtiene al multiplicar el ACEINT por el negativo de la ganancia integral asistida (GINTMX).

Las ganancias de los controles definidas según el rango de regulación serán establecidas en la etapa de parametrización y sintonización en conjunto con GE.

En la Tabla 7 se presentan valores propuestos para definir las regiones RRI en función del valor del ACE.

Tabla 7: Valores típicos de regiones de regulación para un sistema con capacidad de 2500 MW

Región Cálculo Valor propuesto (MW)

Banda muerta 25 % Umbral Modo Región Modo Asistido 0 - 7,5

Normal Mayor Banda muerta e inferior a región modo asistido 7,5 - 30

Asistido 80 % NERC CPS L10 30 - 41

Emergencia 110 % NERC CPS L10 > 41

En la Figura 7 se ilustra las regiones de control y las ganancias correspondientes para cada una de las componentes proporcional e integral.

Figura 7. Diagrama Bloques AGC GE GRID SOLUTIONS

32

Tabla 8: Valores recomendados por G&E Grid Solutions para ajuste de ganancias de control según RRI

PARÁMETRO VALOR RECOMENDADO (GE SOLUTIONS)

GNOM - GINTNOM 1 – 0,7

GASS - GINTASS 1,05 – 0,4

GMX - GINTMX 1,1 – 0,1

ACEINTMX 50

A continuación se presenta una gráfica que muestra cómo el AGC establece un mayor requerimiento en cuanto a exigencia de control (ACE) dependiendo de las condiciones de operación del sistema. Se aprecia que en condiciones de emergencia la exigencia es mucho mayor y va reduciendo para las condiciones de operación Asistida a Normal. Esta característica es acorde con los valores de ganancia típicos para cada región de regulación presentados en la Tabla 8.

Figura 8. Requerimiento de control para cada condición de operación

La banda dinámica del filtro se define como:

La banda muerta dinámica se expande inmediatamente al límite de emergencia y permanece allí mientras el ACE está en los límites de banda muerta estática. Cuando el valor absoluto del ACE excede la banda muerta estática, la banda dinámica empieza a reducirse hasta que alcanza la banda muerta estática y permanece allí hasta que el ACE alcanza los límites de la banda muerta estática. En primera instancia, no se prevé utilizar la función de banda muerta dinámica, por lo que se ajustará la Parametrización clásica con banda muerta estática.

33

En la ecuación de determinación de la banda muerta dinámica, DTMAX corresponde a k*TAGCNOM, donde TAGCNOM es el ciclo del AGC, el cual se configurará en 4 segundos. El valor de k determina el número de ciclos de AGC que se necesitan para que la banda muerta dinámica pase del límite de emergencia al límite de banda muerta estática. En resumen DTMAX corresponde a la constante de tiempo. Entre menor sea, más rápido la banda muerta dinámica alcanza la banda muerta estática. Para un sistema con ciclo de AGC de 4 s, los valores recomendados para k son 2 o 3 resultando en un DTMAX de 8 a 12 segundos.

DT es igual a DTMAX mientras el ACE se encuentra en la banda estática. Cuando el ACE supera la banda estática, DT se calcula como se presenta a continuación: DT = DT – TAGCNOM y se limita a 0 si alcanza valores negativos. Mientras el ACE está en la banda muerta dinámica no se toman acciones de control siempre y cuando el valor del ACEINT sea menor que la banda muerta del ACEINT (ACEINTDB). En el caso en el que el ACE esté entre la banda muerta dinámica pero el ACEINT sea mayor al ACEINTDB, se produce una acción de control integral solamente.

6. Lazo cálculo potencia base de cada generador: en este lazo se calcula la potencia base de las

unidades de generación sólo en caso de que se cuente con el módulo ED operativo. En una primera etapa se calcula la carga del sistema definida como la sumatoria de las potencias generadas por las unidades y el intercambio neto. Esta carga calculada se suma con la carga derivada de la desviación de frecuencia y la sumatoria correspondiente es filtrada. La carga filtrada sumada al intercambio de referencia permite determinar la generación requerida por parte de las PLCs en AGC y en modo de despacho económico (ED). La carga filtrada se utiliza para calcular la ganancia requerida dado que la carga pura calculada como la diferencia entre la generación medida y el intercambio medido, puede contener señales de alta frecuencia debido a fuentes de ruido, en tanto que en la carga filtrada se reducen los efectos de estos picos.

La potencia requerida se ajusta con un factor que se puede utilizar para distribuir cualquier exceso de generación requerida. Considerando el valor base de potencia obtenida y un valor base de potencia establecida en el pre-despacho o el Control Manual, se determina la potencia base de operación del generador. En el caso de la configuración que se utilizará en el AGC del SING, solo se considerará como potencia base la emitida a partir desde el pre-despacho o redespacho.

7. Lazo cálculo contribución corrección ACE de cada unidad: En este lazo se determina el aporte de

cada unidad/grupo en AGC requerida según su factor de participación. Adicionalmente se tienen en cuenta la prioridad en la regulación que se le asigna a cada unidad/grupo mediante el PLC que lo identifica. Un PLC con una prioridad de 0 no participa en la regulación. Los otros que PLCs que tienen prioridades de 1 en adelante son considerados en la regulación. Por notación, los que tienen mayor prioridad son aquellos que tienen el menor valor numérico de prioridad. Por ejemplo, si se tienen 7 PLCs con prioridades 0, 1, 1, 2, 0, 3, 7, los PLCs primero y quinto, no participaran de la regulación. El cuarto PLC tiene una prioridad efectiva de 2 y sólo regulará si los PLCs con una capacidad efectiva de 1 son incapaces de proveer la regulación requerida. El sexto PLC tiene una prioridad efectiva de 3 y regulará solo si los PLCs con prioridades 1 y 2 no cuentan con la capacidad de regulación requerida. Cuando el sistema está en la región Asistida, a cada PLC con una prioridad menor o igual que el umbral de prioridad asistida (menos los establecidos con prioridad 0), se le dará una prioridad de 1. Por

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ejemplo, si el nivel de prioridad asistida fue 4, utilizando el conjunto de PLCs definidos anteriormente, los PLCs segundo, tercero, cuarto y sexto quedarían con una prioridad de 1. Cuando el sistema está en la región de emergencia, a cada PLC con una prioridad menor o igual que el umbral de prioridad de emergencia (menos 0), se le dará una prioridad de 1. Por ejemplo, si el nivel de prioridad de emergencia fue 8, utilizando el conjunto de PLCs definidos anteriormente, los PLCs segundo, tercero, cuarto, sexto y séptimo quedarían con una prioridad de 1. La prioridad de regulación (REGPRI_PLC) se define en la etapa de parametrización y sintonización.

Las prioridades para la región asistida (ASSTHPR_OPA) y emergencia (EMPTHPR_OPA) se definen en la etapa de parametrización y sintonización. Por otro lado, los factores de participación pueden ser calculados o ingresados manualmente. Los factores calculados se normalizan para todos los PLCs. Cuando se utilizan los factores de participación para un nivel de prioridad definido, estos se re-normalizan internamente. Los factores calculados y los factores manuales para los PLCs que contribuyen a la regulación se suman separadamente.

El valor del factor de participación total que se puede asignar a las unidades cuyos factores son calculados se determina como 100 menos la suma de los factores manuales. Este valor es normalizado entre estos PLCs teniendo en cuenta la velocidad de respuesta. Si el total de los factores manuales es mayor o igual a 100, cada PLC que usa factores calculados tiene un factor de regulación de 0.

Por ejemplo, si hay dos PLCs con factores manuales de 15 y 25 (PLCa, PLCb), y dos PLCs (PLCc, PLCd) que usan factores calculados con velocidades de respuesta de 10 y 20, los factores de regulación corresponden a: 15, 25, 20 y 40.

El factor de participación para el PLCc y el PLCd se calcula como sigue:

Factor total a distribuir entre PLCc y PLCd: 100 – (15+25) = 60 Factor para PLCc: 60*10/(10+20) = 20 Factor para PLCd:60*20/(10+20) = 40

Si por ejemplo el PLCa y el PLCb tienen la misma prioridad, los factores de regulación son recalculados internamente así:

Factor para PLCa = 15/ (20+15) = 42,857 Factor para PLCb = 20/ (20+15) = 57,143

Se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones para definir los valores de los factores de participación:

Velocidades de cambio de carga: Si el control del ACE tiene una alta prioridad, aquellos PLCs que tienen una rampa rápida de cambio de carga deben contar con un factor de participación mayor.

Disponibilidad de combustible: Los PLCs que están regulando requieren mayor disponibilidad de combustible por lo que se debe tener en cuenta la disponibilidad de este recurso.

Capacidad de regulación: La capacidad puede ser importante para asegurar capacidad suficiente de regulación.

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Las banderas requeridas para hacer regulación manual (MANRFAC_PLC) y el factor de regulación manual (REGFAC_PLC) se definen en la etapa de parametrización y sintonización.

8. Lazo de control por unidad para AGC: El lazo de control por unidad para AGC se compone

básicamente de 3 etapas que consisten en: cálculo de la generación deseada, determinación de error de control y cálculo del control. El detalle de estas etapas se presenta a continuación:

Etapa 1: Cálculo de generación deseada

El AGC busca controlar los PLCs a una generación deseada teniendo en cuenta la potencia base de los generadores, los requerimientos de regulación y la acción modelada del regulador de velocidad. El cálculo de la generación deseada se realiza de acuerdo con la siguiente ecuación:

GENDESI = BASE + BPADJUST + REG + FFCOR

Donde: GENDESI = Generación interna deseada BASE = Suma de las potencia base de todas las unidades bajo el PLC BPADJUST = Factor de ajuste de la potencia base. Es un parámetro que se puede utilizar para distribuir cualquier exceso de generación requerida. REG = Es la regulación calculada por el PLC FFCOR = Es el factor de corrección de frecuencia para modelar la acción esperada del regulador de velocidad. Este factor de corrección se utiliza para prevenir que el AGC envíe acciones de control que se opongan a la acción de control del regulador de velocidad de la planta. La razón es la siguiente:

Si se supone que la potencia generada de generación y la generación deseada están en 50 MW y el error del PLC es cero. Cuando la frecuencia baja, el regulador de velocidad de la planta actúa para aumentar la potencia de la unidad a 52 MW para contrarrestar la disminución de la frecuencia. El AGC no trata de llevar la potencia a 50 MW en oposición al regulador de velocidad dado que el regulador provee control primario mientras que el AGC provee control secundario. Para prevenir que el AGC actúe, el factor de corrección debe ser cercano a 2 MW, manteniendo la generación deseada en 52 MW y el error del PLC en cero.

El término de corrección de frecuencia es diferente de cero solamente si la desviación de frecuencia (en valores absolutos) es mayor que la banda muerta definida para esta desviación de frecuencia en el PLC. Esta banda muerta permite al AGC simular cualquier banda muerta que el regulador de velocidad tenga en la planta.

FFCOR = - FBIAS * 10 * DFHZFIL Donde, FFCOR = Es la corrección de frecuencia FBIAS = Es el BIAS de frecuencia para el PLC DFHZFIL = Es la desviación de frecuencia filtrada para el área operativa. El bias de frecuencia (FBIAS_PLC) y la banda muerta definida para la desviación de frecuencia (FDEVDBHZ_PLC), se definen en la etapa de parametrización y sintonización.

Etapa 2: Cálculo del error de control

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El error de control se calcula a partir de la generación deseada y la generación actual o el valor objetivo en MW realimentado de la planta teniendo en cuenta acciones de control pendientes.

RAWERR = GENDESI – (GEN o FEEDBACK) ERR = RAWERR – (PENDMW* PENDMWWF)

Donde,

RAWERR = Es el error puro. Se filtra después del cálculo anterior usando un factor de frecuencia de área. GEN = Es el valor actual de generación FEEDBACK = Es el valor objetivo en MW realimentado desde la planta. ERR = Es el error ajustado del PLC. Corresponde al control de lazo interno de la unidad. PENDMW = Es la acción de control acumulada que está pendiente por ser ejecutada. PENDMWWF = Es el factor de peso para PENDMW PENDMW es útil para reducir el sobre impulso de los controles cuando se envía a unidades lentas en responder, aún si la ganancia es grande. El error del PLC corresponde al error ajustado (Errn), a menos que el error puro y el error ajustado sean de signos opuestos o el error puro sea cero. En este caso, el error del PLC se hace cero y el término PENDMW es reinicializado. Los MWs pendientes definidos a través de PENDMW se acumulan cuando se envía el control y van reduciéndose de acuerdo con el retardo de la respuesta de la unidad. El cálculo de PENDMW tiene en cuenta las acciones de control acumuladas, la respuesta de los controles de las unidades y el factor de decaimiento. El detalle del algoritmo se detalla a continuación: Al principio del ciclo del AGC, el parámetro PENDMW anterior se hace igual al PENDMW

posterior. El decremento por defecto es definido como la rampa de cambio de carga nominal. El tiempo de espera antes de que se reduzca el PENDMW se calcula como:

TAUREG*(PCTTDEC/100)+TCTRLLST

Donde,

TAUREG = Es la constante de tiempo que representa el retardo en la respuesta de la unidad. La constante de tiempo es igual a la cantidad de tiempo después de que la señal de control es recibida por la unidad hasta que la generación alcanza el 63.2 % de la diferencia entre el valor final y el valor inicial. En la Figura 9 se ilustra este tiempo.

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Figura 9. Tiempo de respuesta de unidad. Tomado de Manual del Analista Programador.

La Figura 9 muestra el tiempo de respuesta de una unidad después de que la misma recibe un pulso. Sin embargo, adicional a este tiempo de respuesta, se encuentra el retardo de la unidad para comenzar a operar después de recibir la consigna. Este tiempo también debe ser incluido en el parámetro (TAUREG_PLC). PCTTDEC = Es el porcentaje de retardo de respuesta de la unidad que se utiliza para esperar la reducción de PENDMW. TCTRLLST = es el último control de tiempo enviado al PLC. El factor de peso de PENDMW (PENDMWF_PLC), la constante de tiempo de la unidad (TAUREG_PLC) y el PCTTDEC_PLC se ajustan en la etapa de parametrización y sintonización.

Etapa 3: Cálculo de la señal de control

Para alcanzar el desempeño adecuado de la unidad/grupo ante los comandos del AGC, se aplica un filtro lead/lag al error para ajustar el control a un cambio tipo escalón. El lead/lag es esencialmente un control Proporcional – Integral – Derivativo. La función de la componente proporcional (ganancia) de este controlador PID es proveer una respuesta adecuada en el tiempo. Una gran ganancia (GAIN_PLC) origina una respuesta rápida que puede originar inestabilidad. Un sistema con una ganancia pequeña no responde tan rápido, pero tiene un bajo porcentaje de sobre-impulso y permite mejor estabilidad. En la Figura 10 se presenta una sensibilidad realizada para determinar el impacto del aumento de la ganancia proporcional.

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Figura 10. Sensibilidad a variación de la ganancia proporcional.

La función de la porción derivativa del compensador (lead), es anticipar el sobre-impulso. La señal derivativa provee un efecto amortiguador a la salida. El tiempo de subida se reduce en la medida en que el cero (COMPZ_PLC) se incrementa. En la Figura 11 se representa una sensibilidad al aumento en la ganancia derivativa.

Figura 11. Sensibilidad a variación de la ganancia derivativa. La función de la porción integral del compensador (lag), es reducir el error de estado estacionario permitiendo un óptimo tiempo de establecimiento. El tiempo de establecimiento corresponde al tiempo requerido para que una variable entre a una banda definida. La integral de la señal del error actúa hasta que el error de estado de estacionario sea cero.

0 5 1 0 1 5 2 00

0 . 2

0 . 4

0 . 6

0 . 8

1

1 . 2

1 . 4

1 . 6

1 . 8

Tiempo

Am

plit

ud

Efecto del Aumento de la Ganancia Proporcional

k c =0 . 1

k c =1

k c =5

k c =5 0

39

En la Figura 12 se presenta una sensibilidad a la variación de la constante de tiempo integral.

Figura 12. Sensibilidad a variación de la constante de tiempo integral.

El control se divide en dos estados que están separados por un “knee point”. Un control en MW se calcula en cada ciclo. Este puede producir un control hacia las unidades en cada ciclo. El control al principio es típicamente el máximo posible, limitado por la velocidad de la rampa del generador/grupo. A medida que el error del PLC se hace menor, el control calculado puede ser demasiado pequeño para mandar cada ciclo, así que este se acumula. Cuando el error del PLC es mayor que el “knee point”, la ganancia inicial es usada, de otra manera, la segunda ganancia es la usada. Cuando el error del PLC es menor que la banda muerta del error, no se emiten señales de control. Las ecuaciones utilizadas para el filtro lead/lag son:

DX1 = ERR – ERRLAST

SX1 = COMPP*TAUREG+TAGCNOM

X1 = ERRLAST + TAGCNOM *DX1 / SX1

DX2 = X1 – ERRLAST

ERRLAST = X1

X2 = (COMPZ*TAUREG*DX2/TAGCNOM) + X1

CHNG = GAIN *X2

0 5 1 0 1 5 2 00

0 . 2

0 . 4

0 . 6

0 . 8

1

1 . 2

1 . 4

1 . 6

1 . 8Efecto Variación Constante de Tiempo Integral

Tiempo

Am

plit

ud

t i=0 . 0 8

t i=0 . 1

t i=1

t i=1 0

t i=5 0

40

CHNGBL = CHNG Donde,

ERR = es el error ajustado del PLC. COMPP = es el factor de compensación del polo. COMPZ = es el factor de compensación del cero. TAUREG = es la constante de tiempo de regulación. TAGCNOM = es el ciclo de control en segundos, calculada como el múltiplo del ciclo de ejecución del AGC y el multiplicador del ciclo de control. CHNG = es el cambio, posiblemente a ser limitado. GAIN = es la primera o segunda ganancia. Si el error (absoluto) es mayor que el “knee point”, se usa la primera ganancia sino la segunda ganancia. CHNGBL = es el cambio antes de realizar las verificaciones requeridas.

Para PLCs que operan considerando consignas tipo setpoint, el control se puede llevar a cabo sin filtro. El filtro lead/lag no se utiliza y el cambio para cada ciclo corresponde a la diferencia entre la generación deseada y la última consigna enviada. El programa de AGC dispone de una bandera (NOSPFLT_PLC) para habilitar/deshabilitar el filtro para un PLC tipo setpoint. Este parámetro se define en la etapa de parametrización y sintonización. El bloque compensador pasa por un bypass si la PLC cruza una zona prohibida. Esta técnica se utiliza para cruzar la zona prohibida a la máxima velocidad. La banda muerta del error de la PLC (ERRDB_PLC) , el “knee point” (KPOINT_PLC), las ganancias K1 y K2 (GAIN1_PLC, GAIN2_PLC), la constante de tiempo de regulación (TAUREG_PLC), las compensaciones de polos y ceros (COMPZ_PLC, COMPP_PLC) se definen en la etapa de parametrización y sintonización.

Valores típicos para estos parámetros se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 9: Valores típicos ajustables para el filtro aplicado al error

Parámetro Valor típico propuesto

Banda muerta del error de la PLC

Mayor entre: La mitad de la magnitud pico a pico del ruido en MW La mitad del control más pequeño del PLC (para pulsos corresponde al mínimo tamaño de pulso por minuto, para PLCs con consigna tipo setpoint corresponde a la banda muerta del Setpoint).

Knee point La mitad del valor peack a peack de la oscilación más lenta 1.5 veces la máxima velocidad de rampa por ciclo Tres veces la banda muerta del error

GAIN1 El valor del knee point dividido la calibración

GAIN2 Es la mitad de la ganancia GAIN1

TAUREG 40 segundos

Una PLC que tiene modelada la señal de realimentación medida puede enviar una señal de regreso a la planta para indicar que el setpoint definido falló. Si la diferencia entre el último valor de consigna y la señal realimentada es mayor que una tolerancia por un número específico de ciclos, el PLC se pausa. Si, después de esto, la diferencia cae por dentro de la tolerancia, se desactiva la condición de pausa. La tolerancia se calcula como la banda muerta de la realimentación del setpoint (Expresada como un porcentaje) multiplicada por la máxima capacidad límite del PLC.

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Si el PLC se pausa o se suspende debido a esta falla, la generación deseada se define como la generación actual. La banda muerta de la señal de setpoint realimentada (FEEDLIM_ITEMS) y el número de ciclos de AGC que se requieren para marcar como fallida la telemetría (NSCANALM_ITEMS) se pueden ingresar en tiempo real en el display de Parámetros de Generador en Tiempo Real. Un valor típico para FEEDLIM es 1.

9. Verificaciones para determinar efecto del control en el sistema

Antes de enviar una señal de control se realiza verificaciones para determinar efecto del control en la PLC. Estas verificaciones se detallan a continuación: Prueba de pulsos reversa: Esta prueba ajusta en cero la señal de cambio de la PLC si la señal

correspondiente se invierte de signo antes de que se cumple un tiempo definido por el usuario. El propósito de esta prueba es limitar el deterioro de las unidades debido a acciones de control en direcciones opuestas. Para lograr esto, se ajusta un temporizador cuando se ejecuta una acción de control en una dirección y se retarda la señal de control en la dirección opuesta hasta que se agota el tiempo definido en el temporizador.

Cuando se emite la acción de control, el contador de inversión de la señal de control se ajusta en el máximo valor. En cada ciclo, el contador se reduce en el número de segundos transcurridos. Si el contador no es 0 y el control deseado está en la dirección opuesta, el control se resetea a 0.

Esta prueba se omite si la PLC opera con consignas tipo setpoint y no hay filtrado de la señal o si la PLC se encuentra en una zona prohibida, o si la generación está por fuera de los límites LFC.

También se cuenta con una bandera (EMREVS_PLC) útil para evitar esta prueba para una PLC si el ACE se encuentra en estado de emergencia.

El máximo valor del contador de inversión de la señal de control (TREVMN_PLC) y la bandera para filtrado del setpoint (NOSPFLT_PLC) se definen en la etapa de Parametrización y sintonización. Un valor típico para TREVMN corresponde a 12 segundos.

Prueba de rechazo de ruido: La prueba de rechazo de ruido se diseña para prevenir acciones de

control por efecto de ruido cíclico. Cuando el error de la PLC (en valor absoluto) es mayor que el knee point, el temporizador de rechazo de ruido se pone en cero. Mientras el error de la PLC en valor absoluto está entre la banda muerta del error y el punto de inflexión, el temporizador de rechazo de ruido se reduce por el número de segundos transcurridos. Si el error de la PLC en valor absoluto es menor que la banda muerta, el temporizador de rechazo de ruido se resetea al máximo valor. Si el error de la PLC cambia de signo, y si es menor que el punto de inflexión, el temporizador también se resetea al máximo valor. Si, después de toda esta prueba, el temporizador no está en cero, la prueba de rechazo de ruido se considera exitosa y el cambio para la PLC se resetea a cero. Esto significa que el error debe ser mayor que el punto de inflexión, o mayor que la banda muerta del error por el periodo definido en el contador de rechazo de ruido antes de que se envíe una señal de control a la PLC.

El contador de rechazo de ruido se resetea a cero cuando la unidad/planta deja de prestar el servicio de AGC o cuando el AGC deja de correr.

42

La bandera EMREVS_PLC se habilita con el fin de no realizar esta prueba en caso de que el ACE esté en la región de emergencia. Esta bandera se puede ajustar en tiempo real en la sección de Cálculo de Control de PLC asociada al display de Diagramas de Control del AGC.

El máximo valor del contador de rechazo de ruido (TNOIMN_PLC), el punto de inflexión (KPOINT_PLC), y la banda muerta del error (ERRDB_PLC) se definen en la etapa de modelamiento. Sin embargo el valor de estos parámetros también puede ser ingresado en tiempo real en la sección de Cálculo de Control de PLC asociada al display de Diagramas de Control del AGC. Un valor típico para TNOIMN es 40 segundos.

Prueba de límite de velocidad: Esta prueba calcula el máximo rango en MW que el PLC permite

incrementar o reducir en cada ciclo del AGC. Este rango es una función de las velocidades de respuesta de la PLC y las zonas prohibidas de las PLCs. Si la PLC se encuentra en una zona prohibida, se produce la mayor velocidad de variación posible.

Prueba de límites de la función LFC: En esta prueba si la suma de la generación actual de la PLC y

la señal de cambio es mayor que el máximo límite de la función LFC, se restringe el cambio de señal a un valor igual a la diferencia entre la máxima LFC y la generación actual de la LFC. De la misma manera, si la suma de la generación actual de la PLC y el cambio de la señal es menor que la mínima LFC y si el cambio de la señal es negativo, entonces el cambio de la señal se restringe a un valor igual a la diferencia entre el mínimo LFC y la generación actual de la PLC.

Los límites LFC (LFCMX_UNIT, lfcmn_UNIT) se definen en la etapa de parametrización y sintonización, aunque también pueden ser ingresados en tiempo real en la sección de Parámetros de la unidad. Los valores telemedidos, serán utilizados como alarmas, y el despachador del CDEC-SING deberán ingresarlos manualmente, previo aviso del Operador de la unidad en AGC.

Prueba de la banda muerta de cambio de la señal: En esta prueba, si el valor de cambio de la señal

es menor que el valor mínimo de la señal, el cambio de la señal se ajusta en cero. La señal mínima para las consignas tipo setpoint se ajusta igual a la banda muerta del error de la PLC. Para el caso de las consignas tipo pulsos, los pulsos menores que el mínimo se acumulan hasta que el control es suficiente para enviarse. Los pulsos acumulados se resetean cuando se envía la señal de control, se modifica la dirección de los pulsos, o el error en MW es menor que la banda muerta correspondiente.

Límites Windup: Para PLCs que funcionan con comandos tipo setpoint, la señal de control se limita

con los límites Windup. La diferencia entre la generación actual, y la consigna enviada debe ser inferior al límite windup en la dirección correspondiente. Los valores máximos de estos límites tanto hacia arriba como hacia abajo se definen en la etapa de Parametrización y sintonización. Sin embargo, estas también pueden ser ingresadas en tiempo real en una ventana emergente en la sección de cálculo de control de la PLC asociada al display de Diagramas de control del AGC.

Prueba ACE Permisivo: La prueba del ACE permisivo no envía controles a una PLC si el control está

en la dirección incorrecta. Si el valor absoluto del ACE es mayor que el nivel permisivo del ACE o si el ACE está en la región de emergencia debido a la lógica de cruce por cero del ACE, entonces se verifica la dirección de la señal de control. Si el cambio en la señal de control y el ACE son del mismo signo, el cambio se resetea a cero.

Esta prueba se omite si la PLC está cruzando una zona prohibida, si la generación actual está por fuera de los límites LFC o si el PLC está en modo de prueba.

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El nivel permisivo del ACE (ACEPERM_OPA) se define en la etapa de parametrización y sintonización. Este se puede ingresar en la sección de parámetros del ACE del display de Parámetros del AGC. En la mayoría de los sistemas, el límite permisivo del ACE debe ser ajustado en 30 o 40 MW.

Cruce por cero del ACE: La lógica de cruce por cero del ACE o el cruce activo del ACE, fuerza la

región del ACE (banda muerta, regulando, asistido) dentro de una región mayor si el ACE permanece en un lado de cero por un tiempo mayor al definido previamente.

En la lógica de cruce por cero, el tiempo actual se compara con el último tiempo de cruce por cero. Si la diferencia de tiempo es mayor que el tiempo de cruce por cero de la región normal, este es forzado a la región normal. Si la diferencia de tiempo es mayor que el tiempo de cruce por cero de la región asistida, es forzado a la región asistida. Si la diferencia de tiempo es mayor que el tiempo de cruce por cero de la región de emergencia, es forzado a la región de emergencia.

La bandera para usar la lógica de cruce por cero del ACE (ACECROSS_OPA) y los tiempos de la región normal, asistida y de emergencia (TZERONOR_OPA, TZERAST_OPA, TZEREMR_OPA), se definen en la etapa de parametrización y sintonización. Un valor típico para TZERONOR es 240 segundos, para TZEROAST es 360 segundos y por TZEROEMR es 480 segundos.

Prueba de falla de seguimiento: En cada ciclo el AGC compara el error de control (diferencia entre

la generación deseada para la PLC y la generación actual para la PLC) teniendo en cuenta un umbral definido previamente. Si el error de control actual es mayor que el umbral por un tiempo determinado, se realiza un chequeo para determinar si la PLC está convergiendo. En esta verificación se evalúa si el error de la PLC no va a cero debido a un cambio constante en el objetivo.

En cada ciclo se calcula el cambio observado en el error de control con respecto al ciclo anterior y se filtra usando un filtro pasa bajos. Si se encuentra que el error de control no converge a cero, se considera que la PLC no está siguiendo consignas y se emite una alarma. Si el error de control cae por debajo de un umbral o se encuentra que está convergiendo a cero, se considera que la PLC está siguiendo la consigna y se reinicia el acumulador de tiempo correspondiente y una alarma que indica que la PLC regresó a la normalidad se envía (En caso de que previamente la PLC estuviera en una condición en la que no realizara seguimiento).

Para las unidades que no están siguiendo la consigna, se tienen la opción de suspenderla inmediatamente o no. En caso de suspenderla, el despachador del CDEC-SING puede reiniciar manualmente la condición de suspendida. Si no se selecciona la opción de suspender inmediatamente las unidades, el despachador del CDEC-SING puede decidir si las unidades que no están siguiendo las consignas pueden participar de la regulación.

Verificación de Zonas prohibidas: El control definido por el AGC tiene en cuenta las zonas

prohibidas modeladas. El AGC no envía consignas que originen la operación de las unidades en zonas prohibidas a menos que la consigna correspondiente permita el cruce completo de la zona prohibida. En caso de que la generación deseada se encuentre en una zona prohibida, la fracción de cruce de la zona prohibida se utiliza para determinar si la generación deseada se debe ajustar al límite inferior o superior de la zona prohibida. Una vez se presente el cruce de una zona prohibida, la PLC debe permanecer sin cruzar la zona prohibida por un tiempo definido conforme a las restricciones operacionales de la unidad.

Las zonas prohibidas se definen para una unidad ingresando los límites superiores o inferiores en la etapa de Parametrización y sintonización.

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Los límites de zonas prohibidas (MINLIM_FZONE, MAXLIM_FZONE) serán definidos en la etapa de parametrización y sintonización. El tiempo mínimo que una PLC debe permanecer por fuera de una zona prohibida antes de cruzarla nuevamente (TZREVMN_PLC), se define conforme a las restricciones operacionales que puede tener la unidad.

Verificación de tamaño de pulsos: Para el caso de PLCs que trabajan con pulsos se requiere realizar

una calibración de los mismos durante las pruebas de sintonía. Esta calibración se realiza para determinar los pulsos que se deben enviar a la unidad generadora. Para cada PLC que opere bajo la modalidad de pulsos, se define una tabla en donde se indican las calibraciones de los pulsos tanto para subir como para bajar que deben ser utilizados en diferentes niveles de generación de las PLCs. Esta característica del módulo permite tener en cuenta el desempeño diferente que puede tener una unidad/grupo de unidades según el punto de operación (baja, media, alta carga).

PULSO = CHNG * PIULSECAL

Donde, PULSO = corresponde al pulso enviado a la unidad generadora CHNG = es el cambio deseado en la generación PULSECAL = corresponde a la calibración de pulsos para subir y bajar.

El acumulador de pulsos se ajusta en cero si el pulso está en dirección opuesta a lo acumulado. Los pulsos acumulados se suman a los pulsos actuales. Se debe verificar que los pulsos estén entre el valor mínimo y el máximo definidos. Si el pulso es mayor que el máximo se limita al máximo y si es menor que el mínimo, el acumulador de pulso se ajusta igual al pulso y el pulso se ajusta en cero. Si el pulso no es cero, se multiplica por 1000. El pulso se modifica por un factor de discretización (que comúnmente se define como 1) antes de ser enviado a la unidad generadora.

PULSEACC = MOD (PULSO, DFACTOR)/1000 PULSO = INT(PULSO/DFACTOR)*DFACTOR

Donde, PULSEACC = es el acumulador de pulsos DFACTOR = es el factor de discretización MOD = es la función de acumulación INT = es una función que convierte un número real a un número entero removiendo la porción decimal del número real.

El factor de discretización cambia el tamaño variable del control usado por el AGC por un control de tamaño fijo usado frecuentemente en SCADA. Muchos protocolos de las RTUs requieren controles con tamaño fijo. Si el factor de discretización no se usa para estos PLCs, SCADA trunca el control que el AGC envía y una porción de la respuesta del AGC no se ejecuta. Si se aplica el factor de discretización antes de enviar el control, el AGC envía consignas más cercanas a lo calculado para cada PLC. La calibración de los pulsos tanto para subir como para bajar, sus límites y el factor de discretización se definen en la etapa de parametrización y sintonización.

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5.3.3 Aplicación de filtros El AGC dispone de filtros pasa-bajos en las diferentes etapas de funcionamiento para eliminar componentes de alta frecuencia de las señales que usualmente son el resultado de ruido y otras fluctuaciones aleatorias. Estos filtros se utilizan para: la frecuencia, la carga, la componente de regulación de la PLC, el cambio en MW de la PLC, el ACE. Este filtro tiene la estructura: 1/(1+sT), donde T: Constante de tiempo (s)

Filtro de frecuencia: Este filtro persigue la desviación de la frecuencia respecto al valor nominal. Es utilizada para suavizar los cambios en la frecuencia del sistema. El filtro de frecuencia se relaciona directamente con la regulación primaria del sistema. Las perturbaciones de frecuencia son inicialmente gestionadas por la regulación primaria de frecuencia a través de los reguladores de velocidad en tiempos de segundos. Un valor típico para este filtro corresponde a 10 s.

Seguimiento: Este filtro sigue la carga del área. Se utiliza para reducir los efectos de los picos de carga.

Un valor típico para este parámetro es del orden de 60-90 segundos.

Realimentación del Setpoint: Este filtro sigue el error entre la generación actual y la realimentación del setpoint.

Regulación: este filtro sigue el Error de Control del Área. Se utiliza para filtrar las componentes de

regulación de la PLC. El seguimiento del ACE se relaciona con la regulación secundaria. El valor de la constante de tiempo para el filtro debe ser lo suficientemente pequeña para perseguir los cambios del ACE per lo suficientemente grande para eliminar variaciones transitorias. Un valor típico para la constante de tiempo corresponde a 30-45 segundos.

Error por no seguimiento de consigna: Este filtro sigue el error que define el no seguimiento de la

unidad/grupo a las consignas enviadas. Un valor típico para este parámetro corresponde a 30 segundos.

5.3.4 Descripción de banderas

A continuación se describen banderas disponibles en el módulo AGC de GE Grid Solutions: OFFLINE: Si está activa, la unidad está fuera de línea. DERFULL: Si está activa, la unidad está derrateada a menos del 10 % del límite mínimo de la LFC. EDABLE: Si está activa, la unidad es despachable económicamente. CEDABLE: Si está activa, la unidad es despachable en el CED. SEDABLE: Si está activa, la unidad es despachable en el AED. EDON: Si está activa, la unidad está comandada por el AED. MTLFCLIM: Se selecciona para usar los límites telemedidos para el control. SPINOFF: Se selecciona para indicar que la unidad contribuye con la reserva rodante cuando la unidad está fuera de línea. OPEROFF: Se selecciona para indicar que la unidad contribuye a la reserva operativa cuando la unidad está por fuera de línea. NORESRV: La bandera activa indica que la unidad no contribuye en ningún tipo de reserva debido a que está en potencia base. Power Augment: Se selecciona para indicar que la unidad permite aumento de potencia. CLIM: Si está activa, la generación actual excede el límite de capacidad. LXLIM: Si está activa, la generación actual excede al límite LFC máximo. EXLIM: Si está activa, la generación actual excede el límite máximo Económico.

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ENLIM: Si está activa, la generación actual excede el límite mínimo Económico. LNLIM: Si está activa, la generación actual es menor que el límite LFC mínimo. RTLIM: Si está activa, el cambio en la generación de la unidad del último ciclo excede el límite de cambio de velocidad definido. HITLM: Si está activa, el estado de la telemedida indica que la unidad está en su máximo límite. LOTLM: Si está activa, el estado de la telemedida indica que la unidad está en su límite inferior. NOBPSK: Si está activa, el modo de la unidad indica que está en carga base pero no tiene un valor programado. BPEMX: Si está activa, el valor programado base está por encima del límite máximo económico. BPEMN: Si está activa, el valor programado base está por debajo del límite mínimo económico. 5.4 Propuesta de parámetrización Las pruebas requeridas para realizar la puesta en servicio del AGC serán realizadas por el fabricante del módulo. A continuación, teniendo en cuenta lo recomendado por el fabricante, se resumen los valores iniciales de los parámetros más representativos que pueden ser considerados en la puesta en servicio del módulo AGC de GE Grid Solutions.

Tabla 10: Propuesta de Parametrización Módulo AGC

Parámetro Valor Función Observaciones

Filtro de carga 60 – 90 s Filtrar variaciones de carga

Ganancia del ACE Nominal 0.7-0.8 Control ACE

Ganancia del ACE en modo asistido

0.9 – 1.0 Control ACE

Ganancia del AC en modo emergencia

1.1 – 1.2 Control ACE

Ganancia Nominal de la Integral del ACE

0.8 – 0.9 Control ACE

Ganancia de la Integral del ACE en modo asistido

0.3 – 0.4 Control ACE

Ganancia de la Integral del ACE en modo emergencia

0-0.1 Control ACE

Banda muerta de la Integral del ACE

>=Banda muerta Estática

Control ACE

Disparo por Excesivo valor del ACE Se propone un 150 % del valor de la reserva para AGC.

Seguridad Operación AGC

Umbral modo de operación de Emergencia

110% del valor del CPS de NERC usado para definir la región en la cual se utilizan las ganancias de emergencia.

Seguridad Operación AGC

Umbral de alarma en función del valor del ACE

Valor del L10 Seguridad de operación del AGC

Umbral modo de operación Asistido

80 % del valor NERC CPS L10.

Seguridad Operación AGC

Incrementar este valor incrementa la región de operación del sistema

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en modo normal. Por otro lado, reducir el valor, incrementa el esfuerzo de la señal de control.

Mínimo umbral permisivo 75% del umbral de operación en modo asistido

Seguridad Operación AGC

Máximo Integral del ACE 50 % del umbral asistido

Seguridad Operación AGC

Umbral de banda muerta estática 25 % del umbral asistido

Seguridad Operación AGC

Está define la región estática en la cual la no se cuenta con acción de control de regulación.

Constante de tiempo del filtro de la frecuencia

10 s Filtro de frecuencia

Este filtro tiene en cuenta las desviaciones de la frecuencia del valor nominal.

Constante de tiempo de regulación

30 a 45 s Control ACE Este se usa para seguir el ACE. Conviene evaluar particularmente los tiempos de respuesta de las unidades del SING para determinar el valor más apropiado para este parámetro.

Banda muerta dinámica del ACE 20 – 40 s Control ACE Dependiendo de los componentes de ruido de alta frecuencia

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6. SISTEMA DE CONTROL Y COMUNICACIONES

6.1 Arquitectura y Filosofía 6.1.1 Jerarquía de control El sistema AGC está integrado y hace parte de la jerarquía de control del sistema de control integrado que incluye desde la instrumentación a nivel de las centrales hasta la supervisión desde el CDC del CDEC-SING. La jerarquía define los diferentes sitios de operación del sistema y su funcionalidad. La operación de una central generadora debe realizarse únicamente desde el nivel seleccionado según el diseño que se establezca y la arquitectura de la solución que se implemente para el AGC del CDEC-SING. Lo anterior debe tenerse en cuenta a través de los modos de operación definidos garantizando el cumplimiento de este criterio. La Figura 13 ilustra la jerarquía establecida para el AGC del CDEC-SING, donde se puede apreciar los distintos niveles de control: Nivel de control 1: En el nivel más alto de jerarquía de control, se encuentra en el CDC del CDEC-SING, donde se podrán cambiar algunos parámetros que varíen de acuerdo a la operación en tiempo real.

Nivel de control 2: En segundo lugar de la jerarquía de control, se encuentra en el sistema AGC del CDEC-SING donde se calcularán y enviarían las consignas de control requeridas a las distintas unidades generadoras que participarán del AGC.

Nivel de control 3: Las consignas de control llegarán a través del Enlace Externo de comunicaciones directamente al DCS de la unidad generadora, el cual deberá enviar las consignas directamente a los gobernadores de velocidad de la unidad generadora, considerando el proceso interno de ésta.

Nivel de control 4: Este nivel de control considera el gobernador de velocidad así como distintas protecciones propias de la unidad generadora.

Nivel de control 5: Finalmente este nivel de control considera toda la instrumentación propia de la unidad generadora tales como sensores y actuadores.

Figura 13. Jerarquía para sistema AGC

Nivel

de control 1

Supervisión CDC

Nivel de Control 2: Sistema AGC

Nivel de Control 3: Control General de la Central CDS/SCADA

Nivel de Control 5: Instrumentación (sensores y actuadores)

Nivel de Control 4: Control Local de componentes o sistemas asociados (Gobernador, Protecciones, Vibraciones, etc.)

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6.1.2 Estructura y responsabilidad de la implementación de la plataforma AGC La estructura de la plataforma que permitirá entregar el servicio de CSF vía AGC en el SING, se ha formulado separando esta en 3 tramos o subsistemas que permiten distinguir zonas de responsabilidad, las cuales se describen a continuación (ver Figura 14):

Figura 14. Estructura para la implementación de la plataforma AGC

1. Módulo AGC: Módulo integrado al sistema SCADA/EMS del CDEC-SING, suministrado por

General Electric Grid Solutions, bajo la referencia e-terraplatform, versión ETP 2.6 SP3 P20110128.

2. Enlace Externo: Tramo sistema comunicaciones y control desde frontal comunicaciones del CDEC-SING hasta antes del equipo comunicaciones asociado a cada unidad generadora, a través del cual se realiza la telemedida y/o el envío de las señales de control.

3. Enlace AGC Local/Coordinado: Tramo sistema comunicaciones y control desde equipo comunicaciones asociado a cada unidad generadora hasta antes del DCS o sistema de control de ésta.

De acuerdo a esta estructura, y a efectos de una efectiva y eficiente implementación de la plataforma AGC, el CDEC-SING será responsable de implementar el módulo AGC y prevé gestionar mejoras en los enlaces de comunicaciones (servicio de terceros) que permitan contar con un Enlace Externo que cumpla los requerimientos mínimos para la implementación del AGC. Por su parte, el Coordinado cuyas unidades generadoras deberán participar en el servicio de CSF vía AGC, deberán implementar el Enlace AGC Local/Coordinado, para lo cual deberán desarrollar la ingeniería de detalles conforme a los requerimientos mínimos establecidos en detalle por el CDEC-SING en el documento “Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado” que fue suministrado a los respectivos Coordinados.

6.2 Enlace Externo El Enlace Externo, al ser el medio de comunicación de la plataforma AGC, a través del cual se hace posible el acceso a la información de campo relacionada con la operación en tiempo real del AGC, además de transportar las señales de la consigna de AGC a las unidades que estén habilitadas y seleccionadas para la prestación de este servicio complementario, se convierte en un factor clave en el planteamiento de la solución para su implantación en el CDEC-SING. El Enlace Externo se considera una componente esencial del sistema de comunicaciones para la operación en tiempo real del sistema SCADA/EMS del CDEC-SING. Acorde con la regulación existente, los Coordinados deben disponer del equipamiento requerido para establecer el enlace de datos con el SITR y garantizar una disponibilidad de información mayor o igual al 99,5%, medida en una ventana móvil de 12 meses. Para dar cumplimiento con este requerimiento y en el caso específico de los Coordinados propietarios de centrales de generación, éstos se vinculan con el CDEC-SING a través de una red troncal provista por operadores de comunicaciones externos, con enlaces de datos que utilizan protocolo Ethernet y están soportados por una red MPLS.

Módulo AGC Enlace ExternoEnlace AGC Local

/ Coordinado

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Como se indicó en la sección 6.1.2, CDEC-SING prevé gestionar mejoras en los enlaces de comunicaciones (servicio de terceros) que permitan contar con un Enlace Externo que cumpla los requerimientos mínimos para la implementación del AGC. 6.2.1 Arquitectura Esquema de Comunicaciones AGC El Enlace Externo deberá contemplar en su arquitectura de comunicaciones, que el AGC se podrá habilitar tanto en el Centro principal (CDC Principal) ubicado en el Data Center de ENTEL, como en el Centro de respaldo (CDC Respaldo) ubicado en el Data Center Telepuerto Movistar y por lo tanto los canales de comunicación asociadas al AGC deberán llegar a ambos centros. Considerando la configuración actual de la arquitectura SCADA, la que posee 2 servidores SCADA en el sitio principal y 1 en el sitio de respaldo, se debe considerar que el AGC se encontrará activo y enviando consignas en uno solo de los servidores SCADA, dado lo anterior el frontal de comunicaciones del Enlace AGC Local/Coordinado debe estar configurado para recibir consignas desde los tres frontales de comunicaciones DNP3 de manera transparente, dado que ante la pérdida de uno de los servidores, la configuración del sistema SCADA/EMS realizará la conmutación automática entre servidores.

Figura 15: Arquitectura sitio principal y de respaldo CDC del CDEC-SING

Las señales del AGC, el cual hace parte del SCADA/EMS, se integran a la Red LAN Ethernet e-terra platform y se conectan a través del Frontal de comunicaciones (CFE), vía el firewall, con la Red externa de comunicaciones hacia cada subestación de las unidades generadoras que participarán en el AGC. El punto de conexión en dicha S/E se denomina Enlace AGC Local / Coordinado y que es propiedad y responsabilidad de cada Coordinado. Esto aplica tanto en el CDC Principal como en el CDC Respaldo.

La Figura 16 muestra detalles adicionales de esta arquitectura donde se puede apreciar que el equipamiento utilizado por el AGC, es el mismo en ambos sitios de operación (Principal y Respaldo), a excepción de que en el sitio principal posee redundancia.

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Figura 16 - Diagrama funcional básico del Enlace Externo

En el lado del Enlace AGC Local / Coordinado, la señal de AGC proveniente del CDC pasa por el enrutador, luego por el firewall hacia la RTU Maestra o RTUs (dependiendo de la configuración del Enlace AGC Local / Coordinado). En caso de una sola RTU ésta se conectaría a 2 puertos del frontal de comunicaciones (un puerto de conexión hacia el CDC-P, otro hacia el CDC-R). La señal AGC de regreso hacia el CDC utiliza los mismos equipos y puertos descritos para la señal AGC proveniente del CDC. 6.2.2 Topología del enlace externo La topología del Enlace externo que se deberá configurar para la operación del AGC, en una etapa inicial se implementará a través de la red MPLS. Sin perjuicio de esto, los proveedores del servicio del Enlace Externo están avaluando otras alternativas, en función de los requerimientos establecidos para el AGC. Las centrales generadoras seleccionadas por el CDEC-SING para prestar el servicio de AGC, deberán conectarse directamente a la red MPLS o Enlace Externo, a través de su Enlace AGC Local / Coordinado. El punto de conexión de la red MPLS deberá ser un punto al interior de la subestación asociada a la Central Generadora donde se encuentran las unidades candidatas a prestar el servicio de AGC. Los enlaces de la red de datos del Enlace Externo deben tener interfaz Ethernet y estar soportados por una red MPLS. La topología deberá contemplar que la redundancia de rutas de comunicación del Enlace Externo deberá ser implementada mediante trazados geográficos distintos para evitar que una única falla ambos sistemas queden indisponibles. Esta topología se propone como una primera opción para transmitir las señales de comunicación asociadas al sistema AGC teniendo en cuenta que es la infraestructura utilizada actualmente por el CDEC-SING y los Coordinados. Sin perjuicio de esto, las empresas de servicios de comunicaciones que provean el servicio de

R

CDEC-SING COORDINADOSCADA/EMS

Flujo MWInterconexiónInternacional Sistema

DeControl

4G

FW

CFECFESCADA / EMS

AGC

ENLACE EXTERNO

FWRRed Externa de

Comunicaciones

R

RFW SWSW

CFESCADA / EMS

AGC

RFW SWSW

CFESCADA / EMS

AGC

RFW SWSW

CDEC-SING

CDC Respaldo(Ubicado en Data Center Telepuerto Movistar)

CDC Principal (Ubicado en Data Center Entel)

FOEntel

FOMovistar

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Enlace Externo, deberán contar con la redundancia necesaria efectiva por fibra óptica (sin compartir tramos comunes), garantizando la disponibilidad del 99,95%, de tal forma que si la elección del Enlace Externo favorece a la alternativa MPLS, se asegure que esta cuenta con dicha disponibilidad para la operación del sistema AGC. Al respecto, el cumplimiento de los índices de disponibilidad, deberán ser reportados de manera mensual por los Proveedores del Enlace Externo. El monitoreo en tiempo real de la presencia o ausencia de la telemetría (datos en tiempo real entre el Enlace AGC Local Coordinado y el CDEC-SING) la podrá tener cada Coordinado a partir del sistema de gestión del enrutador de acceso en la frontera hacia la red MPLS. Para ello cada Coordinado deberá contar con un enrutador de acceso el cual normalmente soporta el protocolo SNMP (Simple Network Management Protocol) y el fabricante del mismo generalmente suministra los MIB (Manamgement Information Bases) que pueden incorporase al DCS para el intercambio de información con el enrutador. Dicho enrutador debe tener características técnicas similares a los enrutadores utilizados por los Coordinados en los enlaces de acceso de la red MPLS, y ser tipo industrial, es decir, que cumplan las normas IEEE 1613 e IEC 61850-3 sobre inmunidad electromagnética y requisitos ambientales, además de ser gestionables. Al respecto, se necesitan 2 enrutadores, uno para cada operador de red de comunicaciones. Asimismo, sólo se requiere conectar un puerto RJ 45 en cada uno de ellos para la señal AGC y no es necesario que el enrutador sea un equipo independiente. Si el proveedor del Enlace AGC Local / Coordinado puede suministrar la funcionalidad de enrutador requerida, como parte de alguno de los equipos de dicho enlace esto es aceptable siempre y cuando cumpla también con las características de conectividad a los dos operadores de la red MPLS. Se recomienda que el Coordinado instale dicho enrutador o su funcionalidad como parte de los equipos del Enlace AGC Local / Coordinado de tal forma que el proveedor integre al DCS o RTU los indicadores clave que registra el enrutador y los procese para entregar, además de la información sobre la presencia o ausencia de la telemetría. Adicional a la evaluación del proveedor del servicio del Enlace Externo, según las alternativas que estos presenten, y conforme a la gestión que está realizando el CDEC-SING, los Coordinados deberán evaluar el cumplimiento del valor de disponibilidad de dicho enlace mediante: Monitoreo diario de la disponibilidad del Enlace Externo (presencia o ausencia de la telemetría) para

reportar al CDEC-SING de manera inmediata su salida de operación, y así poder restablecer a la brevedad la prestación del servicio AGC, cuando se recupere la telemetría en coordinación con el CDC.

Registro diario y reporte al CDEC-SING de la disponibilidad del Enlace Externo para los análisis post-operativos del AGC.

Registro mensual y anual y reporte al CDEC-SING de la disponibilidad del Enlace Externo para el Informe

anual de cumplimientos del Artículo 1-16 de la NT.

6.2.3 Características de mínimas del Enlace Externo A continuación, se describen las características requeridas del Enlace Externo, considerando lo especificado por normas internacionales y otras consideraciones. 6.2.3.1 Ancho de banda Según indica el CIGRE Technical Brochure 168 del 2000, un sistema de LFC (load and frequency control) puede ser soportado por canales con una capacidad no inferior a 64 kbps. Con base en esta información, se requiere un ancho de banda mínimo por unidad de 64 kbps para las señales del AGC.

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6.2.3.2 Latencia La latencia máxima que debe tener el enlace de comunicaciones externo, a través de redes MPLS debe ser menor a 50 ms. En el caso de contar con una solución de enlace satelital, la latencia máxima deberá ser menor a 700 ms. 6.2.3.3 Disponibilidad El Enlace Externo requiere contar con una disponibilidad de 99,95%, la cual deberá ser garantizada mensualmente vía un indicador evaluado para un horizonte de un mes. 6.2.3.4 Confiabilidad La confiabilidad requerida deberá cumplir un MTBF ≥ 8 760 h = 1 año. Esto conforme a la Norma IEC 60870-4 sección 3.1. La confiabilidad está relacionada con la disponibilidad por lo que es importante considerar una redundancia adecuada tanto para el Enlace Externo como para el Enlace AGC Local/Coordinado, representada en:

Redundancia en la red: ruta principal y ruta alternativa, cada una de ellas contratada con distintos proveedores y deseable con medios de transmisión diferentes, por ejemplo Fibra óptica y radio micro ondas. En el caso de medios físicos la ruta principal y alternativa deberán estar implementadas en trazados geográficos distintos para evitar que una única falla ambos sistemas queden indisponibles.

En el caso de que el Enlace Externo considere el uso de canales no exclusivos para el sistema AGC, el servicio deberá garantizar la prioridad de las señales del AGC, por sobre el resto del tráfico operativo. Cabe destacar, que el tráfico operativo asociado al AGC/SCADA deberá transmitirse en forma separada respecto al tráfico corporativo, tal como se indica en los requerimientos de seguridad. Sin perjuicio de esto, es deseable que los canales de AGC sean de uso exclusivo.

Recuperación ante contingencias de la Red de Telecomunicaciones. La red MPLS debe tener la capacidad para re-direccionar (enrutar) tráfico en caso de falla de una ruta específica, lo que deberá efectuarse en un tiempo de menor a 50 ms.

6.2.3.5 Mantenibilidad y tiempo de reposición El canal de comunicación deberá cumplir con los requerimientos de la Norma IEC 60870-4 sección 3.3.2, la cual define una mantenibilidad MTTR ≥ 12 horas y Tiempo de reposición MRT ≤ 6 horas. El Enlace Externo deberá contar con un programa de soporte para el mantenimiento preventivo y correctivo de la red para asegurar los requerimientos indicados. Asimismo, deberá contar con herramientas que permitan identificar de manera eficiente eventuales fallas que se puedan producir. Estos recursos deberán identificar en forma precisa si la falla ha ocurrido dentro de las instalaciones que son o no de su responsabilidad, lo que deberá ser informado de manera inmediata al CDEC-SING. Las instalaciones asociadas a la plataforma AGC, no podrán ser intervenidas sin previa coordinación y autorización del CDEC-SING. El Proveedor del Enlace Externo deberá contar con la estructura de un Centro de Atención operativo las 24 horas del día los 365 días del año, para atender los problemas que ocurran en el Sistema de Comunicaciones que afecten el funcionamiento del sistema AGC, debiendo responder en forma inmediata al llamado del CDEC-SING. El tiempo máximo para reportar los eventos no podrá superar los 20 minutos. En dicho reporte se deberá indicar criticidad de la falla, tiempo de reposición esperado y plan de trabajo previsto para corregir la falla, el que no podrá superar un tiempo mayor a 6 horas. Junto con esto, se deberá informar el estado de avance de los trabajos de reparación como máximo cada 30 minutos. 6.2.3.6 Seguridad La seguridad se refiere a la protección de los sistemas contra robo o daño al hardware, software o a la información, así como contra las interrupciones o desvío de los servicios que suministran. Incluye el control del acceso al hardware y a la red asociada al enlace externo asignado al AGC. También el control de riesgos

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por malas prácticas de operadores de red, sean intencionales o accidentales. Se deben considerar las tres componentes que intervienen en la seguridad: equipos, usuario y la red. Como mínimo, el Enlace Externo requiere de los siguientes componentes de seguridad:

Autenticación, comúnmente con un nombre de usuario y contraseña. Se recomienda establecer políticas de contraseñas que minimicen la vulnerabilidad.

Firewall, para prevenir accesos no autorizados Antivirus Encriptado de la información. Aplica también a los protocolos entre los coordinados y el CDC. La

ausencia del encriptado atenta contra la integridad y confidencialidad de la información y puede requerir controles compensatorios y cumplir los requisitos establecidos en las normas NERC-CIP (North American Electric Reliability Corporation – Critical Infrastructure Protection standards).

Separación del tráfico operativo del tráfico corporativo. Se debe tener presente que gran parte de los ciberataques a los procesos operativos se hacen por medio de accesos a la red corporativa.

6.2.3.7 Calidad La calidad del servicio (QoS) se refiere al desempeño global de una red de comunicaciones, particularmente desde el punto de vista del usuario. Para medir cuantitativamente la calidad del servicio frecuentemente se consideran varios aspectos relacionados con el servicio de red tales como disponibilidad, velocidad de transmisión de datos (bps), latencia (ms), relación de error (BER), velocidad de entrega exitosa de mensajes (throughput). Debe tenerse presente que el AGC es un servicio crítico que no acepta competir por recursos de red; esta es una de las razones por la que se recomienda separar el tráfico operativo (AGC y SCADA en general) del tráfico corporativo con el fin de manejar el tráfico operativo con la prioridad y calidad de servicio que requiere. Al respecto, es importante el monitoreo de indicadores clave de desempeño del servicio para controlar la calidad del servicio esperada para el AGC. El Proveedor del Enlace Externo deberá proporcionar los medios para realizar la medición de los siguientes indicadores:

Velocidad de entrega exitosa de mensajes (Throughput) Latencia ida y vuelta Disponibilidad Tasa de errores (BER)

Las metodologías de medición de estos indicadores y métricas serán acordadas ente las partes. La frecuencia de medición de estos indicadores debe ser reportada al CDEC-SING de manera diaria a través de un sistema automatizado. Sin perjuicio de esto, el proveedor de los servicios de Enlace Externo, deberá emitir un informe mensual con el registro de estos indicadores. 6.2.3.8 Conectividad con el Enlace AGC Local/Coordinado El equipo terminal del Enlace Externo, propiedad del Proveedor, deberá tener la característica de conectividad con el enrutador del Coordinado, y ser de tipo industrial, es decir, que cumplan las normas IEEE 1613 e IEC 61850-3 sobre inmunidad electromagnética y requisitos ambientales, además de ser gestionables. La RTU (Unidad Terminal Remota) que se conecta al enrutador tendrá dos puertos de comunicación Ethernet 100 Base Full Duplex. 6.2.3.9 Técnica de comunicación de datos y topología Se utilizará el modo de comunicación Maestro-Esclavo y que puede utilizarse con diversas topologías como punto a punto y multi-drop y en estrella.

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6.2.3.10 Protocolo de comunicación de datos Se utilizará el protocolo abierto de comunicaciones DNP3i basado en el modelo EPA (Enhanced Performance Architecture), que utiliza el formato de trama FT3 especificado en la norma IEC 60870. El protocolo opera sobre TCP/IP para transportar mensajes DNP3. Las tramas son encapsuladas en paquetes TCP/IP con lo que se posibilita que DNP3 pueda favorecerse de acceso a Internet que ofrece una recopilación económica de datos y control de dispositivos geográficamente separadas.

6.2.3.11 Pruebas y factibilidad técnica 6.2.3.11.1 Periodo de estabilidad de la red Para evaluar el desempeño inicial de la red MPLS el Proveedor de servicios del Enlace Externo tendrá un Período de Estabilidad de noventa días (90) días calendario, contados a partir de la fecha de entrada en operación del AGC. Durante este período se deberá evaluar el comportamiento de los indicadores clave del Enlace Externo definidos en sección anterior. En caso de presentarse comportamientos anómalos de dichos indicadores, calificados por CDEC-SING como de alto impacto, conforme a los efectos que las anomalías generen sobre el sistema AGC, el periodo de estabilidad de la solución se deberá suspender y se deberá reiniciar una vez resuelta la falla y/o degradación del servicio, la reiniciación será de la siguiente manera:

Si la falla ocurre antes de 45 días, el reinició deberá ser por la misma vigencia inicial es decir 90 días. Si la falla ocurre después de 45 días, el reinicio deberá ser por 45 días.

Este esquema se deberá repetir sucesivamente hasta que el desempeño de la red sea satisfactorio para CDEC-SING. En caso de darse un reinicio del período de estabilidad en tres (3) oportunidades, se podrá dar por terminado el contrato con el operador del Enlace Externo y hacer efectiva las penalizaciones a que haya lugar. 6.2.3.11.2 Prueba de recepción del Enlace Externo El Proveedor deberá garantizar el funcionamiento del servicio a través de pruebas de recepción que permitan corroborar que cada uno de los requerimientos exigidos se han cumplido a cabalidad. Adicionalmente, el Proveedor del servicio deberá participar en una prueba integrada de toda la plataforma AGC, en la cual se medirán los tiempos de respuesta en los diferentes sistemas involucrados, módulo AGC, Enlace Externo y Enlace AGC Local/Coordinado. En la prueba se deben simular diferentes fallas en el Enlace Externo y Enlace AGC Local/Coordinado para efectos de verificar el comportamiento del Enlace, los tiempos de retardo y conmutación entre la ruta principal y alternativa y adicionalmente identificar la localización de la falla. 6.2.3.11.3 Factibilidad técnica Como parte del diseño del Enlace Externo se deberá indicar la factibilidad técnica de conectarse a cada punto de acceso al Enlace AGC Local/Coordinado de manera individual, conforme a los requerimientos establecidos en el presente documento. Los puntos de acceso a las unidades que participarán en la Plataforma AGC son los siguientes:

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Tabla 11: Localización unidades instruidas a prestar el servicio de AGC

COORDENADAS UTM

Unidad Propietario Comuna Región Dirección Este Norte Huso

ANG1 ANGAMOS Mejillones Antofagasta Séptima Industrial N° 1100 esquina

Avda. Longitudinal

359.760 7.448.331 19

ANG2 ANGAMOS Mejillones Antofagasta Séptima Industrial N° 1100 esquina

Avda. Longitudinal

359.760 7.448.331 19

U14 E-CL Tocopilla Antofagasta Avda. Leonardo Guzman 0780

374.911 7.556.598 19

TG3 E-CL Tocopilla Antofagasta Avda. Leonardo Guzman 0780

374.911 7.556.598 19

U16 E-CL Tocopilla Antofagasta Avda. Leonardo Guzman 0780

374.911 7.556.598 19

CTM3 E-CL Mejillones Antofagasta Av. Costanera Oriente 4000,

Barrio Industrial

355.582 7.446.328 19

CC2 GASATACAMA Mejillones Antofagasta Av. Costanera Norte 2500

354.891 7.445.841 19

CC1 GASATACAMA Mejillones Antofagasta Av. Costanera Norte 2500

354.891 7.445.841 19

CCH1 AES GENER Mejillones Antofagasta Séptima Industrial Nº10100

360.330 7.448.573 19

CCH2 AES GENER Mejillones Antofagasta Séptima Industrial Nº10100

360.330 7.448.573 19

CC KELAR

Kelar Mejillones Antofagasta DEC CUARTA IND MZ #20

362.881 7.452.079 19

Los equipos de comunicaciones del Enlace Externo en el lado del Coordinado deberán ser equipos diseñados para operación en ambientes hostiles, de acuerdo con IEEE 1613 e IEC 61850-3. Debe tenerse en cuenta el ambiente extremo al que podrían están expuestos los equipos (campos electromagnéticos, altas temperaturas), dependiendo del lugar de la instalación en dónde se ubiquen, el cual puede producir fallas o la pérdida de comunicación. 6.2.3.12 Disponibilidad ante eventos de fuerza mayor En el caso de situaciones de emergencia resultantes de fenómenos de la naturaleza, o situaciones de catástrofe, no se contabilizará indisponibilidad de los enlaces de comunicaciones. Sin perjuicio de lo anterior, los eventos de indisponibilidad por “caso fortuito” o “fuerza mayor” deberán ser demostrados por el Proveedor del Enlace Externo caso a caso, de lo contrario serán considerados como indisponibilidad. 6.3 Enlace AGC Local Coordinado La función principal del Enlace AGC Local/Coordinado es la adquisición en tiempo real de las variables del proceso requeridas por la plataforma del AGC y la recepción de las consignas de potencia a los sistemas de control o controladores de planta y que tienen el control de una o más componentes de una unidad. De acuerdo a lo anterior, el Enlace AGC Local/Coordinado se encargará de recibir, adquirir y transferir las señales/variables, sean estos datos o señales de control, con los formatos y/o protocolos de comunicación

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requeridos para una operación eficaz y eficiente del sistema AGC en conjunto. En el caso de las señales de consigna que emite el AGC, esta deberá ser transmitida directamente al PLC.

6.3.1 Antecedentes y consideraciones para la ingeniería En la elaboración de ingeniería para el diseño básico y conceptual del Enlace AGC Local/Coordinado se han tenido en cuenta los siguientes antecedentes y consideraciones:

NT, relativas a instalaciones de generación, sistemas de información en tiempo real, control de frecuencia.

Módulo AGC e-terra generation de GE Grid Solutions instalado en el sistema EMS del CDEC-SING, control automático de generación, status y modos de operación de las unidades.

6.3.2 Datos y señales en tiempo real - Arquitectura Un sistema de control y monitoreo, como la plataforma AGC, requiere para su operación datos de entrada provenientes del proceso de generación y salidas para realizar el control automático del CSF, estos datos y variables del proceso se transmiten por medio de los enlaces de datos desde el proceso hasta el módulo AGC y viceversa. Con el objetivo de dar cumplimiento a los requisitos solicitados en la NT y en el módulo AGC, indicados anteriormente en este informe, la solución propuesta debe implementarse de tal manera que la plataforma del AGC sea totalmente independiente, autónoma y con las características de confiabilidad, disponibilidad, seguridad, mantenibilidad y desempeño, de manera de garantizar calidad en el servicio de información para monitoreo y control del AGC, exigidas en el presente documento. La plataforma operará como un sistema de generación con una función central de AGC, que actúa en forma conjunta sobre la consigna de potencia de todas las unidades que están en operación y participando del CSF. La plataforma contará con equipos de adquisición de datos, control y supervisión, que faciliten la integración al control de AGC centralizado de las unidades que aportan al CSF y con sistemas de telecomunicaciones para las funciones de telemetría. 6.3.2.1 Datos/señales en tiempo real La Tabla 12 muestra en forma resumida los datos, señales de control y variables, a procesar e intercambiar en tiempo real, requeridas para la operación de la plataforma del sistema AGC.

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Tabla 12: Señales mínimas requeridas para la prestación del servicio de AGC

VA

RIA

BLE

S Y

SEÑ

ALE

S R

EQU

ERID

AS

PA

RA

LA

OP

ERA

CIÓ

N E

N T

IEM

PO

REA

L D

EL M

ÓD

ULO

AG

C

SEÑALES / DATOS CARACTERÍSTICAS ORIGEN DESTINO

Valor de consigna de potencia

Valor discreto o conjunto de pulsos

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Regulador de velocidad de la unidad seleccionada para AGC, vía DCS de la central Despliegue en el sistema de control de la central indicando cual unidad o unidades se encuentran en AGC

Potencia bruta de salida en MW para las unidades que están participando en el AGC

Señal análoga

Alternativa 1: utilizando RTU’s existentes en la central que cumpla requerimientos. Alternativa 2: mediante sistema independiente de adquisición

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Frecuencia del sistema en Hz

Señal análoga

Alternativa 1: utilizando RTU existentes en la central que cumpla requerimientos. Alternativa 2: mediante sistema independiente de adquisición

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Estado de selector físico o lógico que define el modo de control de la unidad

Señal digital de estado

Alternativa 1: de selector físico en la central o selector lógico en DCS Alternativa 2: mediante sistema independiente de adquisición desde selector físico

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Señal de estado de la unidad (sincronizada y generando)

Señal digital de estado

Alternativa 1: Desde el DCS de la Central Alternativa 2: Desde el SCADA/EMS del CDEC-SING

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Flujo de potencia (MW) sobre cada línea de interconexión con otros sistemas eléctricos

Señal análoga

Sistema de Monitoreo: SCADA/EMS del CDEC-SING o Registro PMU

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Señal del estado del servicio de red de telecomunicaciones para transmisión bidireccional de datos

Señal digital de estado

Sistema de telecomunicaciones proporcionado por los Coordinados

Módulo AGC del SCADA/EMS del SING

Alarmas del módulo AGC Señal digital SCADA/EMS del CDEC-SING DCS de la central

A continuación, se describe en más detalle cada una de los datos y señales requeridos para la operación del AGC:

1. Valor de la consigna de potencia en MW, proporcionada por el módulo de AGC, para la o las unidades que estén en operación y participen en el AGC, y que refleja el valor de potencia bruta de salida a ser alcanzado. La señal de consigna puede ser un valor o un conjunto de pulsos de duración variable para

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subir/bajar, la cual será procesada finalmente en el controlador de carga/velocidad de cada unidad generadora sincrónica.

2. Potencia bruta de salida en MW, para cada una de las unidades participantes en el AGC. La edad del dato correspondiente a esta información debe estar de acuerdo a la característica definida para los ciclos de operación del AGC del CDEC – SING.

3. Frecuencia del sistema (Hz). 4. Estado de selector físico o lógico que define el modo de control de la unidad, para obtener la señal

que refleje el Status y Modo de Unidad y que permite definir como está interactuando actualmente la unidad con el AGC. Los estados de unidad que gestiona el módulo AGC corresponden a: AUTOMÁTICO – MANUAL – PRUEBA – SUSTITUCIÓN (telemetría de la unidad indisponible) – APAGADO.

5. Señal de estado que indica que la unidad está sincronizada, generando y conectada al SI. Se utiliza generalmente la señal de posición del interruptor de potencia, de la subestación del SI a la que se conecta la(s) unidad(es) en operación y que participan en el CSF; el interruptor está generalmente localizado en la subestación, mediante el cual se conecta cada una de las unidades de la central.

6. En caso de interconexión AC con otros sistemas eléctricos se requiere la medida del flujo de potencia (MW) sobre cada línea de interconexión. La edad del dato correspondiente a esta información debe estar de acuerdo a la característica definida para los ciclos de operación del AGC del CDEC – SING.

7. Señal del estado del servicio de telecomunicaciones en los enlaces de datos en tiempo real, a través de los cuales se transmiten los datos de la plataforma AGC (telemetría).

8. Señal del estado del servicio de red de telecomunicaciones para transmisión bidireccional de datos, que identifica el estado de la disponibilidad de los enlaces de datos en tiempo real, a través de los cuales se transmiten los datos de la plataforma AGC (estatus de telemetría para el módulo e-terra).

9. Señales de alarma del módulo AGC para información al DCS de la central. 10. Conforme a lo establecido en el artículo 4-17 de la NT, se deberá enviar en tiempo real los siguientes

valores: Límites de generación máximos y mínimos telemedidos. Límites de generación máximos y mínimos telemedidos, para operación en modo automático. Tasas de toma de carga para subir y para bajar.

Las señales previamente indicadas deben ser extraídas directamente desde el DCS de la unidad generadora, sin embargo no participaran en el lazo de control del AGC, y su uso será para efectos de supervisar y verificar permanentemente la efectiva participación de cada unidad generadora en el CSF. El listado general de señales y variables que se requieren para la plataforma AGC y supervisión, es información mínima requerida, cada Coordinado podrá ajustar dicha lista justificadamente de acuerdo a la ingeniería de detalle desarrollada y conforme a las características de los equipos y sistemas específicos que sean suministrados. La lista de señales y variables que se desarrollen en la etapa de ingeniería detallada del Enlace AGC Local/Coordinado deberá y podrá considerar el envío de señales adicionales desde el Módulo AGC, para efectos de la correcta operación del sistema de control interno de cada Coordinado, sin perjuicio de lo anterior, dicho listado ser sometido a revisión y aprobación del CDEC-SING, en función de que no comprometa la operación segura y eficiente de la Plataforma AGC. 6.3.2.2 Adquisición, flujo e intercambio de datos Desde el punto de vista del rol que el Enlace AGC Local/Coordinado desempeña dentro de la Plataforma AGC, su función corresponderá a la de un nodo en la red de datos de la plataforma AGC, con el fin de concentrar los datos, señales, variables, informaciones y consignas proporcionados por el módulo AGC y por las unidades participantes y gestionar su intercambio, de acuerdo a los requerimientos funcionales necesarios para proveer de interoperabilidad a la plataforma AGC.

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6.3.2.2.1 Fuentes de los datos y señales Las variables utilizadas en la plataforma AGC pueden proceder de varias fuentes:

1. La señal de consigna de potencia, enviada por el AGC, procede del módulo respectivo y se transmite vía el sistema de telecomunicaciones al Enlace AGC Local/Coordinado, desde dónde se envía al controlador de cada unidad generadora (dispositivo controlador de unidad o sistema DCS localizado en las centrales de energía, y a través de los cuales se ejecutan todos los comandos para la operación de la unidad generadora). El controlador de la central podría gobernar más de una unidad asignada para prestar los servicios de AGC, solo en el caso en que este control se encargue de distribuir las señales de consigna de potencia, recibidas del módulo AGC, directamente a las unidades que controla y sin ningún procesamiento previo. Los criterios de compatibilidad e interoperabilidad de la comunicación de datos establecidos en el presente documento, son de obligatorio cumplimiento. Como se indicó previamente, y considerando la configuración actual de la arquitectura SCADA, la que posee 2 servidores SCADA en el sitio principal y 1 en el sitio de respaldo, se debe considerar que el AGC se encontrará activo y enviando consignas en uno solo de los servidores SCADA, dado lo anterior el frontal de comunicaciones del Enlace AGC Local/Coordinado debe estar configurado para recibir consignas desde los tres frontales de comunicaciones DNP3 de manera transparente, dado que ante la pérdida de uno de los servidores, la configuración del sistema SCADA/EMS realizará la conmutación automática entre servidores.

2. Las otras señales requeridas en la plataforma AGC proceden del proceso de generación en sí mismo (frecuencia, potencia activa, status unidad, tiempo de toma de carga, límites de generación), vía equipos de control y adquisición de datos instalados cerca de la fuente en terreno y/o del sistema DCS. Adicionalmente, en el caso de las señales de flujo de potencia de interconexiones AC, estado de la unidad (sincronizada y generando), podrán ser obtenidas desde el sistema SCADA del CDEC-SING, siempre y cuando dichas señales cumplan los requerimientos mínimos establecidos en este documento.

En función de las fuentes de las que provengan los datos, se elaboran dos alternativas, que permiten dar estructura a la fuente de cada dato y que tendrá relación con el tipo de equipamiento a instalar. Conforme a lo anterior, se especifica lo siguiente:

1. Las señales de frecuencia y potencia activa podrán ser adquiridas: Directamente desde el DCS en el caso que este reciba señales desde RTU’s actualmente

instaladas en la central siempre que estas cumplan con todos los requisitos técnicos y de diseño especificados en este Estudio para el tratamiento de las señales requeridas por el sistema AGC.

Directamente del proceso utilizando la instrumentación disponible en las unidades o

nuevos equipos que se instalen para dichos efectos. Se pueden adquirir a través de sistemas de entradas remotas (Remote Input/Output), que entregan la información a la RTU Maestra o mediante RTU distribuidas que se conectan a la RTU Maestra. Tanto las RIO como las RTU distribuidas se localizan en un sitio cercano a la fuente desde dónde se van a adquirir los datos.

Desde el DCS, o del sistema de control de la central y se transmiten hacia el módulo AGC a

través de la RTU Maestra, previo cumplimiento de los criterios de compatibilidad e interoperabilidad de la comunicación de datos considerando todos los equipos que participan en el proceso.

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2. Las señales de límites de generación, tasas de toma de carga hacia arriba y hacia abajo deberán ser adquiridas directamente desde el DCS, sin embargo el envío de dichas señales al módulo AGC podrá ser a través del Frontal de Comunicaciones existente de la Central, siempre que este cumpla con los requerimientos mínimos establecidos en el presente documento, o a través de la RTU Maestra.

3. La señal del flujo de potencia de interconexiones podrán ser adquiridas desde terreno vía RTU Maestra dedicada, a través de protocolo de comunicaciones estandarizado, o desde SCADA del CDEC-SING o del Registro PMU, para ser entregados directamente al módulo AGC, siempre que estos medios cumplan con los requerimientos mínimos establecidos en el presente documento y en el Anexo Técnico: Sistema de Monitoreo, de la NT. Los equipos instalados por los Coordinados y que intervienen en la adquisición de datos deben cumplir las exigencias del Artículo 4-7 de la NT.

4. La señal de estado de la unidad (sincronizada y generando) podrá ser adquirida desde información disponible en el DCS de la Central o ser entregados a través de la señal directa del estado del interruptor a través del cual se sincroniza la unidad al SI, los que se envían al módulo AGC por medio del Enlace AGC Local/Coordinado. Dicha variable también podrá ser adquirida desde el SCADA del CDEC-SING, para ser entregados directamente al módulo AGC, siempre que estos medios cumplan con los requerimientos mínimos establecidos en el presente documento.

5. La señal que permite definir como está interactuando actualmente la unidad con el AGC, se debe adquirir desde un selector que controle los estados de la unidad que está prestando el CSF, por medio del AGC. La fuente de la señal podrá ser vía software, en cuyo caso estaría disponible en la Central y se transmitiría al Enlace AGC Local/Coordinado vía protocolo de comunicaciones estandarizado. Una alternativa es que a nivel del piso de operación de las unidades se disponga de un selector físico que será la fuente para adquirir esta señal, que se puede transmitir al Enlace AGC Local/Coordinado como una señal cableada. Esta señal representa la jerarquía de control y el modo de operación seleccionado para la operación de la(s) unidad(es) seleccionadas para participar en el AGC y debe garantizar que el control de cualquier unidad se realiza en el modo de control seleccionado.

6. La señal que indica la disponibilidad de la telemetría asociada al AGC (datos en tiempo real entre el Enlace AGC Local/Coordinado y el sistema SCADA del CDEC-SING) debe ser suministrada por el Coordinado. En este caso el Coordinado deberá especificar la fuente de esta señal y sus características, conforme a los protocolos estándar de comunicación. Sin perjuicio de lo anterior, el CDEC-SING monitoreará dicha disponibilidad a través de la funcionalidad de falla de telemetría implementada en el SCADA/EMS del CDEC-SING para verificar la consistencia de dicha información.

La decisión final de la solución que será utilizada para enviar la información requerida por el módulo AGC, deberá cumplir los requerimientos especificados en la del presente documento, ponderando en mayor medida el tiempo de retardo y la edad del dato de la solución. Adicionalmente, deberá considera la utilización de protocolos de comunicaciones de datos estandarizados y el costo de implementar esta solución. Por otro lado, en las situaciones en dónde se disponga de más de una fuente de datos, se deberá seleccionar una única fuente, la cual debe cumplir todos los requerimientos técnicos establecidos en la Tabla 13 y entre el numeral 6.3.3.1 y el numeral 6.3.5.10 del presente informe, a fin de garantizar la operación óptima del AGC. El listado general de señales y variables que se requieren para la plataforma AGC supervisión es información mínima requerida, sin embargo, la lista podrá ser actualizada por el Coordinado acuerdo a la ingeniería de detalle desarrollada y conforme a las características de los equipos y sistemas específicos que sean suministrados. La lista de señales y variables que se desarrollen en la etapa de

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ingeniería detallada del Enlace AGC Local/Coordinado deberá ser sometida a revisión y aprobación del CDEC-SING.

6.3.2.3 Arquitectura del Enlace AGC Local/Coordinado 6.3.2.3.1 Alternativas para la adquisición e intercambio de datos Las arquitecturas a considerar para la adquisición e intercambio de los datos y señales, así como la fuente de dónde provienen, deberá basarse la en lo establecido en el numeral 6.3.2.2, del presente documento. Para estos efectos, se establecen dos alternativas de arquitectura posibles las que se basan en si los datos requeridos por el módulo AGC se adquieren directamente desde el DCS que rescata los datos desde los equipos y/o sistemas de medida (RTU o RIO) existentes en las unidades o si los datos se adquieren directamente desde una RTU Maestra que rescata los datos desde equipos que se instalen cerca de la fuente o proceso. Sin perjuicio de lo anterior, en ambas alternativas posibles de seleccionar se deberá disponer de una RTU Maestra que actúa como un nodo de comunicaciones de la red de datos de la Plataforma AGC o repetidor, Almacena y Reenvía datos. Este equipo dispondrá de funcionalidades de router y/o gateway, lo que permite cumplir con los requisitos de la solución y principalmente emitir los comandos que provengan del módulo AGC. La funcionalidad de la RTU se ajustará a los requerimientos y funciones que debe desempeñar en cada uno de los escenarios. Para las diferentes configuraciones que pueda proponer el Coordinado durante la elaboración del diseño detallado, se realizará un filtro de selección utilizando los criterios técnicos de la Tabla 13 y entre el numeral 6.3.3.1 y el numeral 6.3.5.10 del presente informe. Aquellas configuraciones que pasen el filtro se priorizarán de acuerdo al resultado del tiempo de retardo entre el programa AGC y el generador, privilegiando las soluciones centralizadas que eviten la disposición de equipos serie que introduzcan una mayor probabilidad de falla, todo lo cual será revisado y aprobado por el CDEC-SING.

1. Características Generales para ambos escenarios

La consigna de potencia calculada en el módulo AGC será enviada al DCS utilizando la RTU Maestra, que será parte del Enlace AGC Local/Coordinado, y del procesador de comunicaciones para lograr la compatibilidad e interoperabilidad requerida.

Se dispondrá de un medio físico o lógico para habilitar la operación de la o las unidades para AGC y deshabilitar, en este modo de operación, el control de esta(s) unidad(es) desde cualquier otro sitio.

La señal del flujo de potencia de interconexiones podrán ser adquiridas desde terreno vía RTU Maestra dedicada, a través de protocolo de comunicaciones estandarizado, o desde el Sistema de Monitoreo del CDC (SCADA del CDEC-SING o Registro PMU), para ser entregados directamente al módulo AGC, siempre que estos medios cumplan con los requerimientos mínimos establecidos en el presente documento.

2. Diseño Alternativa 1 La principal característica de esta alternativa es la siguiente: Los datos de las variables requeridas por el módulo AGC, se podrán adquirir directamente desde el DCS rescatando éste los datos desde equipos de control y/o adquisición de datos existentes en la central en su condición actual o mediante la modernización de estos equipos y/o el diseño, suministro y eventual instalación de equipos nuevos, necesarios para implementar una solución que cumpla con los requerimientos mínimos establecidos en el presente documento.

El diseño de la solución bajo esta alternativa 1, deberá cumplir con todos los requerimientos técnicos indicados en la Tabla 13 y entre el numeral 6.3.3.1 y el numeral 6.3.5.10. de este informe La Figura 17 presenta la arquitectura referencial que se ajusta a la alternativa 1.

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Figura 17: Arquitectura referencial diseño Alternativa 1

3. Diseño Alternativa 2

Las principales características de esta alternativa son las siguientes:

Los datos de las variables requeridas por el módulo AGC (frecuencia, potencia y estado de los interruptores), podrán ser adquiridas directamente del proceso a través de una RTU Maestra la cual rescatará los datos mediante equipos de control y adquisición de datos (RTU o RIO) que se instalen conforme a una arquitectura nueva y estándar de centrales de generación. La adquisición se deberá realizar por medio de dispositivos de entrada/salida remota que se localicen cerca de la fuente de datos y utilizando fibra óptica y protocolos estandarizados que transfieran la información a la RTU Maestra. Los dispositivos (RTU o RIO) podrán distribuirse conforme a las características propias de cada central o al diseño o arquitectura que se implemente.

Las señales de límites de generación, tiempo de toma de carga y estado de los interruptores podrán ser adquiridas desde el DCS, o del sistema de control de la central para ser transmitidas hacia el módulo AGC a través de la RTU Maestra, previo cumplimiento de los criterios de compatibilidad e interoperabilidad de la comunicación de datos.

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La Figura 18 presenta la arquitectura referencial que se ajusta a la Alternativa 2.

Figura 18: Arquitectura referencial diseño Alternativa 2

6.3.2.3.2 Requerimientos técnicos mínimos Cualquiera que sea el escenario seleccionado para el diseño detallado del Enlace AGC Local/Coordinado, este deberá cumplir con los requerimientos técnicos que se indican en la Tabla 13.

Tabla 13: Requerimientos técnicos mínimos del Enlace AGC Local/Coordinado REQUERIMIENTO TÉCNICO CRITERIO DE CUMPLIMIENTO

REQUISITO DESCRIPCIÓN

Tiempo de retardo entre Módulo AGC y Unidad Generadora.

Tiempo desde que se emite la señal desde el módulo AGC, al sistema de control, hasta que en el módulo AGC comienza a observarse la variación de potencia a la salida del generador.

Para garantizar un adecuado desempeño de la respuesta de las unidades a los comandos del AGC, este tiempo de retardo no debe superar los 20 segundos.

Compatibilidad de la comunicación entre el Enlace AGC Local/Coordinado y el DCS para la transmisión de la señal de consigna

Servidor estándar OPC que funciona como interfaz comunicándose por un lado con el DCS de la central y por el otro lado con el Enlace AGC Local/Coordinado que actúa como cliente OPC. Permite la interoperabilidad para el intercambio de los datos (señal de consigna y otros) que utilicen protocolo estándar DNP 3i o ICCP (Enlace AGC Local/Coordinado) y un sistema con protocolo de comunicación propietario (DCS de la central).

Correcta integración del DCS con el Enlace AGC Local/Coordinado, mediante pruebas de interoperatividad Verificación del cumplimiento de los tiempos de transmisión de la consigna, mediante pruebas de medición de tiempos de retardo, que deben estar en el rango establecido.

Jerarquía de control – Modos de Operación

El control de cualquier unidad debe realizarse desde un nodo de control único a fin de garantizar la seguridad en la operación del

Se inhibe cualquier acción de control, desde el DCS, sobre el gobernador de velocidad de la unidad seleccionada para

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activo. Se debe disponer de medios físicos o de software que además de habilitar la operación desde el nodo de control seleccionado, inhabiliten el control simultáneo sobre la unidad.

prestar el servicio de AGC, una vez que se ha seleccionado como modo de operación el AGC para dicha unidad.

Adquisición de Datos

Adquisición de datos mediante interrogaciones (polling) periódicas y por reportes espontáneos.

I. Se podrán adquirir datos interrogados periódicamente, con una periodicidad parametrizable entre 1 y 3.600 segundos.

II. La adquisición no solicitada de datos puede iniciarse espontáneamente a partir de la fuente de datos.

III. El SCADA del CDEC-SING y/o la RTU Maestra aceptarán datos transmitidos espontáneamente desde la fuente.

Prestaciones para el Enlace AGC Local/Coordinado

Confiabilidad MTBF3 ≥ 8.760 horas. Promedio de tiempo (en horas) transcurrido entre una falla y la siguiente

Disponibilidad Disponibilidad ≥ 99,95%

Redundancia Criterio de falla simple: establece que ninguna función crítica del Enlace AGC Local/Coordinado deberá ser bloqueada por falla de un elemento, y refleja un sistema de alta disponibilidad. Este criterio se puede cumplir de 2 maneras: A. Utilizar componentes de alta fiabilidad y duplicar solamente aquellos, dónde se hace absolutamente necesario por razones de seguridad o por la aplicación del criterio de falla simple. B. Utilizar componentes con una disponibilidad comercial en una arquitectura redundante

Mantenibilidad MTTR4 ≥ 12 horas

Tiempo de Reposición MRT5 ≤ 6 horas

Capacidad y expansión

Este tipo de extensión resulta del incremento en la cantidad de datos del proceso

Ampliaciones típicas del 20% y 50% de la capacidad actual a ser valoradas por el Suministrador, indicando además las facilidades ofrecidas por el equipo y el tiempo de parada en horas para la implementación y pruebas

3 MTBF (Mean Time Between Failure) corresponde al tiempo medio entre fallas, es decir, el promedio de tiempo, en horas, transcurrido entre una falla y la siguiente. 4 MTTR (Mean Time To Repair) corresponde al Tiempo Medio para Restaurar, es decir, el tiempo promedio que toma restaurar la funcionalidad del Enlace AGC Local/Coordinado después de una falla, en horas. Incluye los tiempo de administración, transporte y reparación. 5 MRT (Mean Repair Time) corresponde al Tiempo Medio de Reparación, es decir, el tiempo promedio requerido en sitio, por personal de mantenimiento entrenado, equipado con repuestos y equipos de prueba recomendado, para diagnosticar y corregir una eventual falla del Enlace AGC Local/Coordinado, incluyendo la reprueba del mismo.

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Escenarios de Falla Enlace AGC Local/Coordinado

Durante pruebas SAT y de disponibilidad establecer escenarios de falla, para las situaciones más desfavorables de la pérdida de equipos o funciones que podrían realmente ocurrir, para asegurarse de que la arquitectura propuesta, cumple los requisitos de disponibilidad y tiempo de retardo.

En cualquiera de los escenarios seleccionados el tiempo de retardo no deberá ser mayor de 20 segundos Disponibilidad ≥ 99,95%

Falla de la telemetría

Indicación de que no se completó la recolección de datos dentro de un tiempo de espera definido o debido a errores de comunicación con la fuente de datos|

Cuando el conteo de reintentos exceda el límite estipulado para un grupo de interrogación o si una fuente espontánea reporta datos a una velocidad superior a la que puede ser procesada por el sistema AGC o el SCADA/EMS del CDC.

Edad de datos Tiempo en segundos de los datos de información crítica para la implementación del AGC o de otros datos que deberán integrarse a las base de datos de Tiempo Real del SCADA del SING.

Para señales críticas del AGC 2 segundos, otras datos 5 segundos

6.3.3 Requerimientos técnicos adicionales Los requerimientos adicionales que deberá cumplir el Enlace AGC Local/Coordinado, se resumen en las siguientes tablas:

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Tabla 14: Requerimientos operativos del Enlace AGC Local/Coordinado

REQUERIMIENTO TÉCNICO

CRITERIO DE CUMPLIMIENTO

Requerimientos operativos

I. La situación y comportamiento operativo de las turbinas, generadores, calderas, bombas, ventiladores, sistemas eléctricos, sistemas de control, instrumentación y demás equipos y sistemas de las diferentes unidades de generación de una central se supervisan y controlan desde sistemas de supervisión y control distribuidos tipo DCS. II. Por lo anterior el procesamiento de la señal de consigna de potencia en MW, proporcionada por el módulo de AGC, y que refleja el valor de potencia bruta de salida a ser alcanzado, deberá ser gestionada vía protocolo de comunicaciones y arquitectura cliente – servidor, entre el Enlace AGC Local/Coordinado y el DCS de la central. III. Se deberán utilizar, en el caso de no tener interoperabilidad con comunicación entre el DCS y el envío de consignas por Protocolo DNP3i, servidores OPC que cumplan las definiciones de la OPC Foundation, como interfaz para comunicar el Enlace AGC Local/Coordinado (fuente de datos) con el DCS de la central, utilizando los protocolos nativos de que disponga el DCS (e.g. INFI 90). IV. Para la comunicación con la plataforma AGC y para el control de AGC sobre las unidades de generación, se deberá implementar una comunicación redundante por unidad entre el Enlace AGC Local/Coordinado y el Sistema de Monitoreo del SING (sistema SCADA), utilizando cualquiera de los protocolos ICCP sobre TCP/IP o DNP 3i. V. La sincronización de la hora debe tener una precisión de 5 milisegundos. La solución para sincronismo deberá satisfacer los requisitos de disponibilidad, precisión y resolución establecidos en la regulación chilena VI. El Enlace AGC Local/Coordinado deberá incluir la unidad de referencia de tiempo (TRU), receptor de GPS, así como todos los componentes y materiales necesarios para soportar el conjunto y para ajustar la posición de la antena. VII. La TRU deberá incluir una pantalla alfanumérica que muestre la hora, el estado de la localización por satélite, y otros parámetros de ajuste. La TRU deberá contar con un teclado localizado en el panel frontal, para el ingreso de los parámetros de ajuste requeridos VIII. Con el propósito de monitorear y supervisar la operación del Enlace AGC Local/Coordinado, se deberá disponer de medios que permitan desplegar el estado de operación en que se encuentra cada uno de los componentes de este sistema y la red LAN asociada y también por este medio poder informar de situaciones potencialmente peligrosas. IX. Las fallas que se produzcan en la funcionalidad del Enlace AGC Local/Coordinado deberán generar alarmas, que serán transmitidas tanto al SCADA del CDEC-SING como al DCS o Centro de Control del Coordinado. El Coordinado deberá elaborar una lista de alarmas lo más completa posible, de tal manera que permita el monitoreo confiable der la operación del Enlace AGC Local/Coordinado. Esta lista hace parte de la ingeniería de detalle y debe incluir como mínimo: - Las alarmas de estado y/o actuación, provenientes de los equipos que conforma en Enlace AGC Local/Coordinado: de la RTU, del dispositivo de tiempo frecuencia, del procesador de comunicaciones y de los sistemas de alimentación -Las alarmas que se registren por fallas en las comunicaciones asociadas al Enlace AGC Local/Coordinado. - Las alarmas generales del Enlace AGC Local/Coordinado.

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Tabla 15: Requerimientos tecnológicos, de comunicaciones y redes de datos del Enlace AGC Local/Coordinado REQUERIMIENTO TÉCNICO

CRITERIO DE CUMPLIMIENTO

Requerimientos tecnológicos

I. Se deberán utilizar plataformas de software y hardware abiertas, redes de área local y protocolos de comunicación normalizados, de forma tal que se pueda contar con un sistema de control fácilmente modificable y expandible además de que pueda ser mantenido por el personal del Coordinado, con la máxima independencia del suministrador original. II. Se deberá buscar optimizar la distribución física posible de los componentes del Enlace AGC Local/Coordinado, de forma tal que la recolección de información, si es necesario se realice en la fuente, haga uso mínimo de cableado nuevo; para esto las unidades de adquisición de datos se podrán instalar junto a los tableros y equipos de proceso. Estas RTUs podrán ser extensiones de los racks de la RTU Maestra o I/O remotas de las mismas y se podrán conectar a la RTU Maestra a través de una red Ethernet del sistema de control con protocolos estándar DNP 3i como prioridad o IEC-60870-104 o en caso de ser estrictamente necesario. III. Todos los equipos del Enlace AGC Local/Coordinado deberán incorporar funciones de auto-supervisión continua, auto-prueba periódica y auto-diagnóstico para incrementar su disponibilidad. IV. La comunicación del Enlace AGC Local/Coordinado con otros sistemas, se deberá realizar mediante la red Ethernet de la Plataforma AGC utilizando los protocolos de comunicación normalizados IEC ICCP sobre TCP/IP o DNP 3i.

Requerimientos respecto a comunicaciones y redes de datos

I. El Enlace AGC Local/Coordinado de la central deberá disponer de una red de datos de área local (LAN) propia e independiente de la red de la central y a la cual se conectarán todos los equipos que conforman este sistema. II. La conexión entre estas redes se deberá realizar utilizando un Firewall que garantice la independencia entre redes, de forma tal que se pueda tener seguridad contra accesos de terceros no autorizados. III. El Coordinado deberá implementar todas las directrices de seguridad que sean necesarias para la configuración de la red del Enlace AGC Local/Coordinado, conforme al estado del arte. IV. La red LAN del Enlace AGC Local/Coordinado deberá seguir estándares industriales permitiendo la interoperabilidad y conexión de dispositivos de uso inmediato (plug and play). Los principios de las arquitecturas abiertas podrían incluir el uso de protocolos estandarizados de la industria (por ejemplo TCP/IP, Ethernet 802.x). V. La tecnología LAN empleada deberá adaptarse al ambiente de las centrales de generación y facilitar la interconexión e intercambio hacia los sistemas con los cuales se comunica. El nivel de aislamiento e inmunidad al ruido (eléctrico) deberá ser el requerido en aplicaciones para centrales de generación. VI. La topología de la red podrá ser anillo, estrella o una combinación de ambas. La red LAN deberá ser redundante e ir por cables de fibra óptica diferentes. La red LAN deberá obedecer a una arquitectura del tipo abierta normalizada, de alta velocidad de transmisión y deberá ser determinística. VII. La red de comunicación de datos se deberá implementar utilizando fibra óptica, que permita garantizar una completa inmunidad a la interferencia electromagnética. Esto aplica también para las conexiones de las RTUs con sus módulos remotos distribuidos, si aplica. VIII. El Coordinado deberá disponer de todo el cable de fibra óptica requerido para la red redundante del Enlace AGC Local/Coordinado, junto con los demás accesorios que sean requeridos, como ODF’s, entre otros. IX. Los switches de la red de datos del Enlace AGC Local/Coordinado deberán ser gestionables, de tipo industrial y cumplir con los requisitos especificados por el área de gestión de la información del Coordinado. Será responsabilidad del Coordinado garantizar que el Suministrador configure los requisitos de seguridad de acuerdo con el modelo de seguridad de la información suministrado por el Coordinado y con las mejores prácticas del mercado.

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Tabla 16: Requerimientos de seguridad informática

REQUERIMIENTO BÁSICO CRITERIO DE CUMPLIMIENTO

Requerimiento respecto a la seguridad de la información.

Control de acceso

El control de acceso no se encuentra estandarizado, siendo su implantación un asunto relacionado con la política corporativa de cada Coordinado. Esto significa que el Suministrador del sistema deberá proveer las medidas necesarias que garanticen el control en el Enlace AGC Local/Coordinado. Un conjunto de esas medidas puede encontrarse en la IEC TR 62210.

Integridad de los Mensajes

Respecto a la integridad del mensaje, el sistema deberá detectar si el mensaje ha sido alterado o modificado entre la fuente y el destino. De acuerdo a IEC TC57 WG 15 se deberá utilizar un código de autenticación del mensaje con base en el CRC (Message Authentication Code – MAC) para asegurar la integridad del mensaje.

Detección de Intrusos

La plataforma AGC deberá contar con la capacidad de detectar intrusiones. Para estos efectos se deberán implementar estándares de seguridad MIB (Management Information Base), bajo las recomendaciones de la norma IEC 62351-7 (modelo de objetos de datos para red y la administración del sistema). En el caso de utilizar otra norma similar, esta deberá ser puesta en conocimiento del CDEC-SING para su aprobación.

Arquitectura de la Red de Seguridad

El Enlace AGC Local/Coordinado deberá incluir funciones de seguridad para limitar el acceso a las funciones de mantenimiento, y datos del Enlace AGC Local/Coordinado, sólo a usuarios autorizados. El sistema de seguridad deberá proporcionar medios para asignar capacidades de acceso para diferentes tipos de usuarios y dejar registro de las intervenciones y el usuario que las realizó.

Funciones de Seguridad de

Acceso

El Enlace AGC Local/Coordinado deberá incluir un perímetro de seguridad electrónica claramente definida, dentro de la cual residen todos los sistemas asociados. Todos los sistemas y equipos situados dentro del perímetro de seguridad, así como los equipos que definen el perímetro de seguridad establecido y deberá ser tratado como activos cibernéticos críticos. El punto de acceso primario a través de este perímetro deberá ser un firewall, entre el frontal de comunicaciones en la central y el Enlace AGC Local/Coordinado. Todos los puntos de acceso restantes (es decir, módems de soporte, en su caso) deberán ser asegurados o normalmente deshabilitados de modo que se requiera de una acción manual de un usuario autorizado para habilitarlos. El Coordinado deberá presentar los documentos y diagramas que indiquen los perímetros de seguridad electrónica, todos los componentes Enlace AGC Local/Coordinado, interconectados dentro de ese perímetro, todos los puntos de acceso a través del perímetro de seguridad electrónica, y todos los elementos ubicados o configurados para el control y monitoreo de acceso en los puntos de acceso definidos. Todos los accesos implementados durante el diseño del sistema, las pruebas de fábrica y en sitio del sistema, deberán documentarse y revisarse para su remoción antes de la puesta en marcha del sistema.

Seguridad en la comunicación y

el acceso

La protección contra intrusiones del sistema de comunicación deberá hacerse a través de los gateways de los enlaces remotos, dado que el sistema de comunicación está delimitado por los cables y confinado en la subestación, y por lo tanto una intrusión podría ocurrir sólo en dicho punto. Sin perjuicio de lo anterior, en la mayoría de las implementaciones deberá haber un número de accesos limitados dentro de la central, para evitar la intrusión, por lo que el Coordinado deberá revisar y tener especial cuidado con las políticas de seguridad internas en las instalaciones de su propiedad, dado que los ataques o intrusiones a los sistemas de información y control se producen por vía medios y herramientas de uso diario del personal, como apertura de correo electrónico con rutinas ejecutables, conexión de medios de almacenamiento externos en computadores conectados al sistema, conexión de equipos computaciones o celulares externos a la compañía a las redes de internet, entre otros.

Todas las funciones de seguridad cibernética (Tabla 16) deberán implementarse sin causar interferencias en el funcionamiento, de tal manera que el uso autorizado de Enlace AGC Local/Coordinado, así como la capacidad de realizar las funciones requeridas, no se vean obstaculizados. Sin perjuicio de esto, los sistemas que se implementen deberán garantizar la integridad de los datos, evitando que agentes externos puedan ingresar e intervenir el sistema. 6.3.3.1 Vida útil La gestión del ciclo de vida de los equipos asegura una operación continua sin interrupciones sustanciales debidas a fallas en el hardware, obsolescencia o aplicación incorrecta. El valor de los activos dependerá de cómo su vida útil es gestionada. Sin un enfoque específico para la gestión del ciclo de vida del activo sobre este proceso, el valor más elevado del ciclo de vida del activo sucederá en la etapa inicial de la instalación, después de lo cual el activo comienza a depreciarse. A un mayor apoyo durante el ciclo de vida más lenta será la depreciación del activo. La Tabla 17 ilustra los hitos claves de la vida de un producto o un sistema.

Tabla 17: Ejemplo de la identificación del ciclo de vida

Estado Características Tiempo Aproximado

Activo El producto o sistema se fabrica y está sujeto a continuo desarrollo ( cambios de software/hardware)

8 años

Sustituido (Legacy)

El producto o sistema puede aún ser suministrado como nuevo pero no se desarrollan nuevas características.

10 años

Obsolescencia Pendiente

El producto o parte del sistema es declarado como “Obsolescencia Pendiente” y los clientes son notificados de esta situación. Se identifican las acciones clave

2 años

Obsoleto El producto o sistema no puede obtenerse como nuevo. Un conjunto reducido de servicios permanece disponible ( por ejemplo reparaciones pero no modificaciones)

5 años

Extinto No hay servicios disponibles, excepto por compromisos relacionados con un contrato específico de mantenimiento

--

Los equipos que conforman el Enlace AGC Local/Coordinado deberán tener una vida útil de 10 años y las partes de repuesto necesarias deberán estar disponibles durante toda la vida útil del sistema.

6.3.3.2 Escenarios de falla Para asegurarse de que la arquitectura propuesta, desarrollada a partir de la arquitectura referencial establecida en este informe, cumple los requisitos expresados en este documento se deberán establecer escenarios de falla, para las situaciones más desfavorables de la pérdida de equipos o funciones que podrían realmente ocurrir. Los escenarios de falla más relevantes deben ser informados y documentados por parte del Suministrador, junto con un mapa de riesgo asociado a la integridad de la solución planteada.

El Coordinado en base a la información que deberá requerir al suministrador deberá presentar documentación que indique cómo se utilizaron escenarios de fallas en la definición de la arquitectura del Enlace AGC Local/Coordinado, desarrollada a partir de la arquitectura referencial establecida en esté informe. 6.3.3.3 Normas técnicas Cabe señalar, que para estos efectos, las normas técnicas para el diseño, fabricación, suministros, pruebas, documentación, capacitación, montaje y puesta en servicio de los equipos objeto de estas especificaciones, estarán en conformidad con los estándares más recientes aplicables que se señalan a continuación:

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International Electrotechnical Commission (IEC). International Organization for Standardization (ISO). Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE). American National Standards Institute (ANSI). International Telecommunications Union (ITU-T)). Comité International Spécial des Perturbations Radioélectriques (CISPR). North American Electric Reliability Corporation (NERC). Electronic Industries Association (EIA). National Electrical Manufacturers Association (NEMA). National Institute of Standards and Technology (NIST).

Todos los equipos y elementos suministrados deben cumplir las exigencias de la NT, en la versión vigente al momento del suministro, por lo tanto será responsabilidad del Coordinado suministrar los respectivos certificados de conformidad de producto que sea exigido en la legislación. Dichos certificados serán de obligatorio suministro y harán parte de la Ingeniería de Detalle del Enlace AGC Local/Coordinado, que deberá ser sometida a revisión del CDEC-SING. 6.3.3.4 Energía auxiliar para el Enlace AGC Local/Coordinado El Enlace AGC Local/Coordinado requiere para su funcionamiento contar con el suministro de energía auxiliar, la cual debe disponer de las características de calidad necesarias para garantizar la adecuada operación de la Plataforma de AGC. La energía auxiliar o de respaldo para el Enlace AGC Local/Coordinado deberá ser suministrada por medio de sistemas de suministro de potencia ininterrumpidos, con acumulación de energía en baterías y con capacidad de abastecimiento de energía por tiempo limitado, tipo UPS. El sistema auxiliar deberá ser diseñado para garantizar que la carga crítica sea abastecida continuamente con una tensión libre de cualquier tipo de perturbaciones (armónicos, pulsos, transitorios entre otros) y aislada galvánicamente de la alimentación normal en corriente alterna (C.A.). Los sistemas auxiliares de respaldo de energía para el Enlace AGC Local/Coordinado deberán estar dimensionados y configurados para mantener los equipos en funcionamiento a lo menos 1 hora continua, mientras se reestablece la energía primaria en caso de corte o para casos de mantenimiento de los equipos que conforman el Enlace AGC Local/Coordinado. La UPS deberá poseer doble conversión online, estabilizador de tensión y filtro de transientes. En caso de requerirlo también deberá incluir filtros de armónicos. Para efectos de mantenimiento, se deberá tener en cuenta incorporar elementos BYPASS mecánicos asociados a cada equipo para no interrumpir el suministro eléctrico de los mismos durante ese proceso y así permitir la continuidad del servicio. La Figura 19 muestra un diagrama de la configuración de redundancia de energía y procesamiento de los datos en las RTU y Frontal de comunicaciones:

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Figura 19: Configuración de redundancia de energía y de la RTU

6.3.4 Software 6.3.4.1 Generalidades El Enlace AGC Local/Coordinado deberá disponer de todo el software requerido para realizar las funciones y programas descritos anteriormente. Se entiende que las aplicaciones de software son específicas para el control del Enlace AGC Local/Coordinado y por tanto todos los programas requeridos deberán ser suministrados con las licencias necesarios para su total manipulación, esto es: operación, modificación de aplicaciones y desarrolla de las mismas. El software deberá ser diseñado y desarrollado con una estructura modular de modo tal que garantice flexibilidad para expansiones y revisiones del sistema. La arquitectura del sistema y el software deberán ser distribuidos de modo que una falla en una componente individual del sistema no afecte la operación global de éste. El software deberá estar compuesto por el software básico, común a todas las aplicaciones, y por el software de aplicación encargado de realizar las funciones de control y supervisión del Enlace AGC Local/Coordinado. Asimismo, deberá permitir ampliaciones, actualizaciones, correcciones, cambios e implementación de nuevas funciones, sin afectar el funcionamiento del sistema. Finalmente, deberá ser modular, de tal forma que facilite la operación, administración y el mantenimiento del sistema y permita realizar cambios por partes y en lo posible en línea, para que el servicio no sea interrumpido.

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6.3.4.2 Software para el desarrollo de aplicaciones El Enlace AGC Local/Coordinado deberá disponer de las herramientas de software requeridas para el desarrollo de los programas de aplicación que permitan implementar las funciones de supervisión y monitoreo de este Enlace. Se deberá contar como mínimo con:

1. Programas para manejo y registro de alarmas. 2. Programas para manejo y registro secuencial de eventos. 3. Programas para manejo de interfaces de comunicación y periféricos.

6.3.5 Requerimientos de Hardware y Equipos del Enlace AGC Local/Coordinado Los equipos que conformarán el Enlace AGC Local/Coordinado corresponden a:

1. Unidades Terminales Remotas RTU 2. Dispositivos de tiempo frecuencia 3. Procesador de comunicaciones 4. Fuentes de alimentación ininterrumpida UPS

6.3.5.1 Requerimientos mínimos Cuando se deban efectuar pruebas a todos los equipos o materiales con el fin de demostrar su buen desempeño en las condiciones ambientales de operación, deberán realizarse de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC-60068: "Basic Environmental Testing Procedures", relativa a los siguientes aspectos:

1. Materiales. 2. Mano de obra. 3. Placas de características y de identificación. 4. Tropicalización. 5. Precauciones contra-incendio.

El detalle de dichos requerimientos se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. 6.3.5.2 Requerimientos para equipos electrónicos El alcance de los requerimientos considera los siguientes aspectos:

1. Diseño. 2. Facilidades. 3. Compatibilidad electromagnética. 4. Capacidad de soporte de alta tensión. 5. Capacidad de soporte de esfuerzos mecánicos. 6. Componentes.

El detalle de dichos requerimientos se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado.

6.3.5.3 Requerimiento de construcción y operación. Todos los equipos del Sistema operarán y se construirán de acuerdo a requerimientos que consideran los siguientes aspectos:

1. Distribución y Protección de Energía. 2. Ambiente. 3. Ruido de los equipos.

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4. Gabinetes (Rack de Servidores). 5. Ensamblaje e Identificación de los Componentes. 6. Puesta a Tierra del Gabinete. 7. Interconexiones. 8. Colores para el Terminado.

El detalle de dichos requerimientos se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. 6.3.5.4 Unidad terminal remota –RTU maestra 6.3.5.5 Generalidades La RTU Maestra a ser suministrada, y de acuerdo a su utilización en el Enlace AGC Local/Coordinado, deberá ser diseñada para concentrar los datos e información con forme a las condiciones requerida por la Plataforma AGC y transmitidos hacia el módulo AGC. La RTU suministrada bajo estas especificaciones será diseñada, construida y probada para cumplir con los requisitos aplicables de los estándares IEEE e IEC. Esto incluye, pero no se limita a:

IEEE Std. C37.1-2007 “IEEE Standard for SCADA and Automation Systems IEC 60654-1 “Industrial-process measurement and control equipment - Operating conditions -

Part 1: Climatic conditions” IEC 60255-21-1 “Electrical relays - Part 21: Vibration, shock, bump and seismic tests on

measuring relays and protection equipment - Section One: Vibration tests (sinusoidal)” IEC 60255-21-2 “Electrical relays Part 21: Vibration, shock, bump and seismic tests on measuring

relays and protection equipment - Section Two: Shock and bump tests IEC 60870-2-2 Telecontrol equipment and systems “Environmental conditions (climatic,

mechanical and other non-electrical influences).

La RTU deberá tener la capacidad de transportar datos y ejecutar controles, mientras se comunica con los Centros de Control remotos. La RTU deberá tener una plataforma o estructura modular del tipo rack, debidamente flexible que permita la escalabilidad del equipo. Dispondrá de ranuras o slots que permitan conectar los módulos correspondientes a la con fuente de alimentación, a la unidad de procesamiento central CPU, a los puertos de comunicaciones con el módulo AGC, el CC y el SCADA del CDEC-SING y a los procesadores de comunicaciones. La Unidad Terminal Remota deberá estar basada en un sistema de procesamiento distribuido consistente en un CPU principal y un conjunto de módulos periféricos encargados de realizar las tareas de adquisición de datos, envío de consignas de control, comunicación con otros sistemas de control. La RTU debe poseer funciones de autodiagnóstico inicial y permanente. La RTU debe contar con los módulos/puertos de comunicación suficientes que permitan manejo de los protocolos de comunicación a ser implementados en la Plataforma AGC. 6.3.5.6 Redundancia De acuerdo con la arquitectura referencial y para propósitos de garantizar una solución redundante, se debe suministrar la RTU con la siguiente redundancia:

1. Dos unidades de procesamiento central – CPU configuradas para que una de ellas entre a operar inmediatamente falle la otra.

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2. Dos Fuentes de alimentación, que deben se alimentadas de fuentes auxiliares diferentes 3. Puertos de comunicación que puedan gestionar diferentes protocolos de comunicación y ser

seleccionados para gestión. Las características particulares de las RTU, se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. 6.3.5.7 Dispositivos de tiempo y frecuencia Para la función de sincronización de los equipos del Enlace AGC Local/Coordinado de la central se deberá tender un reloj sincronizado por satélite el cual deberá contar con las interfaces y señales necesarias para que tales equipos tengan la misma referencia de fecha y hora, garantizando la estampa de tiempo de eventos de acuerdo con lo especificado. El reloj sincronizado por satélite deberá captar la información de fecha, hora y señales de sincronismo emitidas a partir de la constelación satelital del Sistema de Posicionamiento Global GPS, para desplegarla y difundirla al Enlace AGC Local/Coordinado, para lo cual deberá contar con una antena con su soporte de montaje, preamplificador y convertidor suministrados en un compartimiento apto para instalación a la intemperie, así como el cable de conexión entre la antena y el reloj. El receptor de tiempo deberá incluir compensación de retardo de propagación para suministrar una precisión total de ±40 ns (±150 ns pico) cuando se haga el rastreo de satélites, deberá incluir una compensación (offset) para permitir la corrección con respecto del tiempo local. Cuando se pierda la señal de tiempo, el dispositivo de tiempo y frecuencia deberá revertir a una base interna de tiempo. La estabilidad será 2x10-6 o mejor cuando no se haga rastreo de satélite. El tiempo deberá retornar a un valor dentro de ±1.5 ms de UTC dentro de los cinco minutos posteriores a la readquisición de la señal. Se deberá contar con salidas tipo IRIGB o DCF 77, datos, puerto Ethernet, según lo requieran los equipos del Enlace AGC Local/Coordinado a sincronizar. La sincronización de la hora se podrá hacer mediante el protocolo de sincronización de red NTP (“Network Time Protocol”) o mediante señales en formato IRIG-B o DCF77. El reloj GPS deberá actuar como un punto de red conectado a la red de control de la central, permitiendo el acceso a ellos mediante protocolos TCP/IP. El software de monitoreo deberá ser instalado en la estación de ingeniería del DCS o en el equipo definido en la ingeniería de detalle y deberá permitir efectuar ajustes de calendario y redacción de tiempo en los equipos. Los cables de señal GPS, y convertidores ópticos / eléctricos para la transmisión de la señal satélite de la antena al reloj, deberán estar protegidos con un supresor de sobretensiones. 6.3.5.8 Procesador de comunicaciones Los sistemas de control de proceso, tipo DCS, utilizados en centrales de generación hacen uso de protocolos orientados a gestionar procesos industriales continuos o por lotes y los cuales, desde la óptica de los protocolos estandarizados utilizados en la industria eléctrica de automatización y control, tienen limitaciones de interoperabilidad en soluciones que incorporen los dos ambientes. Una de las formas de solucionar los problemas de interoperabilidad y que ha sido implementada con éxito consiste en utilizar un servidor OPC, que es una aplicación de software (driver) que cumple con una o más especificaciones definidas por la OPC Foundation. El Servidor OPC hace de interfaz comunicándose por un lado con una o más fuentes de datos utilizando sus protocolo nativos (típicamente DCSs, PLCs, Módulos I/O, controladores, etc.) y por el otro lado con Clientes OPC (típicamente SCADAs, RTUs, HMIs, generadores de informes, generadores de gráficos, aplicaciones de cálculos, etc.). En una arquitectura Cliente OPC/ Servidor

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OPC, el Servidor OPC es el esclavo mientras que el Cliente OPC es el maestro. Las comunicaciones entre el Cliente OPC y el Servidor OPC son bidireccionales, lo que significa que los Clientes pueden leer y escribir en los dispositivos a través del Servidor OPC. Esta solución tecnológica se implementa usualmente en un procesador de comunicaciones, que cumpla con las funcionalidades requeridas. La Figura 20 describe una solución típica implementada en una central térmica y cuyo DCS utiliza un protocolo propietario, pero que a través del uso de una arquitectura OPC cliente/servidor ha permitido solucionar los problemas de interoperabilidad de intercambio de datos.

Figura 20. Ejemplo de interoperabilidad DCS - Enlace AGC Local/Coordinado

El procesador deberá ser completamente redundante (fuente, CPU, módulos de comunicación), de tal manera que el procesador de respaldo tome las funciones en caso de que el principal falle (Hot Stand-by); deberá ser dimensionado, en cuanto hardware, por el Suministrador, de manera que el procesador en plena operación responda de una manera satisfactoria a los requerimientos de operación del sistema. Deberá ser un producto existente en el mercado, desarrollado y probado, que no utilice protocolos intermedios, deberá contar con la posibilidad de ampliación a nivel de puertos tanto ópticos como eléctricos. El procesador deberá realizar sus funciones bajo todos los tipos de carga de datos, incluida la sobrecarga. Durante los períodos de sobrecarga, el sistema debe continuar con sus funciones principales, las cuales son interfaz con el CND y adquisición de datos de la red de gestión. El Coordinado deberá garantizar que el Suministrador cumpla con los requerimientos exigiéndole realizar la medición de tiempos desde el nodo del DCS, para señales analógicas y digitales, estableciendo la hora de llegada a la RTU y al módulo AGC en el SCADA/EMS del CDC y determinar el tiempo máximo que se emplea para entregar los datos desde el DCS. Cabe destacar que la utilización de OPC, tiene como objetivo garantizar el correcto funcionamiento del Enlace AGC Coordinado en los casos en que el DCS de la central no maneje el protocolo estándar establecido para las RTUs. 6.3.5.9 Redes de datos La red local de datos de la Plataforma AGC, deberá ser del tipo Ethernet, con una arquitectura del tipo abierta, normalizada, de alta velocidad de transmisión cumpliendo con el modelo estratificado de referencia ISO-OSI, con las recomendaciones aplicables del UIT (antiguo CCITT) y con las normas aplicables de la ISO/IEC 8802: "Information Processing Systems - Local Area Network", sobre redes de datos de área local, específicamente la 8802.3 sobre redes tipo Ethernet.

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El control de la red deberá ser del tipo distribuido de forma tal que una falla en un equipo cualquiera no afecte el funcionamiento de los demás equipos del sistema de control y permita la inserción y retiro dinámico de equipos en la red. La red de datos deberá tener una velocidad mínima de transferencia de datos de 100 Mbits/s, usará fibra óptica como medio físico de transmisión. La topología deberá ser en estrella. La red de datos en las centrales deberá ser redundante e ir por cables de fibra óptica diferentes. El protocolo a utilizar deberá ser normalizado, no se admitirán protocolos propietarios. Se podrán usar protocolos tales como ICCP o DNP 3i. La red de datos del Enlace AGC Local/Coordinado deberá estar compuesta por los switches de la central, el Firewall, la fibra óptica y todos los accesorios para conexión de los cables de fibra óptica tales como ODFs, racks, pig-tails, patch-cords, conectores, panel de conexiones, organizadores, regletas, conexionados por fusiones y los demás accesorios que se requieran para poner en correcto funcionamiento de la red de datos. Todos los elementos de la red deberán ser de marcas ampliamente reconocidas con sellos de calidad UL o similar, en lo posible de una única marca y los patch-cord y pig-tails deberán ser hechos en fábrica y certificados, no se aceptarán elementos ensamblados manualmente. Los equipos que componen la red deberán contar con lo siguiente:

Switches o Routers de acceso a Red externa de comunicaciones Fibra óptica Firewall

El detalle de dichos requerimientos se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. 6.3.5.10 Sistemas de potencia ininterrumpida – UPS El alcance de los requerimientos considera los siguientes aspectos:

Manejabilidad Funcionalidad Adaptabilidad

Las especificaciones técnicas de la UPS, son las siguientes:

Voltaje de entrada trifásico o monofásico 220/380 VAC. Voltaje de salida monofásico 220/230 VAC. Frecuencia de salida 50Hz sincronizada con la red. Distorsión de tensión de salida menor a 5%. Distorsión armónica total de entrada inferior al 10% para plena carga. Ruido audible a 1 metro de la superficie de la unidad 55.0 dBA. Clase de protección IP 20. Cumplimiento RoHS.

Sin perjuicio de lo anterior, el detalle de dichos requerimientos se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado.

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6.3.6 Documentación El Coordinado deberá asegurar que el Suministrador entregue toda la documentación requerida para conocer en detalle todos los equipos y funciones suministradas como parte de esta adquisición. Se deberá aceptar la documentación técnica proveniente del fabricante o desarrollador en inglés o en español. La documentación específica de gestión del proyecto deberá ser en español. La documentación mínima a requerir deberá describir el Enlace AGC Local/Coordinado, incluyendo la totalidad de su hardware, software e interfaces y cubrirá la funcionalidad, pruebas, configuración, instalación, arranque del sistema, operaciones y mantenimiento. La información requerida, conforme al detalle antes descrito, deberá estar incluida como mínimo, en los documentos:

Documentación de Hardware Documentación de Software Documentación de Seguridad Informática Manuales de Operación Documento de Visión General del Sistema

El detalle de dicha documentación se encuentra establecida en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. 6.3.7 Aseguramiento de la Calidad y Pruebas Se deberá seguir un programa de aseguramiento de la calidad y se deberán realizar pruebas estructuradas y aleatorias para verificar que en el Enlace AGC Local/Coordinado cumple con los requerimientos mínimos descritos en el presente documento. De acuerdo a lo anterior, para el aseguramiento de la calidad y pruebas, el Coordinado se deberá realizar lo siguiente:

Programa de Aseguramiento de la Calidad Inspección Responsabilidades de las pruebas Documentos de Prueba Cronograma de Pruebas Prueba de interoperatividad y tiempo de respuesta para la arquitectura propuesta en el diseño

detallado Modificaciones al Enlace AGC Local/Coordinado durante las Pruebas Pruebas en Fabrica (FAT) Pruebas en sitio (SAT) Prueba de Disponibilidad

El detalle de estos requerimientos se encuentra establecido en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. 6.3.8 Capacitación El Coordinado deberá exigir al Suministrador la elaboración y entrega de un programa detallado de capacitación sobre la operación y mantenimiento del Enlace AGC Local/Coordinado. Este programa deberá responder a la filosofía del mantenimiento de hardware y software del Coordinado.

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La capacitación en mantenimiento de bases de datos, deberá instruir al Coordinado en las destrezas necesarias para inspeccionar la construcción y verificación inicial de bases de datos y su mantenimiento. La capacitación en el Software le deberá enseñar al personal del Coordinado las destrezas requeridas para coordinar y supervisar el mantenimiento y expansión del sistema, tanto para preparar e integrar nuevas funciones, como para integrar nuevas versiones del software. La capacitación en Hardware deberá calificar al Coordinado para realizar el mantenimiento preventivo de rutina y pruebas de diagnóstico a la RTU, Procesador de Comunicaciones, a las LANs y switches y equipos de comunicaciones. El Coordinado deberá exigir al Suministrador que en las bases de su programa de capacitación se cumpla con los objetivos del Coordinado, quién se reserva el derecho de adaptar el esquema de capacitación ofrecido a sus necesidades de forma que logre una capacitación adecuada y efectiva. Conforme a lo anterior, el suministrador deberá preparar y presentar al Coordinado un plan de capacitación, el cual deberá apoyar el programa de implementación del Enlace AGC Local/Coordinado. El plan de capacitación hará un listado de cada uno de los cursos que se impartirán, fechas de los mismos y número esperado de participantes. 6.3.9 Recomendaciones para la ingeniería de detalle El diseño conceptual y básico del Enlace AGC Local/Coordinado, establecido la presente sección y que se encuentra detallado en Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado, deberá ser utilizado en la ingeniería de detalle para desarrollar la solución que cumpla con los requerimientos establecidos y completar el desarrollo de los subsistemas, conjuntos y componentes del sistema. El resultado del proceso del diseño detallado será el establecimiento inicial de la línea base de productos, ya que el sistema estará definido por los diferentes subsistemas, conjuntos y componentes que componen el sistema completo, al igual que los requisitos de procesos y materiales utilizados para su fabricación y construcción. Para proceder con la selección de la alternativa a implementar en el enlace AGC Local/Coordinado se deberán verificar los siguientes aspectos:

1. Características técnicas específicas de las RTUs existentes, que pueden utilizarse para la adquisición de datos para el sistema AGC: módulos de adquisición de señales análogas y digitales, redundancia de CPU, puertos de comunicación, fuentes de alimentación, protocolos de comunicación, flujo de datos, configuración para adquisición de medidas.

2. Localización física de los posibles sitios de adquisición de las señales requeridas por el sistema AGC: características ambientales de los sitios, rutas posibles para cableado de fibra óptica, facilidades de alimentación en los posibles sitios de adquisición de las señales/medidas.

3. Plataforma DCS de cada central: protocolos de comunicación entre el DCS y CDC, entre DCS y RTUs existentes, datos y señales actualmente enviados al CDC, tiempos de respuesta para entrega de datos al CDC, funcionalidad de los equipos de tiempo y frecuencia instalados, características de los puertos físicos disponibles para conexión del DCS al Enlace AGC Local/Coordinado.

4. Frontal de comunicaciones de la central: características técnicas de la(s) interface(s) disponible(s) para la conexión del Enlace AGC Local/Coordinado.

La evaluación de los puntos anteriores, será la base para el planteamiento detallado de la alternativa a seleccionar por parte del Coordinado, para el desarrollo de la Ingeniería de Detalle y posterior

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implementación. La evaluación se deberá efectuar en función de los requerimientos y exigencias establecidas en el presente documento. Las actividades a ser realizadas para el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, deberán incluir como mínimo los siguientes ítems:

1. Definición de hardware y software definitivo del Enlace AGC Local/Coordinado 2. Modelamiento del Enlace AGC Local/Coordinado 3. Listados de señales, fuente de datos 4. Requerimientos de interfaz 5. Manejo del software OPC, de ser requerido. 6. Especificaciones funcionales del Enlace AGC Local/Coordinado 7. Medidas de seguridad que eviten intrusiones externa en el Enlace AGC Local/Coordinado y

plataforma AGC

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7. PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL MÓDULO AGC

La presente sección tiene por finalidad establecer los procedimientos bajo los cuales se realizará la operación y mantenimiento del sistema AGC, particularmente en aquellos tópicos en los que participaran tanto los Coordinados como el CDEC-SING. El carácter de estos procedimientos es preliminar y quedarán sujetos a las observaciones y propuestas que puedan efectuar los Coordinados. 7.1 Procedimientos para el mantenimiento del sistema de control del módulo AGC. El sistema de control del módulo AGC requiere de un soporte y actualización para garantizar su correcto funcionamiento a través de mantenimientos preventivos y correctivos. Por otro lado, es necesario ajustar el sistema de control que define el funcionamiento del AGC, el cual es dependiente de las características y desempeño dinámico del sistema eléctrico de potencia en el que opera el AGC. Es por ello que los parámetros que se utilizan para sintonizarlo deben ser revaluados periódicamente (al menos una vez al año). Dentro de los parámetros utilizados por el módulo de control del AGC que deben ser revisados periódicamente se encuentran, entre otros, los siguientes:

El Bias del SING La velocidad de toma de carga La holgura del sistema

También es importante señalar que los parámetros que utiliza la función AGC son sensibles a las modificaciones en cualquiera de los subsistemas asociados a ella, tales como intervenciones en los equipos de cómputo, sistemas de comunicación, dispositivos de acople a la unidad de generación como RTU´s o mantenimientos o modernizaciones al regulador de velocidad del generador. Por lo anterior, es necesario volver a sintonizar estos parámetros cada vez que haya cambios originados ya sea por mantenimiento general o por cualquier otro tipo de mantenimiento en estos equipos. Cada vez que una unidad de generación sea retirada de operación para efectuarle cualquier tipo de intervención al regulador de velocidad o algún otro dispositivo de control relacionado con la regulación primaria o secundaria, deberá ser reportado al CDEC - SING. Ante modificaciones de los parámetros del regulador de velocidad y/o reemplazo de dicho equipo, la unidad generadora perderá su habilitación para la prestación del servicio de regulación secundaria. El Coordinado será responsable de coordinar pruebas con el CDEC - SING con el fin de sintonizar parámetros de la unidad de generación involucrada y hacer obtener nuevamente la habilitación. Los procedimientos para hacer el mantenimiento preventivo del software y hardware del módulo AGC, así como los parámetros asociados al éste se presentan a continuación: 7.1.1 Procedimiento para soporte y actualización del módulo AGC A continuación, se presentan los procedimientos para soportar y actualizar el módulo AGC de manera preventiva a nivel de software y hardware. 7.1.1.1 Mantenimiento preventivo software Para el mantenimiento preventivo del software AGC, GE Grid Solutions debe presentar un plan de trabajo donde se indique como mínimo la siguiente información: funciones o servicios afectados, fecha, hora y duración del mantenimiento; descripción detallada de las actividades que se realizarán y personal que

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ejecutará el mantenimiento. CDEC-SING informará a los Coordinados cuando se efectúen mantenimientos de la plataforma a nivel de Software. Este mantenimiento preventivo deberá incluir:

Inspección en sitio. Verificación de las condiciones ambientales. Verificación del desempeño del Módulo AGC (performance). Verificación del tiempo de respuesta del sistema. Verificación del tiempo de respuesta de las consolas de operación. Verificación de la consistencia e integridad de la base de datos. Verificación de la consistencia e integridad de la base de datos histórica. Verificación de la carga de las CPU del servidor donde se encuentra el AGC y las consolas de

operación. Monitoreo del sistema de alarmas. Análisis de mensajes de error del sistema. Verificación de la sintonización del sistema. Evaluación de la información de diagnóstico presente en el sistema. Verificación del estado de las funciones del sistema. Verificación de las ayudas y utilidades para diagnóstico del sistema. Verificación del software. Espacio en disco de cada servidor. Capacidad de proceso de cada servidor. Análisis y propuesta de solución de las necesidades futuras (de proceso y espacio en disco). Verificación de la base de datos fuente con respecto a futuras necesidades y consistencias y

propuesta de solución. Verificación de cada programa y su funcionalidad plena. Análisis e interpretación de cualquier mensaje de error de la consola emitido por cada servidor. Copias de respaldo, si es necesario, de la base de datos fuente, en un medio de almacenamiento

de largo plazo (cinta, CD o disco óptico). Análisis del desempeño del sistema usando herramientas y utilidades para medición de

desempeño disponibles. Medidas para preservar el estado de funcionamiento normal. Ajuste de parámetros de sintonía. Entrenamiento de personal.

El anterior servicio debe incluir trabajos de corrección de errores detectados y propuestas de plan de trabajo para las situaciones encontradas como no conformidades. 7.1.1.2 Mantenimiento preventivo hardware: Para el mantenimiento preventivo del hardware, GE Grid Solutions debe presentar un plan de trabajo donde se indique como mínimo la siguiente información: funciones o servicios afectados, fecha, hora y duración del mantenimiento; descripción detallada de las actividades que se realizarán y personal que ejecutará el mantenimiento. CDEC-SING informará a los Coordinados cuando se efectúen mantenimientos de la plataforma a nivel de Hardware. El mantenimiento preventivo se realizará dos (2) veces al año, en el sitio donde estén ubicados los equipos. Este servicio de Mantenimiento Preventivo incluirá las siguientes actividades entre otras:

Verificación inicial del funcionamiento de las máquinas y sus periféricos.

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Revisión del archivo "Messages" (Listado de errores). Se solicita al usuario los pasos para bajar y apagar el sistema.

Ejecución de limpieza interna, verificación de voltaje y revisión de conexiones. Encender las máquinas y correr los diagnósticos de bajo nivel. (Test AII). Arrancar el sistema y monitorear el comportamiento de los elementos tanto de hardware como

de software. Ejecutar diagnóstico de alto nivel con la máquina On-line Revisión de los Archivos de Sistema y verificación de su ocupación en función de la capacidad

total del disco. Ejecutar comandos de análisis y diagnóstico y hacer las recomendaciones pertinentes. Verificación de los equipos, cables y tarjetas de conexión a la red. Revisión de los archivos "Log" de los errores del sistema. Entrega del reporte de servicio, con sus recomendaciones.

Este mantenimiento preventivo debe incluir trabajos de corrección de errores detectados y propuestas de plan de trabajo para las situaciones encontradas como no conformidades. 7.1.1.3 Mantenimiento preventivo base de batos modelo AGC: El CDEC SING garantizará un esquema de respaldo para la base de datos de los parámetros del AGC. Esta información comprende los valores de sintonía de la función AGC, de todas las unidades y sus respectivos controles. El respaldo de la base de datos, deberá ser realizado toda vez que se actualice uno de los parámetros del AGC. Se llevará un control de los cambios que se realicen, considerando cada el “log” del usuario que efectúe la modificación. En caso de un eventual problema que se haya generado en el módulo AGC, producto del cambio realizado, se deberá poder cargar la base de datos anterior o en su defecto revisar, identificar y corregir los cambios realizados en la parametrización que hubiese motivado el problema. 7.2 Procedimiento para mantenimiento de unidades que prestan el servicio de AGC A continuación, se presenta el procedimiento para mantener actualizados los parámetros de las unidades de generación que prestan el servicio de AGC.

1. Las empresas coordinadas debe informar con al menos una semana de anticipación al CDEC - SING la fecha y el detalle de la intervención en la que realizará una modificación a alguno de los equipos o elementos asociados al AGC, entre estos, al generador, equipos de cómputo, sistemas de comunicación, dispositivos de acople a la unidad de generación, regulador de velocidad. El aviso se deberá realizar a través de las solicitudes de precaución o desconexión correspondientes, y adicionalmente a través de correo electrónico al Departamento de Operaciones de CDEC-SING (operaciones@cdec-sing.cl). El detalle de la comunicación debe especificar el grado de intervención y si ésta afectará los parámetros configurados para la prestación del servicio AGC de la unidad generadora.

2. El CDEC-SING evaluará si el tipo de intervención afecta la respuesta en regulación primaria o secundaria de la unidad de generación sometida a la intervención.

3. En caso de que el CDEC-SING determine que la unidad verá afectada su respuesta en regulación primaria o secundaria por efecto de la intervención, la unidad generadora se considerará transitoriamente no habilitada para prestar el servicio de AGC a partir del momento en el que empiece la intervención a esta unidad y hasta que se realicen nuevamente las pruebas de sintonía de la unidad con el módulo AGC. En el caso de que la intervención no afecte los controles para la prestación de los servicios de CPF o CSF, la DO aprobará el trabajo conforme a los criterios establecidos en la proceso de coordinación de trabajos del SING.

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4. Una vez finalizada la intervención a alguno de los elementos asociados a control de frecuencia de la unidad (Generador, equipos de cómputo, sistemas de comunicación, dispositivos de acople a la unidad de generación, regulador de velocidad), el Coordinado deberá enviar al CDEC–SING, en un plazo no mayor a 5 días hábiles, un informe que especifique el tipo de intervención realizado. Este informe debe contener información en detalle de la intervención realizada y en función de los parámetros que se hayan visto afectados debe incluir una descripción de las pruebas a realizar para determinar, entre otras, la velocidad de toma de carga de la unidad, el estatismo, la banda muerta, la constante de tiempo de la unidad, las pruebas de regulación autónoma, etc. La DO tendrá un plazo de 5 días hábiles para evaluar la información y emitir observaciones, indicando al Coordinado si se requiere realizar alguna prueba adicional para verificar el funcionamiento de la unidad.

5. En caso de que la unidad de generación pierda su habilitación para la prestación del servicio de CSF, el Coordinado deberá coordinar con el CDEC-SING las pruebas que sean requeridas para dejar habilitada nuevamente dicha unidad. Estas pruebas serán realizadas de acuerdo con el procedimiento para sintonía de unidades.

7.3 Definición de alarmas requeridas por el sistema AGC para que el personal de mantenimiento y operación pueda tomar las acciones preventivas o correctivas. La definición de alarmas para el centro de control, y en el caso particular de los programas AGC, deben basarse en los principios de Conciencia Situacional para permitir un comportamiento homologado ante esta información. Los principales principios de Conciencia Situacional para ser tenidos en cuenta en la definición de despliegue y alarmas para el módulo AGC son los siguientes: 7.3.1 Simplicidad

Presentar la información de manera simple, con el fin de destacar los datos más importantes en forma rápida y efectiva. Por lo tanto, los despliegues de información deben ser fáciles de interpretar

Los despliegues de información deberán lucir “planos”, de tal manera que mientras el sistema permanezca estable, la información que se visualice no se destaque. De esta forma, se detectan fácilmente los cambios de aspectos, cuando se presenten situaciones inusuales o de alerta.

Utilizar sólo formas, símbolos y elementos gráficos bidimensionales.

7.3.2 Legibilidad Toda información presentada debe ser legible, en cuanto a formas, símbolos, elementos gráficos

y textos. La representación de los elementos y los símbolos, se debe hacer acudiendo a formas

geométricas simples. Los textos utilizados para palabras sueltas, abreviaciones, títulos, etiquetas cortas y designación

de equipos deben estar escritos en letras mayúsculas. Los textos compuestos deben estar escritos en letras mayúsculas y minúsculas. Las abreviaciones deben ser consistentes. Se recomienda mantener actualizado el glosario de

abreviaciones. Los colores se definen a partir de las longitudes de onda del espectro visible y utilizando

codificación RGB decimal.

7.4 Procedimientos para suspender y/o retirar una unidad de generación de la prestación del servicio de CSF. Si durante la operación normal, el personal del Centro de Control del CDEC - SING observa alguna anomalía en la respuesta a la regulación secundaria de frecuencia de una de las unidades de generación que se

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encuentra prestando este servicio; luego de efectuar una revisión a todos los subsistemas asociados a la función AGC de responsabilidad del SING (Software y Parámetros de la función) y si determina que la anomalía presentada no es originada por estos subsistemas, se procederá de la siguiente manera:

El CDC comunicará al Centro de Control responsable de la unidad generadora que será retirada temporalmente de la lista de unidades generadoras calificadas para la prestación del servicio de regulación de frecuencia. Dicha condición se mantendrá hasta que efectúe los ajustes que permitan superar el problema detectado.

Una vez que el Responsable de la unidad generadora haya efectuado los ajustes respectivos, deberá enviar un informe al CDEC - SING que contenga la descripción de la situación y de las acciones correctivas realizadas, con los antecedentes de respaldo que describan los ajustes realizados.

Una vez recibido el informe, el CDEC - SING tendrá dos (2) días hábiles para revisión y análisis de los registros. Si éstos son satisfactorios, el responsable de la unidad de generación puede solicitar las pruebas de sintonía e integración al servicio de Control Secundario de Frecuencia, cumpliendo con los plazos y procedimientos establecidos para su programación en el programa diario de generación.

El CDEC - SING realizará las pruebas según la programación y siguiendo los procedimientos descritos para la sintonía de unidades de generación y mantenimiento de parámetros. El CDEC - SING contará con dos (2) días hábiles para el análisis de los datos y resultados de estas pruebas.

Si el resultado de las pruebas es satisfactorio, el CDEC - SING enviará una comunicación al Coordinado informando que la unidad generadora puede ser considerada nuevamente como calificada para prestar el servicio de Control Secundario de Frecuencia.

En la Tabla 12 se resume el procedimiento a llevar a cabo cuando el CDEC - SING detecte una respuesta inadecuada en alguna de las unidades que prestan el Servicio de AGC.

Tabla 18: Procedimiento para suspender y/o retirar una unidad de generación de AGC

PROCEDIMIENTO DESCRIPCIÓN El Centro de Control del CDEC-SING detecta repuesta inadecuada de una unidad que presta el servicio de Regulación Secundaria.

El CDEC - SING efectúa una revisión a todos los subsistemas asociados a la función de control del AGC que son de su responsabilidad (Software y parámetros de la función) y se determina la posible causa que origina la anomalía. El CDC informará al Centro de Control que coordina la unidad generadora en cuestión.

El Coordinado evaluará el posible origen de la anomalía.

El Coordinado debe realizar una revisión a todos los subsistemas asociados a la función de control del AGC que son de su responsabilidad (entre otros, unidad de generación, regulador de velocidad, el enlace de comunicaciones, RTU o sistema de control) y determina si la anomalía está en esos dispositivos.

Identificación de la anomalía.

Con base en los análisis del CDEC - SING y del el Coordinado responsable de la unidad generadora, se establece el origen más probable de la anomalía. Se acuerdan entre CDEC-SING y los Coordinados los ajustes necesarios.

Clasificación de la anomalía.

Con base en la información que emita el Coordinado, el CDEC - SING clasificará la criticidad de la anomalía: Corto Plazo o Largo Plazo. Se establece si la solución de la anomalía requerirá o no nuevamente de pruebas de Sintonía e Integración.

Anomalía de Corto Plazo Se retira a la unidad generadora la calificación para prestar Regulación Secundaria por las siguientes 48 horas a partir de la "Identificación de la Anomalía". Este momento se dejará establecido en la Bitácora del CDC. Se reasignará la reserva de AGC. Si pasado este tiempo, el responsable de la unidad de generación no ha solucionado el problema y no ha realizado el reporte respectivo, la unidad perderá su habilitación para prestar AGC.

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PROCEDIMIENTO DESCRIPCIÓN Anomalía de Largo Plazo. La unidad pierde su habilitación. El CDEC - SING comunicará al Coordinado y solicitará

plan de trabajo para normalizar la instalación.

Informe por parte del agente con los ajustes realizados.

Una vez el Coordinado haya efectuado las acciones correctivas, debe enviar un Informe técnico al CDEC - SING. CDEC - SING evaluará la naturaleza de las acciones correctivas y definirá si se requieren pruebas para rehabilitar la unidad.

Informe de aceptación por parte del CDEC - SING de los ajustes efectuados.

Una vez recibido el Informe, CDEC - SING tendrá dos días hábiles para revisión y análisis de los registros. Si éstos son satisfactorios, el responsable de la unidad de generación procederá a solicitar pruebas de Sintonía e Integración, al servicio de Regulación Secundaria de frecuencia. Según corresponda.

Retorno a calidad de Habilitada.

Si la naturaleza de la acción correctiva afecta a los parámetros de la regulación de frecuencia, se procederá a programar y realizar nuevamente pruebas de sintonía. En caso contrario, con el Informe Técnico del Coordinado, CDEC - SING podrá declarar la unidad como habilitada para prestar AGC, o solicitar pruebas adicionales.

Pruebas de re sintonía. El CDEC - SING realizará las pruebas según la programación y siguiendo el procedimiento establecido. CDEC - SING tendrá dos días hábiles para el análisis de los datos y resultados de estas pruebas, y para enviar el informe técnico que soporte los resultados de las mismas.

Informe por parte del CDEC - SING que la unidad está apta para prestar el servicio de AGC.

Si el resultado de las pruebas es satisfactorio, CDEC - SING enviará una comunicación informando que la unidad generadora puede ser considerada nuevamente para prestar el servicio de Regulación Secundaria de frecuencia.

El informe que envía el Coordinado debe contener como mínimo la siguiente información:

Descripción de la condición que originó el mal desempeño de la unidad en la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia.

Descripción de los ajustes realizados para que la unidad preste nuevamente en forma adecuada el servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. En este caso se debe analizar si se realizaron modificaciones que originen un cambio del modelo de la unidad y ameriten nuevamente pruebas de sintonía de AGC. En esta condición la unidad perdería la habilitación para hacer AGC.

Gráficas en donde se pueda verificar que después de los ajustes realizados a la unidad, ésta responde adecuadamente a las consignas de AGC enviadas por el CDEC-SING en todo el rango de regulación.

El CDEC - SING realizará el seguimiento en Tiempo Real y postoperativo diario al desempeño de las unidades que se encuentren prestando el servicio de Regulación Secundaria de frecuencia con el fin de detectar oportunamente, el comportamiento no adecuado de la función AGC, de algunas unidades de generación que pueda afectar la calidad del servicio. Si la anomalía se presenta en las unidades generadoras, CDEC - SING coordinará el retiro de la unidad del servicio de AGC.

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7.5 Procedimientos para integrar nuevas unidades de generación al sistema AGC. Cuando un Coordinado sea instruido a prestar el servicio de AGC, debe seguir el procedimiento que se detalla a continuación:

1. Realizar pruebas preliminares. Estas pruebas se deberán realizar para determinar la velocidad de toma de carga, la constante de tiempo, las zonas prohibidas de operación y el rango de regulación de la unidad para AGC. Para determinar la velocidad máxima sostenida de cambio de carga MW/min se requiere hacer mediciones de potencia y del tiempo que le toma a la unidad ejecutar órdenes de subir y bajar generación, pasando de potencia nominal a mínimo técnico y viceversa, por medio de escalones de igual longitud. De los datos obtenidos se obtiene una pendiente que representa su comportamiento. A partir de estos resultados se pueden inferir condiciones de desempeño diferentes de la unidad de acuerdo con su condición de carga y zonas prohibidas de operación. Para determinar la constante de tiempo del generador se requiere enviar una consigna al generador y determinar el tiempo que le toma alcanzar el 63.2% del valor final después del envío de la consigna correspondiente. Para determinar el rango de regulación de la unidad se requiere evaluar a partir de qué valor de generación es segura la operación continua y en modo automático del generador, ante variaciones constantes de la consigna por el efecto de la operación del AGC.

2. Realizar y completar las pruebas de comunicaciones y requerimientos tecnológicos necesarios para llevar a cabo el proceso automático de control de generación desde el CDEC-SING. Las pruebas deben ser coordinadas y llevadas a cabo entre el Coordinado y el CDEC-SING. Los requerimientos específicos del Enlace AGC Local/Coordinado, se encuentran establecidos en el Informe de Diseño Conceptual y Básico del Enlace AGC Local/Coordinado. Para efectos de habilitar el Enlace Externo de comunicaciones, se debe informar a CDEC-SING las coordenadas donde se encuentra el equipo de comunicaciones de la Central, de manera de coordinar su conexión con la red de comunicaciones del AGC. En este paso se verificará la recepción de consignas de la unidad a través de la evaluación de su respuesta y la trazabilidad a la información enviada.

3. Finalmente, en el caso de que todas las pruebas realizadas anteriormente sean satisfactorias, CDEC-SING deberá adecuar la base de datos del Módulo AGC para incorporar la unidad generadora al esquema del AGC y coordinar las pruebas de sintonía.

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7.6 Procedimientos para pruebas de sintonía a unidades de generación. Las pruebas de sintonía se realizarán desde el CDEC-SING en coordinación con el personal de la central que se encuentra en pruebas. El proceso de sintonía de unidades generadoras se debe realizar ante la integración de una nueva unidad al AGC o ante cambios en una unidad generadora que puedan originar una modificación de la respuesta en regulación primaria de la unidad ante una variación de la frecuencia o una modificación en el tiempo de retardo que hay entre el comando enviado por el AGC y la respuesta real de la unidad. Durante las pruebas de sintonía se ajusta el control de unidad y se registra la evolución de la unidad para determinar el Factor de conversión (MW/pulso) en caso de unidades bajo consignas tipo pulsos y la velocidad de toma de carga para el caso de unidades comandadas por Setpoint. Para evaluar y caracterizar las unidades dependiendo de su desempeño en las distintas condiciones de carga, se dividirá en tres franjas el rango de regulación de las mismas. El procedimiento contempla realizar un análisis estadístico entre las franjas para determinar si las unidades responden adecuadamente a las consignas de AGC. Se considerará la siguiente información mínima para verificar que las unidades pueden integrarse al servicio de AGC:

Tabla 19: Procedimiento para integrar nuevas unidades al AGC

ITEM PROCEDIMIENTO

1 Base de datos del sistema SCADA actualizada con los datos de las pruebas de campo.

2 Unidad comandada desde el CDEC-SING (remoto).

3 Unidad en modo “Test”.

4 Envío de escalones de igual tamaño hacia arriba y hacia abajo, mínimo 15 veces por franja en cada sentido.

5 Verificación de respuesta de la unidad a los comandos (pulso o setpoint) enviados desde el CDEC-SING (respuesta lineal o no).

6 Determinar el factor de conversión MW/Pulso (coeficiente de variación no mayor 15%). En caso de que los comandos enviados desde el CDEC-SING sean tipo pulso.

7 Tiempo de retardo: tiempo que tarda en responder la unidad una vez se le envía el comando (delay) (el tiempo recomendado corresponde a 20 seg.).

8 El valor del error final de potencia promedio no debe ser superior al umbral establecido

9 La Velocidad máxima de Cambio de Carga por unidad debe ser mayor o igual a 4 MW/min y la dispersión de los datos debe ser menor al 15 % para unidades que operarán en AGC en condiciones normales. Este valor podrá ser inferior para unidades que operan en condición de emergencia o para unidades destinadas a suplir la indisponibilidad de otras unidades, siempre que se cumpla la tasa mínima sistémica requerida.

En general, independientemente del tipo de comando que se envíe desde CDEC-SING, se espera que la unidad llegue lo más rápido posible al valor objetivo y que lo haga en forma suave, esto es, que obtenga una respuesta amortiguada o ligeramente subamortiguada. Las modalidades de comandos desde CDEC-SING pueden ser dos: envío comandos tipo pulsos y envío comandos tipo setpoint. El procedimiento a seguir considerando ambas alternativas se describe a continuación:

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7.6.1 Envío comandos tipo pulsos desde el CDEC-SING Se deberá verificar la respuesta de las unidades con los parámetros originales. Para esto, se coloca la unidad en modo de prueba (Test) y se le envían varios escalones de igual longitud, pasando de mínimo a máximo y viceversa y se evalúa la respuesta de la unidad. Determinar el factor de conversión (MW/Pulso). Determinar si se puede utilizar un factor de conversión o si este factor es variable considerando el rango de regulación (en mínima, media y máxima generación). Para realizar esta evaluación se determina. Se envían consignas a las unidades para producir un conjunto de datos recorriendo, en forma similar a la prueba de toma de carga, el ciclo completo de subida y bajada de generación entre el mínimo técnico y el máximo técnico para AGC, efectuando el ajuste necesario en los parámetros del modelo del generador y de ajuste de los controles correspondientes. Para determinar la calidad de la respuesta de la unidad en AGC, se utilizan los siguientes indicadores:

1. Coeficiente de variación de los factores de conversión de MW/pulso tomados durante la prueba (por franja) debe ser menor al 15%

2. Tiempo que tarda en responder la unidad, idealmente se privilegiará que dicho valor sea inferior a 20s.

3. Valor del error final de potencia promedio menor o igual al máximo permitido (Se recomienda considerar como error máximo un 1% del tamaño del rango de regulación o 1 MW).

4. Coeficiente de variación de la velocidad de cambio de carga por unidad medida durante la prueba menor al 15%.

Tabla 20: Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC – Envío comandos tipo pulsos desde el CDEC-SING

PROCEDIMIENTO REQUERIMIENTO RESULTADO

Verificar la respuesta de las unidades a los comandos tipo pulsos enviados desde el CDEC-SING

La respuesta de las unidades debe ser lineal en toda la región de regulación o en cada franja de regulación en la que se puedan calibrar los pulsos de subida/bajada. El rango de regulación se divide en franjas. Para cada franja se determina el factor de y la Velocidad de Cambio de Carga, tanto para subir como para bajar. Los coeficientes de variación del Piff Step y de la Velocidad de Cambio de Carga calculados tanto para cada una de las franjas como entre las franjas, no debe ser superior al 15%.

Conserva una respuesta lineal en la región de regulación: Coeficiente de Variación entre franjas Piff Step: % Velocidad de Cambio de Carga: % Coeficiente de Variación para cada franja Piff Step: % Velocidad de Cambio de Carga: %

Determinar los factores de conversión MW/Pulso

El rango de dispersión de todos los factores tomados durante la prueba debe ser menor al 15%.

Piff Step (Para cada franja) Subir: MW/Pulso Bajar: MW/Pulso

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PROCEDIMIENTO REQUERIMIENTO RESULTADO

Coeficiente Variación (Para cada franja) Subir: % Bajar: %

Determinar el tiempo de retardo desde que se envía el comando de regulación desde el CDEC-SING hasta que el sistema SCADA responde

El valor recomendado es menor a 20 segundos

Verificar el valor del error final de potencia una vez se envían los pulsos

El valor del error final promedio no debe superar el umbral definido.

Verificar la máxima Velocidad de Cambio de Carga por Unidad

La Velocidad de Cambio de Carga por Unidad debe ser mayor o igual a 4 MW/min y la dispersión de los datos debe ser menor al 15 % para unidades que se van a considerar en el AGC en condiciones normales de operación.

Promedio subir: MW/min Coeficiente de Variación: % Promedio bajar: MW/min Coeficiente de Variación: %

Verificar la respuesta de la unidad bajo AGC en modo automático.

Durante el periodo de regulación de la unidad en modo automático, no se deben presentar oscilaciones no amortiguadas o desviaciones fuera de la consigna del AGC por más de 15 minutos o que lleven a suspensión de la unidad por el AGC.

La unidad cumple / no cumple con la prueba en automático.

7.6.2 Envío comandos tipo setpoint desde el CDEC-SING Se determina el ajuste de los parámetros del modelo de cada unidad en el sistema SCADA del CDEC-SING para lo cual se realiza el siguiente procedimiento:

Verificar la respuesta de las unidades con los parámetros originales. Para esto, se coloca la unidad en modo de prueba (Test) y se le envían varios pulsos de igual longitud (máxima), pasando de mínimo a máximo y viceversa y se evalúa la respuesta de la unidad.

Se produce para las unidades un conjunto de datos recorriendo, en forma similar a la prueba de toma de carga, el ciclo completo de subida y bajada de generación, efectuando el ajuste necesario en los parámetros.

Para determinar la calidad de la respuesta de la unidad en AGC, se utilizan los siguientes indicadores: o Respuesta lineal en todo el rango de regulación. o Tiempo que tarda en responder la unidad una vez se envía el comando recomendado

inferior a 20s. o Valor del error final de potencia promedio menor o igual a 2 MW. o Coeficiente de variación de la velocidad de cambio de carga por unidad medida durante la

prueba menor al 15%.

El proceso de sintonía de unidades permite realimentar la información de los parámetros pre-calculados y realizar la mejor sintonía posible. Finalmente, se deben cumplir los criterios que se resumen en la Tabla 16 para que las pruebas sean declaradas como exitosas.

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Tabla 21: Requerimientos para Pruebas Exitosas de AGC – Envío comandos setpoint desde CDEC-SING

PROCEDIMIENTO REQUERIMIENTO RESULTADO

Verificación de respuesta de las unidades a comandos de Setpoint enviados desde el CDEC-SING.

La respuesta de las unidades debe ser lineal en la región de regulación. El rango de regulación se divide en franjas. Para cada franja se determina la Velocidad de Cambio de Carga, tanto para subir como para bajar. Los coeficientes de variación de la Velocidad de Cambio de Carga calculados tanto para cada una de las franjas como entre las franjas, no debe ser superior al 15%.

Conserva una respuesta lineal en la región de regulación Coeficiente de Variación entre franjas Velocidad de Cambio de Carga: % Coeficiente de Variación para cada franja Velocidad de Cambio de Carga: %

Determinar el tiempo de retardo desde que se envía el comando de regulación desde el CDEC-SING hasta que el sistema SCADA responde

El valor recomendado de este valor debe ser menor a 20 segundos

Retardo (s)

Verificar el valor del error final de potencia una vez se envía el setpoint

El valor del error final promedio no debe superar el umbral definido.

MW

Verificar la máxima velocidad de Cambio de Carga por Unidad

La Velocidad de Cambio de Carga por Unidad reportada por el agente u obtenida en la prueba debe ser mayor o igual a 4 MW/min y la dispersión de los datos debe ser menor al 15 %

Promedio subir: MW/min Coeficiente de Variación: % Promedio bajar: MW/min Coeficiente de Variación: %

Verificar la respuesta de la unidad bajo AGC en modo automático.

Durante el periodo de regulación de la unidad en modo automático, no se deben presentar oscilaciones no amortiguadas o desviaciones fuera de la consigna del AGC por más de 15 minutos o que lleven a suspensión de la unidad por el AGC.

La unidad cumple / no cumple con la prueba en automático.

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7.7 Procedimientos para el seguimiento a las unidades de generación que están prestando el servicio de CSF. Para verificar el correcto funcionamiento del AGC, CDEC-SING realizará una evaluación fuera de tiempo real a la prestación del servicio. Este análisis post operativo, será desarrollado diariamente ya que permite evaluar aspectos tales como los periodos de mayor utilización de la reserva de Regulación Secundaria en operación normal que facilitan identificar necesidades de ajuste de los pronósticos de demanda. Adicionalmente, el seguimiento facilitará la evaluación diaria del comportamiento de las unidades que prestan el servicio. El análisis se efectuará a partir de datos históricos que almacena el sistema SCADA para cada una de las unidades, se evaluarán los valores de generación real de cada una de las unidades, comparándolos con los valores simulados por la función AGC al dar las instrucciones de variación de generación a cada una de las unidades. Con estos valores se calculará el porcentaje de uso del margen programado de AGC para cada unidad de generación. En el caso en que se presenten fallas menores o comportamiento inadecuado de alguna de las unidades que prestaron el servicio de AGC, se realizará una revisión detallada de dicha unidad, en el periodo en el que se presentó la anormalidad en el servicio, para lo cual CDEC-SING podrá solicitar antecedentes adicionales al Coordinado. De ser necesario CDEC-SING puede solicitar pruebas de sintonía para verificar el comportamiento de la unidad. 7.8 Procedimientos operativos para el manejo en tiempo real de las unidades que prestan el servicio de CSF. El CDC realizará el seguimiento en tiempo real del modo de control de las unidades que se encuentran prestando el servicio de AGC, el seguimiento principal se enfocará en los siguientes puntos: modo de control en el que se encuentran las unidades, mantener el margen de regulación para control secundario de frecuencia, controlar las bandas de regulación de las unidades participantes, supervisar que se están respetando los límites operacionales de las unidades y verificar la respuesta de las unidades en tiempo real, en función del modelo establecido en el módulo AGC. El CDC deberá verificar e informar al Coordinado en el caso de que algunas de las unidades se pausen o suspendan del control AGC, cuando se presentan desviaciones considerables entre el ideal de generación calculado por el AGC (potencia simulada) y la generación real de la unidad. En dicho caso deberá reasignar la regulación, conforme a los criterios establecido en la Programación de la Operación. El CDC verificará en Tiempo Real los cambios que se presentan entre las unidades programadas para regular en cada uno de los periodos, ya que una vez comience o termine el periodo de Regulación las unidades deben conectar o desconectar el control remoto al AGC del Centro de Control, conforme a lo establecido en la PCP, dicha coordinación se efectuará durante los cinco minutos previos al cambio de periodo, entre el CDC y el Centro de Control de la unidad que deberá conectarse o desconectarse del AGC. El CDC, verificará en todo momento el porcentaje de utilización de la Reserva de Regulación Secundaria ya que esto le da permitirá tomar acciones operativas necesarias para recuperar la magnitud de la reserva. En la Figura 28 se muestra un ejemplo de despliegue para el seguimiento del porcentaje de reserva en tiempo Real.

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Figura 21. Esquema de seguimiento en Tiempo Real de la utilización del AGC

En la Figura 21 se muestra un ejemplo de cómo las unidades se aproximan a sus límites de regulación y es necesario que el Despachador tome las acciones por medio de la regulación terciaria de frecuencia, permitiendo de este modo, devolverle al AGC su reserva para que, en el caso de un evento, el sistema tenga capacidad de respuesta para corregir las desviaciones de la frecuencia.

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8. PROGRAMA DE IMPLEMENTACIÓN

Considerando la complejidad de los sistemas eléctricos, y en particular la necesidad de actuar en forma coordinada y rápida, resguardando la integridad de las instalaciones, a efectos de garantizar la seguridad y eficiencia del sistema en su conjunto, la utilización de un Control Automático de Generación (AGC) para realizar el servicio de CSF, requiere de un procesos de implementación de esta herramienta, que dé garantías de funcionamiento en cuanto a su accionar y disponibilidad. Sin perjuicio de esto, y si bien el desempeño y robustez de todos los elementos que conforman la plataforma AGC, es crucial para su correcto funcionamiento, así como lo son las lógicas y parámetros bajo los cuales estas herramientas operan y toman decisiones, los aspectos culturales y paradigmas operativos que existen en la organizaciones y en las personas, también son un aspecto relevante que debe ser abordado durante el proceso de implementación de un AGC. Es por estas razones que, el éxito del Proyecto de Implementación en un AGC para SING, requiere de un trabajo coordinado, riguroso y preciso, en el cual se cuente con la participación activa de todos los agentes involucrados, no sólo a efectos de implementar la herramienta, sino también para garantizar su integridad y funcionamiento en el tiempo. Con esta visión CDEC-SING inicio, hace más de dos años, el Proyecto ante citado, en un proceso de 5 etapas en las cuales desde un principio ha estado informando a los Coordinados. De esta manera, la etapa de implementación del AGC en curso (correspondiente a la cuarta etapa), requiere planificar una serie de actividades que permitan garantizar el funcionamiento seguro y eficiente de este sistema, dentro de las que se encuentran: 1. Desde el punto de vista de la solución técnica:

a) Diseño conceptual de las alternativas de solución de cada subsistema y respectivos componentes requeridos, conformes a las especificaciones y responsabilidades descritas en el presente documento.

b) Verificación de cumplimiento de los requerimientos para selección de la alternativa adecuada. c) Instalación de los equipos que conforman la alternativa seleccionada y parametrización, conformes

a los requerimientos del presente documento. d) Pruebas individuales de sintonización y habilitación para garantizar el desempeño mínimo

requerido. e) Pruebas de la plataforma en su conjunto y sintonización sistémica. f) Pruebas de puestas en servicio y marcha blanca.

Todas estas etapas con el debido espacio para revisión y discusión entre las partes y aprobación del CDEC-SING, lo que será programado según avances respectivos. El Coordinado deberá considerar que el plazo para implementación de la solución de los enlaces es junio de 2016, conforme se muestra en la carta Gantt descrita en el punto 8.1. 2. Desde el punto de vista operacional:

a) Capacitación temprana en la herramienta y operación del AGC. b) Seguimiento y participación del proceso, del personal que operará, mantendrá y gestionará cada

elemento de la plataforma, según su responsabilidad. c) Análisis del impacto en la forma de operar para el personal del CDC y operadores de los

Coordinados. d) Revisión y observaciones a las propuestas de Procedimientos operativos. e) Definición de homologación de criterios de gestión y cultura de seguridad cibernética.

Todas estas etapas con el debido espacio para revisión y discusión entre las partes y capacitaciones consideradas por el CDEC-SING, tanto para el personal del CDEC como de los Coordinados. El Coordinado

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deberá considerar que el plazo para el desarrollo de estas actividades es la fecha de inicio de pruebas de operación previo a la marcha blanca, conforme se muestra en la carta Gantt descrita en el punto 8.1

8.1 Carta gantt para la Implementación, Sintonización y Puesta en Servicio Considerando las exigencias y plazos establecidos en la NT, y a efectos de contar con un período que permita realizar una marcha blanca, evaluación y ajustes al sistema, a continuación se presenta la carta Gantt del proceso 2015 y la prevista para la implementación del AGC en el SING durante el 2016:

Año 2015 Año 2016 Año 2017

Actividades Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul

IngByD

TDR-IngByD

Licitación y adjudicación de IngByD

Desarrollo IngByD

Criterios y lógicas de operación del AGC

Implementación y Marcha Blanca

Configuración módulo AGC (GE Grid Solutions)

Implementación Enlace AGC Local /Coordinado (Coordinados)

Implementación Enlace Externo

Habilitación Unidades para AGC

Pruebas y sintonización de parámetros

Marcha blanca

Entrenamiento CDC y CC's de Coordinados

Entrega a la explotación

AGC: Plazo NT

Figura 22. Carta Gantt Proyecto AGC