IMPACTO DE LA NORMA TECNICA SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE CONTROL

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IMPACTO DE LA NORMA TECNICA SEGURIDAD Y CALIDAD
DE SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE CONTROL

• Patricio Caro C.
• JULIO 2006

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TEMARIO

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

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Visión General Normativa

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

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

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

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

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

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Objetivos

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

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Sistemas de Información

• Capitulo 4 de la NT
• Sistema de información en Tiempo Real
• Sistema que permite mantener el control en tiempo
  real de la operación del sistema eléctrico
• Exige enviar datos del estado de los equipos
  maniobras, medidas del sistema eléctrico (flujos,
  cargas, tensiones, frec.). Transmisión del orden
  de segundos (1 seg. lt t lt10 seg.)
• Sistema de monitoreo
• Sistema que permite concentrar y recuperar la
  información de operación de protecciones y de
  registradores rápidos de condiciones dinámicas (t
  lt1 seg.)

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Niveles de Control
CDC
CDEC
CC
CENTRO DE CONTROL EMPRESA
Empresas Eléctricas
CR
CENTRO REGIONAL
Subestación o C.Generadora
RTU / SM
A/D
IED
mandos
RTU Unidad Remota Terminal SM Sistema de
monitoreo IED Equipo electrónico inteligente
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Estructura jerárquica
CDC
CDEC
EE
CC 1
CC 5
CC 2
CC 3
CC 4
CC Centro de control de empresa
RTU
RTU
RTU
RTU
RTU Unidad Remota Terminal
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Requerimientos mínimos SITR (capitulo 4)

• Disponibilidad 99,5
• Edad de los datos 10 seg.
• Sincronización de la información a nivel
  milisegundos -5 mseg
• Exactitud de medición Clase 2
• Redundancia de información

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Requerimientos del Sistema de Monitoreo

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

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Otros requerimientos del SM

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

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Soluciones que ofrece el mercado

• Nivel Subestación
• Nivel Centro de Control Empresa
• Nivel CDC

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

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

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Arquitectura básica Sistema de Monitoreo (1)
Comunicación como RTU
Comunicación datos COMTRADE
subestación
Concentrador y RTU
IED
E/S análogos y digitales
IED
IED
IED
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Arquitectura básica Sistema de Monitoreo (2)
CDC
CC
Comunicación como RTU (protocolos estándares)
Comunicación datos COMTRADE (TCP/IP)
subestación
Concentrador y RTU
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Datos de clientes (Art 3-26)

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

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Solución de Mercado

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

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Nivel Centro de Control

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

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

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

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

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

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Alternativas de desarrollo de un CC

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

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Elección de una alternativa

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

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PLAZOS 2005
  Año 2005 Año 2005 Año 2005 Año 2005 Año 2005 Año 2005 Año 2005 Año 2005 Año 2005
  Art. may jun jul ago sep oct nov dic
Vigencia 10-1 30              
Información solicitada por la DP 10-13           31    
Estudios EDAC PRS 10-14           31   31
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PLAZOS 2006
    Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006 Año 2006
  Art. ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Análisis Antecedentes Instalaciones Existentes 10-2     31                  
Procedimientos de la DO y la DP 10-12     31                  
Estudios Restricciones en el Sistema de Trans. Control de f. y determinación de reserv. Control de Tensión y Requer. de MQ Continuidad Coordinación de las Protecciones 10-14   28   30   30           31 31
Implementado y Operativo EDAC por subfrecuencia 10-20           30            
Implementado y Operativo EDCA por subtensión 10-21                       31
Cumplimiento del factor de potencia 10-22               1        
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PLAZOS 2007
  Año 2007 Año 2007 Año 2007 Año 2007 Año 2007 Año 2007 Año 2007 Año 2007 Año 2007
  Art. ene feb mar abr may jun jul dic
Exigencias mínimas para Diseños de instalaciones 10-7 1              
Evaluación del funcionamiento y Eficiencia 10-3           30    
Estudios Plan de defensa Contra Contingencias Extremas 10-14             31
Sistema de Información en Tiempo Real 10-30 1              
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Conclusiones

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