Un punto relevante del sistema Scada del organismo coordinador es el Sistema de Entrenamiento para Operadores (OTS), el cual es equivalente a un simulador de vuelo para los pilotos de aviones, que permite recrear cualquier evento de falla, apagones parciales y totales, aplicación de los planes de recuperación de servicio, seguimiento de la demanda, del programa diario, y de diversas situaciones operacionales que pueda enfrentar un despachador del CDC.

(Santiago, 12 de julio de 2018) Este año el Coordinador Eléctrico Nacional espera tener en operación una plataforma Scada unificada, para lo cual está orientando el proceso de migración de los enlaces de comunicaciones que tienen las empresas coordinadas por el organismo que están en el norte grande, con lo que el Sistema Eléctrico Nacional contará con una de las tecnologías más actualizadas de Latinoamérica en esta materia.

Ernesto Huber, gerente de Operación del Coordinador Eléctrico Nacional, explica que el Scada es un “sistema de adquisición de datos, supervisión y control de las instalaciones del sistema interconectado, el cual consiste en un conjunto de estaciones remotas que recogen la información como el estado de interruptores, niveles de tensión, producción de energía, etc., en las diversas instalaciones de centrales y sistemas de transmisión, enviándola a través de enlaces de comunicación al Centro de Despacho y Control (del organismo), donde es visualizada en el video wall y paneles gráficos”.

Unificación

El organismo dispone de dos sistemas Scada: Un modelo ABB versión Network Manager 6.6 y un modelo GE e-terra 2.6, aunque Ernesto Huber señala que actualmente se encuentra realizando “el proceso de migración de los enlaces de comunicaciones de los Coordinados del norte grande hacia los data center del Scada ABB, de manera de contar con esa plataforma unificada durante el presente año”.

Los resultados de esta tecnología son destacados por Huber, especialmente en cuanto al intercambio de información entre ambas plataformas Scada puesto que permite “contar con supervisión completa del Sistema Eléctrico Nacional, tanto en el Centro de Despacho y Control (CDC) Norte como el CDC Sur del Coordinador”.

“Por otra parte, para el Scada ABB versión Network Manager 6.6, las Aplicaciones EMS (Estimador de Estado, Flujo de Potencia, Análisis de Contingencias) están totalmente operativas para todo el sistema, permitiendo que cualquier maniobra pueda ser simulada por el despachador en forma previa a su instrucción, minimizando de esta manera los riesgos operacionales, sobre todo en zonas donde la topología del sistema eléctrico presenta enmallamiento”, agrega Huber.

Estos resultados también son destacados por Camilo Luna, ejecutivo de Desarrollo de Negocios Enterprise Software LAM en ABB: “El Coordinador Eléctrico tiene un nivel muy alto de observabilidad de la red y confiabilidad en la operación de la misma, y ha unificado el control secundario de frecuencia-AGC de todo el sistema chileno, con lo cual ha incrementado sus indicadores considerablemente, teniendo cumplimientos diarios históricos de 99,84% del tiempo”.

El ejecutivo afirma que el proceso de migración de todas las señales del Scada que realiza el organismo permitirá “tener pleno control y supervisión desde el Network Manager de la zona centro-sur y de la zona del norte grande del sistema eléctrico nacional, bajo una sola plataforma y una sola interfaz de usuario, lo cual le da a los operadores una mayor conciencia situacional”.

A juicio de Camilo Luna, el Scada/EMS Networl Manager del Coordinador Eléctrico es un sistema de arquitectura virtualizada, “el cual provee beneficios de costo total de la propiedad del sistema, dado que optimiza los costos de hardware, de mantenimiento y actualización, manteniendo un alto performance”.

El especialista sostiene que la actualización del Scada/EMS dejará al organismo coordinador con una de las tecnologías más actualizadas de la región, “similar a la que se está implementando en empresas de algunos países como Surinam, Costa Rica, Colombia y adicionalmente algunos otros operadores de mercado se encuentran en plenos procesos de contratación para actualización como Argentina, Uruguay y Guatemala”.

Perspectivas

Dentro de los planes a futuro en torno al Scada, Ernesto Huber asegura que se considera avanzar “en la interoperabilidad de la plataforma Scada con otros sistema, al tiempo que también se analizará la implementación de nuevas aplicaciones Scada/EMS (gestión de la energía) como el flujo de potencia óptimo y el estimador de estado híbrido que utiliza la información sincrofasorial provenientes de la red WAM, para mejorar su convergencia”.

Un punto relevante del sistema Scada del organismo coordinador es el Sistema de Entrenamiento para Operadores (OTS), el cual según explica Huber, es equivalente a un simulador de vuelo para los pilotos de aviones, “que permite recrear cualquier evento de falla, apagones parciales y totales, aplicación de los planes de recuperación de servicio, seguimiento de la demanda, del programa diario, y de diversas situaciones operacionales que pueda enfrentar un despachador del CDC, de manera de entrenar, mejorar y mantener su desempeño óptimo en las funciones de operación en tiempo real”.

Huber menciona que los principales desafíos de este sistema apuntan a la adaptación y otorgamiento de una solución “al monitoreo de las nuevas tecnologías que se están integrando a los sistemas eléctricos, como la generación ERNC, enlaces en corriente continua HVDC, sistemas de almacenamiento de energía (BESS, PSH), generación distribuida y microgrids”.

Otro reto, de acuerdo al ejecutivo, es contar con aplicaciones “que permitan la gestión en tiempo real del mercado de Servicios Complementarios, gestión de la energía ERNC, generación distribuida, flexibilidad de las centrales, entre otras; junto con contar con herramientas de control adicionales al Control Automático de Generación (AGC), como el Control de Tensión conjunto de centrales donde también la incorporación de las generación ERNC tiene mucho que aportar, bajo el concepto de “grid-friendly”.

Esto es compartido por Camilo Luna, por cuanto el Scada “está preparado para gestionar las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), las cuales han llegado al sistema chileno de forma masiva y seguirán llegando de acuerdo al potencial de recurso eólico y solar en el norte y sur del país, por lo que dichos recursos serán integrados y gestionados bajo esta misma plataforma de manera integral”.

El ejecutivo de ABB concluye que la incorporación de este tipo de tecnología por parte del Coordinador Eléctrico Nacional va en línea con la tendencia de “tener mucha más observabilidad de la red, interoperabilidad, ciberseguridad e integración con más sistemas y tecnologías, como sistemas de monitoreo de red amplia (WAM), HDVC, recursos de energía distribuida (DER, Microcrids y sistemas de gestión de mercado), que permitan usar los datos de tiempo real y los pronósticos para optimizar el despacho económico y tener una operación segura, confiable y económica”.

Fuente: Revista Electricidad