REGULACION No. CONELEC – 005/08

REGULACION No. CONELEC – 005/08
REQUERIMIENTOS PARA LA SUPERVISIÓN Y CONTROL EN TIEMPO REAL DEL
SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO POR PARTE DEL CENACE
EL DIRECTORIO DEL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
CONELEC
Considerando:
Que, en el Art. 23 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se establece como Función
Global de la Corporación Centro Nacional de Control de Energía, en adelante CENACE, la
de administrar las transacciones técnicas y financieras del Mercado Eléctrico Mayorista,
debiendo resguardar las condiciones de seguridad de operación del Sistema Nacional
Interconectado -SNI-;
Que, el Art. 24 de la Ley Ibidem, literal c), señala como una de las obligaciones
específicas de la Corporación CENACE, la coordinación de la operación en tiempo real del
Sistema Nacional Interconectado en condiciones de operación normal y de contingencia,
ateniéndose a los criterios y normas de seguridad y calidad que determine el Consejo
Nacional de Electricidad, CONELEC;
Que, en el Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Arts. 56 y 66,
se establece como responsabilidad de los generadores y transmisor, respectivamente,
permitir la instalación y operación del equipamiento necesario, asociado al sistema de
supervisión y control de la Corporación CENACE;
Que, en el artículo 18 del Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional
Interconectado, se establece la obligación del distribuidor de proveer la información que
el CENACE requiera para realizar la coordinación, supervisión y control en tiempo real del
Sistema Nacional Interconectado; y,
En ejercicio de las facultades otorgadas por los literales a) y e) del artículo 13 de la Ley
de Régimen del Sector Eléctrico:
Resuelve:
Emitir la presente Regulación sobre los requerimientos para la supervisión y control en
tiempo real del Sistema Nacional Interconectado, por parte del CENACE, como
coordinador de la operación.
1. Objetivo.
Definir los requerimientos que deben cumplir los Agentes del MEM y el Transmisor, con
relación a la supervisión y control en tiempo real que realiza el CENACE, de forma de que
esta responsabilidad de la Corporación se cumpla de manera eficiente, para lo cual deberá
disponer de manera segura, confiable y con altos índices de disponibilidad, la información
en tiempo real necesaria para la operación del Sistema Nacional Interconectado.
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2. Alcance.
La presente Regulación establece como alcance lo siguiente:
a. Definir las responsabilidades por parte de los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista
y el Transmisor en el envío de la información en tiempo real al CENACE.
b. Presentar las características técnicas mínimas que debe cumplir la información enviada
al Sistema de Tiempo Real.
c. Establecer la responsabilidad del CENACE en cuanto a la administración de la
información en tiempo real del Sistema Nacional Interconectado.
3. Definiciones.
AGC: Control Automático de Generación (Automatic Generation Control en inglés)
Auditoría: Procedimiento a través del cual la Corporación CENACE verifica que las
mediciones corresponden a la clase de precisión 0.5 %, para efectos de su envío en
tiempo real.
AVR: Regulador Automático de Voltaje (Automatic Voltage Regulator en inglés).
Concentrador de datos (eLANs): Equipo para la adquisición de información
proveniente de las unidades terminales remotas, gateways, convertidores y demás
dispositivos de adquisición de datos, ubicados en las diferentes instalaciones del Sistema
Nacional Interconectado.
Contrastación: Comparación de las mediciones con equipo patrón de mejor clase de
precisión.
COT: Centro de Operación de Transmisión
CPS1: Criterio de desempeño del AGC, que corresponde a una medición estadística de la
variabilidad del Error de Control de Área (Area Control Error -ACE- en inglés) y su relación
con la desviación de frecuencia.
CPS2: Criterio de desempeño del AGC, que corresponde a una medición estadística
encaminada a garantizar que la magnitud del ACE no supere los límites establecidos.
Criterio Durante Disturbios: Criterio de desempeño del AGC que establece los límites
para la recuperación del sistema ante una contingencia, el cumplimiento con este índice
requiere que en 15 minutos luego de ocurrida la contingencia, el valor del ACE retorne a
cero o por lo menos al valor del ACE pre-contingencia.
EMS: Sistema de Administración de Energía (Energy Management System en inglés).
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Equipo primario: Elementos del sistema de potencia que se encuentran en una
subestación tales como disyuntores, transformadores, generadores, seccionadores.
ICCP: Protocolo de intercambio de información computador – computador entre centros
de control, también conocido como TASE 2 (Interchange Control Center Protocol en
inglés).
IED: Equipo Electrónico Inteligente (Intelligent Electronics Device en inglés).
ISO: Operador Independiente del Sistema (Independent System Operators en inglés).
LTC: cambiador de taps bajo carga (Load Tap Changer en inglés).
MEM: Mercado Eléctrico Mayorista.
NM: Nombre del Sistema de Tiempo Real implementado por la Corporación CENACE
(Network Manager en inglés).
Pruebas objeto: Pruebas de envío de información en tiempo real desde el equipo de
adquisición de datos hacia el Centro de Control del CENACE, aislado del equipo primario.
Pruebas primarias: Pruebas de envío de información en tiempo real desde el equipo
primario hacia el Centro de Control del CENACE.
RAS: Servidor de Aplicaciones (Ranger Application Server en inglés) del Centro de Control
del CENACE.
RDAS: Servidor de Adquisición de Datos (Ranger Data Acquisition Server en inglés) del
Centro de Control del CENACE.
Regleta frontera: Regletas de conexión ubicadas en los equipos de adquisición de
datos, en las cuales se pueden aislar los elementos del sistema de potencia respecto a los
equipos de adquisición de datos para poder realizar las pruebas objeto.
Sistema Nacional Interconectado -SNI-: Es el sistema integrado por los elementos
del sistema eléctrico conectados entre sí, el cual permite la producción y transferencia de
energía eléctrica entre centros de generación, centros de consumo y nodos de
interconexión internacional, dirigido a la prestación del servicio público de suministro de
electricidad.
SNT: Sistema Nacional de Transmisión.
SPC: Set Point Controller en ingles.
STR: Sistema de Tiempo Real
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Sistema de adquisición de datos: Equipos ubicados en las diferentes instalaciones del
Sistema Nacional Interconectado para la recolección y envío de información en tiempo
real.
UTR: Unidad Terminal Remota.
4. Componentes del sistema en tiempo real.
El STR tendrá los siguientes componentes:
a.
b.
c.
d.
e.
Sistema de Adquisición de datos.
Sistema de comunicaciones.
Concentradores de datos.
Sistema central del centro de control de CENACE.
EMS del centro de control de CENACE.
5. Entrega de Información.
Es responsabilidad de los Agentes del MEM y el Transmisor, proporcionar al CENACE la
información necesaria para realizar la función de supervisión y control en tiempo real,
información que deberá ser entregada en forma completa, oportuna y confiable; en el
formato que permita su fácil integración al STR del Centro de Control del CENACE,
cumpliendo los requerimientos especificados en los Anexos que forman parte de esta
Regulación.
Sin embargo de lo señalado anteriormente, existen condiciones particulares que se pasan
a describir a continuación:
a. Transmisor.
Todas sus instalaciones.
b. Generadores.
Centrales o unidades de generación sujetas a despacho central (unidades térmicas o
centrales hidroeléctricas con capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW)
pertenecientes al Sistema Nacional Interconectado (SNI).
En lo referente a las centrales o unidades de generación con capacidad efectiva total
menor a 5 MW y mayor o igual a 1 MW, la supervisión y control de sus instalaciones
en el sistema de tiempo real se lo realizará de acuerdo a los mecanismos establecidos
por CENACE, para lo cual los Agentes deberán proporcionar al CENACE la información
necesaria especificada en los Anexos 1 y 2 que forman parte de esta Regulación.
c. Grandes Consumidores.
Conectados directamente al SNT.
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d. Distribuidores.
Sistemas eléctricos internos mallados de la distribuidora, instalaciones cuyo nivel de
voltaje sea mayor o igual a 138 kV y partes estratégicas de un sistema de distribución
definidas en función de la evaluación del CENACE. En todo caso, la información
adicional que requiera la Corporación CENACE, será revisada y acordada previamente
con el Agente Distribuidor.
6. Puntos de entrega de información.
Los Agentes del MEM y el Transmisor deberán entregar la información de tiempo real
especificada en el Anexo 1 que forma parte de esta Regulación, en la regleta frontera de
cualquiera de los concentradores de datos (eLANs) ubicados, por estrategia regional, en
principio en las subestaciones del SNT: Quevedo, Pascuales, Sta Rosa y Molino. A futuro,
en función del crecimiento del sistema y del número de Agentes, el CENACE podrá
identificar otros sitios para la instalación de nuevos equipos concentradores de datos en el
SNI.
También puede entregarse la información directamente al computador de comunicaciones
RDAS instalado en CENACE o vía ICCP (enlace computador-computador); la elección de
estas opciones depende de la existencia de canales de comunicaciones dedicados y del
análisis de factibilidad realizado por el CENACE, el cual considerará entre otros aspectos la
capacidad disponible en el servidor de adquisición de datos (RDAS) y la confiabilidad de
los medios de comunicación a utilizar. Sobre la base de lo señalado en este párrafo
previamente, la Corporación otorgará las facilidades para la recepción de la información,
siendo de responsabilidad del Agente o del Transmisor el enlace de comunicaciones
correspondiente.
Los Agentes del MEM y el Transmisor deberán entregar la información especificada en el
Anexo 2 que forma parte de esta Regulación, a efectos de que la Corporación CENACE
puede realizar la modelación eléctrica correspondiente en el sistema de tiempo real del
CENACE.
7. Responsabilidades de los Agentes y del Transmisor.
a. Diseñar y construir sus instalaciones de tal forma que puedan instalar y operar en sus
subestaciones y/o centrales, unidades terminales remotas o sistemas de adquisición de
datos que le permitan cumplir lo establecido en la presente Regulación.
b. Proveer los sistemas de comunicaciones que permita cumplir lo establecido en la
presente Regulación.
c. Cumplir con una disponibilidad mensual mayor o igual al 99.5% en lo referente a la
entrega de información especificada en la presente Regulación; además de los criterios
de calidad que se detalla en el Anexo 3 que forma parte de esta Regulación. La
fórmula de cálculo de disponibilidad se detalla también en ese Anexo.
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d. Remitir al menos con una semana de anticipación, para la aprobación del CENACE, los
programas de instalación, mantenimiento, modificación y/o consignaciones para el
mantenimiento preventivo de sus sistemas de comunicaciones y adquisición de datos
con el objeto de garantizar un nivel adecuado de calidad y disponibilidad de la
información transmitida a través de los enlaces de comunicaciones, bajo la figura de
consignación. En caso de mantenimientos correctivos de ejecución inmediata o con
tiempos menores a una semana, el Agente y/o Transmisor debe informar a CENACE la
ejecución de estas actividades a fin de justificar las indisponibilidades de información
de tiempo real que se presenten.
e. Realizar el mantenimiento de sus UTR, sistemas de adquisición de datos y enlaces de
comunicaciones para asegurar la disponibilidad solicitada.
f. Permitir el ingreso a las subestaciones al personal de CENACE, previa coordinación con
los Agentes o el Transmisor, para realizar auditorías y contrastaciones de las
mediciones y estados de los equipos de adquisición de datos de propiedad de los
Agentes y/o el Transmisor cuando el CENACE lo estime necesario.
g. Facilitar el acceso a sus instalaciones al personal del CENACE, previa coordinación con
los Agentes o el Transmisor, a fin de que pueda ejecutar el mantenimiento de los
equipos que son propiedad del CENACE.
h. Los Agentes del MEM deben gestionar ante el Transmisor el ingreso e instalación de
equipos en las subestaciones de propiedad de este último, a fin de acceder a los
concentradores de datos (eLANs).
i. El Transmisor debe permitir a los Agentes del MEM el ingreso e instalación de equipos
en sus subestaciones, a fin de que puedan acceder a los concentradores de datos
(eLANs). De forma previa a la instalación de equipos, el Transmisor deberá realizar una
evaluación técnica y económica, la misma que será comunicada al Agente y al
CENACE.
j. Ajustar y adecuar la entrega de la información en tiempo real, previo a la operación
comercial de sus instalaciones.
k. Realizar conjuntamente con CENACE, las pruebas objeto y primarias de sus señales
para que este último realice la oficialización de los equipos del Agente o del
Transmisor.
l. Cumplir la precisión y tiempos de respuesta de las señales indicadas en el Anexo 3,
que forma parte de esta Regulación.
8. Responsabilidades del CENACE.
a. Calcular la disponibilidad mensual de las señales de los Agentes del MEM y del
Transmisor, de acuerdo a lo establecido en el Anexo 3 que forma parte de esta
Regulación.
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b. Analizar y aprobar las consignaciones de los Agentes del MEM y del Transmisor para la
instalación, modificación y/o mantenimiento preventivo de sus sistemas de
comunicaciones y adquisición de datos.
c. Facilitar información histórica del SNI, resultado del sistema de tiempo real de
CENACE, sin cargo alguno para los Agentes del MEM y el Transmisor, si la misma
corresponde a los últimos doce (12) meses, se encuentra disponible y se suministra en
el formato que se encuentre predefinido por el CENACE.
d. Facilitar el acceso a información de despliegues unifilares del SNI en cuasi tiempo real,
vía Internet, a los Agentes y Transmisor, previa la firma de los Acuerdos de
Confidencialidad correspondientes.
e. Facilitar información de Índices de Criterios de Desempeño del AGC (CPS1, CPS2,
Criterio Durante Disturbios) disponibles en el Sistema de Tiempo Real.
f. Verificar el cumplimiento de los parámetros de precisión de las mediciones y tiempos
de respuesta indicados en el Anexo 3, durante la oficialización de los equipos de los
Agentes y el Transmisor.
g. Realizar auditorías y contrastaciones de las mediciones de las variables indicadas en los
Anexos 1 y 2 que forman parte de esta Regulación, cuando sea necesario, a fin de
verificar el cumplimiento del parámetro de precisión de las mediciones.
h. Realizar el mantenimiento de las UTRs y concentradores de datos eLAN instaladas en
el SNI, que son de su propiedad.
i. Informar al CONELEC respecto del incumplimiento de las disposiciones contenidas en la
presente Regulación, por parte de los Agentes del MEM y/o el Transmisor.
j. Incluir en los acuerdos internacionales los compromisos necesarios para la entrega de
información de tiempo real.
k. Oficializar los equipos instalados por el Agente y/o Transmisor.
l. Administrar el sistema de comunicaciones existente entre los concentradores de datos
y CENACE, a través de los instrumentos contractuales que la Corporación suscriba para
el efecto, a fin de asegurar condiciones económicas beneficiosas para los Agentes y
Transmisor.
m. Coordinar la operación del SNI en tiempo real, conforme la estructura jerárquica de los
centros de control del sector eléctrico descrita en el Anexo 4 de la presente
Regulación.
n. Publicar, con una periodicidad mensual, para conocimiento de los Agentes del MEM y el
Transmisor, la disponibilidad de su Centro de Control.
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o. Remitir al menos con una semana de anticipación, para conocimiento de los Agentes
del MEM y el Transmisor, los programas de instalación, mantenimiento, modificación
y/o consignaciones para
el mantenimiento preventivo de sus sistemas de
comunicaciones y adquisición de datos, con el objeto de garantizar un nivel adecuado
de calidad y disponibilidad de la información. Para el caso de un mantenimiento
correctivo, también deberán ser informados, siempre que no sea de ejecución
inmediata.
p. Facilitar el acceso a sus instalaciones al personal de los Agentes del MEM y Transmisor,
previa coordinación con la Corporación, a fin de que puedan ejecutar el mantenimiento
de los equipos que sean de su propiedad.
q. Configurar las señales entregadas por los Agentes del MEM y el Transmisor, en los
concentradores de datos y en la base de datos del sistema en tiempo real de CENACE,
en un plazo que deberá ser evaluado y acordado por las partes. Las señales a las que
se refiere este literal, son exclusivamente aquellas necesarias para la gestión de la
Corporación CENACE, como responsable de la coordinación operativa del SNI.
9. Interconexiones Internacionales.
En cuanto a la información operativa de las interconexiones internacionales, es
responsabilidad del CENACE, en coordinación con el Operador del sistema del otro país
con el cual se está realizando la interconexión, incluir en los acuerdos el compromiso para
que la información para la supervisión y control en tiempo real pueda ser entregada en
forma completa y confiable, en los terminales de comunicaciones respectivos o
transmitirse directamente entre centros de control, previo al inicio de la operación
comercial del enlace internacional.
Para este efecto, el CENACE deberá observar las especificaciones técnicas indicadas en la
presente Regulación. En tal sentido, la información requerida corresponderá también a lo
indicado en los Anexos 1 y 2 que forman parte de esta Regulación.
10. Oficialización de los equipos instalados por los Agentes y/o Transmisor.
Para que un Agente pueda ser declarado en operación comercial por parte del CENACE y
así participar en el MEM, sus equipos para la supervisión y control en tiempo real deberán
estar previamente oficializados. Las señales de tiempo real correspondientes deben estar
configuradas en los eLANs y en la base de datos del STR del CENACE. La oficialización se
otorga por parte del CENACE cuando los resultados de las pruebas objeto y primarias
demuestran el cumplimiento de los requisitos definidos en la presente Regulación.
La oficialización será solicitada por el interesado al CENACE, quien efectuará la
coordinación del proceso e informará al CONELEC los resultados correspondientes.
Los criterios señalados en el presente numeral, son también aplicables para las nuevas
instalaciones del Transmisor.
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11. Protocolos de Comunicación.
Los equipos de adquisición de datos de los Agentes del MEM y el Transmisor podrán
utilizar los siguientes protocolos, los mismos que están basados en estándares
internacionales:
a. Protocolo IEC-870-5-101 serial.
b. Protocolo DNP 3.0 serial.
c. Protocolo ICCP.
El protocolo ICCP será también utilizado por el CENACE para intercambiar información con
otros centros de control implementados por los Agentes del MEM y/o el Transmisor, así
como también con los centros de control de sistemas con los cuales se tengan
transacciones internacionales de electricidad.
Los agentes deben adaptarse a los protocolos existentes en el sistema EMS de CENACE,
y, en caso de que a futuro se produzca una modernización del centro de control, los
nuevos protocolos que se implementen serán obligatorios para los nuevos Agentes que se
incorporen al sistema, a posteriori del proceso de modernización.
Para las instalaciones existentes, y para el caso de nuevos Agentes que así lo deseen,
podrán también utilizar el protocolo RP570 serial, implementado en el centro de control
del CENACE previo al presente proceso de modernización.
En caso de que un Agente del MEM o el Transmisor disponga de equipos con otros
protocolos de comunicación, diferentes a los antes mencionados, deberá adquirir, a su
costo, el convertidor correspondiente para adecuar sus señales a los protocolos
estandarizados en el sistema de tiempo real del CENACE.
Para el caso de nuevas instalaciones, y con la finalidad de asegurar el resultado exitoso
de las pruebas objeto y primarias y la compatibilidad de protocolos, la Corporación
CENACE coordinará previamente con el Agente y/o Transmisor, la realización de pruebas
de señales tipo (indicación, medición, energía, comando) con los equipos de adquisición
de datos de los Agentes y/o Transmisor ubicados en el CENACE, en caso de ser factible.
12. Incumplimientos.
En los casos en que un Agente y/o el Transmisor no cumplan con lo establecido en la
presente Regulación, el CENACE presentará un informe al CONELEC notificando sobre
estas anormalidades, con el debido sustento. Si el incumplimiento corresponde a eventos
de fuerza mayor o caso fortuito, el Agente o Transmisor deberá justificar dichos eventos
ante el CONELEC, a efectos de que se evalúe la aplicación de lo señalado en el párrafo
siguiente.
El CONELEC por su parte, aplicará las sanciones que correspondan de acuerdo a lo
establecido en los Contratos de Concesión, Permiso o Licencia, según sea el caso, o de
acuerdo a lo previsto en la Calificación.
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El cumplimiento de la presente regulación constituye un requisito previo al ingreso de un
Agente al MEM.
13. Resolución de Controversias.
Conforme lo señalado en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y en el Reglamento para
el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, los Agentes y el Transmisor, en caso
se produzca una controversia respecto a la actuación de la Corporación CENACE como
responsable de la operación en tiempo real del sistema eléctrico, podrán someter la
diferencia a resolución del Director Ejecutivo del CONELEC, y de ser del caso, del
Directorio de ese mismo Organismo Regulador.
En todo caso, se deberán observar los plazos establecidos en las normas citadas
previamente, y contener el respectivo sustento que llevan a plantear el reclamo.
14. Jerarquía de los Centros de Control en el SNI.
Conforme los principios establecidos en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y la
normativa conexa en lo que respecta al centro de control nacional, es responsabilidad de
la Corporación CENACE, la supervisión y control en tiempo real de las instalaciones del
SNI y los intercambios internacionales.
En el Anexo 4, que forma parte integrante de esta Regulación, se detalla la estructura
jerárquica de los centros de control que se aplica en el SNI, operación que se realiza bajo
la coordinación del CENACE.
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Primera: Los Agentes del MEM y/o el Transmisor que posean instalaciones con el
sistema de adquisición de datos de tiempo real asociado y que no cumplen con las
especificaciones
técnicas
aquí
establecidas,
deberán
ejecutar
el
ajuste/reemplazo/adquisición de los elementos que sean necesarios, en un plazo que no
podrá exceder los ciento veinte (120) días a partir de la aprobación de la presente
Regulación.
Segunda: Si los Agentes del MEM, a la fecha de aprobación de la presente Regulación se
encuentran en proceso de actualización tecnológica, el plazo para cumplir con esta
Regulación será acorde con el cronograma de actualización tecnológica que los Agentes
del MEM presenten al CONELEC para su aprobación en coordinación con el CENACE, en
un plazo que no podrá exceder los treinta (30) días a partir de la aprobación de la
presente Regulación.
Tercera: Para el caso los Agentes del MEM, cuyas instalaciones no dispongan del sistema
de adquisición de datos de tiempo real asociado, se establece un plazo para cumplir las
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especificaciones detalladas en esta Regulación, mismo que no podrá exceder los dos
cientos setenta (270) días a partir de la aprobación de la presente Regulación.
Cuarta: Los plazos establecidos en la Disposiciones Transitorias Primera y Tercera, se
refiere a los casos en los que no se requiere necesariamente la implementación de un
centro de control, sino un equipo de adquisición de datos que permita enviar las señales
al Centro de Control del CENACE, en función de lo detallado en la presente Regulación, y
que de esta manera la Corporación pueda realizar su función de manera eficiente. Para el
caso de la Disposición Transitoria Segunda, el plazo será establecido en conjunto con el
CENACE y sometido a consideración del CONELEC.
Disposición final
La presente regulación rige a partir de la fecha de su aprobación por parte del Directorio
del CONELEC.
Certifico que esta regulación fue aprobada por el Directorio del CONELEC mediante
Resolución No. 075/08, en sesión de 19 de junio de 2008.
Lcdo. Carlos Calero Merizalde
Secretario General del CONELEC
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ANEXO 1
SEÑALES DE TIEMPO REAL NECESARIAS PARA LA SUPERVISIÓN Y
CONTROL DEL SNI
1. Generalidades.
Todo Agente que esté por incorporarse al MEM, o que requiera la incorporación de
equipamiento nuevo al SNI, debe presentar al CENACE la información de señales de
indicaciones, mediciones analógicas y mediciones de energía para que pueda ser
integrado al Sistema de Tiempo Real del CENACE, según lo indicado en detalle en el
presente Anexo de esta Regulación. Lo mismo es aplicable a las instalaciones del
Transmisor.
En el caso de las interconexiones internacionales, la Corporación CENACE deberá
considerar lo establecido en la presente Regulación, dentro de los Acuerdos Operativos
que suscriba con los Operadores de los sistemas de los otros países.
Las señales requeridas para realizar la función de supervisión y control del SNI desde el
CENACE, se obtendrán de los sistemas de adquisición de datos instalados en el sistema.
Un listado general de las posiciones típicas modeladas en el Sistema de Tiempo Real del
CENACE es el siguiente:
-
Líneas de transmisión.
Barras de las subestaciones.
Transformadores y Autotransformadores.
Capacitores y Reactores.
Unidades y Centrales de Generación.
Transformadores de unidades de Generación.
En cada posición se deben considerar los equipos de maniobra asociados como es el caso
de interruptores y seccionadores.
2. Datos y control de los elementos.
Los datos a obtenerse y el control a efectuarse están asociados con el equipo de la
posición de subestación involucrada.
A continuación se presenta el listado de los puntos de señalización, control y medición
correspondientes a las posiciones de:
2.1.
Subestaciones.
Lo señalado a continuación es aplicable para los puntos de conexión de los Agentes
con el SNT. Para los sistemas internos de los Agentes Distribuidores, en caso de que
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el CENACE requiera información adicional, ésta será previamente revisada y acordada
con el Agente.
a. Posiciones de líneas
Estado de interruptores.
Estado de los seccionadores.
Estado de la manija local/remoto para control del interruptor.
Alarmas:
 Operación de relé de recierre.
 Operación del relé de distancia.
 Falla del interruptor.
 Operación del relé de sobrecorriente donde sea aplicable
 Comando del interruptor.
 Mediciones de MW y MVAR.
 Mediciones de MWh y MVARh (bidireccional), para el caso de posiciones de carga y
de generación




b. Barras.
Estado del interruptor de enlace o transferencia u otros asociados a las barras.
Estado de los seccionadores
Estado de la manija local/remoto para control del interruptor asociado a las barras.
Alarmas:
 Falla de barras
 Falla del interruptor
 Disparo por sobre – voltaje de barras.
 Comando del interruptor
 Medición de voltaje de barras
 Medición de frecuencia donde sea aplicable




c. Equipo de transformación: lado de alto voltaje
Estado del interruptor
Estado de los seccionadores
Estado de la manija local/remoto para control del interruptor
Si existe LTC en alto voltaje:
 Estado de manija manual/automático del LTC
 Estado del modo de regulación manual/automático del LTC desde el CENACE
 Estado de la manija local/remoto para control del LTC
 Alarmas:
 Sobretemperatura del transformador
 Relé Buchholz
 Protección diferencial o protección principal.
 Protección de respaldo (distancia, sobrecorriente de fases y neutro)
 Falla del interruptor
 Comando del interruptor
 Comando del LTC subir/bajar Voltaje(si existiera LTC en el lado de alto voltaje)




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 Mediciones de MW y MVAR
 Posición del tap (pasos del LTC si existiera en alto voltaje)
 Medición de la temperatura del aceite
d. Equipo de transformación: lado de bajo voltaje












Estado del interruptor
Estado de los seccionadores
Estado de la manija local/remoto para control del interruptor
Estado de manija manual/automático del LTC
Estado del modo de regulación manual/automático del LTC desde el CENACE
Estado de la manija local/remoto para control del LTC
Alarmas:
 Falla del interruptor
 Protección (sobrecorriente de fases o neutro)
Comando del interruptor
Comando del LTC subir/bajar Voltaje(si existiera LTC en el lado de bajo voltaje)
Mediciones de MW y MVAR
Medición del estado de la posición del tap (pasos del LTC)
Mediciones de MWh y MVARh (bidireccional)
Para el caso de transformadores en paralelo, y que tengan LTC en paralelo, se
agregarán las siguientes indicaciones:






Transformador 1 (T1) - Transformador 2 (T2) en paralelo
Maestro T1
Automático T1
LTC T1-T2 en paralelo
LTC T1 listo para controlar
T1 en operación individual
e. Capacitores y Reactores
Estado del interruptor
Estado de los seccionadores
Estado de la manija local/remoto para control del interruptor
Alarmas:
 Operación de las protecciones del Capacitor o Reactor
 Comando del interruptor
 Medición de MVAR del Capacitor o Reactor




2.2.
Generadores y Autoproductores
a. Generadores
 Estado del interruptor del generador
 Estado de los seccionadores
 Alarmas :
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







 Disparo protecciones principales.
 Disparo protección de respaldo.
 Parada del generador por protecciones eléctricas
 Parada del generador por protecciones mecánicas
 Parada parcial del generador.
 Parada del generador por operación manual
 Disparo por pérdida de servicios auxiliares.
Mediciones de V, MW y MVAR del generador
Mediciones de MW y MVAR de auxiliares en caso de Térmicas
Mediciones de MWh y MVARh del generador
Medición del limitador de carga
Medición de nivel de presa
Medición de los caudales de ingreso, para el caso de centrales hidráulicas.
Medición de niveles de tanques de combustible
Medición de caudal de flujo, presión y temperatura de combustible
b. Adicionales para plantas hidráulicas con embalse
Las empresas de generación, propietarias de plantas hidráulicas deben instalar
para cada embalse el equipo necesario que facilite la medición de:


Nivel del embalse en metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m.).
El caudal, promedio de aportes al embalse expresados en metros cúbicos por
segundo (m3/Seg).
c. Adicionales para las turbinas a gas.
 Indicaciones:
 Modos de operación (generador/compensador)
 Carga base/carga pico
d. Generadores que participen en AGC
Para los generadores cuyas unidades participen en el Control Automático de
Generación (AGC), de manera individual o por planta, se requieren las siguientes
señales adicionales:
 Indicaciones de límite máximo y mínimo del controlador de velocidad (Potencia
activa).
 Estado de la manija local/remoto para permisivo de los pulsos o valores de
consigna SPC (Set point controller) de potencia activa.
 Comando para subir/bajar potencia activa o enviar valores de consigna SPC (Set
point controller) de potencia activa
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e. Generadores que participen en AVR
Para los generadores cuyas unidades participen en la Regulación Automática de
Voltaje (AVR), de manera individual o por planta, por voltaje o potencia reactiva , se
requieren las siguientes señales adicionales:
 Indicaciones de límite máximo y mínimo del regulador automático de voltaje (AVR)
(Potencia reactiva).
 Estado de la manija local/remoto para permisivo de los pulsos o valores de
consigna SPC de voltaje o potencia reactiva (Set point controller) de voltaje o
potencia reactiva.
 Comando para subir/bajar potencia reactiva o voltaje o enviar valores de consigna
SPC (Set point controller) de potencia reactiva o voltaje
f.
Transformadores de generadores
Información similar a las señales solicitadas para los equipos de transformación
indicados en el numeral 2.1 del presente Anexo.
2.3.
Señales de generadores y autoproductores de 1 a 5 MW.
Las plantas de generación con capacidad efectiva total menor a 5 MW y mayor o igual
a 1 MW, deberán proporcionar al CENACE la siguiente información para realizar la
función de supervisión y control en tiempo real, de acuerdo a los mecanismos
establecidos en la presente Regulación:
Al menos con período horario:
 Mediciones de V, MW y MVAR del Generador
 Mediciones de MW y MVAR de auxiliares en caso de térmico
Cuando se realice la actualización del estado de los interruptores:
 Estado del interruptor de baja tensión
 Estado del interruptor de alta tensión
2.4.
Señales de registro de secuencia de eventos.
El equipo de adquisición de datos, debe ser capaz de enviar hacia el Sistema de
Tiempo Real, la secuencia cronológica de eventos, registrados con una resolución de
hasta un (1) milisegundo, entendiéndose como evento cualquier cambio en el estado
de interruptores, alarmas, umbrales de mediciones analógicas y actuación de
protecciones.
Por cada evento que se registre se debe enviar la fecha y hora con resolución de un
(1) milisegundo, la identificación del elemento que cambió de estado y el estado final
del dispositivo.
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2.5. Alarmas de comunicaciones
Las alarmas de comunicaciones se clasificarán en genéricas y particulares:
Alarmas genéricas:







Alarma de falla en la alimentación de los relés de comandos
Alarma de falla en la alimentación del panel de alarmas
Alarma de falla general en la UTR ( “stall alarm”)
Alarma de falla en la alimentación de los cargadores de los bancos de baterías.
Alarma de falla en el modem
Alarma de falla en el transmisor/receptor de datos.
Alarma de falla en el medio de comunicación: corte del enlace o tasa de bits
errados.
Alarmas particulares:
 Dependerán del tipo de enlace de comunicaciones utilizado: PLC, Fibra Óptica,
Microondas, etc y deberán ser provistas por la empresa suministradora del enlace..
3. Descripción de las señales.
3.1.
Indicaciones.
Indicación doble: es aquella obtenida de dos pares de contactos asociados al estado
de un interruptor o seccionador, que identifican su estado o cambio de posición. Las
señales se originan en contactos de relés auxiliares monoestables los mismos que se
intercalan en el circuito de señalización. La indicación doble adopta los valores 1 0
para posición de cerrado, 0 1 para posición de abierto, 0 0 y 1 1 para posiciones
intermedias indeterminadas.
Indicación simple: es aquella obtenida del estado de un contacto relacionado con un
seccionador o alarma y que identifica su estado o cambio de posición. Las señales se
originan en contactos de relés auxiliares (biestables) los mismos que se intercalan en
el circuito de señalización. La indicación simple adopta los valores: 1 para la posición
de cerrado y 0 para posición de abierto.
Las indicaciones simples también se obtendrán de las manijas de dos posiciones,
instalados en el panel principal de control cuyo accionamiento corresponde a:
 Manija Local- Remoto de interruptores
 Manija Local- Remoto de unidades de generación
La posición “Local” inhibe el accionamiento remoto y permite la operación local desde
el tablero de control. En la posición “Remoto” el equipo puede ser operado en forma
remota desde el CENACE u otro centro de control, inhibiendo la operación desde el
tablero de control local. La manija “Local-Remoto”, en la sala de control local, deberá
implantarse con una lámpara de señalización para la posición de remoto.
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En las unidades de generación, se requiere un par de contactos adicionales de la
manija Local- Remoto y las indicaciones de límite máximo y mínimo de potencia activa
y reactiva; estas señales se obtendrán del controlador de velocidad y del regulador
automático de voltaje (AVR) respectivamente y servirán como permisivo de los pulsos
o valores de consigna para el AGC y para el AVR.
Las alarmas son generadas por el cierre o apertura de un contacto. Las señales
podrán obtenerse del anunciador (repetidor) de alarmas ubicado en el tablero de
control local, o de los relés principales o auxiliares de los circuitos respectivos.
3.2.
Comandos de control
Un comando es una acción de control iniciada por solicitud del operador del CENACE
para modificar las condiciones del Sistema de Potencia.
El CENACE imparte instrucciones sobre una maniobra específica y los Agentes la
ejecutan en sus respectivos sistemas; considerando condiciones normales de
operación el CENACE no puede maniobrar directamente ningún equipamiento
propiedad de los Agentes. Sin embargo, en función de lo establecido en la Regulación
sobre los Procedimientos de Despacho, ante la ocurrencia de fallas en instalaciones y
la pérdida de comunicación entre los Operadores de estas instalaciones y el CENACE y
el COT, desde el COT previa disposición por parte del CENACE, o desde el CENACE por
delegación del COT, se pueden abrir y/o cerrar disyuntores mediante comando remoto
en las instalaciones afectadas según convenga, con el fin de controlar el estado del
sistema eléctrico de potencia y reestablecer su condición normal.
En tal sentido, ante la ocurrencia de fallas, el CENACE ejecutará maniobras sobre las
instalaciones del SNT.
Adicionalmente, en lo que corresponde a AGC, una vez que el CENACE realiza el
estudio de las reservas del sistema y determina que generadores deben participar en
la regulación secundaria de frecuencia, es obligación de los generadores seleccionados
su cumplimiento.
a. Comando de un interruptor
La señal acciona un relé (aislado galvánicamente y de alta velocidad) ubicado en la
UTR, el cual mediante contactos intercalados en los circuitos de control de cierre o
apertura, acciona el interruptor. El esquema de control implantado para interruptores
de líneas de transmisión permite la operación de cierre, en los siguientes casos:




Una línea energizada se conecta a una barra desenergizada
Una línea desenergizada se conecta a una barra energizada
Una línea desenergizada se conecta a una barra desenergizada (con excepciones)
Una línea energizada se conecta a una barra energizada, en condiciones de
sincronismo.
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b. Comandos de generadores
Comando de interruptores: el comando del interruptor de alto voltaje. del
transformador de unidad podrá ser realizado en forma remota, mientras que la
empresa de generación realizará el comando del interruptor de unidad, debido a la
facilidad que tiene el operador de la unidad para controlar el voltaje y frecuencia y por
razones de seguridad. La sincronización de la unidad debe realizarse utilizando el
interruptor de la unidad.
Comandos para el Control Automático de Generación - AGC: Corresponden a los
pulsos o valores de consigna de subida o bajada de potencia activa, que se envíen
desde el CENACE hasta las unidades/centrales de generación que participen en la
Regulación Secundaria de Frecuencia a través del AGC.
Comandos para el Control de potencia reactiva o nivel de voltaje: Corresponden a los
pulsos o valores de consigna de subida o bajada de potencia reactiva o voltaje, que se
envíen desde el CENACE a las unidades/centrales de generación a través del AVR.
3.3.
Mediciones
a. Mediciones Analógicas:
Las mediciones de potencia activa y reactiva, voltaje y frecuencia deben ser tomadas
en puntos “antes de las borneras de prueba de mediciones” garantizando la
disponibilidad de la señal tanto para el CENACE como para los medidores locales
Para estas mediciones se utilizarán transductores, equipos electrónicos inteligentes
(IEDs) o equipos similares que sirvan para este propósito.
Características generales de los transductores, IEDs u otro equipo utilizado:
Entrada de voltaje fase–fase:
Entrada de corriente:
Salida:
Exactitud:
115 Vac, 60 Hz, 3Φ
5 A, 3Φ
± 20 mA dc ó 4-12-20 mA dc, ó 0-10V
0.5% o 0,05 % para frecuencia
b. Medición de Energía:
Las mediciones de energía deberán ser tomadas de los relés repetidores (KYZ) de los
medidores de energía instalados para el Sistema de Medición Comercial, con una
integración de tiempo cuarto horario (cada 15 minutos). Se determinará el valor
equivalente de cada pulso para transformarlo a valores de energía en MWh o MVARh.
También se podrán tomar como mediciones de energía, los valores analógicos de
energía enviados vía ICCP o por otro protocolo especificado en el punto 11 de esta
Regulación.
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Las especificaciones técnicas de estos medidores de energía estarán de acuerdo a lo
establecido en la Regulación sobre el Sistema de Medición Comercial del Mercado
Eléctrico Mayorista.
Es responsabilidad de los Agentes entregar al CENACE las mediciones de energía al
sistema de tiempo real para que puedan ser utilizadas como medición de respaldo del
Sistema de Medición Comercial.
3.4.
Interfaz control automático de generación (AGC)
El Control Automático de Generación es realizado desde el CENACE y permite
controlar el intercambio en las interconexiones internacionales y la frecuencia del
Sistema Nacional Interconectado.
Aquellas centrales generadoras que participan en la función AGC reciben
periódicamente los comandos de regulación enviados desde el CENACE a través de su
respectiva UTR o a través de un enlace computador-computador vía el Protocolo ICCP
si el generador dispone de un centro de control de generación.
Cuando la Central de Generación posea un Centro de control de generación CCG, este
recibirá una señal de referencia («set-point» o valor de consigna) o pulsos de
subir/bajar al controlador conjunto, el cual distribuirá la potencia requerida entre los
diversos generadores conectados en ese instante a dicho esquema de control.
En los casos de interconexiones internacionales el CENACE realizará el control de la
desviación de intercambios y frecuencia mediante la función AGC del sistema de
tiempo real.
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ANEXO 2
REQUISITOS DE INFORMACIÓN TÉCNICA
Los parámetros descritos a continuación servirán para la modelación eléctrica y la
ejecución de funciones de aplicación del Sistema de Gestión de Energía - EMS, y deben
ser declarados por el Transmisor y los Agentes del MEM al CENACE, según lo que le
corresponda, al ingresar con instalaciones nuevas, al inicio de cada período estacional (si
es aplicable) o cuando se presenten modificaciones.
En cuanto a información correspondiente a interconexiones internacionales, CENACE
solicitará esta información mediante los acuerdos operativos internacionales.
1. Líneas De Transmisión









Nivel de voltaje.
Subestaciones de salida y de llegada.
Longitud (km).
Tipo de conductor.
Resistencia y Reactancia de la Línea de Transmisión:
Susceptancia de secuencia positiva de la Línea de Transmisión
Restricciones operativas de la línea consideradas en los estudios eléctricos, tales
como:
Recierre: tipo de falla, tiempo muerto.
Bloqueo en Oscilaciones: zonas, tiempos.
Disparo por baja frecuencia: calibraciones de alarma / disparo.
Disparo por sobrevoltaje: Calibraciones de alarma / disparo.
Capacidad máxima de transmisión (MVA) de la línea (por circuito): valor térmico
de diseño, operación normal y de emergencia (10 minutos, media hora y una
hora).
Recierres en líneas de transmisión: alternativas disponibles y habilitadas.
2. Transformadores y Autotransformadores











Nombre del transformador
Fecha de declaración de los parámetros.
Potencias nominales, para diferentes clases de aislamiento.
Diseño del equipo (transformador, autotransformador)
Tipo de conexión.
Número de devanados.
Unidad trifásica o monofásicas.
Voltaje nominal para cada devanado.
Número de pasos de cambiador de tap sin carga, indicando para cada tap la
relación de transformación nominal.
Número de pasos de cambiador de tap (LTC) con carga con relación de voltaje o
porcentaje de variación.
Valor de voltaje e impedancia de cortocircuito de cada devanado para cada
posición de tap y/o LTC.
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




Banda muerta donde el LTC no actúa.
Calibración de los valores de voltaje para la variación de la posición del tap en el
LTC, en posición de automático.
Calibraciones de alarma – disparo por sobretemperatura (de los devanados y del
aceite de enfriamiento del núcleo).
Capacidad máxima (MVA) de transmisión: valores de operación normal y de
emergencia (10 minutos, media hora y una hora).
Configuración de puesta a tierra del neutro.
Para cada combinación de los devanados (primario - secundario, primario - terciario y
secundario - terciario para el caso de 3 devanados) y en la posición nominal del TAP:




Pérdidas de cortocircuito (kW).
Pérdidas en vacío (kW).
Impedancia de cortocircuito en % de la impedancia nominal.
Corriente de vacío en % de la corriente nominal.
3. Unidades de generación
a. Parámetros generales por central.






Nombre de la Central
Fecha de declaración de los parámetros
No. de Unidades
Consumo de Servicios Auxiliares (%).
Restricciones asociadas a la operación de la central
Restricciones físicas u operativas de la unidad
b. Datos por unidad de generación.















Potencia Nominal (MW).
Potencia Mínima (MW).
Potencia Efectiva (MW).
Potencia Mínima de Emergencia (MW)/Tiempo Máximo de Permanencia
(minutos).
Potencia Máxima de Emergencia (MW)/Tiempo Máximo de Permanencia
(minutos).
Potencia Máxima de Pico (MW)/Tiempo Máximo de Permanencia (minutos).
Voltaje Nominal.
Factor de potencia en p.u.
Velocidad de Toma de Carga Normal / Emergencia (MW/min).
Velocidad de Descarga Normal / Emergencia (MW/min).
Máxima Generación de Potencia Reactiva (MVAR).
Máxima Absorción de Potencia Reactiva (MVAR).
Curva de Capabilidad
Tiempo Mínimo de Operación (h) (minimum up time).
Tiempo Máximo Fuera de Operación para considerar arranque frío / tibio /
caliente para las unidades de Vapor.
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

















Tiempo Mínimo de Parada (h) (minimum down time).
Tiempo Máximo de Operación (h).
Tiempo Mínimo con Carga Estable en el mismo sentido (h).
Tiempo Mínimo con Carga estable en sentido contrario (h).
Tiempo de Arranque en frío / tibio / caliente (h).
Tasa de Indisponibilidad Forzada Estimada (%).
Estatismo de la unidad (%).
Número de arranques permitidos en un día.
Capacidad de Arranque en Negro.
Velocidad sincrónica.
Reactancias de la máquina (ohm).
Diagramas de bloques y parámetros de los modelos de los siguientes sistemas
de control automático:
RAT (Regulador Automático de Tensión (Voltaje))
UEL (Limitador de mínima excitación)
UEL (Limitador de máxima excitación)
PSS (Estabilizador de sistema de Potencia)
RAV (Regulador Automático de Velocidad)
Características de regulación de frecuencia (bandas muertas, tiempos de
establecimiento y limitadores de carga):
Ajuste y temporización de la protección de alta frecuencia
Ajuste y temporización de la protección de baja frecuencia
Ajuste y temporización de la protección de alto voltaje
Ajuste y temporización de la protección de bajo voltaje
Ajuste y temporización de la protección Voltios / Hertz
c. Centrales hidráulicas:




Caudal turbinado mínimo y máximo
Defluencia total mínima y máxima
Estadística de caudales afluentes históricos a la central (en lo posible horarios)
Factor (es) de producción de la central
Las empresas de generación propietarias de las plantas hidráulicas asociadas a
embalses con regulación igual o menor a un día, deben informar diariamente al
CENACE los aportes naturales de todos los afluentes que entran al embalse
expresados en m3/seg.
d. Datos de embalse de regulación:








Almacenamiento mínimo
Almacenamiento máximo
Factor de producción en función del almacenamiento del embalse
Nivel en función del almacenamiento del embalse
Volumen de alerta
Volumen de espera
Nivel mínimo físico del embalse
Capacidad máxima de almacenamiento en Mm3
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


Curva de volumen en Mm3 versus cota en m
Curva de área en m2 versus cota en m
Especificaciones del sistema de vertimiento (descargas de fondo, turbinados,
vertederos libres o por compuertas)
Las empresas de generación propietarias de las plantas hidráulicas deben enviar al
CENACE al inicio de cada período estacional o cuando se presenten
modificaciones, los parámetros de los modelos hidráulicos de sus embalses.
4. Barras.







Configuración de las barras.
Voltajes.
Dimensiones y calibres de los conductores de fase y de guarda en las estructuras.
Parámetros eléctricos propios de las barras.
Valores eléctricos de las puestas a tierra de las barras.
Capacidad máxima de transmisión (MVA): valor térmico de diseño, operación
normal y de emergencia.
Relación de transformadores de corriente asociados a cada posición.
5. Interruptores.



Valores de presiones de interruptores para su funcionamiento normal, de alarma y
de bloqueo. En caso de bloqueo, acción subsiguiente del interruptor.
Interruptores del SNT con capacidad de sincronización local y remota desde el
Sistema de Tiempo Real - STR.
Sistemas de interbloqueos.
6. Protecciones del sistema eléctrico del Transmisor y del Agente.
El Transmisor y los Agentes del MEM con elementos nuevos para integrarse al Sistema
Nacional Interconectado entregarán al CENACE la información correspondiente a los
sistemas de protecciones de los Sistemas de Transmisión y Generación desglosadas
por cada elemento, las protecciones existentes y sus calibraciones:




Líneas de transmisión.
- 230 kV
- 138 kV
- 69 kV
Transformadores y Autotransformadores.
Barras.
Generadores
Además se debe informar sobre la capacidad máxima de transferencia de potencia
(MVA) de cada elemento asumiendo condiciones de voltajes mínimos aceptables para
la operación de sus instalaciones; así como también la capacidad máxima de
sobrecarga de sus instalaciones por tiempo de 10 minutos, media hora y una hora.
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7. Equipos de control de voltaje.
Tipo de compensador: compensador de línea, de barra, serie, paralelo; capacitores,
reactores, compensadores sincrónicos, otros, etc.
Para cada elemento se incluirá por lo menos la siguiente información:








Ubicación.
Nivel de voltaje de instalación.
Capacidad de potencia reactiva en MVAR, en función del voltaje (curva de entrega
de reactivos de acuerdo al voltaje presente).
Topología del compensador en el caso de que el compensador esté compuesto por
subcompensadores.
Resistencia y reactancia serie del compensador, expresadas en ohm.
Número permitido de operaciones al día.
Tiempo mínimo de operación.
Disparo por sobre – bajo voltaje: calibraciones de alarma / disparo.
8. Diagramas unifilares.
El Transmisor y los Agentes del MEM entregarán al CENACE los diagramas unifilares
de sus nuevas instalaciones.
En cuanto a lo correspondiente a interconexiones internacionales, CENACE solicitará la
información que involucra principalmente subestaciones fronteras mediante los
acuerdos operativos internacionales.

Los diagramas unifilares de el transmisor comprenderán el detalle de cada una de
las posiciones de corte (interruptores y seccionadores), para cada nivel de voltaje
por subestación, incluido la nomenclatura de los elementos de corte y
transformación.

Los diagramas unifilares de los Agentes de Generación, comprenderán el detalle
de cada una de las posiciones de corte (interruptores y seccionadores), hasta el
nivel de voltaje de generación, incluido la nomenclatura de los elementos de corte
y transformación.

Para los Agentes Distribuidores, sus diagramas unifilares incluirán los elementos
de cortes, líneas de subtransmisión y distribución, capacidades de transferencia,
distancias entre subestaciones y cargas principales para demanda máxima.

Para los Grandes Consumidores, sus diagramas unifilares de la parte de alta
tensión de las instalaciones y su red de interconexión a un Agente Distribuidor o al
SNI.

Para los Centros de Control internacionales, CENACE solicitará mediante los
Acuerdos Operativos, los diagramas unifilares que comprenderán el detalle de
cada una de las posiciones de corte (interruptores y seccionadores), para cada
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nivel de voltaje por subestación frontera, incluido la nomenclatura de los
elementos de corte y transformación.
9. Esquema de alivio de carga por baja frecuencia y/o bajo voltaje.
Se requiere que el transmisor y los Agentes informen al CENACE la identificación de
los alimentadores o cargas en donde se encuentran implementados los relés de baja
frecuencia o bajo voltaje con el respectivo valor de calibración.
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ANEXO 3
ADQUISICIÓN DE DATOS Y TELECOMUNICACIONES
Es responsabilidad de los Agentes del MEM y del Transmisor, la implementación de un
sistema de adquisición de datos y un medio de comunicaciones simple o redundante,
dedicado de alta confiabilidad y disponibilidad, de forma que permita al CENACE contar
con las señales de supervisión y control requeridas para la coordinación de la operación
en tiempo real.
1. Adquisición de Datos
El CENACE, mediante los sistemas de adquisición de datos recibe la información de las
subestaciones del SNI y de las centrales de generación que son supervisadas
directamente, así como información convenida con otros centros de control.
Los datos telemedidos serán recolectados desde las siguientes fuentes:

Unidades Terminales Remotas (UTRs), Gateways
o cualquier otro Equipo de
Adquisición de Datos, localizados en el S.N.I, los mismos que se interconectarán a uno
de los concentradores de datos (eLANs) o RDAS disponibles para el sistema EMS de
CENACE.

Sistemas SCADA de subestaciones y centrales de generación localizadas en el SNI. La
conexión al sistema EMS de CENACE será mediante los concentradores de datos
(eLANs) o bien de ser aplicable y conveniente según un análisis previo de CENACE,
utilizando una conexión ICCP.

Centros de Control del Transmisor, agentes del MEM u otros Países. El intercambio de
información entre Centros de Control puede utilizar el protocolo ICCP para conexión
computador – computador.
Los generadores despachados centralmente que participan en el Control Automático de
Generación (AGC) recibirán periódicamente los comandos de regulación de frecuencia
enviados desde el CENACE, a través de su respectiva UTR o Centro de Control.
Los equipos de adquisición de datos de los Agentes y/o el Transmisor utilizarán los
protocolos de comunicación definidos en la presente Regulación.
El sistema de control implementado en las instalaciones del SNI, deberá diseñarse con
suficiente capacidad de expansión considerando la inclusión de señales que surjan con el
crecimiento o ampliación de dicha instalación.
Será responsabilidad de CENACE el mantenimiento de los equipos de adquisición de datos
de su propiedad, instalados en el SNI, para lo cual, los Agentes del MEM y el Transmisor,
facilitarán el acceso a sus instalaciones al personal del CENACE, a fin de que se pueda
ejecutar el mantenimiento de esos equipos.
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Si el Agente del MEM o el Transmisor utilizan para la supervisión de sus instalaciones
equipos de propiedad del CENACE, acordará con éste las condiciones técnicas y
comerciales para su utilización.
El mantenimiento de los equipos de adquisición de datos es responsabilidad del
Transmisor o Agente propietario.
2. Requisitos Técnicos de Telecomunicaciones
Los equipos de telecomunicaciones de los Agentes del MEM y el Transmisor deben
garantizar el intercambio de toda la información de supervisión y control, entre sus
instalaciones y CENACE cumpliendo las especificaciones técnicas de esta Regulación.
2.1.
Equipos de Telecomunicación Requeridos
Los sistemas de comunicaciones del CENACE, Agente y el Transmisor deben permitir:
 Comunicaciones dedicadas de datos para el caso de los equipos de adquisición de
datos.
 Comunicación dedicada Computador – Computador (Si dispone de centro de
control)
 Sistemas de Comunicaciones de voz exclusivas para la coordinación operativa,
considerando redundancia.
Es responsabilidad del Agente del MEM y el Transmisor, disponer de un equipo de
comunicación en la sala de control, en forma permanente y exclusiva, para la
coordinación de la operación en tiempo real, mediante comunicación de voz operativa
con el personal del CENACE.
El Agente del MEM y el Transmisor deben instalar los equipos de comunicaciones para
transmitir la información proveniente de su sistema de adquisición de datos, hasta el
punto frontera donde CENACE dispone de los servidores o equipos de comunicaciones.
La velocidad de transmisión de datos mínima será de 1200 bps en sistemas de
comunicaciones análogos. Si el medio de comunicación lo permite se podrá tener
velocidades de transmisión de 19200 bps o mayores, esto deberá ser acordado y
probado con CENACE. Para los enlaces con protocolo ICCP la velocidad mínima de
transmisión de datos es 64000 bps.
Los enlaces de comunicaciones deben cumplir con los requerimientos técnicos
necesarios para cumplir la disponibilidad de la información de tiempo real, indicada en
esta Regulación.
Los Agentes y/o Transmisor que realicen respaldo de información o respaldo de
alguna funcionalidad como el AGC, deberán disponer de canales de comunicación
redundantes, cuyo costo será cubierto por todo el mercado.
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2.2.
Requisitos de mantenimiento
El propietario de los sistemas de adquisición de datos y comunicaciones es
responsable por su mantenimiento.
3. Disponibilidad
La disponibilidad mensual de las señales de cada subestación o central se evaluará con la
siguiente expresión:
DisponibilidadMensual 

SD * td
ST * tt
donde:
SD:
número de señales disponibles de la instalación, en el sistema de tiempo real del
CENACE.
td:
tiempo total de disponibilidad en minutos de las señales disponibles en la
instalación, dentro del mes.
ST:
número de señales totales de la instalación, modeladas en el sistema de tiempo
real del CENACE.
tt:
tiempo de un mes en minutos.
Los sistemas de adquisición de datos y comunicaciones utilizados por los Agentes del MEM
y el Transmisor, para transmitir información de tiempo real al CENACE, deben cumplir con
una disponibilidad mensual mayor o igual al 99.5% para la información entregada por los
Agentes del MEM y el Transmisor en los equipos terminales de recepción de información
de CENACE (RDAS, eLAN, base de datos).
La transmisión de información al centro de control debe ser continua, es decir no deben
existir períodos de intermitencia.
Si en un período de una hora de transmisión se producen más de 3 indisponibilidades de
corta duración, toda la hora será tomada como período de indisponibilidad para el cálculo
mensual de disponibilidad.
4. Parámetros Técnicos que deben cumplir las señales
Los parámetros técnicos que deben cumplir las señales y que deben ser verificados
principalmente durante las pruebas primarias de señales, o durante auditorías de señales
que se realicen, son:
Precisión: Las mediciones analógicas implementadas deben cumplir la clase de precisión
menor o igual a 1 %.
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Tiempos de Respuesta: Las señales implementadas deben tener tiempos de respuesta
no mayores a los indicados a continuación:
Mediciones análogas:
Indicaciones:
Alarmas:
Setpoints:
7
3
3
4
seg.
seg.
seg.
seg.
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ANEXO 4
ESTRUCTURA JERÁRQUICA DE LOS CENTROS DE CONTROL
1. Supervisión y control.
El proceso de supervisión y control en tiempo real de un sistema de potencia, considera
como grandes componentes la supervisión de los recursos de generación, la transmisión
de la electricidad desde las fuentes de producción hasta los centros de consumo y la
entrega de la electricidad a los centros de consumo.
Con el fin de obtener beneficios por una operación segura, con calidad y economía, de
una manera integral para el Sistema Nacional Interconectado SNI, se define la estrategia
de operación en forma coordinada del sistema por zonas o niveles de responsabilidad;
con lo cual, cada una de las empresas concesionarias de generación, distribución y el
transmisor deben operar sus sistemas en concordancia con los parámetros técnicos y
económicos requeridos, de manera coordinada para garantizar de esta manera el
abastecimiento eléctrico.
Complementariamente a esta estrategia operativa, se define otra que establece la relación
entre la infraestructura o sistemas de control que permiten la operación. De esta manera,
se establece la estructura jerárquica entre los diferentes centros de control del sistema
eléctrico.
2. Niveles jerárquicos.
A continuación se menciona los niveles jerárquicos implementados en el SNI.
 Nacional: Responsable de la operación integral del Sistema Nacional Interconectado
del Ecuador incluyendo interconexiones internacionales.
 Transmisión: Responsable de la transmisión de la electricidad desde las fuentes de
producción hasta los centros de consumo.
 Generación: Responsable de una o varias centrales generadoras.
 Distribución: Responsable del sistema eléctrico de una ciudad o Área de Concesión.
Una vez definidos estos niveles jerárquicos de operación del sistema, se aplica una
estructura similar de centros de control que soporte la jerarquía presentada
anteriormente.
3. Centros de control asociados al SNI.
Normalmente se establece un centro de control para cada uno de los niveles descritos en
el numeral inmediato anterior, con lo cual se tiene lo siguiente:
 El centro del control nacional es responsabilidad del CENACE que es el encargado
de supervisar y controlar la operación en tiempo real de las instalaciones de
generación, transmisión y distribución y coordinar la función operativa a nivel
nacional y los intercambios internacionales.
Regulación No. CONELEC-005/08
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 El centro de control de transmisión está asignado al transmisor y es el encargado
de la operación de las instalaciones del Sistema Nacional de Transmisión en
coordinación con el centro de control de CENACE.
 Los centros de control de generación se encargarán de optimizar la generación de
sus unidades y cumplir con el despacho económico determinado por el CENACE y
ciertas centrales de generación con la capacidad de realizar regulación secundaria
ejecutarán los comandos de consigna de potencia enviadas desde el centro de
control de CENACE.
 Los centros de control de distribución están asignados a las empresas de
distribución y son las encargadas de operar las instalaciones de sus sistemas de
distribución, manteniendo la coordinación necesaria con el centro de control de
CENACE.
De esta manera, dentro de esta estructura jerárquica, cada nivel es atendido por su
responsable y la operación de la globalidad del sistema eléctrico es más segura ya que en
cada nivel, se debe optimizar los requerimientos de calidad y economía del área
respectiva bajo la coordinación nacional del CENACE.
Cabe anotarse, además, que el nivel de coordinación exigido en este esquema es más
exigente y requiere de lineamientos precisos, con límites y responsabilidades muy bien
definidos.
4. Integración de centros de control.
En cuanto a la integración entre Centros de Control debe considerarse que:
 Para la supervisión y control de las interconexiones internacionales debe existir
intercambio de información en tiempo real (mediante ICCP) entre los centros de
control nacionales, es decir entre el centro de control del CENACE con los centros
de control de los países con los cuales se realizan transacciones internacionales de
electricidad.
 El centro de control del Transmisor debe intercambiar información en tiempo real
con el centro de control nacional CENACE y a su vez, dependiendo de sus
características, puede realizar funciones de respaldo del centro de control nacional
bajo condiciones de emergencia.
 Cada uno de los centros de control de la cadena Jerárquica descrita previamente,
deben tener la capacidad de suministrar la información necesaria y suficiente al
centro de control del CENACE, cumpliendo los requerimientos indicados en la
presente Regulación.
 El centro de control de generación que realice AGC y adicionalmente fuere
asignado para realizar la función de “Control Automático de Generación –AGC- de
respaldo del CENACE” bajo condiciones de emergencia, deberá tener la
Regulación No. CONELEC-005/08
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funcionalidad de poder intercambiar información con el centro de control del
CENACE (mediante ICCP) y la infraestructura tecnológica que le permita cumplir
con esta funcionalidad.
 La jerarquía de los centros de control deberá ser armónica con la Jerarquía
Operativa definida.
Expresando estos criterios en un diagrama se tiene lo siguiente:
Regulación No. CONELEC-005/08
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Estructura Jerárquica de Centros de Control
en Ecuador
Centro de
Control Nacional
PERÚ
(COES)
Centro de
Control Nacional
COLOMBIA
(XM)
Centro de Control Nacional
CENACE
UTR
Centro de
Control del
Transmisor
UTR
UTR
Generación, Transmisión, UTR1, UTR2,...UTRn
UTR
Generación( Hidráulicas Especiales)
Centro de
Control de
Generación
(CCG
Hidropaute)
Centro de
Control de
Generación
UTR
UTR
UTR
UTR
Primer Nivel
Generación, Transmisión
Subtransmisión, Transmisión
Segundo Nivel
Centro de
Control de
Distribución
UTR
UTR
Regulación No. CONELEC-005/08
Centro de
Control de
Distribución
UTR
UTR
En el gráfico, las flechas dobles
significan intercambio de
Información vía ICCP
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5. Centro de control nacional.
El CENACE supervisa y coordina la operación del SNI a través de su centro de control
SCADA/EMS, responsabilizándose de una operación segura, con calidad y economía, por
lo que es indispensable garantizar que el sistema en tiempo real cumpla con altos niveles
de disponibilidad, desempeño, flexibilidad y confiabilidad, satisfaciendo los requerimientos
actuales y futuros de operación de los Agentes del MEM, el Transmisor y el CENACE.
El centro de control nacional debe funcionar con altos índices de disponibilidad, las 24
horas del día, los 7 días a la semana, además de que debe disponer de una base de datos
actualizada en tiempo real con la información proporcionada por los Agentes y el
Transmisor, según los requerimientos establecidos en la presente Regulación.
El centro de control nacional incluye aplicaciones de última generación y satisface los
requerimientos técnicos de los procesos de supervisión y control del SNI.
6. Componentes del centro de control nacional.
El sistema SCADA/EMS instalado en el CENACE, está formado por los siguientes
componentes principales, con sus funciones más importantes:
a. Sistema de Control de Energía (ECS)
 Funciones de Adquisición de Datos (SCADA)
 Funciones de Análisis de Red
 Funciones de Producción de la Generación (AGC)
b. Sistema de Almacenamiento y Recuperación de Datos
 Almacenamiento Histórico
 Herramientas de Análisis de Datos y Reportes
 Servicios de Información al MEM
c. Sistema de Desarrollo (PDS)
 Generación de Bases de Datos y Despliegues
 Mantenimiento y desarrollo de Aplicaciones
d. Simulador de Entrenamiento (DTS)
 Simulaciones y entrenamiento de Nuevos Operadores
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