Informe Técnico

CENTROS DE CONTROL:

Los cerebros

del sistema

Los centros de control operan en un régimen 24/7 y bajo estrictas medidas de seguridad.

El funcionamiento de estas instalaciones, equipadas con alta tecnología, es clave para la operación segura y eficiente del SEN.

UNA IMPONENTE PANTALLA, de 22,5 metros de ancho y 4,4 metros de alto, domina un amplio salón. Abajo, distribuidos en nueve estaciones de trabajo, ingenieros trabajan concentrados mirando, a su vez, sus propios monitores. En ese lugar se trabaja 24/7, en sistemas de turno y bajo estrictas medidas de seguridad. En efecto, no está permitido tomar fotos, ingresar celulares ni notebooks personales no autorizados, y el protocolo por covid-19 es también riguroso.

El recinto, por un momento, parece que fuera la sala de control de la NASA durante el monitoreo de alguna misión espacial. Pero, en realidad, se trata del nuevo Centro de Despacho y Control de Energía (CDC) del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), inaugurado en agosto. El CDC es, al igual que los centros de control de las instalaciones de generación, transmisión y distribución eléctrica, un centro neurálgico desde el cual se supervisan de forma remota y en tiempo real operaciones de las instalaciones conectadas al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Pero la diferencia, según explica Patricio Valenzuela, subgerente de Operación Tiempo Real del CEN, es que el CDC tiene asignada por reglamento la función de supervisar y coordinar la operación de todo el SEN, para garantizar que esta se desarrolle de forma segura y económica y considerando para ello todos los recursos disponibles en el sistema.

Instrucciones a los coordinados

Con ese fin, el CDC se contacta directamente con los centros de control de los coordinados, es decir, los agentes de los segmentos de generación, transmisión y distribución del mercado

eléctrico. “Todos los coordinados deben tener, por normativa, un centro de control que coordine sus instalaciones. Por lo tanto, la comunicación del CDC se realiza directamente con dichos centros, que supervisan y operan las instalaciones que se encuentran interconectadas al SEN. Eso implica dar instrucciones 24/7, para que el sistema opere de manera segura y eficiente”, explica Valenzuela.11

Esas disposiciones comprenden, por ejemplo, las instrucciones de operación de las centrales generadoras y la coordinación de trabajos de mantenimiento preventivo o correctivo de instalaciones, como la salida de operación de centrales para someterlas a mantenimiento. “Es decir, indicar en qué momento se retira de operación una línea de transmisión o cuándo se saca una planta para mantenimiento mayor; por lo tanto, hay toda una gestión operativa o de administración del sistema”, comenta el ingeniero.

Valenzuela añade que el Centro de Despacho y Control del Coordinador garantiza que cada acción que se ejecute sea de manera segura y buscando la operación más económica posible, para lo cual, puntualiza, “se utilizan herramientas y modelos de optimización que permiten establecer qué centrales deben estar en servicio y en qué punto de operación, para suministrar la demanda de energía prevista y las reservas necesarias para atender desbalances”. Lo anterior, supervisando –entre otros aspectos– la estabilidad del sistema (vía equipamiento de mediciones fasoriales que toman 50 muestras por segundo), transferencias por las líneas, niveles de tensión y desviaciones de la frecuencia. Esto último, producto de eventuales desbalances que se produzcan entre la demanda y la generación, como también adoptando las acciones preventivas y correctivas.

Sistema SCADA

De acuerdo con Patricio Valenzuela, los centros de control tienen que contar con sistemas de comunicaciones redundantes y las herramientas

La transformación tecnológica, impulsada desde una mirada de procesos en el CDC del Coordinador, es un habilitador para una transición energética segura”, Patricio Valenzuela, subgerente de Operación Tiempo Real del Coordinador Eléctrico Nacional.

Foto: Gentileza B2B Media G roup .

Patricio Valenzuela, subgerente de Operación Tiempo Real del Coordinador Eléctrico.

Foto: Gentileza AES Chile .

Norberto Corredor, director de Operaciones de AES Chile

Foto: Gentileza EnorChile

Pablo Caerols, gerente general de EnorChile. necesarias para monitorear las instalaciones que coordinan; ejecutar el control adecuado de ellas y coordinarse con los operarios de terreno para que ejecuten las acciones que se instruyan desde el Coordinador Eléctrico Nacional. “El centro de control debe tener la capacidad de monitorear las instalaciones, a través del sistema de información de tiempo real exigido por la normativa, asociados a los respectivos sistemas SCADA, con los cuales se puede supervisar todas las variables eléctricas y además dar instrucciones de apertura o cierre de instalaciones”, señala el ingeniero. En efecto, SCADA (sigla en inglés de Sistema de Control y Adquisición de Datos) es una herramienta de automatización y control industrial, a través de la cual se puede gestionar de manera remota la operación de distintos procesos industriales, permitiendo controlar, supervisar, recopilar datos, analizar datos y generar informes. El CDC del Coordinador Eléctrico, por su parte, cuenta con un SCADA de última generación, que además de posibilitar la supervisión y coordinación de la operación, ejecuta el envío de consignas directas de control de frecuencia a unidades que cumplen con dicha función; esto, mediante el módulo de control automático de generación (AGC). Actualmente, señala el ingeniero, se encuentra en pleno desarrollo la implementación del despacho automático de generación, “bajo lo cual se prevé enviar consignas de seguimiento de demanda cada 5 minutos, desde el mismo SCADA”.

El sistema SCADA, al igual que otras aplicaciones que atienden la operación en tiempo real, forman parte de las herramientas tecnológicas con que cuenta el organismo para su labor, junto con el

Foto: Gentileza B2B Media Group.

video-wall, la pantalla de más de 22 metros de ancho que exhibe información en tiempo real de una diversidad de parámetros e indicadores referentes al Sistema Eléctrico Nacional.

Características técnicas

Los agentes del mercado eléctrico pueden tener centros de control propios o bien contratar los servicios de uno independiente.

“Actualmente, Enel cuenta con dos de estas unidades; el centro de control de generación (CCG), cuya función es fundamentalmente labores de despacho económico de las centrales térmicas e hidráulicas. Y, por otra parte, Enel Green Power posee un centro de control, que aparte de gestionar el despacho económico, realiza telecontrol de sus plantas eólicas, solares y geotérmica”, señala James Lee Stancampiano, gerente general de Enel Generación.

Por su parte, Norberto Corredor, director de Operaciones de AES Chile, comenta que “el centro de control es el lugar donde convergen todas las tecnologías de generación administradas por la compañía, mediante un sistema de multirredes, el cual permite operar desde cada estación de trabajo las distintas tecnologías”. Consultado sobre las características técnicas que debe reunir un centro de control para ofrecer el mejor nivel de desempeño operacional, Corredor puntualiza que “tiene que poseer alta disponibilidad eléctrica, con respaldo a través de grupos electrógenos y baterías para mantener la continuidad operacional”.

El CDC del Coordinador Eléctrico cuenta con instalaciones de avanzada tecnología, que lo convierten en el centro de control más moderno de Latinoamérica.

Un centro de control debe tener una alta disponibilidad eléctrica, con respaldo a través de grupos electrógenos y baterías para mantener la continuidad operacional”, Norberto Corredor, director de Operaciones de AES Chile.

Y añade que, en cuanto a comunicaciones, es necesario tener enlaces con tecnologías de fibra óptica, microondas y/o satelital que conecten las plantas eléctricas con el centro de control. “Otras condiciones técnicas necesarias son telefonía, sistemas de radio remotas, conectividad satelital y redundancia en servidores para mitigar eventos de pérdida de comunicación. Asimismo, se consideran las condiciones de ciberseguridad entre el centro de control y las plantas, a través de canales de comunicación redundantes y encriptados, para asegurar la transmisión de datos y señales hacia cada instalación”, detalla.

Por otro lado, a juicio de Stancampiano, los atributos técnicos con los que debe contar un centro de control vienen dados por distintas razones. Entre otras, de acuerdo con el ejecutivo, se deben considerar las obligaciones que impone el marco regulatorio, como el estándar mínimo a cumplir: “Y, por otra parte, aquellas relativas a las definiciones estratégicas del negocio y que responden a una decisión exclusiva de cada compañía, dada la importancia relativa que le asigna a esta actividad; consideraciones que estiman si es que dicho centro de control cuenta con telecontrol de sus instalaciones de generación o solamente realiza labores de despacho económico”.

En la misma dirección, el ejecutivo plantea que “adoptar una mirada tecnológica apalancada en la digitalización de las herramientas operativas, tanto de monitoreo, como asimismo del telecontrol de las instalaciones de generación si corresponde, hacen la diferencia respecto de los niveles de performance esperados”.

Aporte ERNC

La contribución creciente de energías renovables en el sistema eléctrico, ¿plantea nuevos desafíos para el desempeño de los centros de control?

Para Pablo Caerols, gerente general de EnorChile, la respuesta es afirmativa, argumentando que introduce nuevas variables que se tienen que considerar para una adecuada operación y coordinación. “Dentro de los desafíos está la obtención y procesamiento de datos meteorológicos; la predicción de los mismos; la coordinación

La mayor presencia ERNC en el sistema impone nuevos desafíos a los centros de control, ya que introduce nuevas variables que se deben considerar para una adecuada operación y coordinación”, Pablo Caerols, gerente general de EnorChile.

Foto: Gentileza Enel Generación .

James Lee Stancampiano, gerente general de Enel Generación.

En agosto, EnorChile inauguró su renovado centro de control, que presta servicios a 31 centrales PMGD, 49 subestaciones y cuenta con 470 km de líneas de transmisión en niveles de tensión de 23 kV a 220 kV. de trabajos de mantenimiento; la optimización de los recursos y la gestión rápida y eficiente de la operación cuando existen restricciones en el sistema eléctrico, salvaguardando los intereses de los clientes”, argumenta.

Por su parte, Norberto Corredor concuerda en que surgen nuevos retos, afirmando que “la variabilidad de la generación ERNC provoca que el sistema tenga que adaptarse permanentemente a esta condición, haciendo que los centros de control optimicen su forma de operar en distintos escenarios, siempre garantizando la seguridad en el SEN con las restricciones que este presenta”. El ejecutivo de AES Chile añade que otro desafío que presenta este tipo de tecnología es que al tener un costo reducido para el sistema, se debe intentar siempre aprovechar el recurso lo máximo posible y evitar el vertimiento.

Foto: Gentileza EnorChile.