Los requisitos que deben cumplir las empresas para el diseño e implementación de los automatismos en el sistema eléctrico local fueron detallados por el Coordinador Eléctrico Nacional, en un webinar sobre esta materia, donde se analizó el procedimiento interno que busca definir las condiciones para la instalación de estos esquemas, por lo que se revisó el marco normativo y las propuestas realizadas por algunas empresas coordinadas, además de repasar la experiencia internacional en este tema.
Rodrigo Espinoza, subgerente de Estudios y Soporte Operacional, destacó los hitos normativos más relevantes respecto de la implementación de automatismos en el sistema para utilizar la capacidad de transmisión cumpliendo con el criterio N-1.
La primera definición del criterio N-1 se remite a la primera versión de la NTSyCS (mayo de 2005), luego Espinoza señaló que: “Es un criterio de seguridad que persigue que, una contingencia simple en el sistema, no debe propagarse a otros componentes de tal forma que se produzca una salida en cascada de instalaciones”, señaló Espinoza.
Del mismo modo, agregó que para garantizar el cumplimiento de este criterio “se cuenta con los Recursos Generales de Control de Contingencia, donde se puede encontrar la inercia, reserva de control de frecuencia, reserva de potencia reactiva, los PSS, los esquemas EDAC, EDAG y ERAG y en general cualquier sistema que en función de la evolución de variables de control de sistema actúe sobre generación, carga o modificando la topología del sistema”.
Además, destacó el Límite por Contingencia que definió como la “máxima corriente que puede circular por un elemento de serie en estado normal, de modo que, si ocurre una contingencia simple, se satisfaga el criterio N-1”, señaló el subgerente.
Diseño e implementación de automatismos
En la ocasión, también participó el jefe del departamento de Modelación y Aplicaciones EMS, Jorge Vargas, quien destacó las disposiciones y exigencias de diseño para automatismos. “El coordinado debe demostrar que el efecto de la implementación del automatismo implica un beneficio económico neto mayor que la condición sin proyecto”, sostuvo.
Además, Vargas agregó que la empresa coordinada, “debe demostrar el efecto acotado de las acciones de control de automatismo. Que significa que no interfiere con la efectividad de otros automatismos habilitados en el sistema eléctrico, que no implica cambio de ajuste de los recursos asociados al PDCE”.
“También que no produce una pérdida de generación que active algún escalón EDAC por baja frecuencia, considerando que el primer escalón está ajustado a 48,9 Hz lo que corresponde a 200 MW de carga aproximadamente, y que tampoco produzca un desprendimiento de carga igual o superior al utilizado en la determinación de la reserva permanente para el control primario de frecuencia por sobrefrecuencia (200 MW para reservas CPF)”, de igual manera el coordinado debe demostrar el impacto acotado de eventuales omisiones, operaciones indeseadas o incorrectas del automatismo, concluyó Vargas.
Finalmente, participó Alberto Trigueros, ingeniero del departamento de Modelación y Aplicaciones EMS, quien destacó las experiencias nacionales e internacionales en implementación de automatismos, destacando el Sistema de Desprendimiento Automático de Carga SDAC que está en servicio desde el 2008 y que actualmente se encuentra habilitado (dependiendo de las condiciones sistémicas).