La automatización en los procesos de generación y transmisión eléctrica son un paso fundamental para enfrentar los desafíos futuros del sistema eléctrico nacional, a través de la incorporación de nuevas tecnologías, donde los automatismos cumplen un papel de primera línea con el propósito de optimizar las operaciones de las centrales generadoras y del Coordinador Eléctrico Nacional.

Este es el análisis compartido por los especialistas consultados por Revista ELECTRICIDAD respecto a los automatismos que se están incorporando en la gestión de las redes eléctricas del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y del Sistema Interconectado Central, que el próximo año se interconectarán físicamente, planteando más de un desafío para el Coordinador Eléctrico Nacional, nacido de la unión del CDEC SING y CDEC SIC.

Un automatismo, según explica Alfredo de la Quintana, gerente general de Conecta, “es una solución tecnológica que permite gestionar los activos de un sistema eléctrico, como líneas de transmisión, transformadores, reactores, sistemas de transmisión AC flexible (Facts), y parques de generación de energía renovable”.

Alessandro Gonella y Daniel Andrade, jefe de Ingeniería y Product Sales manager de ABB en Chile, respectivamente, explican que las tecnologías de control automatizados han ido evolucionando por la envergadura tecnológica e informática de las redes eléctricas, la eficiencia alcanzada en los mercados y por las políticas y normativas del sector eléctrico, siendo los protocolos de comunicación un elemento clave para la automatización del sistema, así como también otros automatismos como los esquemas desconexión automática de generación y de carga, y los sistemas black start.

Implementación
Para Carlos Silva, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, “la incorporación de automatismo es necesaria debido a la complejización progresiva que han experimentado los sistemas interconectados en las últimas décadas. Ya no es posible para un operador procesar los cientos y miles de señales que vienen de terreno para coordinar la operación de los sistemas”.

En su opinión otro motivo que justifica la instalación de automatismos “son los ahorros que traen este tipo de mecanismo, porque simplemente es más económico instalar estos esquemas que realizar obras convencionales”.
En este escenario los automatismos son una de las tecnologías prioritarias que han identificado las autoridades regulatorias y los actores del mercado eléctrico, pensando en el impacto que produce en el sistema nacional la mayor penetración de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía, destaca los avances realizado en esta materia durante el último año. “Se han implementado una serie de automatismos en el sistema del norte del SIC para enfrentar de mejor manera la generación, tanto térmica como de las principales centrales de energía renovable, para optimizar los tiempos de operación, de respaldo y así evitar lo máximo posible los vertimientos de energía que están ocurriendo”.

“Este ha sido un trabajo largo, que duró cerca de un año, en una colaboración estrecha entre el centro de despacho del ex CDEC SIC y las empresas involucradas, tanto térmicas como renovables”, explica la autoridad.
Esto es compartido por Iván Saavedra, jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE): “Estamos avanzando en la definición de cuáles son los parámetros de las máquinas, así como el mínimo técnico y las condiciones reales de operación del sistema”.

Es así como la instrucción de los anteriores CDEC para las empresas generadoras ha sido la incorporación de nuevas tecnologías para sus operaciones, como −por ejemplo− el Control Automático de Generación (AGC en inglés).

Según Alessandro Gonella el AGC cumple con una relevancia vital para la comunicación entre el Coordinador Eléctrico Nacional y las empresas generadoras “para hacer la regulación secundaria de la frecuencia y así distribuir de mejor forma la carga en las diferentes unidades generadoras”.

Avances

Alessandro Gonella y Daniel Andrade explican que en materia de tecnologías para la automatización destaca el avance en la tecnología de los buses de campo, que son sistemas de transmisión de datos, mediante la incorporación de nuevos protocolos para comunicarse entre estos equipos.

Ambos ejecutivos mencionan que es de gran relevancia para la industria una segura y estandarizada comunicación entre los equipos del sistema que agilice el siguiente paso hacia redes inteligentes permitiendo una mayor incorporación de energías renovables, gestión de la demanda y preparando el camino hacia la era de la digitalización y la industria 4.0.

Por su lado, Alfredo de la Quintana menciona la importancia que tienen los automatismos para la seguridad, disponibilidad y eficiencia económica, puesto que “permiten no solo gestionar parques de energía renovable, sino que también pueden ser diseñados y utilizados exclusivamente para incrementar la seguridad del sistema, sobre todo ante casos de contingencia”.

A su juicio, “el Coordinador Eléctrico Nacional puede incorporar, en las diversas zonas del país, todos los automatismos que le permitan resolver los problemas de seguridad (contingencias), soportar de mejor manera los retrasos experimentados en las obras de transmisión, incrementar las transferencias por las líneas de transmisión, ya sea temporal o permanentemente, reducir la pérdida de generación renovable (curtailment) aprovechando al máximo las capacidades de la red de transmisión”.

Recuadro
La experiencia de AES Gener y de Enel Generación Chile

En el avance de la incorporación de automatismos se destaca la experiencia de dos empresas generadoras durante el último año.

El primer caso fue la implementación del Control Automático de Generación (AGC en inglés) llevado a cabo por AES Gener a fines del año pasado en sus plantas termoeléctricas de Los Vientos, en las unidades generadoras 2, 3 y 5 de Guacolda y la Unidad 2 de la Central Cochrane, mientras que en enero y febrero estas tecnologías se incorporaron en las unidades 1 y 4 de Guacolda.

El sistema AGC permite que el Coordinador Eléctrico Nacional pueda enviar directamente las indicaciones de generación hacia las unidades generadoras de Guacolda, Cochrane y Los Vientos, lo que mejora la seguridad del sistema eléctrico.

Otro actor que avanza en la automatización de sus plantas de generación es Enel Generación Chile (ex Endesa), al centralizar la operación de sus 16 plantas hidroeléctricas a través del proyecto de telecomando realizado junto a ABB en Chile.

“Con esto Enel Generación Chile tiene una visión integral de todo su potencial hídrico, pudiendo aplicar criterios de optimización de generación y entregar información de norma técnica al Nuevo Coordinador Eléctrico Nacional”, señala Hugo Herrera, jefe de Ventas de la Unidad de Power Generation de ABB en Chile.
Alessandro Gonella, jefe de Ingeniería de ABB en Chile explica que el proyecto de telecomando “logró integrar diferentes protocolos de comunicación (OPC, DNP 3.0, IEC-104, Modbus, etc.) en las centrales, a través del protocolo IEC 60870-5-104, de forma centralizada al Centro de Explotación Nacional de Enel Generación Chile”.

“Este es un protocolo abierto que se aplica específicamente a proyectos de telemando, por su baja utilización de ancho de banda, estampa de tiempo al milisegundo y comunicación rápida y de alto estándar entre los equipos”, resalta el ejecutivo.

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