Integración al SITR
Portafolio iEnergia · Obton · Hergo

00Portafolio y hallazgo principal

La flota bajo gestión ya tiene casi toda la capa de medición que el SITR exige. Dimensionando a los requisitos mínimos, la integración es principalmente configuración + UPS 6 h; el hardware premium (SEL) es evitable.

01Requisitos mínimos del Anexo (el lente)

Lo que el Anexo Técnico estrictamente exige — ni más, ni una marca específica. Toda decisión de hardware se mide contra esto.

El Anexo no especifica fabricante ni clase utility (no exige ±100 ns, redundancia clase A, ni RTU homologada). Solo exige clase 2 (2%), 16 bit, ±100 µs y UPS 6 h — todo alcanzable con equipamiento de gama media. El criterio de incorporación es por impacto sistémico, no un MW fijo: el Coordinador puede eximir a PMGD sin impacto y diferenciar exigencias por capacidad/tecnología (Art. 2). Vía PMGD: el enlace va a la Empresa Distribuidora, que retransmite al SITR (Art. 10).

02¿Son estrictamente necesarios los equipos SEL?

No. Los SEL (RTAC 3530/3505 + reloj GPS 2488) son grado-utility robusto, pero exceden el mínimo del Anexo. Existen rutas de cumplimiento más baratas reutilizando lo instalado.

💡 Veredicto: para cumplimiento SITR de un PMGD de 3–9 MW, la ruta mínima (NOJA + Moxa/GPM + GPS básico + UPS 6 h) es suficiente y conforme. Reservar SEL para plantas con hoja de ruta de servicios complementarios.

03Portafolio por dueño

16 plantas monitoreadas en GPM (3 tenants). Obton con inventario de ingeniería completo; Hergo e iEnergia desde catálogo GPM + patrón de flota (confirmación por planta pendiente).

Obton 7 plantas · inventario completo

Hergo (PowerTree) · plantas ~3 MW · SCADA GPM uniforme

Flota Hergo homogénea: Sungrow SG350HX string + MV station Sungrow MVS3200-LV + datalogger Sungrow Logger4000 (RS485) → portal GPM. *EPC especifica "power meter at POC" + recloser con control remoto sin marca; Falcón confirma ION7400+NOJA en as-built → probable en todas, validar. †Distribuidora por indicios. Fleet extendida PowerTree (a mapear): Los Toldos, El Raco, Santa Eugenia, Las Golondrinas, Linares San Antonio, La Brújula, Lothar.

iEnergia · plantas 3 MW · las más antiguas (COD 2019+)

Portafolio iEnergia extendido en Dropbox (a mapear): Santuario, Marín, Cruz, Pepa, Darlin, Linares Solar, Pachira, Llay Llay, Nihue, Villa Alemana, Til Til, Villa Alegre, Ucuquer. *Distribuidora por indicios documentales.

04Diferenciación por capacidad — y posible exención

El Art. 2 del Anexo permite al Coordinador limitar señales o eximir a los PMGD según capacidad e impacto sistémico. Esto parte la flota en dos.

🎯 Acción de bajo costo y alto valor: antes de comprar hardware para las 9 plantas de 3 MW (Hergo + iEnergia), solicitar al Coordinador la determinación de exención/set reducido por capacidad. Puede eliminar gran parte del CAPEX.

05Estrategia: el recloser NOJA es el outstation natural

Las plantas tienen recloser NOJA OSM + control RC en el POI que ya habla DNP3 e IEC-104, da el estado del interruptor y ofrece GPS/4G/fibra. El outstation puede ser el propio recloser.

06Arquitectura de referencia (mínima cumplible)

   CAMPO (clase 0.2S, ≤2 s)                  CONCENTRACIÓN                 SALIDA SITR
 ┌───────────────────────────┐
 │ Medidor ION 7400/8650 POI │── DNP3 / Modbus / 60870-5-104 ─┐  (P,Q,V,f netas)
 │ Recloser NOJA RC10/15     │── DNP3 / DI (52a/52b) ─────────┤  (estado interruptor)
 │ Inversores Sungrow/SMA/str│── Modbus TCP ──────────────────┤  (P,Q brutas)
 │ Meteo SMP10-A/Lufft/PT1000│── Modbus RTU (vía USR/Moxa) ───┤  (POA,Tmód,Tamb,viento)
 │ SCADA GPM / Meteocontrol  │── Modbus / OPC ────────────────┤
 └───────────────────────────┘                          ┌─────▼──────────────────┐
                                                         │  OUTSTATION (reusar)     │
                                                         │  • NOJA RC15 nativo  ó   │──► IEC 60870-5-104
                                                         │  • Moxa/GPM gateway  ó   │    o DNP3 TCP
                                                         │  • RTU económico (Moxa)  │    ───────────────►
                                                         │  + GPS recloser/CommBox  │    CGE / Enel SCADA
                                                         │    o reloj GPS básico    │    ► SITR del CEN
                                                         └─────┬──────────────────┘
                              UPS ≥6 h  (único hardware nuevo seguro)  +  enlace 4G/APN (RUTX11)
  

Sin SEL: el outstation y el GPS salen de equipos ya instalados o de gama media. El UPS 6 h es el único ítem inevitable en todas.

07Inventario detallado — Obton (referencia)

Equipamiento confirmado contra la ingeniería de proyecto. El baseline (ION + NOJA + meteo Modbus) se asume para Hergo/iEnergia y está en verificación.

✅ Verificado: Aguas Claras = Sungrow central (no Huawei string del permiso). NOJA: RC15 = outstation+GPS; RC10 = GPS externo. Pendiente: baseline Hergo/iEnergia (string vs central, medidor/recloser).

08BOM mínimo cumplible por planta

Sin SEL. ✓ reusar · + comprar.

El costo dominante es ingeniería + pruebas (PEM), no hardware. En las 9 plantas de 3 MW, confirmar primero exención/set reducido por capacidad puede evitar todo el CAPEX.

09Cotización indicativa — ruta mínima (sin SEL)

Estimación de referencia (USD), a confirmar con proveedor. Sin IVA. Compara la ruta mínima vs. la ruta SEL para mostrar el ahorro.

Si las 9 plantas de 3 MW (Hergo+iEnergia) obtienen exención/set reducido, el total baja a las 7 de Obton (~USD 110–130k). El costo es dominado por ingeniería/PEM. Coordinar por distribuidora: CGE concentra la mayoría (negociable por escala), Chilquinta (Dinamo/Falcón/Calle Larga) y Enel (Aguas Claras) aparte. Cifras de hardware = estimaciones; pedir cotización formal.

10Drivers y conversores (catálogo flota)

11Correo a CGE — front-end SCADA + consulta de exención

Un trámite cubre las plantas CGE y, de paso, consulta la exención por capacidad de las plantas de 3 MW.

Aguas Claras (Enel) requiere correo equivalente al área de telemetría de Enel Distribución.