PMGD Santa Luisa (PFV Curaco) — Aperturas del reconectador NOJA

Análisis de disparos 2026 con foco en las últimas aperturas por OC3+ · fuente primaria: API GreenPowerMonitor (planta 1573, elemento «Recloser Noja» 201539 + medidor 201522) · registro de eventos RC10 (CMS) · Odoo O&M · documentación Dropbox vía epcidx · actualizado 1 de septiembre de 2026, 13:20 (datos GPM hasta esa hora)

Aperturas OC3+ desde el 24-ago-2026

4 confirmadas por bit GPM «ABIERTO (OC3+)» + 6 probables (link Modbus RC10↔GPM congelado)

Tiempo sin generar por OC3+

5 h 05 min

apertura + reenganche + rearranque MVPS

Energía no generada por OC3+

30,9 MWh

16,1 MWh confirmadas

Pérdida estimada OC3+ 2026

$ 1.203.276

a precio estabilizado por bloque (ITD CNE 1S-2026, Alto Jahuel)

Aperturas totales 2026 (1-ene → 1-sep)

51 h 30 min con reconectador abierto

Energía no generada 2026 (todas las causas)

131,3 MWh

≈ 0,72 % de la energía anual declarada (18.152 MWh)

Pérdida estimada 2026 (todas las causas)

$ 5.286.258

incluye $ 1.700.910 de aperturas manuales/programadas

Capacidad máxima permitida (POI)

9,0 MW

ICC CGE / ECP / F9 · a FP unitario · instalados 10,33 MWp / 9,375 MVA

Diagnóstico. El OC3+ del RC10 está ajustado en 346 A / 2 s (tiempo definido, dirección planta→red). 346 A es exactamente 9 MW a 15 kV con factor de potencia 1 (9.000 kW ÷ (√3 · 15 kV) = 346,4 A), tal como lo modeló el ECP de CGE («9 MW con factor de potencia unitario»). Pero la planta opera hoy con FP ≈ 0,95 en el POI (Q ≈ −0,33·P, absorbiendo reactivos para contener la tensión) y con el límite de los MVPS en 95 % = 3 × 2.968,75 kW = 8.906 kW. A 8,9 MW y FP 0,95 la corriente es 349–361 A según la tensión de red (15,2–16,1 kV medidos) → supera 346 A durante los picos de irradiancia (>1.050 W/m², bordes de nube) y el reconectador abre por OC3+. Es la misma raíz que los disparos OV1 (9,5–9,8 kV fase con 270–320 A): inyección al límite en un alimentador que ya opera a 1,05–1,07 pu. El patrón es estacional: en primavera 2025 hubo 15 aperturas OC3+ (21-sep → 30-nov) y en 2026 comenzaron el 24-ago.

1 · Las últimas aperturas (24-ago → 1-sep-2026)

Once operaciones del reconectador en 9 días (contador CO del RC10: 201 → 212). Las cuatro últimas tienen el bit ABIERTO (OC3+) = 1 en GPM; las seis anteriores ocurrieron mientras el enlace Modbus RC10↔datalogger GPM entregaba valores congelados (corrientes fijas en 1/0/1 A), por lo que la causa no quedó registrada en GPM y debe confirmarse en el registro de eventos del RC10 (CMS → «Registro Cerrar Abrir»). Todas salvo la del 24-ago (día nublado) ocurren a mediodía con la planta entre 8,4 y 8,7 MW y saltos de irradiancia a 1.050–1.170 W/m².

Fecha	Apertura*	Cierre*	Planta recuperada	Abierto	Causa	kWh no generados	Pérdida CLP	Fuente / nota
2026-08-24	12:45	14:40	14:55	2 h 00 min	s/d	651	$ 25.163	solo GPM (link RC10 congelado) · día nublado/lluvia, irr<200
2026-08-26	13:40	13:45	—	10 min	prob. OC3+	4.102	$ 158.615	solo GPM (link RC10 congelado) · irr 700, P 8,4 MW previo
2026-08-26	13:50	14:50	15:05	1 h 05 min	prob. OC3+	5.329	$ 206.068	solo GPM (link RC10 congelado) · recierre y nuevo disparo, irr 1166
2026-08-27	12:20	12:45	12:55	30 min	prob. OC3+	2.124	$ 82.148	solo GPM (link RC10 congelado) · P 8,5 MW 11:55
2026-08-27	13:40	13:50	14:05	15 min	prob. OC3+	1.255	$ 48.537	solo GPM (link RC10 congelado) · P 8,4 MW 13:25
2026-08-28	11:50	12:00	12:05	15 min	prob. OC3+	306	$ 11.981	solo GPM (link RC10 congelado)
2026-08-29	09:35	10:00	10:10	30 min	prob. OC3+	1.670	$ 65.317	solo GPM (link RC10 congelado) · P 8,6 MW 09:35
2026-08-29	11:25	11:35	11:50	15 min	OC3+	2.785	$ 108.959	bit GPM ABIERTO (OC3+) · irr 1100, salto 346→566→1100
2026-09-01	09:30	09:45	10:00	20 min	OC3+	2.574	$ 100.672	bit GPM ABIERTO (OC3+) · irr 467→1131
2026-09-01	10:05	10:15	10:35	15 min	OC3+	2.271	$ 88.837	bit GPM ABIERTO (OC3+) · recierre, nuevo disparo
2026-09-01	10:35	12:00	12:15	1 h 30 min	OC3+	8.511	$ 332.142	bit GPM ABIERTO (OC3+) · 85 min abierto
Total 24-ago → 1-sep				7 h 05 min		31.578	$ 1.228.439

* Horas del datalogger GPM (muestras de 5 min; la apertura ocurre dentro de los 5 min previos a la primera muestra en 0). El reloj del RC10 está adelantado ~13–18 min respecto de GPM (no tiene SNTP configurado según printout) — relevante para la carta CEN DE 03474-26 (hora UTC en oscilografías).

P medidor [MW]S medidor [MVA]Irradiancia [W/m² ÷100]reconectador abierto

2 · De dónde sale el «tipo de captura» (causa de la apertura)

a) Registro de eventos del propio RC10 (fuente primaria)

El control NOJA RC10 guarda cada operación con Fuente de operación (OC3+, OV1, OV3, VVS, OF2, PC, HMI…), estado (Bloqueo / Cierre 1) y parámetros críticos (corriente de disparo por fase, U máx, ángulo VVS). Se exporta con CMS y el O&M lo archiva como 2025 Obton\7. Santa Luisa\Santa LuisaRegistro Cerrar Abrir AAAAMMDD.xlsx (último indexado: 02-01-2026). Ejemplo: 30/11/25 12:47:29 | Abierto | OC3+ | Bloqueo | Max(Ic)=347 A, Disparo Ia/Ib/Ic = 346 A.

b) Odoo O&M → «Informe de Actividad / Operación Reconectador»

Jean Pozo / Adán Colina transcriben la causa del HMI/CMS al campo «Razón de maniobra» (OV1, OV3, VVS, OC3, PC) con hora de apertura/conexión y «CGE no reporta eventos y autoriza reconexión». Carpeta 2025.2.4 Santa Luisa\09. Operation & Maintenance\Reportes Diarios Reconectador\ (último indexado: N° 054, 24-04-2026) y copia en 5.1 Sonnedix Operation\Disconnection files\Santa Luisa\. De ahí sale también el FIFC mensual al CEN (VC01_FIFC_SOLAR_TI_TREINTA_Y_OCHO_PMGD<mes>.xlsx, central «PMGD PFV CURACO» id 2317, Pmax 9 MW, tipo «Falla externa» con la causa en comentario).

c) GPM Horizon — elemento «Recloser Noja» (id 201539)

El datalogger GPM lee por Modbus el mapa de estados del RC10 y expone 80 señales: ESTADO RECONECTADOR, ABIERTO (PROTECCIÓN), ABIERTO (OC1+/OC2+/OC3+), ABIERTO (EF…), ABIERTO (UV1-3), ABIERTO (REMOTO/LOCAL), CERRADO (…), contadores OC A/B/C TRIPS, CO TOTAL, corrientes, tensiones LL, frecuencia, etc. (API: GET /api/Plant/1573/Datasource, ids 1888867–1888946). Es la fuente de este informe; no hay señal de disparo por OV/OF/VVS en el mapa (solo el genérico «ABIERTO (PROTECCIÓN)»), por lo que los disparos de tensión/frecuencia se identifican cruzando con (a) y (b).

Limitaciones observadas: resolución 5 min; enlace RC10↔GPM congelado 24→29-ago (corrientes fijas); contadores OC A/B/C TRIPS no incrementan (14/7/33 todo 2026) — mapeo a revisar.

d) Oscilografías (captura de forma de onda)

El RC10 (REL-02, CMS 3.16) genera oscilogramas COMTRADE 1999 por cada disparo, con la protección que gatilló como «tipo de captura». No están en GPM; se extraen con CMS/FTP (línea de trabajo Pulse/Vault, carta CEN DE 03474-26, plan ConectaCEN Santa Luisa).

3 · Tabla resumen 2026 — todas las aperturas (1-ene → 1-sep)

Causa	Aperturas	Tiempo abierto	MWh no generados	Pérdida CLP
OC3+	10	5 h 05 min	30,9	$ 1.203.276
OV	10	5 h 10 min	31,6	$ 1.317.023
Red (VVS/frec.)	7	20 h 05 min	24,3	$ 1.038.466
Manual/programada	3	10 h 45 min	43,8	$ 1.700.910
Sin dato	4	10 h 25 min	0,7	$ 26.583
Total	34	51 h 30 min	131,3	$ 5.286.258

OC3+OVRed (VVS/frec.)Manual/programadaSin dato

Detalle de las 34 aperturas 2026

Fecha	Apertura	Cierre	Recuperada	Abierto	Causa	kWh	CLP	Fuente / nota
2026-01-02	15:45	16:10	16:25	30 min	OV1	4.634	$ 220.675	RC10 log 16:02:18 · U1máx 9,7 kV · 312 A
2026-01-10	18:45	07:15	07:25	12 h 35 min	VVS	2.954	$ 155.117	RC10 log 19:01:51 / FIFC · salto vector nocturno
2026-01-12	13:50	15:15	15:30	1 h 30 min	VVS	12.311	$ 476.048	RC10 log 14:06:59 / FIFC · 1h28 (Odoo)
2026-01-18	08:00	08:20	08:30	25 min	OV3	1.260	$ 49.279	RC10 log 08:18:34 / FIFC
2026-01-20	05:50	07:55	08:05	2 h 10 min	VVS	978	$ 51.178	RC10 log 06:09:16 / FIFC · 2h01
2026-01-23	08:20	08:45	08:55	30 min	OF2	2.043	$ 79.933	RC10 log 08:39:54 / FIFC · sobrefrecuencia 51,5 Hz/0,1 s
2026-01-29	17:40	18:10	18:20	35 min	OF2	3.346	$ 172.238	RC10 log 17:56:26 / FIFC
2026-01-30	00:40	04:35	04:40	4 h 00 min	s/d	0	$ 0	RC10 log cierre 08:18:58 · nocturno, sin pérdida
2026-02-01	14:55	15:10	15:25	20 min	OV1	3.392	$ 131.149	RC10 log 15:13:43 · U1máx 9,6 kV · 282 A
2026-02-07	11:30	11:40	11:50	15 min	OV1	2.149	$ 84.051	RC10 log 11:46:17 · U1máx 9,8 kV · 301–310 A
2026-02-09	10:05	14:45	14:50	4 h 45 min	PC	39.627	$ 1.538.726	RC10 log 10:24:29 · apertura programada (manual), 21 h
2026-02-17	10:45	11:10	11:25	30 min	OV1	4.700	$ 183.855	RC10 log 11:02:25 · U1máx 9,6 kV · 306 A
2026-02-19	17:15	17:25	17:35	15 min	OV1	1.845	$ 94.951	RC10 log 17:33:34 · U1máx 9,5 kV · 271 A
2026-03-15	16:50	17:40	17:50	55 min	OV3	1.613	$ 83.029	Odoo 15-03 17:06
2026-03-17	10:00	10:25	10:40	30 min	OV1	4.301	$ 168.242	Odoo 17-03 10:17
2026-03-20	19:05	19:20	19:30	20 min	s/d	15	$ 794	sin registro Odoo (VVS 24-03 19:21?) · nocturno
2026-03-24	10:35	11:40	11:50	1 h 10 min	OV1	7.715	$ 301.792	Odoo N°003 10:51
2026-03-30	15:20	15:35	15:40	20 min	OV1	0	$ 0	Odoo N°015 15:35 / RC10 log
2026-04-01	14:45	15:30	15:45	50 min	PC	4.194	$ 162.184	Odoo N°017 / RC10 log · termografía celda MT y trafo
2026-04-03	06:20	08:40	08:50	2 h 25 min	VVS	632	$ 24.883	Odoo N°033 / RC10 log 06:43 · 2h17
2026-04-21	10:50	11:05	11:15	20 min	VVS	2.021	$ 79.069	Odoo N°051 / RC10 log 11:08
2026-07-01	14:25	19:30	19:35	5 h 10 min	LOCAL	0	$ 0	bit GPM "ABIERTO (LOCAL)" · maniobra manual en terreno
2026-07-16	04:00	08:00	08:05	4 h 05 min	s/d	13	$ 626	solo GPM · nocturno
2026-08-24	12:45	14:40	14:55	2 h 00 min	s/d	651	$ 25.163	solo GPM (link RC10 congelado) · día nublado/lluvia, irr<200
2026-08-26	13:40	13:45	—	10 min	prob. OC3+	4.102	$ 158.615	solo GPM (link RC10 congelado) · irr 700, P 8,4 MW previo
2026-08-26	13:50	14:50	15:05	1 h 05 min	prob. OC3+	5.329	$ 206.068	solo GPM (link RC10 congelado) · recierre y nuevo disparo, irr 1166
2026-08-27	12:20	12:45	12:55	30 min	prob. OC3+	2.124	$ 82.148	solo GPM (link RC10 congelado) · P 8,5 MW 11:55
2026-08-27	13:40	13:50	14:05	15 min	prob. OC3+	1.255	$ 48.537	solo GPM (link RC10 congelado) · P 8,4 MW 13:25
2026-08-28	11:50	12:00	12:05	15 min	prob. OC3+	306	$ 11.981	solo GPM (link RC10 congelado)
2026-08-29	09:35	10:00	10:10	30 min	prob. OC3+	1.670	$ 65.317	solo GPM (link RC10 congelado) · P 8,6 MW 09:35
2026-08-29	11:25	11:35	11:50	15 min	OC3+	2.785	$ 108.959	bit GPM ABIERTO (OC3+) · irr 1100, salto 346→566→1100
2026-09-01	09:30	09:45	10:00	20 min	OC3+	2.574	$ 100.672	bit GPM ABIERTO (OC3+) · irr 467→1131
2026-09-01	10:05	10:15	10:35	15 min	OC3+	2.271	$ 88.837	bit GPM ABIERTO (OC3+) · recierre, nuevo disparo
2026-09-01	10:35	12:00	12:15	1 h 30 min	OC3+	8.511	$ 332.142	bit GPM ABIERTO (OC3+) · 85 min abierto

Causas: OC3+ sobrecorriente etapa 3 dirección directa (346 A / 2 s); OV1/OV3 sobretensión 1,10 pu/1 s y 1,20 pu/0,16 s (OV3 = 1,20 pu «N.D.» según printout); VVS salto vectorial 18°; OF2 sobrefrecuencia 51,5 Hz/0,1 s; PC apertura programada desde PC; LOCAL maniobra en el equipo. Energía no generada = ∫(P esperada − P real) desde la apertura hasta que la planta recupera ≥ 60 % de lo esperado; P esperada = min(9 MW, k · irradiancia) con k calibrado en los 75 min previos de cada evento (fallback 8,6 kW por W/m²).

4 · Primavera 2025 — el mismo patrón (baseline)

Con el mismo método sobre los datos GPM de 15-ago → 31-dic-2025 y las causas del registro RC10/Odoo: las aperturas OC3+ se concentran entre el 21-sep y el 30-nov (irradiancia alta con módulos fríos), y en diciembre–febrero la misma condición se manifiesta como OV1 (tensión de red más alta). GPM no tiene datos del 1 al 29-nov-2025 (hueco del datalogger); las 9 aperturas OC3+ de noviembre registradas en Odoo/RC10 se incorporan con su duración real y energía estimada con el perfil horario de días despejados de oct/dic (×0,9).

Causa	Aperturas	Tiempo abierto	MWh no generados	Pérdida CLP (a precios 2026)
OC3+	15	14 h 13 min	113,5	$ 4.640.170
OV	7	2 h 50 min	24,5	$ 1.149.268
Red (VVS/frec.)	2	11 h 10 min	0,1	$ 4.455
Sin dato	2	15 h 50 min	0,3	$ 15.595
Total	26	44 h 03 min	138,4	$ 5.809.488

OC3+OVRed (VVS/frec.)Manual/programadaSin dato

Detalle de las 26 aperturas ago–dic 2025

Fecha	Apertura	Cierre	Recuperada	Abierto	Causa	kWh	CLP	Fuente / nota
2025-09-02	01:50	08:15	08:25	6 h 30 min	VVS	91	$ 4.134	RC10 log/Odoo 09-02 01:59 · offset reloj +9 min
2025-09-16	19:40	07:30	07:35	11 h 55 min	s/d	1	$ 80	solo GPM
2025-09-21	12:35	13:25	13:35	55 min	OC3+	4.159	$ 160.822	RC10 log/Odoo 09-21 12:48 · offset reloj +13 min
2025-09-26	10:25	10:40	10:50	20 min	OC3+	2.995	$ 117.140	RC10 log/Odoo 09-26 10:38 · offset reloj +13 min
2025-09-26	10:50	11:00	11:10	15 min	OC3+	1.242	$ 48.581	RC10 log/Odoo 09-26 11:02 · offset reloj +12 min
2025-09-28	15:45	16:00	16:10	20 min	OC3+	2.840	$ 127.981	RC10 log/Odoo 09-28 16:00 · offset reloj +15 min
2025-10-04	10:00	10:40	10:55	45 min	OC3+	5.198	$ 203.336	RC10 log/Odoo 10-04 10:10 · offset reloj +10 min
2025-10-04	12:00	12:50	13:00	55 min	OC3+	8.142	$ 314.826	RC10 log/Odoo 10-04 12:13 · offset reloj +13 min
2025-10-06	17:05	18:00	18:15	1 h 00 min	OV1	5.985	$ 308.105	RC10 log/Odoo 10-06 17:16 · offset reloj +11 min
2025-10-09	16:25	16:35	16:50	15 min	OV1	2.781	$ 143.164	RC10 log/Odoo 10-09 16:35 · offset reloj +10 min
2025-10-12	16:05	16:20	16:30	20 min	OV1	3.000	$ 154.419	RC10 log/Odoo 10-12 16:16 · offset reloj +11 min
2025-10-14	16:35	16:55	17:10	25 min	OV1	4.022	$ 207.040	RC10 log/Odoo 10-14 16:48 · offset reloj +13 min
2025-10-24	04:05	07:55	08:05	3 h 55 min	s/d	288	$ 15.515	solo GPM
2025-10-26	12:10	12:25	12:35	20 min	OV1	2.940	$ 113.685	RC10 log/Odoo 10-26 12:23 · offset reloj +13 min
2025-10-26	15:20	15:30	15:45	15 min	OV1	2.842	$ 109.901	RC10 log/Odoo 10-26 15:32 · offset reloj +12 min
2025-10-29	02:10	06:45	06:50	4 h 40 min	VVS	6	$ 321	RC10 log/Odoo 10-29 02:22 · offset reloj +12 min
2025-11-20	15:29	15:47	15:57	18 min	OC3+	3.793	$ 146.679	RC10 log/Odoo 11-20 15:42 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-20	16:01	16:11	16:21	10 min	OC3+	2.484	$ 127.873	RC10 log/Odoo 11-20 16:14 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-20	16:25	16:40	16:50	15 min	OC3+	3.105	$ 159.841	RC10 log/Odoo 11-20 16:38 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-20	16:55	17:17	17:27	22 min	OC3+	3.905	$ 201.021	RC10 log/Odoo 11-20 17:08 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-26	14:17	16:45	16:55	2 h 28 min	OC3+	20.168	$ 867.384	RC10 log/Odoo 11-26 14:30 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-27	07:59	09:30	09:40	1 h 31 min	OC3+	8.587	$ 337.015	RC10 log/Odoo 11-27 08:12 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-27	09:37	13:02	13:12	3 h 25 min	OC3+	27.128	$ 1.057.142	RC10 log/Odoo 11-27 09:50 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-28	10:29	10:39	10:49	10 min	OC3+	2.529	$ 98.942	RC10 log/Odoo 11-28 10:42 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-11-29	10:38	12:42	12:52	2 h 04 min	OC3+	17.242	$ 671.587	RC10 log/Odoo 11-29 10:51 · GPM sin datos nov-2025: energía estimada con perfil de días despejados oct/dic ×0,9
2025-12-28	11:15	11:25	11:40	15 min	OV1	2.888	$ 112.954	RC10 log/Odoo 12-28 11:31 · offset reloj +16 min

5 · Ajustes de protección del reconectador

Equipo: NOJA OSM27-310 + RC10 (REL-02), N° serie relé 0311722120258, nombre «Reconectador PMGD Santa Luisa» (en commissioning: «PMGD CURACO», descripción TRITEC). Grupo 1 activo (bit GRUPO 1 ON = 1 todo 2026).

Función	Commissioning 31-01-2024 (CMS 3.14)	Printout 03-09-2025 (CMS 3.16) — más reciente	Comentario
OC1+ (directa, inversa)	381 A · curva 107 · TM 0,15 · +0,10 s	381 A · curva 105 · TM 0,10 · +0,00 s	Curva/TM ajustados en 2025
OC2+ (directa, TD)	1.400 A · 0,02 s	3.500 A · 0,00 s	Instantáneo subido a 3.500 A (2025)
OC3+ (directa, TD)	346 A · 2,00 s	346 A · 2,00 s	= 9 MW a 15 kV y FP 1 → actúa como limitador de inyección
OC1− / OC2− / OC3− (reversa)	300 A IEC I TM 0,5 / 300 A TD 1,0 s / 1.000 A TD 0,10 s	igual	Fallas en la planta alimentadas desde la red
EF1+ / EF2+ / EF3+	38 A curva 133 TM 2,0 +0,2 s / 300 A TD 1 s / 1.000 A 0,10 s	igual
N° disparos a bloqueo (OC/EF)	1 (sin recierre automático)	1	Cada disparo requiere reenganche manual + autorización CGE
UV1 / UV2 / UV3	0,90 pu 2 s / 0,60 pu 1 s / 60 s (D)	igual	UV2 0,60 = mínimo del RC10 (NTCO pide 0,50)
OV1 / OV2 / OV3	1,10 pu 1 s / 1,20 pu 0,16 s / 1,20 pu 0,40 s (N.D.)	igual	OV1 dispara a 9,5–9,8 kV fase (8,66 nominal)
UF / UF2 · OF / OF2	49,0 Hz 90 s · 47,5 Hz 0,1 s · 51,0 Hz 90 s · 51,5 Hz 0,1 s	igual	Pendiente NTCO-2026 (30/90 min) vía app IEC 61499 Comulsa
VVS (salto vectorial)	18° (L)	18°	ROCOF desactivado
SNTP / reloj	Desactivado, zona −03:00	—	Reloj adelantado ~15 min vs GPM

Fuentes: «Protocolo Pruebas + Print Out Reconectador PMGD Santa Luisa.pdf» (inyección secundaria, 31-01-2024, 19 págs.) y «Santa Luisa_Ajustes_Grupo_(Grupo 1)_0311722120258.pdf» (03-09-2025 16:04, 79 págs.). Existe además «Santa Luisa Modificados.zip» (13-10-2025, e-mail Daniel Friedman «Documentos de protecciones a iEnergia» y Dropbox 2025 Obton\VRT FRT\RT Santa Luisa\) con los cambios de protecciones de inversores tras la carta CEN DE05204-25 — su contenido no está indexado (zip); verificar si incluye un printout posterior del RC10.

¿Por qué 346 A se alcanza con menos de 9 MW?

Tensión LL en el POI	S equivalente a 346 A	P a FP 0,95 con 346 A	Corriente a 8,906 MW y FP 0,95	Corriente a 9,0 MW y FP 1,0
15,0 kV (nominal ECP)	8,99 MVA	8,54 MW	361 A	346 A
15,2 kV (mín. medido)	9,11 MVA	8,65 MW	356 A	342 A
15,5 kV	9,29 MVA	8,82 MW	349 A	335 A
15,7 kV	9,41 MVA	8,94 MW	345 A	331 A
16,0 kV (máx. medido)	9,59 MVA	9,11 MW	338 A	325 A

Medido en GPM 24-ago → 1-sep-2026: FP mediano en el POI 0,953 (S/P = 1,049) con P > 6 MW; S máx 5-min 9,22 MVA; Uab 15,23–16,05 kV; setpoint activo MVPS 2.968,75 kW c/u (95 %), FP setpoint 1,00 pero Q(U)/PPC entregando ≈ +0,7 MVAr por inversor; consigna reactiva −2,9 MVAr en el medidor.

6 · Capacidad máxima permitida y documentos

Capacidad autorizada: 9,0 MW en el POI

ICC «Informe de Criterios de Conexión para PMGD Curaco de 9 [MW]» — CGE/Binaria, 16-feb-2022 (SCR 25-ene-2022, Trivento SpA): «inyección en el punto de conexión de una potencia de 9 [MW]», alimentador Berrios 15 kV, poste 132741, 4,583 km a S/E Graneros, Icc3φ 3,44 kA, energía anual 18.152 MWh.
ECP «Estudio de Coordinación y Ajuste de Protecciones PMGD Curaco» Rev. B, 09-feb-2022 (58 págs.): evaluado con «9 [MW] con factor de potencia unitario»; define los ajustes del reconectador del PCC (§6.4.1).
F9 (Formulario 9) y F7 rev. en carpeta CEN; FIFC mensual: Pmax 9 MW; Infotécnica: PMGD PFV CURACO (id 2317), coordinado SOLAR TI TREINTA Y OCHO SpA (id 2502).
Instalado (as-built): 10.325 kWp DC / 3 × Sungrow SG3125HV-30 = 9.375 MVA; límite PPC/MVPS actual 95 % = 8.906 kW (≠ los 3 × SMA SC3000-EV del ICC — regularizar ICC/F15).

Printout más reciente del reconectador

Santa Luisa_Ajustes_Grupo_(Grupo 1)_0311722120258.pdf — 03-sep-2025 16:04, CMS 3.16.0.0, 79 págs. (8,2 MB; copia comprimida 751 KB).

E:\Team Dropbox\Proyectos Admin\2025 Obton\Santa Luisa_Ajustes_Grupo_(Grupo 1)_0311722120258.pdf
E:\Team Dropbox\Proyectos Admin\2025 Obton\VRT FRT\RT Santa Luisa\…_compressed.pdf

Posterior: «Santa Luisa Modificados.zip» 13-oct-2025 (protecciones inversores; verificar). No hay printout 2026 indexado — pendiente exportar desde CMS tras los ajustes NTCO-2026.

Informe de ajuste de protecciones de commissioning

Protocolo Pruebas + Print Out Reconectador PMGD Santa Luisa.pdf — inyección secundaria, 31-ene-2024 (CMS 3.14, equipo «PMGD CURACO», TRITEC), 19 págs.; acompañado de Registro Fotográfico Test Reconectador.pdf y del archivo de ajustes PMGD Santa Luisa.noja.

…\2025.2.4 Santa Luisa\00. Tritec Data dump\Santa Luisa MC\07. Annex C\09. Recloser\01. Secondary injection test\
(copias en Santa Luisa SC\01. Testing & Completion\Annex C\01.2.1.10 …\Recloser Commissioning\, \04. Document Deliverables\4.3.07 Commissionig Test\ y \06. Enertis Comments\1.1 Commissioning Tests\)

Otros

Certificado FAT NOJA «Reconectador.pdf» (4.3.02 Test Certificates / 1.6 Connection Point/Test FAT).
Manual «NOJA con Control RC Manual de Usuario_es.pdf» y datasheet OSM (4.3.01 Technical Sheets).
Ajuste_VRT__FRT_Plantas_IBR_Santa Luisa.xlsx (abr-2025, CEN).
Registro de operaciones RC10: 8 exportes 27-05-2025 → 02-01-2026 (2025 Obton\7. Santa Luisa\).

7 · Proyección sep–dic 2026 y ahorro si se corrige la protección

Baseline: OC3+ sep–dic 2025 (medido)

113,5 MWh

15 aperturas · 14 h 13 min abierto · $ 4.640.170 a precios 2026

Pérdida evitable sep–dic 2026 (escenario base)

$ 4.640.170

113,5 MWh — repitiendo el patrón 2025

Escenario alto (×1,5)

$ 6.960.255

170,3 MWh — 2026 partió 4 semanas antes: 30,9 MWh ya perdidos en 9 días

Costo residual si se limita P a 8,6 MW (opción B)

$ 2.108.655

53,1 MWh de recorte sep–dic (calculado sobre 2025)

El ahorro neto hasta fin de año se estima entre $ 2.531.515 (base, con recorte de potencia) y $ 6.960.255 (alto, con reajuste del OC3+), es decir 60–170 MWh. A esto se suma lo que ya se perdió por OC3+ en 2026 (30,9 MWh, $ 1.203.276) y el costo operativo de cada reenganche (llamada a CGE, autorización, rearranque). Si además se elimina la causa de los OV1 (misma raíz), la pérdida evitable 2026 completa sería 62,5 MWh / $ 2.520.299.

Opciones de corrección

Opción	Qué se cambia	Pérdida residual	Requiere
A · Reajustar OC3+ (recomendada)	Subir el pickup a ~380 A / 2–5 s (9,0 MW a FP 0,95 y 15 kV = 364 A; con margen 5 % → 380 A, todavía bajo OC1+ 381 A curva inversa) o redefinirlo como limitador de potencia activa (función PDOP del RC10, hoy desactivada: 9.000 kW / 2 s) que no dispara por reactivos.	≈ 0	Aprobación CGE (cambio de ajuste del ECP/F9, Art. 9-16 NTCO); carga vía CMS; prueba de inyección (Comulsa)
B · Bajar el límite de potencia	Setpoint MVPS/PPC de 95 % a ~92 % (8,63 MW) para que a FP 0,95 y 15,2 kV la corriente no supere 346 A; o consigna de S ≤ 9,0 MVA en el PPC.	53,1 MWh sep–dic (recorte)	Solo configuración interna (GPM PPC / Sungrow); sin trámite ante CGE
C · Operar a FP 1 en el POI	Quitar la absorción de reactivos (Q ≈ −2,9 MVAr): a 8,9 MW y FP 1 la corriente cae a 320–343 A.	≈ 0 por OC3+, pero sube la tensión → más disparos OV1	Coordinar con CGE (tensión del alimentador Berrios ya en 1,05–1,07 pu)

Recomendación: B de inmediato (sin costo regulatorio, elimina los disparos mientras dure la primavera) y A en paralelo con el reajuste NTCO-2026 (Comulsa, sep-2026) para recuperar los 9 MW completos. Verificar con CGE si la tensión del alimentador puede bajarse (tap S/E Graneros) para reducir también los OV1.

8 · Método y supuestos

Datos: GPM Horizon DataList/v2 a 5 min (granularidad mínima del datalogger) para medidor ACTIVE POWER (1888110), Plant Irradiance (1893823), ESTADO RECONECTADOR (1888904), CO TOTAL (1888881), ABIERTO (OC3+) (1888908), ABIERTO (PROTECCIÓN) (1888905); 1-ene → 1-sep-2026 y 15-ago → 31-dic-2025. Detalle 24-ago → 1-sep-2026: P/Q/S/V del medidor, Uab/Ia/f del RC10 y P/Q/setpoints de los 3 MVPS.
Detección de aperturas: muestra con ESTADO = 1 o potencia del medidor exactamente 0,0 kW (medidor sin tensión), validada con un incremento del contador CO TOTAL del RC10 al cierre; descartadas las lecturas 0,0 del amanecer sin operación.
Energía no generada: ∫(min(9 MW, k·G) − P) desde la apertura hasta la recuperación (≥ 60 % de lo esperado, máx. 40 min tras el cierre); k = mediana de P/G en los 75 min previos (tope 9,4 kW/(W/m²)), fallback 8,6. Eventos nocturnos: 0 kWh.
Valorización: precio estabilizado por bloque horario, ITD CNE precios estabilizados 1S-2026 (Res. Ex. N° 173, Tabla 8), nudo Alto Jahuel 220 kV (más cercano a S/E Graneros): 0–4 h 55,9 · 4–8 h 56,0 · 8–12 h 39,1 · 12–16 h 38,7 · 16–20 h 51,5 · 20–24 h 62,3 CLP/kWh. Supone que la central está acogida a precio estabilizado (no verificado en contrato); sin indexación PMM ni IVA. Si se prefiere una tarifa plana, a 60 CLP/kWh las cifras suben ≈ 50 %.
Causas: registro de eventos RC10 («Registro Cerrar Abrir», exportes CMS 27-may-2025 → 02-ene-2026), informes Odoo O&M (hasta 24-abr-2026), FIFC CEN ene-2026 y bits GPM (2026). Desde may-2026 no hay registros Odoo/RC10 indexados — el catálogo epcidx no se ha actualizado y el Dropbox (E:) no está montado en este equipo.
Proyección: repite las aperturas OC3+ de sep–dic 2025 (6 medidas en GPM + 9 de noviembre estimadas desde Odoo por el hueco de datos), mismos precios 2026; escenario alto ×1,5 porque 2026 comenzó el 24-ago (2025: 21-sep). El recorte de la opción B (Σ(P−8,6 MW)⁺) se calculó sobre sep, oct y dic 2025 y se escaló ×4/3 por el mes faltante.

Generado por Claude Code para iEnergia / Obton · 1 de septiembre de 2026, 13:20 (datos GPM hasta esa hora). Fuente de datos y scripts en C:\Users\emist\santaluisa-aperturas\.