El 22 de mayo de 2026, el Coordinador Eléctrico Nacional emitió la Disposición Exenta DE 03450-26, instruyendo la integración inmediata al SITR a todos los PMGDs ubicados en zonas de congestión.
En la industria eléctrica y regulaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), la sigla correcta y oficial es SITR, que corresponde al Sistema de Información en Tiempo Real. A menudo se le menciona informalmente o con transposición de letras como "SIRT".
El SITR es la plataforma tecnológica centralizada del **Coordinador Eléctrico Nacional** que supervisa segundo a segundo la inyección y estabilidad eléctrica de la red en todo Chile, garantizando que la incorporación masiva de energías renovables no ponga en riesgo la seguridad instantánea del sistema.
De acuerdo con el Artículo 2 del Anexo Técnico de la CNE, los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) operan bajo condiciones especiales:
Exigencias de detalle respecto a la calidad de las medidas, estampado de tiempo y canales de comunicación que debe implementar cada planta coordinada.
| Equipo Origen | Señal Requerida | Unidad | Tipo de Señal | Exigencia Técnica CNE |
|---|---|---|---|---|
| Estación Meteorológica | Velocidad del Viento | m/s | Analógico | Frecuencia de muestreo ≤ 2s. Precisión Clase 2 ANSI. |
| Estación Meteorológica | Dirección del Viento | ° | Analógico | Banda muerta ≤ 1.0% de escala completa. |
| Estación Meteorológica | Temperatura de Módulos | °C | Analógico | Medida a la altura del plano de paneles con sensor blindado. |
| Estación Meteorológica | Irradiancia (Global o Directa) | W/m² | Analógico | En plano de paneles para central con seguidor fotovoltaico. |
| Parque PMGD | Disponibilidad Parque | MW | Analógico | Cálculo dinámico en tiempo real según recurso primario. |
| Parque PMGD | Potencia Activa Neta Generada | MW | Analógico | Medida obligatoria en el lado AT del transformador elevador. |
| Parque PMGD | Potencia Reactiva Neta Generada | MVAr | Analógico | Muestreo ≤ 2s. Resolución ADC mínima de 16 bits. |
Sincronización GPS local obligatoria referenciada a la hora UTC-0 durante todo el año (sin cambio de horario invierno/verano). Error de sincronización máximo de ±100 microsegundos y estampa de eventos con resolución mínima de 1 milisegundo.
Adquisición analógica en terreno en periodos ≤ 2s. El tiempo total que media entre la ocurrencia del dato en terreno y su integración en la base de datos SCADA del Coordinador no debe superar los 5 segundos.
A diferencia de centrales mayores, los PMGDs deben implementar sus enlaces de comunicación hacia el sistema de la Empresa Distribuidora (ENEL, CGE, etc.). El envío de medidas al SITR del Coordinador se realiza a través de dicha distribuidora, permitiendo a ambas entidades supervisar el comportamiento de las redes.
Consulte si su planta fotovoltaica, coordinado o subestación está identificada en la nómina de la Disposición Exenta DE 03450-26 y requiera telemedida prioritaria.
En Helios Solar Operations tomamos la responsabilidad completa de su integración técnica. Diseñamos, instalamos y validamos la telemedida exigida por el Coordinador Eléctrico, asegurando la continuidad de su inyección comercial.
Completamos la documentación técnica en 48 horas y la tramitamos formalmente con el CEN.
Instalamos estaciones meteorológicas certificadas y RTUs con sincronización GPS de desviación < 20 microsegundos.
Configuramos los túneles VPN y protocolos de enlace de datos seguros con redundancia conmutada.
Coordinamos y ejecutamos las pruebas punto a punto con el equipo de SCADA del Coordinador para obtener el acta final.
El plazo de 30 días hábiles para configurar la telemedida de los PMGDs en congestión ya está en curso. Solicite el contacto inmediato de un especialista O&M Senior.
