I-DO-004-2015 - Grado de Cumplimiento (V20150430)

I-DO-004-2015

INFORME DE GRADO DE CUMPLIMIENTO AÑO 2014

Versión 20150430

30 de abril de 2015

I-DO-004-2015 - Grado de Cumplimiento (V20150430).docx 2

ABREVIATURAS:

CC: Centro de Control de un Coordinado

CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC SIC

CNE: Comisión Nacional de Energía

DO: Dirección de Operación del CDEC SIC

DP: Dirección de Peajes del CDEC SIC

EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga

EDAG: Esquema de Desconexión Automática de Generación

ERAG: Esquema de Reducción Automática de Generación

IED: Dispositivo Electrónico Inteligente (Intelligent Electronic Device)

NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio

PDCE: Plan de Defensa contra Contingencia Extrema

PMGD: Pequeño Medio de Generación Distribuida

PRS: Plan de Recuperación de Servicio

RTU: Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit)

SCL: Sistema de Control Local

SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles

SITR: Sistema de Información en Tiempo Real


Tabla de contenido

1. Introducción .................................................................................................................................................... 4

2. Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y disponibilidad de la misma. ............... 5

2.1. Tiempos de actualización. .............................................................................................................................5

2.2. Disponibilidad de la información enviada al SITR. .........................................................................................8

3. Disponibilidad de los canales de voz con los CC. ........................................................................................... 12

4. Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea solicitados. .................... 14

5. Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma. ............................................................................... 18

6. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio. ....................................................................... 24

6.1. Implementación .......................................................................................................................................... 24

6.2. Pruebas de Verificación .............................................................................................................................. 24

7. Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE). .................................... 26

7.1. Falla y desvinculación línea doble circuito Quillota-Polpaico 220 kV (Fase 1). .......................................... 26

7.2. Falla y desvinculación sistema de transmisión Charrúa - Ancoa 500 kV (Fase 2). ..................................... 26

7.3. Falla y desvinculación doble circuito San Luis - Quillota 220 kV (Fase 3). .................................................. 27

8. Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales. .... 28

9. Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de la

Generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión. ........................................... 29


1. Introducción

De acuerdo a lo indicado en el artículo 1-16 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente

(NTSyCS), la Dirección de Operación del CDEC SIC (DO) debe informar anualmente a la Superintendencia (SEC)

el grado de cumplimiento de cada Coordinado del SIC, indicando al menos los siguientes aspectos:

1.- Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y disponibilidad de la misma.

2.- Disponibilidad de los canales de voz con los CC.

3.- Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea solicitados.

4.- Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma.

5.- Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.

6.- Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).

7.- Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales.

8.- Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de la Generación

y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión.

El siguiente documento muestra un resumen de las materias definidas en los literales antes descritos, a objeto

de informar el grado de cumplimiento de las exigencias por parte de los Coordinados, de acuerdo a lo

dispuesto en el artículo 36 d) del Reglamento de los CDEC (DS291/2007).

El detalle de toda la información se encuentra disponible en la planilla “Informe de Grado de Cumplimiento

Art.1-16 (ex Art. 1-15)” publicada en el sitio web del CDEC SIC y enviado a la autoridad el 31 de marzo de 2015.

En cuanto a los canales de teleprotección que señala el artículo 1-16 de la NTSyCS, se tiene considerado evaluar

su disponibilidad durante el presente año de acuerdo al formato que apruebe la CNE para estos efectos.


2. Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y

disponibilidad de la misma.

A efectos de realizar una operación coordinada y supervisada del sistema en tiempo real, los Coordinados

deben contar con el equipamiento necesario para enviar al CDC toda la información que la DO considere

necesaria para estos efectos, de acuerdo a los requerimientos de la NTSyCS.

2.1. Tiempos de actualización.

De acuerdo a lo establecido en el artículo 4-16 de la NTSyCS, los tiempos de actualización de la información

requerida para el SITR deberán ser menores a 5 segundos y contar con la debida sincronización horaria.

Los valores medios y desviaciones estándar se han obtenido del actual SCADA Network Manager (SCADA ABB) y

del anterior sistema oficial SCADA SPECTRUM del CDEC SIC. Cabe señalar que, dado el periodo de transición en

el envío de información entre ambos SCADA durante el año 2014, en la elaboración de este reporte se

utilizaron los menores tiempos de actualización de información a fin de ilustrar la situación más exigente.

A continuación se presentan los valores medios1 de los tiempos de actualización, con respecto a los 5 segundos

exigidos por la NTSyCS de las empresas Coordinadas que cuentan con información disponible durante el 2014.

Figura 1: Tiempos de actualización de empresas distribuidoras.

1 Figuras muestran valores medios truncados en 20 segundos.


Figura 2: Tiempos de actualización de empresas transmisoras.

Figura 3: Tiempos de actualización de clientes libres.


Figura 4: Tiempos de actualización de empresas generadoras2.

2 Parque Eólico Tal Tal S.A. ingresó al SIC durante el 2014.


2.2. Disponibilidad de la información enviada al SITR.

El Artículo 4-12 de la NTSyCS señala que los Coordinados deben disponer del equipamiento para establecer el

enlace de datos con el CDC y deberán garantizar una disponibilidad de la información, tanto en el CC como en

el CDC, mayor o igual a 99,5% medida en una ventana móvil de 12 meses, incluyendo en el cómputo a los

canales de comunicación de datos.

A partir del 2014 se ha considerado en esta evaluación la información del SCADA ABB, analizando el flag de

calidad de señales de telemedidas enviado por los Coordinados. A estos efectos, un punto en el SCADA ABB se

considera indisponible cuando el flag de calidad tiene un valor incorrecto, lo que implica que este punto no

está siendo actualizado en tiempo real.

Los flag de calidad pueden tener valores incorrectos debido a múltiples razones, entre las que se cuentan:

Comunicación caída entre Coordinado y el CDC.

Pérdida de comunicación entre SCADA de Coordinado y RTU o SCL de la S/E.

Pérdida de comunicación entre RTU, IED u otro equipo que entregue información a la RTU o SCL

de la subestación.

Transductor fallado.

Cambio en la configuración de los equipos del coordinado que no fue informado al CDC.

Para cada señal analógica y de estado se determina el tiempo total de indisponibilidad durante un mes.

Posteriormente se realiza la totalización de estas indisponibilidades por Coordinado.

La fórmula empleada para el cálculo de la disponibilidad mensual de cada Coordinado es la siguiente:

𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = (1 − 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑) 𝑥 100

Donde:

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = ∑ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 [𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠]

(𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠) 𝑥 (𝑁° 𝑑𝑒 𝑝𝑢𝑛𝑡𝑜𝑠 𝑡𝑒𝑙𝑒𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑠)

Cabe señalar que, al igual que en el caso del tiempo de actualización de la información, dado el periodo de

transición en el envío de información entre ambos sistema SCADA durante el 2014, para la elaboración de este

reporte se utilizaron los mayores porcentajes de disponibilidad de la información calculados entre el SCADA

ABB y el SCADA SPECTRUM SIEMENS.

Las siguientes figuras muestran la disponibilidad de la información de los Coordinados en el 2014 con respecto

al 2013.


Figura 5: Disponibilidad de datos en clientes libres [%].


Figura 6: Disponibilidad de datos de empresas generadoras [%].


Figura 7: Disponibilidad de datos de empresas distribuidoras [%].

Figura 8: Disponibilidad de empresas transmisoras [%].3

3 Los datos de Colbún Transmisión S.A. son informados por la empresa Colbún.


3. Disponibilidad de los canales de voz con los CC.

Para asegurar un sistema de comunicaciones de voz que permita en todo momento una comunicación efectiva,

oportuna y eficiente entre los CC y el CDC, y entre aquellos Coordinados que posean una relación funcional de

tipo operativo, la DO debe definir los tipos de vínculos telefónicos que cumplan con lo dispuesto en el

Título 4-3 de la NTSyCS.

El canal oficial de comunicación es el Hot Line de cada CC. Asimismo, las vías de comunicación de carácter

alternativo, teléfono celular o satelital, así como el respaldo al Hot Line, también son consideradas vías oficiales

de comunicación.

La siguiente tabla ilustra la disponibilidad de los canales alternativos en el 2014:

CENTROS DE CONTROL

CANALES ALTERNATIVOS

RESPALDO CELULAR SATELITAL

100% 15 35 18

Mayor a 99% 2 0 0

Mayor a 95% 1 0 0

Mayor a 90% 2 0 0

Mayor a 85% 1 0 0

0% 4 1 23

No tiene 16 5 0

Tabla 3-1: Resumen de disponibilidad de canales alternativos.

Figura 9: Distribución de la disponibilidad del canal oficial (Hot Line) de cada CC.


En la Figura 10 se muestra la comparación entre la disponibilidad de Hot Line para los CC existentes a fines del

2014 con respecto al 2013.

Figura 10: Disponibilidad anual de canales de voz por CC [%].4

4 Hot Line de Central Cenizas fuera de servicio desde agosto de 2013 por incendio en la sala de máquinas.


4. Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea

solicitados.

A continuación se presenta la lista de automatismos y los documentos de respaldo realizados por la DO y los

Coordinados. Se incluye además una lista de los Coordinados que cuentan con instalaciones habilitadas y que

han cumplido con la prestación de los servicios de EDAC, EDAG, ERAG. Por último, a la fecha no se encuentra

implementado ningún sistema de protección Multiárea a excepción del PDCE en servicio desde el 2015.

Con respecto al EDAC de baja frecuencia, los siguientes Coordinados se encuentran en cumplimiento parcial:

EKA Chile se encuentra en proceso de normalización de sus esquemas (comunicación “Cronograma

EDAC” con fecha 18/feb/2015).

Cementos Polpaico se encuentra en proceso de normalización de sus esquemas, actualmente

implementado de acuerdo a los requerimientos de la NTSyCS del 2010 (envía información por correo

el 18/feb/2015).

Minera las Cenizas ha entregado los protocolos de prueba de los equipos, pero tiene pendiente el

envío de la solicitud de habilitación de este esquema (envía información por correo el 25/nov/2014).

Minera Franke está cumpliendo parcialmente con la prestación del servicio a la espera de la entrega

del cronograma para la ejecución de un levantamiento, protocolo de pruebas de los equipos y la

solicitud de habilitación correspondiente (información solicitada en comunicaciones DO N° 11/2009

con fecha 07/ene/2009 y DO N° 370/2013 con fecha 17/abr/2013).

Con respecto al esquema referido anteriormente, los siguientes Coordinados se encuentran en

incumplimiento:

Cooperativa Río Bueno (COOPREL) indica que conforme a lo dispuesto en la Resolución Exenta N° 732

del 23/abr/2009, no le son aplicables las exigencias impuestas por la Norma (carta COOPREL

N°012011/0001 del 10/ene/2011).

Cooperativa Eléctrica Paillaco (SOCOEPA) ha enviado una nueva propuesta de esquema que deberá

ser aprobada por la DO una vez enviados los documentos correspondientes (comunicación D.O.

N°0440/2015 del 22/abr/2015).


EDAC DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Baja Frecuencia Estudio EDAC 2013-2015 Paneles Arauco SA, Celulosa Arauco y Constitución SA, Metro, Codelco División el Teniente, CGED, Chilectra, Chilquinta, CODINER,CONAFE, COELCHA, CEC, CREO, CRELL, COOPELAN, COPELEC, EEPA, ELECDA, EMELAT, EMELCA, FRONTEL, Litoral, Luzlinares, Luzparral, Saesa, ENAP Refinería Aconcagua, Indura, Inchalam, Anglo American Chagres, EKA Chile, CMP, CMPC, Anglo American Los Bronces, CEMIN, Cementos Biobio Sur, Cemento Polpaico, Cemento Melon, CAP Huachipato, ENAMI, Molycop Chile, ENAP Refinería Biobio, Petroquim, Petrodow, Papelera Biobio, Oxy, Masisa, Minera Valle Central, Minera Maricunga, Minera Pelambres, Minera Ojos del Salado, Minera Mantos de Oro, Anglo American Manto Verde, Minera la Candelaria, Minera Teck Carmen de Andacollo, Anglo American el Soldado, Cristalerías de Chile, Fundición Talleres, Agrosuper, GNL Quintero, Merval, Minera las Cenizas, Atacama Kozan, Minera Cerro Negro, Minera Franke

Contingencia Específica Circuito 220 kV Maitencillo - Cardones

Minutas DOp N° 02/2009 y 17/2009 (y sus complementos)

Transelec, ENAMI, Minera Maricunga

Contingencia Específicas Sistema Chilectra (SDAC)

Informe de Chilectra: Sistema de Desprendimiento Automático de Carga (SDAC)

Transelec, Chilectra

Contingencia Específica Línea 66 kV San Javier - Constitución

Estudio de Emelectric: Determinación de Condiciones Operacionales Transitorias para Formación de Isla en Caso de Fallas Externas a la Zona de Constitución

Celulosa Arauco y Constitución S.A.

Contingencia Específica Unidad de Central Guacolda

Minutas DOp N° 02/2009, 13/2009 (y sus complementos)

Guacolda, CMP, ENAMI, Minera Maricunga.

Tabla 4-1: EDAC

EDAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Contingencia Específica Circuito 110 kV Ventanas-San Pedro o Ventanas-Torquemada

Informe de AES Gener: Pruebas Funcionales EDAG Ventanas 1

AES Gener


EDAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Contingencia Específica línea 110 kV Pan de Azúcar - El Peñón o El Peñón - Ovalle

Estudios de impacto para la conexión al SIC de Central Peñón

Enlasa, Transnet

Contingencia Específica en la línea 2x220 Ventanas – Nogales

Estudios de impacto para la conexión al SIC de Central Campiche

AES Gener

Contingencia Específica Tinguiririca -La Higuera -La Confluencia

Filosofía Operacional EDAGxCE

Hidroeléctrica la Higuera

EDAG Central Chacayes Estudios de flujos de potencia y estabilidad transitoria

Endesa, PHC, Transelec

Contingencia Específica en un circuito del tramo de Línea de 2x220 kV Maitencillo – Pan de Azúcar

Estudios de Estabilidad para Diseño EDAG

Guacolda, Transelec

Contingencia Específica de un circuito entre las SSEE Maitencillo – Nogales

Minuta Dop Nº02/2014 Operación de la zona norte del SIC con disponibilidad de un ERAG/EDAG de central Guacolda frente a contingencias entre Maitencillo y Nogales (E/S a partir del 30/12/2014)"

Guacolda, Transelec

Contingencia Específica en Líneas de 110 kV Choapa – Quinquimo o Choapa - Illapel

Estudios de impacto para la conexión al SIC de Ampliación de Central Los Olivos

Potencia Chile, Transnet

Tabla 4-2: EDAG

ERAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Contingencia Específica Tinguiririca -La Higuera -La Confluencia

Filosofía Operacional EDAG/ERAGxCE

Hidroeléctrica la Higuera

EDAG/ERAG sobre central Chacayes

Estudios de flujos de potencia y estabilidad transitoria

Endesa, PHC

Contingencia Específica en un circuito del tramo de Línea de 2x220 kV Maitencillo – Pan de Azúcar

Estudios de Estabilidad para Diseño EDAG/ERAG

Guacolda


ERAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Contingencia Específica de un circuito entre las SSEE Maitencillo – Nogales

Minuta DOP Nº02/2014 Operación de la zona norte del SIC con disponibilidad de un ERAG/EDAG de central Guacolda frente a contingencias entre Maitencillo y Nogales (E/S a partir del 30/12/2014)"

Guacolda

Tabla 4-3: ERAG


5. Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma.

Según lo dispuesto en el Capítulo 9 de la NTSyCS y de acuerdo al formato definido en el Procedimiento DP

“Información Técnica de Instalaciones y Equipamiento”, la DP evalúa la Entrega de la Información Técnica

midiendo la cantidad de datos entregados por el Coordinado como porcentaje del total de información que

debe ingresar a las fichas técnicas de sus instalaciones. La calidad de la información técnica es evaluada al

revisar la coherencia de los parámetros principales de las unidades generadoras, líneas de transmisión y

transformadores de 2 devanados, y observando a los Coordinados aquellos parámetros que requieren

explicación o corrección.

El porcentaje de cumplimiento consolidado de los coordinados para el año 2014 es de 78,7%, un 0,8% superior

al registrado el año 2013, donde se alcanzó un 77,9%. Si bien el porcentaje de aumento no es significativo, se

deben tener en cuenta lo siguiente:

La información técnica experimentó un aumento de 12,7%, al contener 596.687 en el 2013 a 683.828

datos en el 2014.

El 27/jun/2014 se solicita a los Coordinados de unidades generadoras revisar y completar nuevas

fichas técnicas que desglosan cada uno de los generadores (sincrónicos y asincrónicos), turbinas

(hidráulicas, térmicas a vapor y gas), así como unidades generadoras eólicas y fotovoltaicas. Lo que

aumenta el total global de datos a informar para este grupo de Coordinados.

El 02/dic/2014 se solicita actualizar e ingresar los datos de consumos proyectados a los Clientes y

empresas distribuidoras, para los distintos escenarios (alto, bajo y más probable), para la potencia

(activa y reactiva) y energía.

Figura 11: Porcentaje de información entregada para los años 2013 y 2014.


Las Figura 12 a la Figura 15 muestran el desglose por empresa y por tipo de instalación (clientes libres,

generación, distribución y transmisión) del porcentaje de información entregada para los años 2013 y 2014.

Figura 12: Porcentaje de información entregada para clientes libres [%].


Figura 13: Porcentaje de información entregada para empresas generadoras [%].


Figura 14: Porcentaje de información entregada para empresas distribuidoras [%].

Figura 15: Porcentaje de información entregada para empresas transmisoras [%].

La siguiente figura muestra el cumplimiento porcentual de la cantidad de información de cada coordinado en el

eje de las abscisas versus el porcentaje relativo de la cantidad de información respecto del universo completo

de información técnica del SIC en el eje de las ordenadas.


Figura 16: Porcentaje de información entregada individual y porcentaje respecto del total [%].

Podemos indicar que las 10 empresas con mayor número de instalaciones, concentran cerca del 80% del total

de la información y en general su cumplimiento individual está en torno al 90%.

La siguiente figura muestra la calidad de la información técnica para los tres tipos de instalaciones que se

indican. La calidad de información técnica se mide en función del universo de datos informados para cada uno

de los parámetros, con respecto a los datos observados que no fueron corregidos o para la DP no se recibieron

respuestas satisfactorias por parte del Coordinado.

Figura 17: Calidad de la información técnica de las instalaciones evaluadas.


En la siguiente tabla se muestra la revisión realizada al total de los datos informados:

Líneas Transformadores Unidades Generadoras

Año Total datos informados

Datos observados

Datos corregidos

Total datos informados

Datos observados

Datos corregidos

Total datos informados

Datos observados

Datos corregidos

2013 6528 286 102 8303 427 18 7350 1378 57

2014 8752 8 0 11235 45 19 8522 561 112

Tabla 5-1: Resultados de la revisión de los datos informados.

Cabe destacar que el universo de datos informados no considera la totalidad de empresas coordinadas

propietarias de centrales PMGD, cuyos registros están siendo ingresados progresivamente en el sistema de

información técnica. Al respecto, los Coordinados pendientes son los siguientes:

- Biocruz Generación - Carbomet - CELMSA - Collil - Compañía Generación Industrial - EBCO Atacama - Hidroeléctrica Maisán - Los Padres Hidro - Pichilonco - Eléctrica San Miguel

- Energías del Futuro - HESA - Kaltemp - María Elena Ltda - PSF Lomas Coloradas - PSF Pama - Rio Puma - Subsole - Ucuquer


6. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.

6.1. Implementación

De acuerdo a lo indicado en el Estudio para PRS vigente y lo dispuesto en el Título 6-11 de la NTSyCS, las

medidas propuestas y los porcentajes de implementación de este servicio son los siguientes:

1.- Partida Autónoma de la Central Yungay:

Porcentaje de implementación 30%

De acuerdo a lo informado por Duke Energy se ha reprogramado la puesta en servicio para fines de

junio de 2015 (Comunicación Y14/10-00 del 01/oct/2014).

2.- Equipamiento primario, de control y protecciones para el autotransformador N° 3 de 220/110/13,8 kV,

90 MVA de S/E Diego de Almagro:

Porcentaje de implementación 0%.

Transelec reitera lo expresado en el 2013 en cuanto a que está gestionando los acuerdos comerciales

con los clientes involucrados en la adecuación de la S/E Diego de Almagro.

3.- Dotar de partida autónoma al CER de la S/E Puerto Montt:


La puesta en servicio se concretó el 18/dic/2014 de acuerdo a lo informado por Transelec.

4.- Dotar de partida autónoma al CER de la S/E Maitencillo:


En el 2014 Transelec informa que la puesta en servicio concluirá a fines de marzo de 2015. Al

respecto, el equipamiento se encuentra en servicio y entregado a la coordinación de la DO del CDEC

SIC a partir del 11/mar/2015 (Comunicación O-N°039 del 11/mar/2015).

6.2. Pruebas de Verificación

Las unidades generadoras declaradas con partida autónoma deberán realizar al menos una prueba anual

certificada por un ente externo, previamente coordinada por la DO. Del mismo modo, cada Coordinado deberá

realizar una prueba anual certificada por un ente externo a la empresa, en la cual se verifique el correcto

funcionamiento de los esquemas de telecontrol establecidos para la aplicación del PRS, simulando condiciones

equivalentes a un apagón total. Los resultados las pruebas realizadas para el año 2014 son las siguientes:

Unidad Generadora Integrante Porcentaje de Implementación

Programado Real

Diego de Almagro Endesa 100 100

Salvador SWC 100 100

Huasco TG Endesa 100 100


Unidad Generadora Integrante Porcentaje de Implementación

Programado Real

El Peñón Enlasa 100 100

Quintero Endesa 100 100

Rapel Endesa 100 100

Colbún Colbún 100 0

Pehuenche Endesa 100 100

Teno Enlasa 100 100

El Toro Endesa 100 100

Ralco Endesa 100 100

Coronel SGA 100 100

Pullinque Puyehue 100 100

Pilmaiquén Puyehue 100 100

Canutillar Colbún 100 100

Tabla 6-1: Pruebas de verificación de partidas autónomas.

Integrante Porcentaje de Implementación

Programado Real

AES Gener 100 100

Colbún 100 0

Chilectra 100 100

Chilquinta 100 100

Endesa 100 100

STS 100 100

Transelec 100 100

Transnet 100 100

Tabla 6-2: Pruebas de funcionamiento del SCADA.

De esta información se aprecia que en el 2014 no se realizaron las pruebas de funcionamiento del SCADA por

parte de la empresa Colbún, la cual ha informado su ejecución durante el primer semestre del 2015.


7. Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).

A continuación se presenta un resumen del avance en la implementación de las Fases 1, 2 y 3 del PDCE del SIC,

de acuerdo a los correspondientes contratos de prestación de servicios para la implementación de las Fases 1 y

3 y de la Fase 2 del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas.

7.1. Falla y desvinculación línea doble circuito Quillota-Polpaico 220 kV (Fase 1).

Durante el 2014 se implementaron todos los recursos asociados a la Fase 1 del PDCE. A la fecha el esquema se

encuentra en servicio y habilitado. Los recursos asociados a esta Fase son los siguientes:

EDAG de las centrales que inyectan en S/E San Luis para reducir la transferencia post contingencia por

la línea Quillota- Nogales 220 kV.

Modificaciones a los PSS de las unidades de la Central Guacolda, para una adecuada estabilización del

sistema.

El esquema cuenta con un sistema de monitoreo (registro de variables de falla y eventos) y un sistema de

supervisión (Integración de señales al SCADA del CDC).

7.2. Falla y desvinculación sistema de transmisión Charrúa - Ancoa 500 kV (Fase 2).

Los recursos asociados a esta Fase son los siguientes:

EDACxCEx (f/t) en la zona centro del SIC, al norte de S/E Ancoa y hasta S/E Quillota, que permita

frenar abruptas caídas de frecuencia provocados por un déficit de potencia como el originado por la

falla en cuestión. Este esquema se complementa con el EDAC BF vigente.

Esquema de control de tensión (desconexión automática de condensadores) en las SS/EE Alto Jahuel y

Ancoa, para afrontar eventuales sobretensiones (post-contingencia) con motivo de la desconexión de

carga (EDACxCEx).

EDAGxCEx de las centrales que inyectan en S/E Charrúa con el fin de afrontar las sobrefrecuencia en el

subsistema sistema sur originado por la contingencia.

Los recursos del esquema de defensa cuentan con sistemas de monitoreo (registro de variables de falla y

eventos) y sistemas de supervisión (Integración de señales al SCADA del CDC).

Durante el 2014 se implementaron todos los recursos de control de tensión y del EDAGxCEx y a la fecha se

encuentran en servicio y habilitados.

Respecto del EDACxCEx (f/t), durante el año 2014 se implementó el 99% de los recursos y actualmente estos

se encuentran en servicio y habilitados. Estos representan el 102% dela carga requerida para la fase 2 del PDCE.


A la fecha, los Coordinados con actividades pendientes son:

ENAP, mediante correo electrónico del 29/sep/2014, solicitó ser eximido del EDACxCEx. Indicó que, de

acuerdo al artículo 291-21 del Decreto 327/1997 su servicio es declarado esencial y además, poseen

conexión directa con instalaciones de generación.

Anglo American tiene implementado el EDACxCEx, División Chagres y Los Bronces tiene el esquema

actualmente implementado (marzo 2015), integrado al SITR del CDC y habilitado (100% cumplimiento).

División El Soldado tiene el esquema implementado, falta el enlace al SITR del CDC.

Cemento Melón tiene implementado el EDACxCEx, sin embargo no cuenta con el enlace al SITR del

CDC, por lo que no está habilitado. Plazo informado: 31/mar/2015.

Cemento Polpaico indicó que se encuentra implementando el esquema. Plazo estimado para la puesta

en servicio mayo de 2015.

Metro mediante carta G.O.S. 17/2012 informó que inició gestiones con la autoridad para ser eximidos

del EDACxCEx.

7.3. Falla y desvinculación doble circuito San Luis - Quillota 220 kV (Fase 3).

Durante el 2014 se implementaron todos los recursos asociados a la Fase 3 del PDCE. A la fecha, el esquema se

encuentra en servicio y habilitado. Los recursos asociados a esta Fase son los siguientes:

Esquema automático de desconexión de la línea 2x 220 kV San Luis – Agua Santa, lo que permite evitar

sobrecargas en el sistema de 110 kV de la Quinta región costa (Chilquinta).

Modificación de ajustes de protecciones en líneas de 110 kV del sistema mencionado.

EDACxCEx (f/t) para compensar el déficit de potencia originado por la desconexión de las centrales

que inyectan en San Luis. Este corresponde al mismo esquema implementado en la fase 2 del PDCE que

se complementa con el EDAC BF vigente.

El esquema de defensa cuenta con un sistema de monitoreo (registro de variables de falla y eventos) y un

sistema de supervisión (Integración de señales al SCADA del CDC).


8. Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de

Subtransmisión y Adicionales.

De acuerdo al artículo 3-21 de la NTSyCS "Los equipamientos de potencia reactiva, y su respectiva ubicación,

que se requieran para la operación del ST se determinarán en los Estudios y Procedimientos que al respecto

incluya el Reglamento de Servicios Complementarios". El informe correspondiente se envió al 28 de enero de

2015 a la CNE para su aprobación. En virtud de lo anterior, no se han establecido exigencias de compensación

reactiva a las empresas coordinadas propietarias de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales.


9. Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada

aceptables de la Generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y

Subtransmisión.

Para efectos de cuantificar la Calidad de Suministro en instalaciones de generación y transmisión, la DP calcula

los índices de indisponibilidad forzada y programada en unidades de generación, transformadores de poder,

líneas de transmisión y equipos de compensación. La metodología de cálculo de los índices se realiza de

acuerdo al Procedimiento DP “Informe de Calidad de Suministro y Calidad de Producto” y según lo dispuesto en

el Título 5-12 de la NTSyCS.

La evaluación del cumplimiento indicado ha sido realizada sobre la base de la información estadística del

período enero 2010 – diciembre 2014.

De acuerdo a lo indicado en el artículo 5-58 de la NTSyCS, el cálculo de los índices de indisponibilidades de

Generación-Transmisión se realiza mensualmente y los incumplimientos registrados quedan a disposición de la

autoridad a través del sitio web del CDEC SIC. El cálculo considera las instalaciones, sus propietarios y topología

existentes al 1 de enero de 2015.

En las siguientes tablas se resume el cumplimiento de los índices de indisponibilidad programada y forzada

según tipo de instalación, de acuerdo a los datos recabados durante los años 2013 y 2014, determinados como

un promedio móvil en una ventana de 5 años, y disponibles en el sitio web del CDEC SIC.

Año 2013 2014

Cumplimiento/Índice HPROg HFORg FFORg HPROg HFORg FFORg

Cumple (C) 250 113 268 223 128 301

No Cumple (NC) 64 201 46 1205 215 42

Sin Información (S/I) 7 7 7 0 0 0

TOTAL 321 343

Tabla 9-1: Cumplimiento de índices de unidades generadoras.

Las siguientes definiciones corresponden a lo establecido en el artículo 5-59 de la NTSyCS.

HPROg: Horas de desconexión promedio anual de la unidad o del parque generador, por concepto de

indisponibilidad programada.

HFORg: Horas de desconexión promedio anual de la unidad o del parque generador, por concepto de

indisponibilidad forzada.

FFORg: Frecuencia promedio anual de desconexiones forzadas de la unidad o del parque generador.

5 La versión 2014 de la NTSyCS en su artículo 5-59 estableció un límite para las HPROg para los parques eólicos y

fotovoltaicos de 20 horas, mientras que la versión anterior de la NTSyCS, consideraba para la categoría “Otros” 300 horas. En consecuencia en aquellos parques en que se cuenta con una estadística por aerogenerador, aproximadamente la totalidad de éstos pasaron a la categoría NC en los cálculos de 2014.


Figura 18: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en unidades generadoras.

En instalaciones de transmisión para circuitos de líneas de hasta 300 [km] de longitud, transformadores,

equipos serie y compensación, se tienen las siguientes definiciones de acuerdo al artículo 5-60 de la NTSyCS.

HPROt: Horas de desconexión promedio anual por concepto de Indisponibilidad Programada, con una ventana

móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.

HFORt: Horas de desconexión promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada, con una ventana

móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.

FFORt: Frecuencia de desconexiones promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada, con una

ventana móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de

línea.

Año 2013 2014

Cumplimiento/Índice HPROt HFORt FFORt HPROt HFORt FFORt

Cumple (C) 447 713 776 470 694 773

No Cumple (NC) 375 109 46 352 128 49


TOTAL 863 886

Tabla 9-2: Cumplimiento de índices por tramos de transmisión.


Figura 19: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad por tramos de transmisión.

Año 2013 2014


Cumple (C) 622 657 677 678 708 734

No Cumple (NC) 63 28 8 61 31 5


TOTAL 862 904

Tabla 9-3: Cumplimiento de índices en transformadores.

Figura 20: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en transformadores.


Año 2013 2014


Cumple (C) 255 241 264 273 252 277

No Cumple (NC) 18 32 9 12 33 8


TOTAL 317 319

Tabla 9-4: Cumplimiento de índices de equipos de compensación.

Figura 21: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en equipos de compensación.

I-DO-004-2015 - Grado de Cumplimiento (V20150430)

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