I MENSUAL DE GESTIÓN DO DP - sic.coordinador.cl · A y B) de los Estudios 2, 3 y 4. La semana del...

INFORME MENSUAL DE GESTIÓN DO – DP – DPD Dirección de Operación

Dirección de Peajes Dirección de Planificación y Desarrollo

CDEC SIC Octubre 2016

04 de Noviembre de 2016

1

Informe de Gestión octubre 2016

CONTENIDO

I. RESUMEN ................................................................................................................ 4

I.1. Dirección de Operación ....................................................................................................... 4

I.2. Dirección de Peajes ............................................................................................................. 4

I.3. Dirección de Planificación y Desarrollo .............................................................................. 4

II. PRINCIPALES RESULTADOS DE LA EXPLOTACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ........ 5

III. DIRECCIÓN DE OPERACIÓN .................................................................................... 7

III.1. Informes de Abastecimiento y Seguridad .......................................................................... 7

III.2. Estudios Norma Técnica ...................................................................................................... 7

III.2.1. Estudio de análisis de falla (EAF) ......................................................................................... 7

III.2.2. Plan de verificación de modelos según artículo 10-14 de la NTSyCS .................................. 9

III.2.3. Estudio de Sintonización de PSS .......................................................................................... 9

III.2.4. Estudio de Prioridades de Uso de Recursos para el Control de Tensión (PURCT) ............. 10

III.3. Estudios Operación SIC Norte e Interconexión con el SING ............................................ 10

III.4. Sistema de Subtransmisión............................................................................................... 11

III.5. Medidas para Aumentar la Capacidad de Transmisión del SIC ....................................... 11

III.6. Implementación Control Automático de Generación (AGC) y Upgrade del Sistema

SCADA/EMS para la Operación del SIC ............................................................................. 11

III.7. Estudio, Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la Operación del

SIC ...................................................................................................................................... 12

III.8. Certificación de Protecciones (relé diferencial de barras de 500 kV en S/E Ancoa) ....... 12

III.9. Principales Situaciones que Modificaron la Programación ............................................. 13

III.10. SCADA ................................................................................................................................ 15

III.11. Programas de Mantenimiento y Desconexiones/Intervenciones ................................... 16

III.12. Otros Estudios y Análisis DO ............................................................................................. 17

III.13. Nuevas Instalaciones de Generación – Transmisión ........................................................ 18

III.14. Indicadores (Solicitudes de Trabajos, Estudios Análisis de Falla, Demanda, Ventas,

Producción de Energía) ..................................................................................................... 20

IV. DIRECCIÓN DE PEAJES ........................................................................................... 22

IV.1. Licitación de los Derechos de Explotación y Ejecución de Obras Nuevas y Licitación de

Auditorías Técnicas ........................................................................................................... 22

IV.2. Obras Nuevas Sistema de Transmisión Troncal ............................................................... 22

IV.2.1. Estado de avance de obras nuevas del STT ....................................................................... 22

IV.2.2. Hechos relevantes: Avance Obras Nuevas ........................................................................ 24

IV.3. Peajes Troncales ................................................................................................................ 24

IV.4. Peajes de Subtransmisión ................................................................................................. 24

IV.5. Información Técnica del SIC .............................................................................................. 25

IV.6. Informes NTSyCS (Calidad de Producto y Suministro) ..................................................... 25

IV.7. Indisponibilidades Generación-Transmisión .................................................................... 25

IV.8. Estudio de Continuidad de Suministro 2015 (ECS-2015) ................................................. 26

IV.9. Estudio de Continuidad de Suministro 2016 .................................................................... 26

2


IV.10. Estados Operativos y Control Post Operativo .................................................................. 26

IV.11. Plataforma Remota de Medidas para Transferencias Económicas (PRMTE) ................. 26

IV.12. Resumen de Otros Cálculos e Informes Emitidos por la DP en el mes de Octubre ........ 27

IV.13. Costos Marginales de Energía (en USD/MWh nominales) en Barras del SIC año 2016 .. 29

V. DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO .................................................. 30

V.1. Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal ................................................................ 30

V.2. Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión .................................................... 30

V.3. Catastro de Proyectos ....................................................................................................... 30

V.4. Conexión al Sistema de Transmisión ................................................................................ 31

V.4.1. Determinación de Puntos de Conexión al STT ................................................................. 31

V.4.2. Sistemas de Transmisión Adicional .................................................................................. 31

V.4.3. Sistemas de Subtransmisión ............................................................................................. 32

V.5. Regularización Tap-off del STT.......................................................................................... 32

V.6. Estudio Integración de ERNC ............................................................................................ 32

V.7. Acceso Abierto .................................................................................................................. 32

VI. OTRAS ACTIVIDADES DE LAS DIRECCIONES TÉCNICAS ........................................ 33

VI.1. Elaboración de Reglamentos de la Ley ............................................................................. 33

VI.2. Gestión de Anexos Técnicos y Normas Técnicas .............................................................. 33

VI.3. Gestión de Auditorías Técnicas ........................................................................................ 33

VI.4. Informes Elaborados por la DTE ....................................................................................... 34

VI.5. Actividades de Integración de los CDEC ........................................................................... 34

VI.5.1. Eje planificación ................................................................................................................. 34

VI.5.2. Eje mercado ....................................................................................................................... 34

VI.5.3. Eje operación ..................................................................................................................... 35

VI.5.4. Eje Proyecto de Interconexión ........................................................................................... 35

VI.6. Interconexión SIC-SING: Coordinación de los Proyectos de Ampliación de la Zona Norte

del SIC para la Interconexión con el SING ........................................................................ 35

VI.7. Seminarios y Visitas Técnicas ........................................................................................... 35

VI.8. Procedimientos ................................................................................................................. 35

VI.8.1. Procedimientos DO ............................................................................................................ 35

“Definición de los caudales a utilizar en la Programación de la Operación” ................................ 35

VI.9. Respuestas a Cartas u Oficios SEC-CNE-MÍN.ENERGÍA ................................................... 36

ANEXO I Requerimientos a Coordinados (EAF) .............................................................. 38

ANEXO II PDCE e Informe Acuerdos Directorio EX 4.2-2012-06 y EX 4.2-2012-07 ..... 39

I. Planes de defensa contra contingencias extremas y estudios de severidad 8 y 9.......... 39

II. Medidas para Aumentar la Capacidad de Transmisión del SIC ....................................... 39

II.1. Implementación del sistema integral de control de transferencias de la zona norte: ... 39

II.2. Sistemas de Subtransmisión ............................................................................................. 41

ANEXO III Implementación control automático de generación (AGC) y Upgrade del Sistema SCADA/EMS para la Operación del SIC. ............................................................... 46

ANEXO IV Estudio, Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo ............ 48

3


ANEXO V Información Técnica del SIC .......................................................................... 49

ANEXO VI Informes NTSyCS (Calidad de Producto y Suministro) ............................... 52

ANEXO VII Estudio de Continuidad de Suministro ......................................................... 53

ANEXO VIII Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal ETT ................................ 54

ANEXO IX Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión ................................ 55

ANEXO X Estudio Integración de ERNC ........................................................................ 56

4


INFORME DE GESTIÓN DE LAS DIRECCIONES DE OPERACIÓN, PEAJES Y

PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO DEL CDEC SIC OCTUBRE 2016

I. RESUMEN

Se presentan a continuación los temas más relevantes referidos a la gestión de la Dirección de Operación, Dirección de Peajes y Dirección de Planificación y Desarrollo del CDEC SIC durante el mes de octubre de 2016. Se incluyen aspectos tales como la emisión de informes, trabajo de integración de ambos CDEC, licitaciones para el sistema de transmisión troncal (STT), participación en mesas de trabajo con miras al nuevo Coordinador del sistema eléctrico nacional, y seguimiento de obras del STT, entre otros. La información se ha separado de acuerdo a las actividades de cada una de las Direcciones Técnicas correspondientes.

I.1. Dirección de Operación

En relación con los Estudios de Operación SIC Norte e interconexión SIC-SING, el consultor Estudios Eléctricos S.A. (E.E.) entregó los informes N°2 referidos a la metodología y análisis de resultados (Etapa A y B) de los Estudios 2, 3 y 4.

La semana del 17 de octubre se realizó la segunda pasantía de un grupo de 5 despachadores a instalaciones de ERNC en España. Se realizaron también visitas a centros de control ubicados en Pamplona (CC de Acciona) y Madrid (CC de REE).

En el desarrollo del Sistema de Monitoreo para la Operación del SIC, el consultor SEIS envió hacia fines de octubre el informe preliminar Etapa B del “Estudio de Diseño, Especificaciones y Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones”, correspondiente al diseño de la arquitectura y especificación del sistema.

I.2. Dirección de Peajes

Se publicó, para observaciones de los coordinados, el Informe Preliminar Estudio de Continuidad de Suministro 2015.

En lo referido a Peajes Troncales, se emitió para observaciones de los coordinados, la reliquidación correspondiente al informe de la Revisión Anual del Informe de Peajes de 2015.

En cuanto a Peajes de Subtransmisión, se emitió para pago la reliquidación de pagos de subtransmisión para el año 2015.

I.3. Dirección de Planificación y Desarrollo

Durante el mes se respondieron cuatro consultas relacionadas con capacidad técnica de instalaciones de transmisión (líneas).

Se publicaron los Criterios de Diseño de Sistemas de Comunicación con fines de Teleprotección, junto con las respuestas a las observaciones recibidas.

En lo referido al Estudio de Integración de ERNC, el consultor (CE-FCFM Universidad de Chile) efectuó la presentación de los resultados de las simulaciones de corto plazo para el año 2021 con las tres hidrologías acordadas.

5


II. PRINCIPALES RESULTADOS DE LA EXPLOTACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

El siguiente cuadro resume los principales indicadores del sistema eléctrico correspondiente al mes de

octubre de 2016 (demanda, producción por tipo de insumo, capacidad instalada y ventas de energía, entre

otros), y su comparación en relación a igual mes del año 2015.

Tabla 1.- Resumen indicadores de operación

ITEM UNIDADES VALOR VARIACIÓN

(%)

Producción de energía GWh 4.391,2 (0,5%)

Participación Hídrica % 35,9% (20,3%)

Participación Térmica % 54,2% 17,4%

Participación Eólica % 5,5% 0,9%

Participación Solar % 4,4% 2,0%

Producción de energía (por días equivalentes o mes tipo)

% 0,3%

Ventas de energía (estimado al 01/11/16) GWh 4.147,1 0,5%

Demanda máxima horaria octubre MW 7.316,4 (0,8%)

Cifras Anuales

Demanda máxima horaria período enero-diciembre

MW 7.789,0 2,8%

Promedio 52 mayores demandas abril-octubre 2016

MW 7.477,5 0,7%

Promedio 52 mayores demandas hora punta abril-septiembre 2016

MW 6.932,3 0,8%

Costo marginal promedio S/E Quillota 220 kV

USD/MWh 48,8 36,2%

Prob. Excedencia abril-octubre 95% -

Capacidad Instalada sep-16 oct-16 Diferencia

(MW)

Hídrica MW 6.563,6 39,7% 6.593,9 39,7% 30,3

Térmica MW 8.241,7 49,9% 8.241,7 49,6% 0,0

Eólica MW 931,9 5,6% 931,9 5,6% 0,0

Solar MW 777,6 4,7% 846,9 5,1% 69,3

Total MW 16.514,8 100% 16.614,4 100% 99,6

6


Las siguientes figuras muestran la evolución mensual de algunas de estas variables de interés.

Gráfico 1.- Producción Bruta Mensual (GWh)

Gráfico 2.- Producción Bruta Día Hábil

Gráfico 3.- Ventas de Energía (GWh)

Gráfico 4.- Abastecimiento Demanda Diaria

Gráfico 5: Reducción ERNC Eólico y Solar

7


III. DIRECCIÓN DE OPERACIÓN III.1. Informes de Abastecimiento y Seguridad

Tabla 2.- Informes emitidos DO

FECHA DESTINATARIO MATERIA

Sábado 15 SEC-CNE-Min. Energía

Estudio de Seguridad de Abastecimiento, período octubre 2016 – marzo 2017 para escenarios de hidrología seca, media y húmeda, con tasa de crecimiento de las ventas de 1.299 %, y 4 casos de análisis con diferentes disponibilidades para las centrales Nva. Renca, Nehuenco I y Bocamina II, y de Combustible diésel para los motores.

Viernes 7 Coordinados Informe de abastecimiento Proyección de 12 meses (período octubre 2016-septiembre 2017) con la producción esperada de centrales del SIC para ese período, en escenarios de hidrología seca, media y húmeda.

III.2. Estudios Norma Técnica

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en su Capítulo N°6, establece los

requerimientos de los estudios que deben llevar a cabo las Direcciones Técnicas para realizar la

programación y coordinación de la operación, el Control de Tensión, el Control de Frecuencia y el PRS,

para el conjunto de instalaciones de los Coordinados, así como establecer los requerimientos de

información para la realización de dichos estudios y ejercer la coordinación de la operación. Este

Capítulo también contempla la elaboración de Estudios para Análisis de Falla por parte de la DO,

cuyo objetivo es analizar las contingencias en instalaciones de un Coordinado que produzca la

interrupción de suministro en instalaciones de otros Coordinados y/o condiciones operativas que

tengan como consecuencia la interrupción de suministro.

III.2.1. Estudio de análisis de falla (EAF)

Los antecedentes solicitados a los coordinados en relación a las fallas con pérdidas de consumo ocurridas en el sistema se incluyen en Anexo I. Durante el mes de octubre se han elaborado un total de 30 EAF, los cuales tuvieron como fenómeno físico de origen (codificación SEC para EAF), lo siguiente:

Tabla 3.- EAF elaborados durante octubre (clasificación según origen de la falla)

Descripción Octubre Acumulado

Evento climático o catastrófico fuera del alcance del diseño (viento, lluvia, nieve, temporal, rayos, etc.)

0 27

Falla originada por terceros (Accidentes, interferencias, rodado, deslizamiento de tierra, juegos, etc.)

0 2

Falla ocasionada por animales, roedores o pájaros (por contacto directo u otro)

4 34

Caída de árbol sobre línea o instalación 2 23

Pérdida de aislación debido a contaminación por actividades de terceros

0 5

Origen no determinado (trip de interruptor) 2 20

8


Descripción Octubre Acumulado

Ruptura de capacidad dieléctrica 0 2

Elemento dañado, corrosión, trizadura, etc. 0 14

Incendio bajo una línea o en proximidades de instalaciones (natural o provocado, ej. Quema de pastizal)

0 9

Desconexión debido a falla en instalaciones de distribución 1 17

Otros 3 30

Desconexión debido a puesta en servicios de equipos o instalaciones nuevas

0 3

Atentados / Explosivos / Sabotaje 0 0

Violación de distancia eléctrica 2 10

Pérdida de aislación debido a fenómenos ambientales 2 8

Robo Conductor o Equipo 9 40

Maquinaria de trabajo pesado 0 3

Trabajos en instalaciones, mantención o limpieza 0 8

Falla de material, por fatiga de material o mala calidad 1 7

Crecimiento de la demanda no evaluado 0 5

Error en conexionado 0 0

Choque de vehículo a poste 0 3

Objeto llevado por el viento hacia los conductores 3 18

Conector suelto o sucio 0 3

Error de personal u operador 0 14

Desperfecto de fábrica 0 0

Suciedad en aisladores o terminales 0 1

Contacto de ramas con conductores 0 6

Súbito aumento de demanda 0 3

Explosión de equipos 0 1

Error en programación 0 4

Objeto, alambre o cadena lanzada 1 5

Fuga o degradamiento del dieléctrico (ej. SF6, aceite, etc.) 0 1

Total 30 326

9


III.2.2. Plan de verificación de modelos según artículo 10-14 de la NTSyCS

El desarrollo de este objetivo se relaciona con el Artículo 10-14 de la NTSyCS, el cual establece que

la DO deberá realizar un estudio que verifique mediante ensayos en terreno la representación

dinámica de las componentes indicadas en el Artículo 6-22 de la NT, para las instalaciones del SI.

Durante octubre, se aprobaron los informes de homologación de:

- SVC plus de Diego de Almagro. - P.E. Totoral - P.E. El Arrayán - P. FV. Diego de Almagro - P.E. Monte Redondo

El consultor GME envió la versión preliminar del informe final de la fase 2, el cual se encuentra en revisión.

Colbún: Se encuentra en revisión el informe actualizado de homologación de la unidad 2 de la central Antilhue.

Consorcio Santa Marta: programó y realizó sus ensayos durante octubre. En proceso de desarrollo de modelos asociados.

Tinguiririca Energía: informó que la homologación de los modelos de las centrales La Higuera y la Confluencia se realizará en abril de 2017.

Petropower: informó que los ensayos en su central se realizarán en mayo de 2017. En resumen, de los ensayos de la fase 2 se llevaron a cabo el 95% y aquellos ensayos que se realizaron de manera parcial o no pudieron ser completados fueron reprogramados de manera que los coordinados puedan llevar a cabo dichos ensayos. Al 31 de octubre, el detalle de los ensayos en centrales del SIC, es el siguiente:

Gráfico 6: Ensayos en unidades del SIC

III.2.3. Estudio de Sintonización de PSS

Con motivo de las ampliaciones del sistema de transmisión de 500 kV en el norte del SIC, y la

interconexión con el SING estimada para el primer semestre del 2018, durante el 2016 se está

elaborando un informe referido a estabilidad de pequeña señal, basado en los Estudios para la

Operación de los sistemas SIC y SING Interconectados (III.3) actualmente en desarrollo. Dicho

10


informe presenta estudios preliminares, mediante análisis modal, que permitan identificar los

modos de oscilación electromecánicos más críticos, principalmente modos interárea de baja

frecuencia y menor amortiguación, y consecuentemente determinar las necesidades de

estabilizadores de potencia (PSS) para la operación de ambos sistemas interconectados.

Hacia fines de mes se publicó el Informe Preliminar para observaciones de los coordinados. (miércoles 26). Las principales conclusiones del estudio indican que la interconexión SIC-SING deriva en la aparición de un modo inter-área. Las características de este modo son dependientes de la condición topológica de vinculación.

• Estando en servicio los proyectos de transmisión Polpaico-Nueva Cardones y Nueva Cardones – Los Changos 2x500kV, y el enlace 2x220kV Los Changos – Kapatur, en condiciones normales de operación (red N) el modo tiene una frecuencia del orden de 0,5Hz y amortiguamiento entre el 5% y 10%. Esto implica que el modo resulta teóricamente estable pero en algunas condiciones no cumple los parámetros de desempeño dinámico establecidos por la NTSyCS.

• En el caso de no contar con el proyecto Polpaico-Nueva Cardones 2x500kV, la frecuencia del modo es del orden de 0,25Hz y se encuentran amortiguamientos relativos menores. Si bien del análisis modal se aprecia similitud respecto de los resultados del caso con ambos proyectos, cabe destacar que la viabilidad de operación conforme a los escenarios reportados debe ser validada mediante análisis de estabilidad transitoria, control de tensión, regulación de frecuencia, y otros análisis actualmente en desarrollo.

Finalmente, para mejorar los niveles de amortiguamiento se identifican las unidades participantes encontrándose que:

• En términos globales las unidades del SIC tienden a un desempeño aceptable para el modo de oscilación inter-área SIC-SING. No obstante, se identifican modos de índole local (no afectados por la interconexión) que pueden requerir mejorar sus amortiguamientos En este contexto, se encuentra en desarrollo el plan de sintonización de estabilizadores del SIC.

• Las unidades del SING requieren habilitación y reajustes de sus estabilizadores para lograr mejorar el amortiguamiento del modo SIC-SING.

III.2.4. Estudio de Prioridades de Uso de Recursos para el Control de Tensión (PURCT)

La finalidad de este estudio es establecer el orden jerárquico de prioridades de uso de los recursos

disponibles para el control de tensión en cada una de las áreas de control de tensión que se definan

para el SIC, asegurando el cumplimiento de los estándares de SyCS establecidos en el Capítulo 5 de

la NTSyCS y a la vez con la reserva de potencia reactiva suficientes en capacidad y en rapidez de

respuesta, para así controlar la tensión ante contingencias derivadas de fallas en elementos del

sistema, sean estos de transmisión, unidades de generación o instalaciones de clientes.

Este estudio se encuentra actualmente en etapa de desarrollo, con un avance del 50%.

III.3. Estudios Operación SIC Norte e Interconexión con el SING

La finalidad de este objetivo es otorgar una herramienta que le permita a la DO evaluar y proponer

pautas de operación para el SIC con motivo de las ampliaciones del sistema de transmisión norte, y

para el sistema SIC – SING una vez interconectados. Los estudios en desarrollo por parte del consultor

Estudios Eléctricos S.A., son:

11


• Estudio 1: Control de Frecuencia y distribución de reserva para control primario y

secundario.

• Estudio 2: Evaluación del comportamiento del sistema considerando los esquemas

EDAC, EDAG y otros actualmente en servicio.

• Estudio 3: Control y estabilidad de tensión.

• Estudio 4: Análisis de estabilidad de pequeña señal y sintonización de PSS.

• Estudio 5: Estudio de diagnóstico de fallas de severidad 6, 7, 8 y 9.

• Estudio 6: Estudio de energización de instalaciones y TRV.

El Consultor Estudios Eléctricos entregó los informes N°2 con la metodología y análisis de resultados (Etapas A y B) de los Estudios 2, 3 y 4, realizando una presentación de los resultados (Etapa B) de los Estudios 2, 3 y 4, junto con el análisis del caso de operación que considera el retraso en la puesta en servicio de la línea de 500 kV Polpaico – Nueva Cardones.

III.4. Sistema de Subtransmisión

El desarrollo de estas actividades se enmarca en lo señalado en el Acuerdo de Directorio EX–4.2–

2012–06. En relación a las instalaciones del sistema de Subtransmisión (líneas que no disponen de criterio N-1, y transformadores con niveles de transferencia que podrían ocasionar la desconexión en cascada de otras instalaciones), el detalle de las actividades realizadas durante el mes de octubre se encuentra disponible en el Anexo II de este informe.

III.5. Medidas para Aumentar la Capacidad de Transmisión del SIC

Dentro del conjunto de objetivos definidos por el CDEC SIC, y de acuerdo con el Estudio de Operación

de la Zona Norte del SIC – Incorporación de Parques Eólicos y Solares 2014 - 2017, se especificó el

diseño de detalle del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo-Nogales, que

permitirá maximizar las transferencias de norte a sur, tanto en condiciones normales como en

situaciones de contingencia, ante la incorporación de tecnologías ERNC eólicos y solares, con

potencias instaladas del orden de los 2000 MW. Con motivo de lo señalado, el CDEC SIC se encuentra

gestionando y coordinando la implementación del Sistema Integral de Control de Transferencias

Maitencillo–Nogales.

El detalle de las actividades realizadas durante el mes de octubre se encuentra disponible en el Anexo II de este informe, destacándose la solicitud realizada nuevamente a los Parques Eólicos para solucionar los problemas presentados con la respuesta a las órdenes RAG/DAG (se les recuerda el procedimiento para habilitarse nuevamente al sistema). Además, se les solicita informar el plan de normalización, antes del 27 de octubre. (martes 4)

III.6. Implementación Control Automático de Generación (AGC) y Upgrade del Sistema SCADA/EMS para la Operación del SIC

La NTSyCS establece la implementación de un Control Automático de generación (AGC) que permita

el control conjunto de unidades generadoras para efectos de realizar el control secundario de

frecuencia. El trabajo destinado a su implementación en centrales del SIC comenzó el año 2015 con la

elaboración del Estudio de Diseño, Programa e Implementación del AGC para el SIC, y debe estar

implementado a mediados del año 2017.

La empresa Endesa informó que la unidad 2 de central Antuco y el resto de las centrales consideradas en la fase cero, se encuentran en condiciones de realizar pruebas efectivas de envío de

12


consignas desde el SCADA/EMS del CDEC SIC. Por otra parte, la empresa Colbún informó que se encuentra actualizando el cronograma de actividades, por lo que responderá el 15 de noviembre sobre el estado de avance detallado del proyecto AGC del CDEC SIC de las unidades generadoras de su propiedad consideradas en las fases 0, 1, y 2; no obstante, anticipa que no ha completado las actividades cuya fecha de término prevista era anterior a noviembre de 2016. Está pendiente la entrega de actualización del estado de avance de la empresa AES Gener. En Anexo III de este informe se incluye un detalle con las actividades realizadas en esta materia.

III.7. Estudio, Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo para la Operación del SIC

Dentro de los nuevos requerimientos de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en

particular en el Anexo Técnico del Sistema de Monitoreo, se especifican las características del Módulo

de Registro de Protecciones con el cual se debe contar para tener acceso a la información de los

registros de protecciones, y los ajustes de las mismas. Lo anterior, por medio de un Concentrador de

Registros o Plataforma Web dónde los Coordinados deberán subir los registros en formato Comtrade

y, para un grupo de protecciones. Además, se deberá implementar el acceso remoto desde el CDC.

Durante el año 2016, se ha avanzado en la implementación conjunta con el CDEC-SING de la

Plataforma Web, al igual que el estudio de diseño del acceso remoto desde el CDC.

Módulo de Medición Fasorial

• Se solicitó a las empresas Coordinadas responsables de instalar las unidades de medición fasorial y PDC Locales para el Sistema de Medición Fasorial, informar, el estado de avance de sus respectivos proyectos de implementación. (viernes 21)

Módulo de Registro de Protecciones

• El consultor SEIS envió el informe preliminar Etapa B del “Estudio de Diseño, Especificaciones y Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones”, correspondiente al diseño de la arquitectura y especificación del sistema. (lunes 24)

Las principales actividades del mes realizadas en estas materias, se detallan en Anexo IV de este informe.

III.8. Certificación de Protecciones (relé diferencial de barras de 500 kV en S/E Ancoa)

La incorporación de este punto en el informe obedece al hecho de que a comienzos de mayo se registró la desconexión forzada de una sección de barras de 500 kV en S/E Ancoa, debido a la operación de la función End Fault del relé diferencial de barras. A raíz de ello, se solicitó a la empresa propietaria (Transelec) un cronograma de trabajo destinado a realizar una certificación del correcto alambrado de todas las protecciones 87B troncales, de similares características a la involucrada, para su ejecución durante el presente año 2016.

• Para protecciones 87B conformadas por relés 7SS522 y función End Fault habilitada, plazo hasta octubre 2016. SS/EE: Cardones, Pan de Azúcar, Las Palmas, Alto Jahuel, Valdivia, Cautín, Rahue y Puerto Montt. En Octubre se realizaron las actividades programadas, encontrándose las siguientes observaciones:

13


1) En las siguientes subestaciones se deberán realizar modificaciones para el correcto funcionamiento de la señal de comando de cierre:

- Pan de Azúcar, barra de 220 kV - Las Palmas, barra de 220 kV - Valdivia, barra de 220 kV - Cautín, barra de 220 kV - Puerto Montt, barra de 220 kV - Rahue, barra de 220 kV

2) En las siguientes subestaciones existen algunos paños con revisiones pendientes:

- Cardones, barra de 220 kV - Ancoa, barra de 500 kV

3) La señal de comando de cierre se encuentra correctamente implementada en la siguiente

subestación:

- Alto Jahuel, barra de 500 kV Durante noviembre se analizarán las medidas necesarias para evitar las posibles operaciones indeseadas de la función. Cabe mencionar que actualmente existen restricciones operacionales que evitan la incorrecta operación de la función End Fault.

• Para protecciones 87B conformadas por relés de distinto proveedor y función End Fault habilitada, plazo hasta diciembre 2016. SS/EE: Diego de Almagro, Cerro Navia, Chena, Polpaico, Pehuenche y Hualpén (Actividades próximas a iniciarse).

III.9. Principales Situaciones que Modificaron la Programación

Se muestra a continuación un cuadro con los desacoples que han afectado al sistema, originados principalmente en restricciones del sistema de transmisión, así como la energía generada por centrales que se encuentran en su etapa de pruebas de puesta en servicio. Situaciones que derivaron en modificaciones al despacho económico de unidades generadoras (detalles en informes de turno, informes de novedades e informe movimiento de centrales emitidos por el CDC).

- Energía generada por centrales en prueba (indicadas en el punto III.13) durante octubre, alcanzó

75,9 GWh.

- Respecto de situaciones que implicaron restricciones en la operación del sistema de transmisión, a la fecha de emisión de este informe se tiene:

Tabla 4.- Desacoples en el SIC durante octubre 2016

N° DESCRIPCIÓN DÍA % HORAS DEL

MES

1 Control de transferencia por línea 220 kV Los Vilos - Las Palmas

Sábado 1

33,06% Martes 4 al martes 11

Jueves 13

Sábado 15 al jueves 20

14



MES

Lunes 24 al viernes 28

Lunes 31

2 Control de transferencia por línea 220 kV Pan de Azúcar - Pta. Colorada

Sábado 1 al lunes 3

19,16%

Viernes 7

Lunes 10 al sábado 15

Martes 18

Jueves 20 al lunes 24

Jueves 27 al lunes 31

3 Control de transferencia por línea 220 kV Pta. Colorada – Maitencillo

Martes 11 al jueves 13

9,26% Domingo 16

Domingo 23 al jueves 27

4 Control de transferencia por línea 500 kV Charrúa - Ancoa Domingo 9 y lunes 10 4,51%

5 Control de transferencia por línea 220 kV Don Goyo - Pan de Azúcar

Domingo 2 al jueves 6

3,56% Sábado 8 al lunes 10

Lunes 31

6 Control de transferencia por línea 066 kV San Javier - Nirivilo Martes 25 2,50%

7 Control de transferencia por línea 220 kV Cardones - San Andrés

Sabado1 y domingo 2

2,37%

Lunes 10 al miércoles 12

Viernes 14

Domingo 16

Viernes 28

8 Control de transferencia por línea 066 kV T.A. Melipilla - Bollenar Sábado 8 y domingo 9 1,66%

9 Control de transferencia por línea 220 kV Ciruelos – Valdivia Domingo 16 1,40%

10 Control de transferencia por línea 110 kV Cerrillos - Los Loros Viernes 28 1,15%

11 Control de transferencia por línea 066 kV Nirivilo – Constitución Domingo 2 0,97%

12 Control de transferencia por línea 220 kV Melipulli - P. Barranco Viernes 7 0,93%

13 Control de transferencia por línea 110 kV San Pablo - Lo Aguirre Martes 11

0,71% Jueves 20

14 Control de transferencia por línea 110 kV Maipo – Pirque Viernes 7 0,61%

15 Control de transferencia por línea 044 kV Cauquenes - La Vega Domingo 2 y lunes 3 0,50%

16 Control de transferencia por línea 220 kV Rahue - Pto. Montt Domingo 2 0,47%

17 Control de transferencia por línea 220 kV San Andrés - Carrera Pinto

Sábado 1 y domingo 2 0,35%

18 Control de transferencia por Transformador Malloa 66/13 kV Lunes 3

0,26% Domingo 30

19 Control de transferencia por Transformador Las Palmas 66/13 kV Miércoles 12 0,24%

20 Control de transferencia por línea 066 kV Cauquenes - La Vega Sábado 15 0,21%

21 Control de transferencia por Transformador Pan de Azúcar 220/110 kV

Domingo 16 0,12%

22 Control de transferencia por línea 066 kV Santa Rosa – Alhue Sábado 1 0,08%

23 Control de transferencia por línea 154 kV Maule - Yerbas Buenas Lunes 3 0,07%

15



MES

Sábado 8 al lunes 10

24 Control de transferencia por línea 066 kV Pullinque - Panguipulli Miércoles 5 0,06%

25 Control de transferencia por línea 066 kV Pilauco - Los Tambores Viernes 14 0,05%

26 Control de transferencia por línea 066 kV B. Aires – Negrete Lunes 17 0,01%

Los siguientes gráficos muestran los flujos promedios horarios para las líneas con tiempos de desacople registrados superior al 10% de las horas del mes, así como los principales motivos.

Gráfico 7.- Control Transferencia línea 220 kV Los Vilos –Las Palmas (limitada a 380 MVA a 15°C con sol flujo de N->S).

Gráfico 8.- Control Transferencia línea 220 kV Pan de Azúcar –Pta. Colorada (limitada a 380 MVA flujo de N->S).

III.10. SCADA

El sistema SCADA forma parte del Sistema de Monitoreo del CDECSIC, el cual se encuentra definido en

la NTSyCS, y su Anexo Técnico respectivo. Durante este año, se han estado realizando actividades de

actualización de este sistema, las que consideran tanto un cambio de software, como de hardware,

16


que permitirán su funcionamiento sobre un ambiente virtualizado. En ese contexto, durante el mes de

octubre se han desarrollado las actividades que se indican:

• Se ha continuado con las pruebas de conectividad y punto a punto de las nuevas instalaciones y con la incorporación de señales cuyo envío al SCADA estaba pendiente. Se prosiguió con el apoyo otorgado a las empresas que se encuentran en proceso de habilitación del enlace de comunicaciones al Data center de respaldo (Movistar, Apoquindo), con sus respectivas señales del SITR.

• Se mantienen las gestiones tendientes a completar el envío de señales faltantes al SCADA y de mejorar la calidad de las señales por parte de las empresas, para lograr un nivel de calidad aceptable en la supervisión y en las aplicaciones del sistema SCADA/EMS.

Respecto de los indicadores relacionados con enlaces y señales disponibles, a fines de octubre se dispone de lo siguiente:

Tabla 5.- Enlaces en Centro de Control (CC) de Contingencia respecto a CC Principal

MES sep-16 oct-16

Enlaces operativos

110 111

Pendientes 6 5

Total 116 116

Tabla 6.- Señales disponibles en CC Contingencia respecto a CC Principal

MES sep-16 oct-16 VARIACIÓN

(%)

Señales Disponibles

25.648 26.052 1,6%

Pendientes 343 328 (4,4%)

Total 25.991 26.380 1,5%

Tabla 7.- Señales requeridas por el SITR (36.000 señales aproximadamente)

MES sep-16 oct-16 VARIACIÓN

(%)

Disponibles 25.991 26.380 1,5%

Pendientes 9.763 9.708 (0,6%)

Total 35.754 36.088 0,9%

III.11. Programas de Mantenimiento y Desconexiones/Intervenciones

Se han analizado las solicitudes de incorporación y/o reprogramación de mantenimiento mayor efectuado por las empresas para las centrales que se indican, las cuales han sido resueltas en la forma que se señala.

Tabla 8.- Solicitudes de Reprogramación de Mantenimiento Mayor de Unidades.

CENTRAL PROGRAMA ORIGINAL PROGRAMA MODIFICADO RESOLUCIÓN

17


CENTRAL PROGRAMA ORIGINAL PROGRAMA MODIFICADO RESOLUCIÓN

Alfalfal U-1 --------------------- 04/10/2016 - 07/10/2016 Aceptada

Alfalfal U-2 23/08/2016 - 12/09/2016 20/09/2016 - 07/10/2016 Aceptada

Alfalfal U-2 --------------------- 04/10/2016 - 07/10/2016 Aceptada

Ventanas 1 30/09/2016 - 29/10/2016 30/10/2016 - 28/11/2016 Aceptada

Ventanas 2 30/07/2016 - 01/08/2016 23/09/2016 - 13/10/2016 Aceptada

Campiche 01/01/2017 - 20/01/2017 16/10/2016 - 27/10/2016 Aceptada

Los Vientos --------------------- 24/10/2016 - 28/10/2016 Aceptada

Santa Lidia --------------------- 10/10/2016 - 19/10/2016 Aceptada

Laja --------------------- 14/11/2016 - 23/11/2016 Aceptada

Cardones 10/10/2016 - 23/10/2016 10/10/2016 - 15/10/2016 Aceptada

Juncal 04/07/2016 - 06/10/2016 04/07/2016 - 29/09/2016 Aceptada

Pulelfu 18/10/2016 - 19/10/2016 19/10/2016 - 21/10/2016 Aceptada

Aconcagua U-Blanco

01/11/2016 04/11/2016 17/10/2016 - 20/10/2016 Aceptada

Colmito 31/10/2016 - 13/11/2016 31/10/2016 - 06/11/2016 Aceptada

Energía Pacífico

16/10/2016 - 29/11/2016 21/10/2016 - 04/12/2016 Aceptada

III.12. Otros Estudios y Análisis DO

Se presenta el estado de los principales estudios realizados por los desarrolladores y sometidos a consideración de la DO para su aprobación:

Tabla 9.- Principales estudios evaluados

Instalación Estudio Estado

C. La Mina

Sistema SITR En revisión

Estudio de cortocircuito En revisión

Estudio de flujos En revisión

Estudio de estabilidad transitoria En revisión

Estudio de análisis de desbalance de tensiones En revisión

Estudio de ajuste de protecciones En revisión

C. Río Colorado

Sistema SITR En revisión

Estudio de cortocircuito En revisión

Estudio de flujos En revisión

Estudio de estabilidad transitoria En revisión

Estudio de análisis de desbalance de tensiones En revisión

Estudio de ajuste de protecciones En revisión

Proy. Nueva S/E Estudio de Ajuste de Protecciones (EAP) Aprobado

18


Paso Hondo 66/13.2 kV

Estudio de Impacto Sistémico (EIS) En revisión

Estudio de Estabilidad (EDE) Aprobado

C. Teno Aumento de capacidad (Definición de Alcances, Escenarios y Contingencias a considerar en los estudios sistémicos)

En revisión

III.13. Nuevas Instalaciones de Generación – Transmisión

Las siguientes tablas presentan las nuevas instalaciones de generación y transmisión que se han incorporado al sistema.

Tabla 10.- Instalaciones de Generación

CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA

[MW]

Carilafquén Eléctrica Carén Entregada Hídrico pasada Sábado 29/Oct16 19,8

Malalcahuello Eléctrica Carén Entregada Hídrico pasada Sábado 29/Oct16 9,2

PV Pampa Solar Norte

Parque Eólico Renaico S.p.A

Entregada Solar Miércoles 19/Oct16 69,3

El Galpón Eléctrica El Galpón SpA Entregada PMGD Hídrico Miércoles 28//Jun16 1,3

PE San Pedro II Río Alto Generación En Pruebas Eólica Miércoles 26/Oct16 65

PMGD Hormiga Solar

Hormiga Solar S.p.A. En Pruebas PMGD Solar Miércoles 05/Oct16 2,5

PMGD Alturas de Ovalle

Grenergy Energías Renovables

En Pruebas PMGD Solar Martes 04/Oct16 6

PMGD Corral SAGESA S.A. En Pruebas PMGD Térmico Jueves 01/Sep16 0,8

PMGD HBS GNL HBS Gas Natural Licuado S.A.

En Pruebas PMGD Térmico Jueves 01/Sep16 3,5

PMGD Cumpeo Hidroeléctrica Cumpeo S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Jueves 25/Ago16 5,24

PMGD Colorado Desarrollo de Energía S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Miércoles 24/Ago16 2

Viña Tarapacá Andes Energy & Capital S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Martes 2/Ago16 0,25

Parque Eólico San Juan

San Juan En Pruebas Eólica Miércoles 29/Jul16 193,2

PMGD La Montaña I

Hidroeléctrica Puma En Pruebas PMGD Hídrico Martes 26/Jul16 2,95

Quilapilún Chungungo En Pruebas Solar Lunes 25/Jul16 46

PMGD El Agrio El Agrio Hidro S.p.A. En Pruebas PMGD Hídrico Jueves 07/Jul16 2,51

PMGD Chuchiñi SPV P4 En Pruebas PMGD Solar Viernes 24/Jun16 2,88

Eólico Las Peñas Eólico Las Peñas S.p.A. En Pruebas PMGD Eólico Miércoles 15/Jun16 8,4

Altos del Paico Sun Enel Green En Pruebas PMGD Solar Martes 7/Jun16 0,5

Central Hidroeléctrica Chanleufu

Central Hidroeléctrica Chanleufu S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Jueves 19/May16 3,4

Santa Julia SPV P4 En Pruebas PMGD Solar Jueves 17/Mar16 3

Parque Eólico La Esperanza

Eólica La Esperanza En Pruebas Eólica Martes 5/Abr16 10,5

19


CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA

[MW]

Santa Marta (generador 9 y 10)

Consorcio Santa Marta En Pruebas Termoeléctrica Biogas

Miércoles 23/Dic15 3,93

Carrera Pinto (Segunda Entrega)

Parque Eólico Renaico S.p.A

En Pruebas Solar Miércoles 23/Dic15 73,5

Panguipulli PMGD Latinoamericana S.A. En Pruebas PMGD Hídrico pasada

Jueves 3/Dic15 0,36

PE Lebu (Ampliación II)

Parque Eólico Lebu-Toro S.p.A.

En Pruebas PMG Eólico Martes 8/Nov15 3,5

El Pilar - Los Amarillos

RTS-Energy En Pruebas PMG Solar Miércoles 21/Oct15 2,9

Loma Los Colorados

KDM Energía S.A. En Pruebas PMG Solar Lunes 11/May15 1

Alto Renaico Mainco S.A. En Pruebas PMG Hídrico pasada

Lunes 19/May14 1,5

Nota Centrales con más de seis meses en prueba: esta situación se debe principalmente a extensión de trabajos y adecuaciones

necesarias para cumplimiento de requerimientos de la NTSyCS (homologación de modelos).

En base a estos antecedentes, la potencia en pruebas a la fecha de elaboración de este informe, alcanza a. 445,3 MW.

Tabla 11.- Instalaciones de Transmisión

INSTALACIÓN PROPIETARIO FECHA COMENTARIO

LT 110 kV Río Toltén - Melipeuco

Transmisora Valle Allipén

Viernes 28/Oct16 Entrada en operación de línea 110 kV Río Toltén - Melipeuco.

SS/EE Río Toltén y Melipeuco

Transmisora Valle Allipén

Viernes 28/Oct16 SS/EE Río Toltén y Melipeuco.

S/E Charrúa Transelec Martes 11/Oct16 Entrada en operación de barras de 500 kV sección C y D, paños KSAC, KSBD, KS2 y sus respectivos desconectadores.

20


III.14. Indicadores (Solicitudes de Trabajos, Estudios Análisis de Falla, Demanda, Ventas, Producción de Energía)

Gráfico 9.- Programación Semanal

Gráfico 10.- Programación Semanal Acumulado

Gráfico 11.- Programas Diarios

Gráfico 12.- Programas Diarios Acumulados

Gráfico 13.- Solicitudes de Trabajo (miles)

Gráfico 14.- Solicitudes de Trabajo Acumulado (miles)

21


Gráfico 15.- Estudios de Análisis de Falla

Gráfico 16.- Estudios de Análisis de Falla Acumulado

22


IV. DIRECCIÓN DE PEAJES IV.1. Licitación de los Derechos de Explotación y Ejecución de Obras Nuevas y Licitación de Auditorías

Técnicas

IV.1.1. Proceso de licitación de Obras Nuevas contenidas en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal de acuerdo al Decreto Exento Nº 373 de 2016.

Las Obras Nuevas correspondientes al SIC son las siguientes: a) “Nuevo Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva

Cardones, S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar”.

b) “Nueva Línea Nueva Maitencillo - Punta Colorada - Nueva Pan de Azúcar 2x220 kV, 2x500 MVA”.

c) “S/E Seccionadora Nueva Lampa 220 kV”

Se publicó en el sitio web la Circular Aclaratoria N° 2, informándose a los participantes del proceso. (lunes 24)

Se publicaron Antecedentes Técnicos en el sitio web, informándose a los participantes del proceso. (viernes 28)

IV.2. Obras Nuevas Sistema de Transmisión Troncal

IV.2.1. Estado de avance de obras nuevas del STT

La siguiente tabla muestra el estado de avance de las obras nuevas del STT.

Tabla 12.- Avance de las obras nuevas del STT del SIC (al 31 de octubre de 2016)

Proyecto Titular Plan

Expansión

Fecha Entrada en Operación (programada)

% avance programado

% avance real

Hitos cumplidos

Notas Comentarios

"Línea Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV: Primer Circuito"

Alto Jahuel Transmisora de Energía S.A. (Elecnor S.A.)

D.Ex. 642-2009 13-10-2015 100,00% 100,00% 1, 2, 3, 4 Hito 4 corresponde a Entrada en Operación. Fecha efectiva 26-09-2015

"Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I"

Transelec S.A. D.Ex. 115-2011 29-09-2015 100,00% 100,00% 1, 2, 3, 4, 5 Fecha efectiva de cumplimiento de Hito Relevante Nº 5: 10-06-2015

"Nueva Línea Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV: Tendido del Primer Circuito"

Eletrans S.A. (Consorcio Saesa-Chilquinta)

D.Ex. 115-2011 12-11-2017 100,00% 100,00% 1, 2, 3, 4, 5 Fecha efectiva de cumplimiento de Hito Relevante Nº 5: 20-11-2015

"Nueva Línea 2x220 Ciruelos - Pichirropulli: Tendido del Primer Circuito"

Eletrans S.A. (Consorcio Saesa-Chilquinta)

D.Ex. 115-2011 12-05-2018 48,75% 68,21% 1, 2, -, 4, - (1)

23



Expansión


% avance programado

% avance real

Hitos cumplidos

Notas Comentarios

"Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x500 kV"

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P

D.Ex. 115-2011 02-12-2017 80,63% 78,07% 1, 2, -, -, - (1)

"Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x500 kV"


D.Ex. 115-2011 26-12-2017 80,69% 75,35% 1, 2, -, -, - (1)

"Nueva Línea Pan de Azúcar – Polpaico 2x500 kV"


D.Ex. 115-2011 16-01-2018 80,60% 72,25% 1, 2, -, -, - (1)

"Nueva Línea 2x500 Charrúa-Ancoa: tendido del primer circuito"

Charrúa Transmisora de Energía S.A. (Elecnor S.A.)

D.Ex. 115-2011 25-02-2018 79,03% 88,04% 1, 2, -, -, - (1)

"Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV"

Transelec S.A. D.Ex. 82-2012 16-10-2016 100,00% 100,00% 1, 2, 3, 4, 5 Fecha efectiva de cumplimiento de Hito Relevante Nº 5: 09-10-2015

"Nueva Línea 2x220 KV Lo Aguirre – A. Melipilla, con un circuito tendido"

Eletrans II S.A. (Consorcio Saesa-Chilquinta)

D.Ex. 82-2012 16-10-2018 22,79% 29,63% 1, -, -, -, - (1)

"Nueva Línea 1x220 KV A. Melipilla – Rapel"

Eletrans II S.A. (Consorcio Saesa-Chilquinta)

D.Ex. 82-2012 16-10-2018 29,03% 40,31% 1, -, -, -, - (1)

"Banco Autotransformadores S/E Nueva Cardones, 500/220 kV, 750 MVA"


D.Ex. 310-2013 30-01-2018 49,87% 68,22% 1, 2, -, -, - (1)

"Banco Autotransformadores S/E Nueva Maitencillo, 500/220 kV, 750 MVA"


D.Ex. 310-2013 30-01-2018 49,87% 64,08% 1, 2, -, -, - (1)

"Banco Autotransformadores S/E Nueva Pan de Azúcar, 500/220 kV, 750 MVA"


D.Ex. 310-2013 30-01-2018 49,87% 66,98% 1, 2, -, -, - (1)

"Tercer Banco de Autotransformadores 500/220 kV, de 750 MVA, en la S/E Alto Jahuel"

Transelec S.A. D.Ex. 310-2013 30-01-2018 58,22% 67,22% 1, -, -, -, - (1)

"Nueva Línea 2x220 kV Lo Aguirre – Cerro Navia"

Transelec S.A. D.Ex. 82-2012 30-01-2019 15,23% 15,41% 1, -, -, -, - (1)

"Subestación Nueva Charrúa, seccionamiento de líneas 2x500 kV Charrúa – Ancoa 1 y 2 y nueva línea 2x220 kV Nueva Charrúa – Charrúa"

Transelec Concesiones S.A.

D.Ex. 201-2014 07-12-2018 22,92% 19,68% -, -, -, -, - (2)

"Línea 2x500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV"

Pichirropulli Transmisora de Energía S.A.

D.Ex. 201-2014 28-07-2021 7,24% 6,32% -, -, -, -, - (2)

"Subestación Seccionadora Nueva Diego de Almagro, Nueva línea 2x220 kV entre S/E Nueva Diego de Almagro

Diego de Almagro Transmisora de Energía S.A.

D.Ex. 158-2015 06-11-2019 10,09% 10,20% -, -, -, -, - (1) El 06-05-2016 se publica el Decreto que Fija los Derechos de Explotación y

24



Expansión


% avance programado

% avance real

Hitos cumplidos

Notas Comentarios

– Cumbres y Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV"

Ejecución.

"Nueva Línea 2x500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero Encuentro, Bancos de Autotransformadores 2x750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero Encuentro, Banco de Autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos y Nueva Línea 2x220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur"

Transelec Holding Rentas Ltda.

D.Ex. 158-2015 03-12-2020 3,50% 3,20% -, -, -, -, - (1) El 03-06-2016 se publica el Decreto que Fija los Derechos de Explotación y Ejecución.

IV.2.2. Hechos relevantes: Avance Obras Nuevas

Se recibió el informe definitivo de ABSG Consulting Inc. en el cual se recomienda la aprobación de la solicitud de Interchile S.A para la modificación de la fecha de cumplimiento del Hito Relevante N° 4: Prueba de Equipos, relacionado a los proyectos de las Obras “Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x500 kV, Nueva Línea Maitencillo-Pan de Azúcar 2x500 kV, Nueva Línea Pan de Azúcar-Polpaico 2x500 kV”, para el día 30 de noviembre de 2016. La aprobación fue formalizada por la DP mediante carta al adjudicatario y al Ministerio el día 7 de octubre de 2016. (martes 4)

IV.3. Peajes Troncales

El Pago de las empresas usuarias del sistema de transmisión troncal y su repercusión en los usuarios

finales se realiza de acuerdo a lo estipulado en el Decreto Supremo 23T publicado en febrero de 2016.

Se emitió para observaciones hasta el 7 de noviembre, la reliquidación correspondiente al informe de la Revisión Anual del Informe de Peajes de 2015. La reliquidación se origina en los nuevos valores de Ingreso Tarifario de Potencia correspondiente a la reliquidación del Balance de Potencia Firme de 2015, informado en junio. (jueves 27)

IV.4. Peajes de Subtransmisión

Los pagos de subtransmisión corresponden a la remuneración otorgada a los propietarios de las

instalaciones de transmisión por el transporte de la energía y potencia desde los sistemas troncales

hasta los puntos de suministro para clientes libres o regulados. Junto con lo estipulado por la Ley, los

cálculos se basan en los valores de tarifas y fórmulas especificadas en el Decreto DS 14 de 2012.

25


Se emitió para pago la reliquidación de pagos de subtransmisión para el año 2015. (martes 25) La reliquidación considera:

- Los Precios de Nudo Promedio establecidos en los Decretos 12T, 15T, 16T, 21T, 22T y 24T de 2015.

- La actualización de la Potencia de Facturación para el año 2015. - Ajuste medidor Nº 4 de S/E San Bernardo, informado por Chilectra.

IV.5. Información Técnica del SIC

La información técnica que los coordinados deben proporcionar al CDEC SIC se encuentra

especificada en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS ).

En este ámbito, se destacan las siguientes actividades, cuyo detalle se presenta en Anexo V:

• Se preparó la información que detalla la capacidad instalada de transmisión puesta en servicio en el SIC al 1 de noviembre de 2016. Esta información se envió a comienzos de noviembre en respuesta a la carta CNE N° 87/2015 sobre capacidad de generación y transmisión.

• Se preparó la información de las instalaciones en servicio hasta el 1 de noviembre de2016, para la actualización de los antecedentes solicitados en la carta CNE N°423 del 10 de julio de 2015, información que se envió a comienzos de noviembre.

• Se revisó, compiló y envió la información sobre las comunas en donde se encuentran las unidades generadoras del SIC con los antecedentes disponibles hasta el 20 de octubre del 2016, solicitados en la carta CNE N°633 del 18 de octubre de 2016.

IV.6. Informes NTSyCS (Calidad de Producto y Suministro)

La NTSyCS especifica en su Título 5-12, Título 5-13 y Título 6-2 las exigencias mínimas referidas a

Calidad de Producto y de Suministro. Para consolidar la información proporcionada por los

coordinados en esta materia, el CDEC SIC dispone de la plataforma GESCAL, orientada a facilitar

tanto la captura de esa data, como su posterior procesamiento.

En esta materia, el viernes 28 de octubre se registraron las siguientes actividades relevantes:

• Se publicaron los informes mensuales de calidad de producto (tensión y factor de potencia), correspondientes a septiembre de 2016, quedando disponibles en el sitio web del CDEC SIC.

• Se publicaron en el sitio web del CDEC SIC los informes mensuales correspondientes a calidad de suministro (FMIK-TTIK según metodología de la NTSyCS 2010), al igual que el reporte de los tiempos de restablecimiento luego de pérdida de suministro.

El detalle de las actividades realizadas durante el mes se presenta en Anexo VI.

IV.7. Indisponibilidades Generación-Transmisión

La NTSyCS en su Título 5-12 establece que la calidad de suministro de generación y transmisión se

debe evaluar a través de los índices de Indisponibilidad de las instalaciones de generación y de

transmisión. Mensualmente el CDEC SIC determina el grado de cumplimiento de estos estándares,

publicando el informe asociado en su página web.

• Se emitieron los informes de índices de indisponibilidad Generación-Transmisión correspondiente al mes de septiembre de 2016. (viernes 28)

26


IV.8. Estudio de Continuidad de Suministro 2015 (ECS-2015)

El Estudio de Continuidad tiene por objetivo determinar la frecuencia y tiempo de interrupción

referenciales del suministro a Instalaciones de Conexión de Clientes, factores que la NT representa a

través de los “índices de continuidad”, a saber FMIK (veces/año) y TTIK (horas/año), respectivamente.

En esta materia, las actividades más relevantes desarrolladas durante el mes de octubre (y cuyo detalle se presenta en Anexo VII), son:

• El envío de la comunicación de aceptación del Informe Final del Estudio de Continuidad, así como la solicitud de envío de la factura correspondiente. (martes 18)

• La publicación, a fines de octubre, en página web del CDEC SIC y para observaciones de los coordinados, del “Informe Preliminar Estudio de Continuidad de Suministro 2015” preparado por CDECSIC. El documento contiene las recomendaciones a la CNE de acuerdo a lo establecido en los artículos 6-26 y 6-27 de la NTSyCS, y está basado en los resultados del estudio realizado por el consultor Estudio Energéticos Consultores. (viernes 28)

IV.9. Estudio de Continuidad de Suministro 2016

Se ha continuado con la recopilación, revisión y validación de información histórica de calidad de suministro en los puntos de control de Clientes para el período junio 2014 a julio 2016. El detalle de las actividades se encuentra en el Anexo VII.

IV.10. Estados Operativos y Control Post Operativo

Conforme lo estipulado en el Decreto Supremo 62/2006, el CDEC SIC lleva un control estadístico de

los estados operativos de las unidades generadoras con el fin de representar los diversos estados y/o

limitaciones que presenta la oferta de potencia de las mismas. Con esta información, además, se

construye la indisponibilidad forzada a que se refiere el Artículo 52 y siguientes de este Decreto, para

cada una de las más de 300 unidades generadoras existentes en el SIC.

Durante octubre, las principales actividades desarrolladas en este ámbito, se refieren a:

• Publicación, a fines de mes, del informe (archivo) que contiene la categorización de los estados operativos asociado a cada una de las desconexiones de unidades generadoras ocurridas durante septiembre, además de complementar el registro con la inclusión de las unidades que estuvieron en el estado operativo de Pruebas (P), Prueba Operacional (PO) y Prueba DO (PDO). Finalmente, no se recibieron observaciones por los coordinados al catastro enviado para el mes de agosto. (viernes 28)

• A partir de este informe se presenta un registro detallado por unidad generadora, incluyendo los EO Normal (N) y Desconectada Normal (DN).

• Incorporación de las observaciones al cálculo preliminar de IFOR publicado en septiembre. IV.11. Plataforma Remota de Medidas para Transferencias Económicas (PRMTE)

Este proyecto se inició en 2015, y su desarrollo se enmarca dentro de las funciones de determinar las

transferencias económicas que debe cumplir la DP, con el objeto de poseer una plataforma para

realizar la lectura remota de los medidores utilizados en el proceso de facturación. Durante este año

2016 el objetivo es incorporar 850 medidores adicionales que, sumados a los 660 medidores ya

incorporados en 2015, permitirá alcanzar los 1.510 medidores en esta plataforma.

27


• Durante el mes de octubre se logró incorporar aproximadamente 30 medidores adicionales a la PRMTE, pertenecientes a las empresas coordinadas, tales como: Hidropaloma, Minera Altos de Punitaqui, Minera Ojos del Salado, Minera Candelaria, Mainco, Carbomet, Hormiga Solar, Genpac, Eléctrica Caren, Transmisora Valle Allipen y se siguen incorporando medidores de acuerdo al programa de las empresas CGED, Transnet,. Al cierre del mes de octubre se supera los 1.150 medidores leídos.

• Con respecto al cumplimiento de los coordinados, al cierre del presente mes, se tiene que el 27% de las empresas se encuentran pendientes de responder las cartas enviadas. En el siguiente cuadro se presenta un resumen del cumplimiento de los coordinados (incluyendo PMGD), de acuerdo a los plazos estipulados en la normativa vigente.

Estado Cantidad Coordinados Conectado 68 No conectado, con respuesta cronograma 33 Proceso de conexión 69 Sin respuesta 62 No conectado, en proceso regularización 2

Total general 234 IV.12. Resumen de Otros Cálculos e Informes Emitidos por la DP en el mes de Octubre

Tabla 13.- Cálculos e Informes de la DP

Fecha Informe o Cálculo Emitido N° de Envío

27-10-2016 Reliquidación de Peajes Troncales año 2015 por reliquidación de Balance

de Potencia 2015. DP00889-16

27-10-2016 Pagos de Subtransmisión septiembre 2016. Para pago. DP00885-16/DP00888-

16

27-10-2016 Reliquidación de Ingresos Tarifarios Troncales septiembre 2016. Para

pago. DP00884-16/DP00887-

16

27-10-2016 Balance Mensual ERNC, septiembre 2016 DP00896-16

26-10-2016 Reliquidación Ajustes y Recargos y Reconocimiento de Generación Local,

septiembre de 2016. Definitivo. DP00878-16

26-10-2016 Distribución Cargos Únicos septiembre 2016. Para pago. DP00880-16/DP00881-

16

25-10-2016 Reliquidación de pagos de Subtransmisión Periodo Enero a Diciembre

2015 - Para pago DP00874-16/DP00875-

16

24-10-2016 Reliquidación de Ingresos Tarifarios Troncales septiembre 2016. Para

observaciones. DP00868-16

21-10-2016 Pagos de Subtransmisión septiembre 2016. Para observaciones. DP00867-16

21-10-2016 Distribución Cargos Únicos septiembre 2016. Preliminar. DP00866-16

28


Fecha Informe o Cálculo Emitido N° de Envío

21-10-2016 Reliquidación Ajustes y Recargos y Reconocimiento de Generación Local,

septiembre de 2016. Preliminar. DP00865-16

19-10-2016 Balance de Transferencias Definitivo, septiembre de 2016. DP00859-16

18-10-2016 Asignación de Ingresos Tarifarios de Subtransmisión – Reliquidación de

Balances de Transferencias Ene11-Ago11-Preliminar DP00857-16

18-10-2016 Actualización del FDI hasta noviembre de 2016. Enviado a CNE. DP00843-16

14-10-2016 Determinación del FDI hasta noviembre de 2016. Enviado a

subtransmisoras. DP00847-16

13-10-2016 Balance Preliminar de Transferencias, septiembre de 2016. DP00836-16

12-10-2016 Actualización del FDI hasta noviembre de 2016, para observaciones DP00834-16

11-10-2016 Facturación a Distribuidoras, según R. Exenta Nº2288 - agosto 2016 (incluye pagos de subtransmisión) - Definitiva provisional

DP00833-16

06-10-2016 Facturación a Distribuidoras, según R. Exenta Nº2288 - agosto

2016 (incluye pagos de subtransmisión) - Preliminar DP00826-16

05-10-2016 Liquidación de Peajes Troncales septiembre 2016. DP00824-16/DP00825-

16

04-10-2016 Reliquidación Distribución Cargo Único recaudados en Agosto 2016. Para

pago DP00819-16

29


IV.13. Costos Marginales de Energía (en USD/MWh nominales) en Barras del SIC año 2016

Gráfico 17.- Diego de Almagro 220 kV

Gráfico 18.- Pan de Azúcar 220 kV

Gráfico 19.- Quillota 220 kV

Gráfico 20.- A.Jahuel 220 kV

Gráfico 21.- Charrúa 220 kV

Gráfico 22.- Concepción 220 kV

Gráfico 23.- Pto. Montt 220 kV

Tabla 14.- Costo Marginal promedio octubre

Costo Marginal Promedio Mensual (USD/MWh)

Barra 2015 2016 %

D.Almagro 29,4 23,2 (21,1%)

P.Azúcar 37,0 31,3 (15,3%)

Quillota 35,9 48,8 36,2%

A.Jahuel 35,9 50,2 40,0%

Charrúa 32,6 48,2 47,8%

Concepción 33,5 48,9 46,2%

Pto. Montt 35,8 52,2 46,0%

30


V. DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO

V.1. Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal

La DPD proporciona apoyo a la DP en lo referido a analizar la consistencia de las instalaciones de

desarrollo y expansión del Sistema Troncal, realizando una revisión anual del Estudio de Transmisión

Troncal con las obras y evolución de la demanda efectiva, y elaborando una propuesta para la CNE

con obras de transmisión a realizar en el período siguiente (art. 86-c del Reglamento Interno del CDEC

SIC).

• Se continuó trabajando en la incorporación de los análisis y evaluaciones de la zona sur en el informe y las evaluaciones de nuevas alternativas de expansión en la zona norte, considerando el nuevo escenario Licitaciones de suministro.

• Se analizaron las implicancias de la incorporación del proyecto Melipulli – Chiloé en el resto de los proyectos evaluados en la zona sur, concluyendo que el proyecto Ciruelos – Cautín 2x500 kV (220 kV) resultaría conveniente.

En Anexo VIII se presenta un detalle de las actividades realizadas en esta materia, durante el mes de octubre de 2016.

V.2. Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión

Esta actividad se enmarca en la función de la DPD relativa a la elaboración de los estudios de

requerimientos de expansión para los Sistemas de Subtransmisión (DS 291-Art 37 bis letra b).

En relación con el desarrollo de la metodología para diagnosticar el uso de líneas de subtransmisión y determinar los requerimientos de expansión, se continuó avanzando con el desarrollo del informe preliminar, en temas relacionados con los criterios para la identificación de puntos críticos y complementando diferentes secciones del informe. Este informe preliminar fue emitido el 31 de octubre. Las principales actividades realizadas en esta materia se presentan en Anexo IX de este Informe.

V.3. Catastro de Proyectos

Por medio de su Plataforma de Catastro de Proyectos, la DPD mantiene actualizado un catastro

público con los nuevos proyectos informados por los desarrolladores al CDEC SIC (DS 291-Art 37 bis

letra e).

Las principales actividades desarrolladas durante el mes de octubre se refieren a:

• Envío a la CNE de la información solicitada por dicho organismo respecto de los proyectos declarados en construcción hasta septiembre, de acuerdo a lo indicado en el catastro público de nuevos proyectos de generación, transmisión y consumo publicado en la web e información adicional recibida hasta la fecha. (Enviado y publicado el miércoles 5 de octubre)

• A la fecha se han catastrado en la Plataforma DPD un total de 152 proyectos de generación, 60 proyectos de transmisión y 3 proyectos de consumo.

• Preparación y envío a la revista Electricidad Interamericana, de un artículo para informar del lanzamiento de la página de plataforma de proyectos. Esta publicación fue emitida el 13 de octubre.

31


De los 152 proyectos de generación recién señalados, la siguiente tabla resume la capacidad de los proyectos declarados en construcción en el SIC, en conformidad con la Resolución emitida por la CNE para esos efectos, y que tienen fecha esperada de conexión para los años 2016 y 2017.

Tabla 15.-Proyectos de generación

Catastro Nuevos Proyectos 2016-2017 (MW)

Eólico 1.255

Hidroeléctrica 133.5

Solar 1.270

Térmica 833

Total 3.491.5

V.4. Conexión al Sistema de Transmisión

Aquellos proyectos que ya disponen del estudio de prefactibilidad o factibilidad aprobado pueden,

por medio de esta Plataforma de Catastro de Proyectos de la DPD, solicitar o actualizar su conexión,

en conformidad a lo señalado en el artículo 72°-5 de la Ley 20.936/2016. Asimismo, la DPD determina

fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados, autorizando

el uso de dicha capacidad cuando ello es factible.

V.4.1. Determinación de Puntos de Conexión al STT

Tabla 16.- Solicitudes vía plataforma durante el mes de octubre

Proyecto Estado Fecha de Solicitud

Segmento Tramo Solicitado Potencia (MVA)

Proyecto Dominga Generando respuesta

16-oct-16 STT

Línea: Pan de Azúcar-Punta Colorada 220 kV Circuito: C1 Circuito: Pan de Azúcar-Punta Colorada 220 kV C1

Sistema de transmisión 500kV Mejillones - Cardones tramo 1

Adjudicación de licitaciones para obras civiles y/o equipos principales

23-ago-16 resp.

19-oct-16 STT

Subestación: S/E Nueva Cardones Barra: BA S/E Nueva Cardones 220kV

V.4.2. Sistemas de Transmisión Adicional Solicitudes y respuestas de capacidad técnica en el período vía plataforma: Sin novedades Solicitudes y respuestas de capacidad técnica en el período por otros medios:

• Se respondió la solicitud de Capacidad Técnica Disponible de Transmisión de la línea 2x220 Mulchén – Angostura a la empresa ATIAIA Energía Chile SpA. (jueves 13)

• Se respondió a SunEdison solicitud de capacidad técnica en el tramo 110 kV Diego de Almagro - Potrerillos.

32


• Se respondió a Argo Capital Partners y a la la Asociación Canalistas Canal Zañartu solicitud de Capacidad Técnica de Transmisión de línea 1x154 kV Abanico - Charrúa. (28 de octubre)

V.4.3. Sistemas de Subtransmisión

Tabla 17.- Solicitudes de conexión vía plataforma:

Proyecto Estado Fecha de Solicitud

Segmento Tramo Solicitado Potencia (MVA)

Parque Solar Cachiyuyo Análisis de factibilidad

24-ago-16 resp.

19-oct-16 Sub Tx

Línea: Las Compañías-Maitencillo 110 kV Circuito: C1 Circuito: Dos Amigos - Algarrobo 110kV C1

50

V.5. Regularización Tap-off del STT

Dentro de sus funciones, la DPD debe analizar y proponer a la CNE, en conformidad a la revisión

anual del Plan de Expansión de la Transmisión Troncal, la normalización de aquellas conexiones en

derivación (Tap-off) existentes para cumplir con las exigencias de la NTSyCS.

Durante octubre no se efectuaron actividades relacionadas con esta materia.

V.6. Estudio Integración de ERNC

El estudio debe analizar para el año 2021 (post-interconexión), el impacto de la incorporación de

generación ERNC intermitente en el sistema eléctrico, sobre:

• Costos de operación (operación de mínimos técnicos, entre otros)

• Requerimientos de reservas de potencia activa

• Control primario y secundario de frecuencia (rampas)

• Efectos en las restricciones del sistema de transmisión

A mediados de mes, el consultor (CE-FCFM Universidad de Chile) efectuó la presentación de los resultados de las simulaciones de corto plazo para el año 2021 con las tres hidrologías acordadas.

En Anexo X se presenta un detalle de las actividades realizadas durante octubre.

V.7. Acceso Abierto

Una de las funciones relevantes del CDEC SIC se refiere a garantizar el acceso abierto a los sistemas

de transmisión. En este contexto, durante el mes se desarrollaron las siguientes actividades:

• Se revisaron las observaciones a los Criterios de Diseño de Sistemas de Comunicación con fines de Teleprotección, trabajo realizado en conjunto con el SING. Luego de la coordinación entre los CDEC’s, se publicó el documento final junto con las respuestas a las observaciones. (lunes 24)

• Se envió a los coordinados y desarrolladores, comunicación para revisión de criterios técnicos de diseño de control y protecciones, y de diseño SS/EE. (jueves 20)

• Se desarrolló el proceso de cotización para el desarrollo de las guías técnicas de diseño en Obras Civiles y SSEE, diseño del Control y Protecciones y criterios de diseño para las líneas de transmisión con tensiones de servicio superior a 200 kV. También se realizó la evaluación técnico – económica de las ofertas recibidas para el desarrollo de las guías técnicas de diseño en Obras

33


Civiles y SSEE, diseño del Control y Protecciones y criterios de diseño para las líneas de transmisión con tensiones de servicio sobre 200 kV, emitiéndose minuta informe de recomendación para adjudicación, donde se evalúa como mejor opción para el desarrollo de los servicios de ingeniería, la empresa SDI-IMA en el caso de Obras Civiles, SSEE y diseño de Control y Protecciones, y la empresa DST ingenieros en el caso de diseño de líneas de transmisión.

VI. OTRAS ACTIVIDADES DE LAS DIRECCIONES TÉCNICAS

VI.1. Elaboración de Reglamentos de la Ley

La Ley 20.936/2016 establece la necesidad de elaborar los reglamentos que serán utilizados por el

nuevo coordinador independiente del sistema eléctrico para el desarrollo de sus funciones.

Se enviaron al Ministerio de Energía las observaciones y comentarios de las Direcciones Técnicas de este CDEC (DO-DP-DPD), al borrador de Reglamento de Intercambios Internacionales de Servicios Eléctricos. (lunes 3)

VI.2. Gestión de Anexos Técnicos y Normas Técnicas

Durante octubre se participó en reuniones con la CNE, abordándose aspectos relacionados con:

- DPSSCC, en sus versiones 2015 y 2016 (R.Exta N°597 04 de agosto de 2016). (jueves 13) - Procedimientos, IDPSSCC y Estudio de Costos de SSCC. (viernes 21)

VI.3. Gestión de Auditorías Técnicas

El siguiente cuadro resume las auditorías en desarrollo por parte del CDEC SIC, originadas ya sea en el DS 291/2007, como en la NTSyCS.

Tabla 18.- Auditorías técnicas

NOMBRE AVANCE REAL AVANCE PROG

COMENTARIO

Agua refrigeración Central San Isidro

89% 100% En proceso de preparación de informe preliminar.

Parámetros técnicos a centrales ciclo combinado

62% 80% En proceso de entrega de información y cuestionarios por parte de los coordinados.

Capacidad de regulación intradiaria

100% 80% Proceso cerrado.

Fecha de entrada en operación de centrales

100% 100% Proceso cerrado.

Costos combustibles 100% 100% Proceso cerrado.

Ponderado 78% 85%

34


VI.4. Informes Elaborados por la DTE

Tabla 19.- Otros informes elaborados por la DTE

FECHA DESTINATARIO MATERIA

Viernes 28 Directorio SEC-CNE

Informe Mensual a la CNE (Art 31 del DS 291/2007), versión definitiva septiembre 2016

Martes 11 Directorio SEC-CNE

Informe Mensual a la CNE (Art 31 del DS 291/2007), versión preliminar septiembre 2016.

Viernes 7 Directorio Informe Mensual de Operación del CDEC SIC.

Viernes 7 Directorio Informe de Gestión DO-DP-DPD

VI.5. Actividades de Integración de los CDEC

Para llevar adelante el proceso de integración de los CDEC, se han definido los siguientes 5 ejes de

trabajo, los que son monitoreados por el Project Management Office (PMO) contratado para esos

fines: Mercado, Operación, Proyecto de Interconexión, Planificación y Tecnologías de Información.

VI.5.1. Eje planificación En este ámbito, durante el mes de octubre se tiene:

- Con respecto a la actividad “Puntos óptimos de seccionamiento del Troncal”, se emitió para revisión interna el Informe Preliminar. Se trabaja en la elaboración del documento para final revisión de los líderes de eje. (martes 4)

- Actividad Planificación de la Subtransmisión, se desarrolla de acuerdo a lo programado. - Proyecto Capacidad Técnica, se dio término a éste con la emisión final de la metodología de

Cálculo de Capacidad Disponible. (jueves 27) - Actividad de Coordinación de Proyectos A fines de mes se emitió la Propuesta de Pre-

operatividad correspondiente al hito 3, quedando para revisión de los líderes de eje y contraloría técnica. (viernes 28)

VI.5.2. Eje mercado

- Portal de Seguimiento de Pagos: Se recibieron un total de 4 propuestas, siendo descalificada una de ellas por la hora de recepción, correspondiente a la empresa Cursor S.A. Las propuestas evaluadas en la etapa administrativa, técnica y económica fueron presentadas por las siguientes empresas:

• Bluebyte S.A.

• Unholster S.A.

• Alaya Consultores

El día viernes 28 de octubre el Comité CDEC adjudicó, y dio la orden de proceder, el servicio a la empresa Unholster S.A., correspondiente al mayor puntaje resultado de la evaluación económica.

35


- Cálculo de Transferencia de Energía: Se acordó con el CDEC-SING la versión final del documento con una propuesta de procedimiento, dando cumplimiento y cierre a esta tarea contenida en la carta Gantt del Eje Mercado. (viernes 21)

- Cálculo y Balance de Potencia de Suficiencia: Se emitió una propuesta de procedimiento y el 28

de octubre se recibió el documento con observaciones por parte del CDEC-SING. (viernes 7)

VI.5.3. Eje operación

- Durante octubre finalizaron las capacitaciones a despachadores del CDC en lo referido a ‘Herramientas de Apoyo’.

- También finalizó la actividad relacionada con ‘Visitas Técnicas Zona SIC’.

VI.5.4. Eje Proyecto de Interconexión

- Ver punto III.3) de este informe. VI.6. Interconexión SIC-SING: Coordinación de los Proyectos de Ampliación de la Zona Norte del SIC para

la Interconexión con el SING

El CDEC SIC tiene bajo su responsabilidad verificar la coherencia de los diversos proyectos que

permitirán la interconexión física de los sistemas SIC-SING (correspondientes a: línea 2x500 kV

Cardones - Cumbres - Los Changos, línea 2x220 kV Changos - Kapatur y la línea de 220 kV Cumbres -

Nueva Diego de Almagro; y las líneas Polpaico – Nueva Cardones). Esta verificación se orienta al

cumplimiento de la NTSyCS, características técnicas de las instalaciones y equipos, así como también

a los aspectos relacionados con el acceso abierto.

Durante octubre se realizaron visitas técnicas a las instalaciones del proyecto TEN, incluyendo las SS/EE Ten GIS y Changos en una primera visita (martes 4) y las SS/EE Cumbre y Nueva Cardones en visita posterior (miércoles 26) para conocer del avance del proyecto y la coordinación con el resto de los proyectos que tienen frontera común con dichas instalaciones.

VI.7. Seminarios y Visitas Técnicas

Se avanzó en los preparativos para la realización del Seminario de Planificación, programado para llevarse a cabo el miércoles 30 de noviembre. En este seminario se expondrán temas relacionados con la Expansión de la Transmisión Nacional y el Estudio de Incorporación de ERNC al Sistema Interconectado Nacional. La semana del 17 de octubre se realizó la segunda pasantía de un grupo de 5 despachadores a instalaciones de ERNC en España. Se realizaron también visitas a centros de control ubicados en Pamplona (CC de Acciona) y Madrid (CC de REE).

VI.8. Procedimientos

VI.8.1. Procedimientos DO “Definición de los caudales a utilizar en la Programación de la Operación”

36


• Se sostuvo una reunión con el Comité Técnico y Normativo del Directorio y con el consultor Meteodata para mostrar los principales resultados y recoger las observaciones del CDEC SIC para incorporarlas al informe final. (viernes 21)

• Se recibió por parte del consultor Meteodata el Informe Final del Estudio de Caudales. Con esta actividad se da por terminado dicho estudio. (miércoles 26)

• Se dispone de una primera versión del Procedimiento DO “Definición de los caudales a utilizar en la Programación de la Operación”.

VI.9. Respuestas a Cartas u Oficios SEC-CNE-MÍN.ENERGÍA

El siguiente cuadro resume las principales comunicaciones registradas por el CDEC SIC.

Tabla 20.- Respuestas a cartas y oficios SEC-CNE-Min. Energía

OFICIO/CARTA MATERIA FECHA RPTA / CARTA

OF ORD SEC 13672 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 251/2016 sobre falla en barras 110 kV S/E Diego de Almagro.

OF ORD SEC 13671 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 255/2016 sobre desconexión LT 110 kV Maintencillo - Las Compañias.

Respondido vía sistema STAR de SEC

R. Exta. SEC 15469/2016

Establece condiciones, etapas y plazos para la implementación del procedimiento de valorización de los derechos relacionados con el uso del suelo, a que se refiere el artículo vigesimotercero transitorio de la Ley N° 20.936.

OF ORD SEC 14129 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 259/2016 sobre desconexión LT 110 kV Diego de Almagro - Javiera.


CNE 633/2016 Solicita responder observaciones realizadas por SEREMIS a carta D.P. N° 0795/2016.

21-oct-2016 D.P. 0864/2016

OF ORD SEC 14515 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 267/2016 sobre desconexión LT 66 kV Angol - Los Sauces.


ORD SEC 14516 Solicita información de la desconexión del transformador TR2 154/66 kV de S/E Alonso de Ribera.

R. Exta. CNE 714/2016 Informa desfavorablemente modificaciones al Reglamento Interno del CDEC-SIC.

R. Exta. SEC 15704/2016

Fija alcance y requisitos del concepto de fuerza mayor o caso fortuito para situaciones de interrupciones de suministro eléctrico.

OF ORD SEC 14917 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 270/2016 sobre desconexión LT 66 kV Pumahue - Chivilcán.


OF ORD SEC 14918 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 268/2016 sobre desconexión TR N°1 154/66 kV S/E Concepción.


37


OFICIO/CARTA MATERIA FECHA RPTA / CARTA

OF ORD SEC 14919 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 272/2016 sobre desconexión LT 2x154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Tinguiririca.


OF ORD SEC 14920 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 281/2016 sobre apertura intempestiva 52CT11 de S/E Faenas Pangue.


R. Exta. CNE 734/2016

Modifica Resolución Exenta N° 668 de 2016, que establece procedimiento especial para la adecuada implementación del proceso ad-hoc de determinación de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria.

R. Exta. CNE 713/2017 Incorpora anexos que indica en la Norma Técnica con exigencias de seguridad y calidad de servicio.

38


ANEXO I Requerimientos a Coordinados (EAF) Durante el mes de octubre se solicitaron antecedentes a los coordinados en relación a las materias que se indican a continuación sobre perturbaciones ocurridas en el sistema y que motivaron la elaboración de los EAF a los que hace referencia la NTSyCS.

Tabla AI-1: Solicitudes a coordinados y estado de respuestas (Octubre)

Fecha Carta/email Empresa Referencia Estado

30-09-2016 D.O.

N°1746/2016 Javiera SpA

EAF 259/2016 Respuesta a carta DO N°1642/2016

Respondida

30-09-2016 D.O.

N°1744/2016 Minera Las Cenizas

S.A. EAF 259/2016 Respuesta a carta DO

N°1643/2016 Respondida

30-09-2016 D.O.

N°1748/2016 Transnet S.A.

EAF 291/2016 Falla en línea 66 kV Rosario – Pelequén

Respondida

30-09-2016 D.O.

N°1749/2016 Coyanco S.A.

EAF 296/2016 Falla en línea 110 kV Maitenes-Queltehues-Florida

En proceso

30-09-2016 D.O.

N°1745/2016 Puntilla S.A.


Respondida

30-09-2016 D.O.

Nº1747/2016 AES Gener S.A


En proceso

05-10-2016 D.O.

Nº1768/2016 Transelec S.A.

EAF 304/2016 "Falla línea 154 kV Alto Jahuel-Rancagua-Tinguiririca N°1"

Respondida

12-10-2016 D.O.

Nº1802/2016 Endesa

EAF 303/2016 Falla en línea 154 kV Sauzal – Rancagua

En proceso

12-10-2016 D.O.

Nº1803/2016 Minera Valle Central

S.A. EAF 303/2016 Falla en línea 154 kV Sauzal

– Rancagua En proceso

12-10-2016 D.O.

Nº1799/2016 Pacific Hydro Chacayes S.A.


En proceso

12-10-2016 D.O.

Nº1800/2016 Pacific Hydro Chile

S.A. EAF 303/2016 Falla en línea 154 kV Sauzal

– Rancagua En proceso

12-10-2016 D.O.

Nº1801/2016 Transelec S.A


Respondida

14-10-2016 D.O.

N°1811/2016 Chilectra

Solicitud de antecedentes relacionados con la desconexión forzada de la barra 23 kV Principal de S/E Chicureo (EAF 314/2016)

Respondida

17-10-2016 D.O.

Nº1796/2016 Transelec S.A.

EAF 245/2016 " Falla en línea 66 kV San Javier - Constitución”

Respondida

19-10-2016 D.O.

N°1829/2016 AES Gener S.A

EAF 318/2016 Desconexión forzada de barra 12 kV S/E Queltehues

En proceso

19-10-2016 D.O.

Nº1924/2016 Colbún S.A.

EAF 226/2016 " Falla en línea 110 kV Las Vegas – Llay Llay"

Respondida

21-10-2016 D.O.

N°1922/2016 Luz Linares

Solicitud de antecedentes relacionados con falla en la línea 154 kV Itahue - Parral (EAF

322/2016) En proceso

25-10-2016 D.O.

N°1933/2016 Coyanco S.A.

EAF 259/2016 Respuesta a carta DO N°1749/2016 (respuesta pendiente)

En proceso

39


ANEXO II PDCE e Informe Acuerdos Directorio EX 4.2-2012-06 y EX 4.2-2012-07

I. Planes de defensa contra contingencias extremas y estudios de severidad 8 y 9

• A la fecha se encuentran implementados y habilitados los planes de defensa Fases 1, 2 y 3.

II. Medidas para Aumentar la Capacidad de Transmisión del SIC

II.1. Implementación del sistema integral de control de transferencias de la zona norte:

Dentro del conjunto de objetivos definidos por el CDEC SIC, y de acuerdo con el Estudio de Operación de

la Zona Norte del SIC – Incorporación de Parques Eólicos y Solares 2014 - 2017, se especificó el diseño

de detalle del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo-Nogales, que permitirá

maximizar las transferencias de norte a sur, tanto en condiciones normales como en situaciones de

contingencia, ante la incorporación de tecnologías ERNC eólicos y solares, con potencias instaladas del

orden de los 2000 MW. Con motivo de lo señalado, el CDEC SIC se encuentra gestionando y coordinando

la implementación del Sistema Integral de Control de Transferencias Maitencillo–Nogales.

En este ámbito, durante el mes de octubre se destacan las siguientes actividades:

• Barrick remitió el protocolo SAT de la celda de generación del parque eólico Punta Colorada.

(lunes 3)

• Se envió la carta DO N°1705/2016 a los parques eólicos, en la cual se les solicita solucionar los

problemas presentados relacionados con la respuesta a las órdenes RAG/DAG, y se les recuerda

el procedimiento para habilitarse nuevamente al sistema. Además, deben informar el plan de

normalización antes del 27 de octubre. (martes 4)

• Las siguientes empresas respondieron a la carta DO N°1705/2016:

1. Parque Eólico El Arrayán. (viernes 7)

2. Parque Eólico Punta Palmeras. (viernes 7)

3. Enel por los parques eólicos Taltal y Talinay. (viernes 7)

4. Parque Eólico Canela. (jueves 13)

• Parque Eólico Monte Redondo S.A. remitió carta GCC/EMR/002/016, en la cual solicitó la

corrección del modo de operación del Automatismo de Control de Transferencias del Tramo

Maitencillo – Nogales, debido a las limitaciones de generación que ha recibido el parque desde el

Nodo de Control. (miércoles 5)

• Después de la puesta en servicio, se envió y recibió la siguiente información con la empresa

Guacolda:

1. Las nuevas fechas de puesta en servicio de las celdas de medición de las subestaciones Don

Goyo y La Cebada, las cuales son el 18 y 8 de octubre, respectivamente. (miércoles 5)

2. Guacolda informó las medidas correctivas para mejorar la operación del SICT-ZN, las cuales

consisten en cambiar el tiempo de envió de consignas y el tiempo de máximo de actuación

RAG. Al respecto, el CDEC SIC solicito mayores antecedentes para realizar dichos cambios,

además de realizar observaciones a los factores de incidencia utilizados. (miércoles 5)

40


3. Guacolda informó la puesta en servicio exitosa de la celda de generación de S/E La Cebada,

de acuerdo a lo programado. (viernes 7)

4. Guacolda remitió carta C-SEIS-AES-0014 de SEIS, en la cual responde a la observación del

CDEC SIC relacionada con los factores de incidencia del Tramo Pan de Azúcar- Las Palmas y

propone medidas correctivas. Al respecto, el CDEC SIC solicita implementar otros factores

de incidencia, diferentes a los propuestos. (miércoles 12)

5. Se envió a Guacolda, mediante correo electrónico con fecha 14 de octubre, medidas

correctivas para que sean evaluadas e implementadas con el objetivo de mejorar la

operación del SICT-ZN. Al respecto, Guacolda remitió carta C-SEIS-AES-0015, en la cual

informó las medidas correctivas factibles de implementar, y las medidas que implican

costos adicionales. (lunes 17)

6. Se envió a Guacolda mediante correo electrónico, la respuesta a la carta C-SEIS-AES-0015,

solicitando implementar 3 de las 4 medidas correctivas a corto plazo, y se solicitó

cotización de las medidas que implican costos adicionales. (martes 18)

7. Guacolda informó la puesta en servicio exitosa de la celda de generación de S/E Don Goyo

de acuerdo a lo programado. (miércoles 19)

8. Guacolda informó la implementación exitosa de las 3 medidas correctivas de corto plazo.

(viernes 21)

9. Guacolda envió carta C-SEIS-AES-0016 de SEIS, en la cual informó los cambios y resultados

de las medidas correctivas implementadas. (jueves 27)

• Se envió la carta DO N°1764/2016 a Transelec S.A., en la cual se le solicitó información acerca de

la alimentación de los servicios auxiliares de las subestaciones troncales. (jueves 6)

• Barrick solicitó la autorización para programar la integración de la celda de generación del parque

eólico Punta Colorada. Al respecto, el CDEC SIC solicitó más antecedentes para aprobar

integración. (martes 11)

• Parque Eólico Los Cururos S.A. envió carta EPM-C-PELC-143, en la cual solicitó la corrección del

modo de operación del Automatismo de Control de Transferencias del Tramo Maitencillo –

Nogales, debido a las limitaciones de generación que se han recibido desde el Nodo de Control.

(martes 11)

• Barrick envió información solicitada, incluyendo los protocolos FAT de la celda de generación del

parque eólico Punta Colorada. Al respecto, el CDEC SIC aprobó la documentación y autorizó la

integración de la celda al SICT-ZN. (martes 11/miércoles 19)

• ENEL envió carta EFP-CLY7-Y701-33-16, en la cual solicitó la corrección del modo de operación del

Automatismo de Control de Transferencias del Tramo Maitencillo – Nogales, debido a las

limitaciones de generación que tiene el parque eólico Taltal por su ubicación. Al respecto, el CDEC

SIC envió respuesta con la carta DO N°1932/2016, con fecha 21 de octubre de 2016. (lunes 17)

• Se envió correo electrónico a los parques eólicos, en el cual se les solicitó informar la factibilidad

de cambiar a una determinada tasa de aumento/reducción de carga de acuerdo a su potencia

máxima. (jueves 20)

41


Las siguientes empresas respondieron al correo electrónico enviado el 20 de octubre de 2016:

1 Parque Eólico Totoral. (jueves 20)

2 Parque Eólico Punta Colorada. (lunes 24)

3 Parque Eólico Monte Redondo. (martes 25)

4 Parque Eólico Los Cururos. (jueves 27)

5 Parque Eólico Punta Palmeras. (jueves 27)

6 Enel por los parques eólicos Taltal y Talinay. (jueves 27)

II.2. Sistemas de Subtransmisión

El desarrollo de estas actividades se enmarca en lo señalado en el Acuerdo de Directorio EX–4.2–2012–06.

Durante el presente mes de octubre, se destacan los siguientes antecedentes relacionados con las instalaciones del sistema de Subtransmisión por parte de la Dirección de Operación (DO) del CDEC SIC:

• Se recibió comunicación de Transnet S.A. mediante la cual la empresa informó la fecha estimada de conexión de las nuevas instalaciones asociadas al proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón, y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón. (martes 4)

• Se remitió comunicación a Transnet S.A. mediante la cual esta Dirección de Operación envió sus comentarios y observaciones respecto del ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión D, asociado al proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón, recibido el día viernes 30 de septiembre. (jueves 6)

• Se recibió comunicación de Transnet S.A. mediante la cual la empresa envió a esta Dirección sus respuestas a las observaciones realizadas por la DO el día jueves 6 de octubre. (martes 11)

• Se recibió comunicación de Transnet S.A. mediante la cual la empresa envió a esta Dirección los protocolos de pruebas de las nuevas instalaciones asociadas al paño A1 de S/E Maule, asociadas al proyecto de seccionamiento de la línea 1x154 kV Itahue - Parral en S/E Maule, correspondiente a una etapa previa del proyecto “Apoyo a S/E Maule 220/154 kV”. (martes 11)

• Se remitió comunicación a Transnet S.A. mediante la cual esta Dirección entregó su aprobación al ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión D, asociado al proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón. (jueves 13)

• Se remitió comunicación a Transelec S.A. mediante la cual la DO solicitó nuevamente el envío de los protocolos de pruebas asociados a las labores de cambios de ajustes de protecciones en la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina – Coronel, realizadas el día 14 de agosto. (jueves 20)

• Se recibió comunicación de Transelec S.A. mediante la cual la empresa informó que los protocolos de pruebas asociados a las labores de cambios de ajustes de protecciones en la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel se encuentran en revisión por su parte y que poseen observaciones. (lunes 24)

• Se recibieron comunicaciones de Transnet S.A. mediante las cuales la empresa envió a la DO antecedentes asociados a modificaciones provisorias de instalaciones orientadas a realizar las labores asociadas al proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a

42


la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón, junto con actualizar la fecha estimada de conexión de las nuevas instalaciones. (domingo 30)

Por su parte, el estado de avance informado por Transnet S.A., de sus actividades comprometidas para la implementación del esquema EDAC para la zona de Coronel, el que requiere que previamente se encuentre plenamente operativo el esquema de propiedad de Transelec S.A. de teleprotecciones de 3 terminales de la línea 154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel, de acuerdo con el cronograma comunicado en carta GIO N°559/2015 de fecha 06 de octubre de 2015, actualizado al 22 de julio de 2016 mediante carta UER Nº0564/2016, es el siguiente:

Item Descripción Grado de avance

alcanzado (%)

1 Inicio de proyecto y gestión de compra 100%

2 Importación de equipos 100%

3 Instalación RTU dedicada para lógica EDAC 100%

4 Alambrado señales desde RELE ABB (Transelec) a RTU dedicada 100%

5 Alambrado de señales de TRIP desde Relé SEL-EDAC de Transnet a paños de 66kV en S/E

Coronel 95% (*)

6 Configuración de lógica y pruebas de relé SEL-EDAC de Transnet 95% (*)

7 Configuración lógica de control y pruebas en los relés de protección de los paños de 66kV

en S/E Coronel por TRIP relacionado con el EDAC 95% (*)

8 Desarrollo e implementación de lógica de control en RTU del sistema SCADA en S/E

Coronel 100%

9 Puesta en servicio final del sistema EDAC ( * )

( * ) Se ha coordinado con Transelec la realización de la PES de su sistema de 3 puntas, junto con EDAC de Transnet.

Respecto del cronograma anterior, a fines de octubre se tiene que:

• La fecha de puesta en servicio del EDACxCE de S/E Coronel está sujeta a la puesta en servicio de las teleprotecciones de la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel, conforme la última información proporcionada por Transnet S.A.

• Aún no se ha recibido la documentación que dé cuenta de la exitosa realización de las pruebas asociadas a los tres terminales del esquema de teleprotecciones de la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel por parte de Transelec S.A.

En los siguientes cuadros se presenta el resumen actualizado de las medidas propuestas por los coordinados, su fecha estimada de ejecución, y su estado actual de ejecución, de acuerdo con la información recibida por la DO hasta el 31 de octubre de 2016.

43


Instalación sistema de

Subtransmisión

Empresa propietaria

Acción correctiva señalada por empresa propietaria

Fecha estimada implementación acción correctiva

Estado de Ejecución

Tran

sfo

rmad

ore

s

Transformador Nº1 Itahue

154/69/13.9 kV 56 MVA

Transnet

Reemplazo del transformador por uno de 75 MVA

02/07/2012 Ejecutado

Maniobra de enmalle del sistema de 66 kV

Cuando se requiera No aplica (maniobra

operacional)

S/E Santa Isabel (Apoyo a S/E Maule 220/154 kV)

Fecha no actualizada por el propietario

En curso

Conexión transformador provisorio 154/66 kV 56 MVA en paralelo con transformador Nº1 154/66 kV 75

MVA de S/E Itahue


Transformador Nº2 Itahue

154/69/13.9 kV 56 MVA

Transelec

Instalación de un nuevo transformador 220-154/66/13.8 kV

100 MVA Diciembre 2016 En curso


MVA de S/E Itahue


Transformador Alto Jahuel

110/69/13.8 kV 30 MVA

Transelec

La empresa no ha declarado un plan de acción específico.

No obstante señala que el proyecto de S/E Fátima (Transnet) podría

solucionar el problema

04/09/2016 (S/E Fátima Transnet)

Ejecutado** (S/E Fátima Transnet)

Transformador Nº4 220/110 kV

S/E Pan de Azúcar 75 MVA

Transelec

Instalación de paños 220 kV y 110 kV (JT9 y HT9) para la separación de los transformadores Nº3 y Nº9 220/110

kV de S/E Pan de Azúcar Nuevo Autotransformador 220/110

kV 150 MVA S/E Pan de Azúcar

No informada Octubre 2017

No ejecutado (en pre-evaluación técnico -

económica) En curso

** Instalación con carga, próxima a entrar en operación en los términos definidos por la NTSyCS

44


Tabla AII-1: Medidas propuestas para transformadores


Subtransmisión

Empresa propietaria


Fecha estimada implementación acción correctiva


Lín

eas

Línea 2x66 kV Itahue - Talca

Transnet

Aumento Potencia ATR1 S/E Itahue de 56 a 75 MVA


Proyecto Santa Isabel (apoyo 220/154 kV a S/E Maule)


En curso


MVA de S/E Itahue

14-02-2016 Ejecutado

Línea 2x66 kV Talca - Maule

Transnet

Aumento Potencia ATR1 S/E Itahue de 56 a 75 MVA



MVA de S/E Itahue


Aumento de potencia T2 S/E Maule de 25 a 60 MVA

11-11-2013 Ejecutado

Proyecto Santa Isabel (apoyo 220/154 kV a S/E Maule)


En curso

Línea 2x66 kV Temuco - Loncoche

Transnet Refuerzo de la línea

Indeterminada (debido a conflictos con comunidades

indígenas de la zona)

En curso (continuación de

trabajos realizados el año 2010)

Línea 2x66 kV Concepción -

Coronel Transnet

a) Normalización esquema de protecciones línea 154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel (Transelec)

b) Implementación esquema automático de control tipo EDAC CE (Transnet)

a) Fecha no actualizada por el propietario b) Sujeto a ejecución de literal a).

a) Ejecución parcial*

b) Ejecución parcial (Sujeto a ejecución de

literal a)

Línea 66 kV Paine - San Francisco de

Mostazal Transnet S/E Fátima 220-154/66 kV 04/09/2016 Ejecutado**

Línea 66 kV Rancagua - San

Francisco de Mostazal

Transnet S/E Fátima 220-154/66 kV 04/09/2016 Ejecutado**

45



Empresa propietaria


Fecha estimada implementación


Línea 66 kV San Javier -

Constitución Transelec

No ha señalado acción correctiva hasta el momento (Transelec entiende que cumple con los

requerimientos de del art. 3-25 NTSyCS)

No informada No ejecutado

(empresa no declara acción correctiva)

Línea 66 kV Los Ángeles - Temuco, tramo Los Ángeles

- Victoria

Transnet

Eventual apoyo de PMGDs de la zona ---- No aplica (maniobra

operacional)

Línea 66 kV Los Ángeles - Temuco,

tramo Temuco - Victoria

Refuerzo de la línea

Tramo de 0.93 km: indeterminado (por acciones legales con

propietario)

En curso

Línea 2x154 kV San Vicente –

Hualpén Transelec

Cambio de TTCC 500/5 por TTCC 1200/5 extremo San Vicente

Esquema de Cambio Automático de Topología (ECAT)

01/09/2013 No definida

Ejecutado En análisis

Línea 66 kV Pan de Azúcar - Ovalle

Transnet Cambio de tensión del subsistema 66

kV Pan de Azúcar - Ovalle:

a) Cambio de aislación de 66 kV a 110 kV del tramo El Peñón - Ovalle b) Nuevos Paños de 110 kV en SS/EE El Peñón y Ovalle c) Nuevos Paños de 110 kV en SS/EE Pan de Azúcar y El Peñón d) Nuevo Paño 110 kV y nuevo transformador 110/66 kV en S/E El Peñón, para alimentar Línea 66 kV El Peñón - Andacollo. e) Cambio de topología transformador Nº2 y Nº3 S/E Ovalle

a) 19/10/2013 b) 19/10/2013 c) Noviembre 2016 d) Noviembre 2016 e) 20/10/2013

a) Ejecutado b) Ejecutado c) En curso d) En Curso e) Ejecutado

Línea 110 kV Pan de Azúcar - El

Peñón Transnet

Línea 110 kV El Peñón - Ovalle

Transnet

** A la espera de protocolos de pruebas para revisión

** Instalación con carga, próxima a entrar en operación en los términos definidos por la NTSyCS

Tabla AII-2: Medidas propuestas para línea

46


ANEXO III Implementación control automático de generación (AGC) y Upgrade del Sistema SCADA/EMS para la Operación del SIC.

Durante el mes de octubre se tiene que:

• Se continuó con el mantenimiento y actualización permanente de la base de datos de aplicaciones,

y el correcto funcionamiento del estimador de estado.

• Continúan las teleconferencias semanales con especialistas de ABB para el seguimiento del

proyecto.

• Mediante correspondencia electrónica la empresa Colbún informa el estado de avance del plan de

trabajo para la integración de las centrales de su propiedad al AGC del CDEC SIC. Al respecto

informa que durante el periodo comprendido entre los meses de octubre y diciembre del 2016 se

efectuarán las pruebas funcionales con el CDEC SIC de las centrales Canutillar (octubre), Candelaria

(noviembre), y Antilhue, Colbún y Nehuenco II (diciembre). (martes 1)

• Mediante carta electrónica la empresa Endesa informa el estado de avance del plan de trabajo para

la integración de las centrales de su propiedad al AGC del CDEC SIC, correspondientes a la fase II. Al

respecto informa que se programarán pruebas en conjunto con el CDEC SIC de las unidades

generadoras de la central Quinteros para el día 8 de noviembre de 2016. Asimismo, informa que las

pruebas funcionales de las centrales San Isidro I y II se realizarán en el mes de febrero del 2017. Con

respecto a los problemas encontrados en la unidad 2 durante las pruebas efectivas de envío de

consignas de potencia desde el SCADA NM, estas quedarán solucionadas día 28 de octubre del

2016. (martes 4)

• Se realizó una videoconferencia con especialistas de ABB en Houston para efectos de verificar la

corrección de eventos del OTS encontrados durante el FAT. (jueves 6)

• Mediante correo electrónico la empresa AES Gener informa el estado de avance del plan de trabajo

para la integración de las centrales de su propiedad al AGC del CDEC SIC, al respecto informa que

durante el mes de octubre se efectuarán las pruebas funcionales con el CDEC SIC de la central Los

Vientos. Con respecto a la central Guacolda, la programación de pruebas efectivas se realizarán

durante los meses de noviembre (unidades 2 y 3), diciembre (unidad 5) del año 2016 y febrero

(unidades 1 y 4) del año 2017. (viernes 7)

• Se realizaron pruebas efectivas de envío de consignas de potencia desde el SCADA NM a la central

Los Vientos, variando su potencia activa en ±20 MW para verificar el seguimiento de la consigna de

potencia. El resultado de las pruebas resulto satisfactorio. (jueves 24)

• Se solicitó a las empresas Endesa, Colbún y AES Gener informar a más tardar el día 02 de

noviembre, el estado de avance detallado del proyecto AGC, indicando cada una de las actividades

realizadas y pendientes asociadas al cronograma de integración de las instalaciones de generación

de su propiedad, incluyendo aquellas centrales pertenecientes a las fases 1, 2 y 3. Asimismo, se

solicitó a las empresas la programación de pruebas efectivas de envío de consignas desde el

SCADA/EMS del CDEC SIC hacia las unidades 2 y 3 de la central Guacolda de propiedad de AES

Gener, central Quinteros de Endesa, y central Canutillar de Colbún durante el mes de noviembre.

(viernes 25)

• Se realizó una teleconferencia con especialista de ABB para planificar la Instalación y Configuración

del sistema SCADA NM 6.6 en Santiago, programada para las dos primeras semanas del mes de

noviembre. (viernes 25)

47


• Durante el mes de octubre, existe un atraso en la habilitación de las comunicaciones hacia los

nuevos servidores DELL correspondientes al nuevo SCADA NM 6.6 programada para el día 24 de

octubre, originados presumiblemente en la incompatibilidad de equipos DELL con los equipos HP

utilizados en el actual sistema SCADA NM 5.5. Para solucionar los problemas presentados se

encuentra trabajando en el Data Center de Lídice un grupo compuestos por especialistas de DELL,

HP, ABB y TI del CDEC SIC.

48


ANEXO IV Estudio, Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo

Durante el mes de octubre se destacan las siguientes actividades:

Módulo de Medición Fasorial

• Se realizó reunión con Transelec para aclarar dudas respecto de la implementación del Módulo de

Medición Fasorial y del Módulo de Registro de Protecciones. (lunes 3)

• Se realizó reunión con Transelec, en donde el Coordinado expuso sus inquietudes respecto de la

remuneración de las instalaciones asociadas al Módulo de Medición Fasorial. (miércoles 5).

• Se respondió consulta a Transelec respecto del equipamiento necesario requerido para la

implementación de los PDC Locales (routers asociados a cada PMU). (viernes 7)

• Se solicitó mediante cartas DO N° 1926/2016, N° 1927/2016, N° 1928/2016, N° 1929/2016 y N°

1930/2016, a las empresas Coordinadas responsables de instalar las unidades de medición fasorial y

PDC Locales para el Sistema de Medición Fasorial, informar a más tardar el día 28 de octubre el estado

de avance de sus respectivos proyectos de implementación. (viernes 21)

• Se respondieron consultas a Interchile respecto del proyecto de implementación de PMU que debe

llevar a cabo en el sistema de 500 kV entre S/E Polpaico y S/E Nueva Maitencillo. (miércoles 26)

• Transelec envió el estado de avance del proyecto de implementación del módulo de medición fasorial,

indicando la finalización de las visitas a terreno, encontrándose en desarrollo la etapa de

consultas/respuesta del proceso de licitación. (viernes 28)

• AJTE S.A. envió el estado de avance del proyecto de implementación del módulo de medición fasorial. El

coordinado expuso que se encuentra a la espera de la definición del propietario de los PDC Locales de

S/E Ancoa y Alto Jahuel para definir de forma completa el alcance y plazos relacionados con las

actividades de su responsabilidad. (viernes 28)

• Colbún y Transquillota enviaron el estado de avance del proyecto de implementación del módulo de

medición fasorial. Los coordinados señalaron que están finalizando la confección de las bases técnicas y

administrativas para llamar a licitación. Indicaron que, conforme a reunión con Transelec, los plazos de

implementación se ajustarán a los de implementación de los PDC Locales, es decir, a junio de 2017.

(viernes 28)

Módulo de Registro de Protecciones

• Se realizó una reunión con el Coordinado Codelco Andina para responder dudas respecto del

funcionamiento y operación del Sistema de Registro de Protecciones (SIREP). (lunes 24)

• El consultor SEIS envió el informe preliminar Etapa B del “Estudio de Diseño, Especificaciones y

Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones”, correspondiente al

diseño de la arquitectura y especificación del sistema. (lunes 24)

• Durante octubre se han respondido diversas consultas de los Coordinados en relación con el SIREP.

49


ANEXO V Información Técnica del SIC

Empresa Fecha Fecha

Instalación Detalle Solicitud Respuesta

Puntilla 28-10-2016 28-10-2016 Interruptores Se realiza carga masiva

Puntilla 28-10-2016 28-10-2016 Unidades Generadoras

Se realiza carga masiva

Chilectra 26-10-2016 26-10-2016 Interruptores Se realiza carga masiva

Transmisora Allipen

26-10-2016 26-10-2016 Unidades Generadoras


Aes Gener 21-10-2016 21-10-2016 Sistemas de Protección


Minera Valle Central

20-10-2016 20-10-2016 Barras Se realiza carga masiva

Endesa 20-10-2016 20-10-2016 Unidades Generadoras


Eléctrica Santiago

19-10-2016 20-10-2016 Sistemas de Protección

A petición de Electrica Santiago, se realiza la carga de información relativa a protecciones para Central Renca y Nueva Renca

Aes Gener 19-10-2016 19-10-2016 Sistemas de Protección


Hidronalcas e Hidrocallao

18-10-2016 18-10-2016 Unidades Generadoras


Codelco Chile - División andina

18-10-2016 18-10-2016 Barras Se realiza carga masiva


18-10-2016 18-10-2016 secciones tramos Se realiza carga masiva


18-10-2016 18-10-2016 Sistemas de Protección



18-10-2016 18-10-2016 Transformadores 2D



18-10-2016 18-10-2016 Transformadores de Corriente



18-10-2016 18-10-2016 Transformadores de Potencial


50


Empresa Fecha Fecha

Instalación Detalle Solicitud Respuesta

Genpac 13-10-2016 13-10-2016 Unidades Generadoras


EEPA 12-10-2016 12-10-2016 Instalaciones Retiros

Se realiza carga masiva de Instalaciones Retiros

CMPC Celulosa 12-10-2016 12-10-2016 Sistemas de Protección

Se realiza carga masiva de información sistemas de Protección

Transelec 11-10-2016 11-10-2016 Bancos de Condensadores


Guacolda 07-10-2016 07-10-2016 Sistemas de Protección


Chilectra 04-10-2016 04-10-2016 Sistemas de Protección


Chilectra 04-10-2016 04-10-2016 Barras Se realiza carga masiva

Puntilla 04-10-2016 04-10-2016 Unidades Generadoras


Parque Eólico El Arrayan

26-09-2016 04-10-2016 Centrales Se realiza carga masiva de información técnica de Central El Arrayan

En relación a las principales actividades desarrolladas durante el mes de octubre, se tiene:

- Se preparó la información que detalla la capacidad instalada de transmisión puesta en servicio en el SIC al 1 de noviembre de 2016. Esta información se envió a comienzos de noviembre en respuesta a la carta CNE N° 87/2015 sobre capacidad de generación y transmisión.

- Se preparó la información de las instalaciones en servicio hasta el 1 de noviembre de 2016, para la actualización de los antecedentes solicitados en la carta CNE N°423 del 10 de julio de 2015, esta información se envió a comienzos de noviembre.

- Se revisó y envió una actualización de información sobre las comunas en donde se encuentran las unidades generadoras del SIC con los antecedentes disponibles hasta el 20 de octubre del 2016, solicitados en la carta CNE N° 633 del 18 de octubre de 2016.

- Quedó disponible en la red CDEC y en el sitio web del CDEC SIC el diagrama unilineal actualizado del SIC, incluyendo los medidores que están registrados en la plataforma PRMTE (Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Económicas). (viernes 28)

- A comienzos de noviembre quedó disponible en página web, las estadísticas generales de entrega de información técnica por parte de los coordinados al 28 de octubre de 2016 en estado para observación.

- A comienzos de noviembre se envió informe a cada coordinado, detallando los porcentajes de entrega de información técnica al 28 de octubre de 2016, para cada una de las instalaciones declaradas. Se establece hasta el 10 de noviembre periodo de observaciones.

- Durante octubre 2016 se continuó trabajando en el desarrollo del Mapa de los Sistemas Eléctricos de Chile, el cual considera las instalaciones en servicio, en pruebas y en construcción.

51


- Se ha apoyado a los coordinados en la carga de información en respuesta a la carta DP N°0709/2016, en la que se solicita completar en la plataforma “Infotécnica“, información relativa a los Sistemas de Protecciones. Esta información es utilizada en la plataforma web del Concentrador de Registro de Eventos señalado en el Anexo Técnico Sistema de Monitoreo de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro.

- Se continuó con el apoyo en la carga de información en respuesta a la carta D.O. N°01495/2016, en la que se solicita completar en la plataforma, información respecto de “Cuantificación Disponibilidad de Recursos y Necesidades de Instalaciones y/o Habilitación de equipos para la Prestación de Servicios Complementarios”.

- Para efectos de cumplir con la solicitud descrita en el punto anterior y como parte del proceso de aseguramiento de la calidad de la información técnica publicada, se comenzó una revisión exhaustiva de los equipos de compensación del sistema.

- Continúan los trabajos (ya finales) para disponer de consulta web del informe de completitud global y por empresa.

52


ANEXO VI Informes NTSyCS (Calidad de Producto y Suministro) Durante octubre, se destaca el desarrollo de las siguientes actividades:

- Se publicaron los informes mensuales de calidad de producto (tensión y factor de potencia), correspondientes a septiembre de 2016, quedando disponibles en el sitio web del CDEC SIC. (viernes 28)

- Se publicaron en el sitio web del CDEC SIC los informes mensuales correspondientes a calidad de suministro (FMIK-TTIK según metodología de la NTSyCS 2010), al igual que el reporte de los tiempos de restablecimiento luego de pérdida de suministro. (viernes 28)

- Para regularizar la información contenida en la base de datos de la plataforma de Calidad de Producto y Suministro (GESCAL), el día lunes 24 se envió a algunas empresas un documento con información consolidada relativa a calidad de suministro correspondiente a los meses de mayo, junio, julio y agosto con la finalidad de que ratificaran y confirmaran la información contenida en la base de datos, estipulándose como fecha de entrega el día viernes 28 de octubre de 2016.

- En lo referente a la plataforma GESCAL, se han levantado una serie de incidencias relativas al desarrollo del módulo de indisponibilidad de Gx-Tx (Art. 6-17 I), aspectos relevantes de la carga histórica de la información de Calidad de Suministro y Calidad de Producto. El tratamiento de estas incidencias se ha canalizado a través de plataforma de prueba, en donde principalmente se han enfocado en la revisión de aspectos relativos a la operatividad de la plataforma.

- En el ámbito del trabajo conjunto entre ambos CDECs para la interiorización de la plataforma en los procesos que realiza el CDEC-SING para gestionar la información de Calidad de Producto y Calidad de Suministro, los planes de acción conjunta se han enfocado en dejar disponible y operativo para el CDEC-SING la plataforma GESCAL.

53


ANEXO VII Estudio de Continuidad de Suministro

Estudio de Continuidad de Suministro 2015 (ECS-2015)

En esta materia, durante el mes de octubre:

- El consultor Estudio Energéticos Consultores subió en Google Drive la versión definitiva del informe final junto con la respuesta a algunas observaciones que estaban pendientes. (lunes 3)

- El consultor subió una actualización del informe final definitivo. (viernes 7) - Se envió comunicación de aceptación del Informe Final del Estudio de Continuidad, así como la

solicitud de envío de la factura correspondiente. (martes 18) - A fines de octubre se dejó disponible en página web del CDEC SIC, para observaciones de los

coordinados, el “Informe Preliminar Estudio de Continuidad de Suministro 2015” preparado por CDECSIC. El documento contiene las recomendaciones a la CNE de acuerdo a lo establecido en los artículos 6-26 y 6-27 de la NTSyCS y está basado en los resultados del estudio realizado por el consultor Estudio Energéticos Consultores.

Estudio de Continuidad de Suministro 2016 (ECS-2016)

- Se enviaron observaciones a la información entregada por Luz Linares y Luz Parral. El mismo día se recibieron las interrupciones de suministro en punto de control del periodo agosto 2015 - mayo 2016 de CGE Distribución. (lunes 3)

- Se recibió la información actualizada de Copelec con las interrupciones de suministro que afectaron a sus instalaciones entre julio de 2014 y mayo de 2016. (miércoles 5)

- Se enviaron observaciones a la información entregada por CGE para el periodo agosto 2015 - mayo 2016. (jueves 6)

- Se enviaron observaciones a la información entrega por Luz Linares y Luz Parral. (viernes 7) - CGE Distribución remitió información actualizada considerando las observaciones realizadas por

CDECSIC. Posteriormente, el día lunes 17 de octubre se reciben algunas correcciones. (miércoles 12)

- Se recibió información actualizada de Luz Linares y Luz Parral. (martes 18) - Se solicitó revisar y ratificar las interrupciones de suministro informadas a las empresas Codelco El

Teniente y ENAMI ya que se presentan algunas inconsistencias en sus registros o falta información. (jueves 20)

- Se recibió la información revisada de CGE relativa a las interrupciones de suministro del periodo julio 2014 - julio de 2015. (martes 25)

54


ANEXO VIII Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal ETT

Para el mes de octubre, se destacan:

- Extracción de los resultados y elaboración de los respectivos gráficos de costos marginales, generación por tecnología y saturaciones.

- Se están realizando análisis de requerimientos de reactivos en la zona centro –norte en consistencia con lo indicado en el informe DO del artículo 36 p del DS 291/2007.

- Se envió la propuesta de solución a los niveles de cortocircuito en S/E Charrúa a Transelec para su revisión. La propuesta enviada consiste en una solución intermedia entre la alternativa de Transelec y la propuesta original del CDEC.

- Se emitió la versión definitiva de la propuesta de expansión anual del STT 2016. Se realizó una presentación al Director Técnico y al Despacho con las obras incorporadas, adicionalmente se le realizó una presentación a la CNE describiendo los detalles del proyecto compensación reactiva del sistema Cardones – Polpaico 500 kV. Entre las obras de gran envergadura propuestas se destacan:

• Nueva línea de 2x220 kV Nogales – Pan de Azúcar

• Nueva línea 2x500 kV (220 kV) Ciruelos – Nueva Cautín

• S.E. Nueva Cautín

• Nuevo transformador Cumbres 500/220 kV

• Proyecto normalización y expansión Nueva Puerto Montt – Chiloé

• Reactores en la zona sur (Temuco y Pïchirropulli)

• Reactores para el sistema de 500 kV en la zona norte

- Finalmente, el área de Desarrollo y Gestión de Proyectos de la DPD trabajó en el cierre de los proyectos propuestos en el informe definitivo. Se destaca la propuesta de una solución en varias etapas para la zona Melipulli – Chiloé.

55


ANEXO IX Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión

- Se continuó con el análisis del segundo grupo de SS/EE. a desarrollar durante el segundo semestre

de 2016, las cuales corresponden a: o Diego de Almagro o Cardones o Maitencillo o Pan de Azúcar o Hualpén o Chiloé.

- En el contexto de la implementación del artículo 13° Transitorio sobre proyectos de Transmisión

Zonal de la Ley de Transmisión, se continuó el análisis de listado de proyectos enviados por la CNE, clasificando los proyectos por zona, e identificando proyectos duplicados o que compiten entre sí. Adicionalmente, se participó en las reuniones de retroalimentación con las empresas zonales: Transelec, Chilquinta, Aes Gener, Colbún, Chilectra, CGE y Saesa. En dichas reuniones se revisó la categorización desarrollada junto al CDEC y el avance de los estudios elaborados por los consultores de la CNE.

- En relación con la estrategia de revisión de los Proyectos Definitivos entregados por las empresas Zonales a fines de octubre, se trabajó en la Categorización de proyectos, la estimación de HH necesarias para la revisión, la identificación de posibles consultores a apoyar en la revisión de proyectos zonales y en la preparación de especificación de los aspectos a considerar en la revisión. Los días martes 18 y miércoles 19 se llevaron a cabo reuniones con empresas invitadas a presentar cotizaciones, para la asesoría en la revisión de los proyectos de Transmisión Zonal. El objetivo de las reuniones fue explicar el alcance de la asesoría requerida por el CDEC SIC. Se prepararon los Términos de Referencia y un compromiso de confidencialidad. Las empresas invitadas fueron las siguientes:

• I-SEP

• DST Ingenieros Asociados.

• Estudios Sistémicos.

• SDI IMA

• Reich Ingeniería Las primeras 4 empresas presentaron sus ofertas y la empresa Reich Ingeniería se excusó de participar. Las ofertas recibidas fueron evaluadas técnica y económicamente y se preparó el Acta de Adjudicación donde se determinó que la mejor oferta presentada corresponde a la empresa SDI IMA, quien fue notificada la primera semana de noviembre, para comenzar los trabajos la segunda semana, en oficinas del CDEC SIC. (viernes 21)

- La CNE emitió una modificación a la Resolución exenta 668/2016, cuyo principal contenido

complementa la definición de Obras Menores. Con estas modificaciones las empresas estrían facultadas para proponer proyectos de normalización de sus instalaciones, que les permitan cumplir con la norma técnica de seguridad y calidad de suministro, en aquellos aspectos especificados por las modificaciones de la norma técnica a partir del 21/07/2014. Se realizó un análisis preliminar para estimar el impacto en el volumen de proyectos a estudiar en el periodo Nov – Dic 2016. Se está a la espera de los comentarios de la CNE. (miércoles 26)

56


ANEXO X Estudio Integración de ERNC

En este ámbito, durante el mes de octubre se tiene que: El consultor (CE-FCFM Universidad de Chile) efectuó, a mediados de mes, la presentación de los resultados de las simulaciones de corto plazo para el año 2021 con las tres hidrologías acordadas. Estos resultados corresponden al escenario base. En dicha reunión se acordó hacer un cambio en algunos de los escenarios a simular, modificando las simulaciones del año 2030 por el año 2025 pero sensibilizando sobre los parámetros técnicos de las máquinas térmicas. Las observaciones al informe final preliminar fueron enviadas el día 24.10.2016. Además, se desarrolló un nuevo escenario que incorporó una mayor cantidad de centrales ERNC en la zona norte y sur, que recoge los resultados del proceso de licitaciones de suministro a clientes regulados, el cual reemplazará al escenario PPA originalmente definido. Las simulaciones de corto plazo para este escenario se encuentran en desarrollo.

I MENSUAL DE GESTIÓN DO DP - sic.coordinador.cl · A y B) de los Estudios 2, 3 y 4. La semana del...

Documents

Transcript of I MENSUAL DE GESTIÓN DO DP - sic.coordinador.cl · A y B) de los Estudios 2, 3 y 4. La semana del...