INFORME TRIMESTRAL A LAS EMPRESAS … Figura 3: Participación esperada en hidrología húmeda....

INFORME TRIMESTRAL A LAS EMPRESAS

INTEGRANTES

15 de Enero de 2015

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Contenido

1. INTRODUCCIÓN. .............................................................................................................................. 2

2. POSIBLES ESCENARIOS DE OPERACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO PARA LOS PRÓXIMOS 12 MESES. .................................................................................................................... 3

2.1. Participación Esperada en el Abastecimiento de la Demanda según Tipo de Aporte e Hidrología. ...................................................................................................................................... 3

2.2. Producción y Ventas Esperadas de Energía Mensual en el SIC ............................................... 5

2.3. Evolución Esperada de Cotas de Embalses (a fines de cada mes) Según Hidrología. ............. 6

2.4. Demanda Promedio Esperada en Horas de Demanda Alta, Demanda Media y Demanda Baja. ................................................................................................................................................ 8

2.5. Costos Marginales Esperados Según Hidrología. .................................................................... 9

3. ESTÁNDARES E INDICADORES DE DESEMPEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO PARA LOS ULTIMOS 6 MESES. ....................................................................................................................................... 12

3.1. Control de Frecuencia ........................................................................................................... 12

3.2. Control de Tensión ................................................................................................................ 13

3.3. Factor de Potencia. ............................................................................................................... 15

3.4. Tiempo de Restablecimiento del Servicio Luego de Pérdida de Suministro. ........................ 21

3.5. Índices FMIK y TTIK. .............................................................................................................. 26

3.6. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Generación y Transmisión. ....... 28

3.6.1. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Generación. ........................ 28

3.6.2. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Transmisión-Líneas. ............ 29

3.6.3. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Transmisión- Transformadores. ...................................................................................................................... 34

4. MODIFICACIONES NORMATIVAS RECIENTES. ............................................................................... 37

4.1. Legislación. ............................................................................................................................ 37

4.2. Reglamentación. ................................................................................................................... 37

4.3. Normas Técnicas. .................................................................................................................. 37

4.4. Procedimientos DO/DP/DPD/DAP. ...................................................................................... 37

4.5. Discrepancias. ....................................................................................................................... 38

4.6. Modificaciones y Propuestas de Modificaciones al Reglamento Interno. ............................ 38

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1. INTRODUCCIÓN.

De conformidad con lo dispuesto por el artículo 32 del Decreto Supremo Nº 291 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, CDEC SIC, debe informar a los Integrantes, trimestralmente, entre otras, las siguientes materias:

a) Posibles escenarios de operación y seguridad de abastecimiento para los próximos 12

meses.

b) Estándares e indicadores de desempeño del sistema eléctrico para los últimos 6 meses.

c) Modificaciones normativas recientes.

d) Propuestas de modificaciones al Reglamento Interno.

En cumplimiento de lo señalado, el Directorio del CDEC SIC ha elaborado y pone a disposición de las empresas Integrantes, el presente Informe correspondiente al cuarto trimestre de 2014.

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2. POSIBLES ESCENARIOS DE OPERACIÓN Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO PARA LOS PRÓXIMOS 12 MESES.

Se presentan en esta sección, tres escenarios posibles de abastecimiento para el Sistema Interconectado Central, los cuales se construyen a partir de tres condiciones hidrológicas: Seca, Media y Húmeda. Todos los escenarios consideran en su elaboración la misma estimación de caudales afluentes para el período enero – marzo 2015: donde se utiliza el quinto pronóstico de deshielo de la temporada 2014-2015. Los tres escenarios se construyen para el período abril 2015 – diciembre 2015, bajo los siguientes supuestos:

• Escenario Hidrología Seca (HS). Se utilizan caudales de la estadística correspondiente a

Hidrología Seca con probabilidad de excedencia 90% (año 2007-2008).

• Escenario Hidrología Media (HM): Se utilizan caudales de la estadística correspondiente a

una Hidrología con probabilidad de excedencia 50% (año 1969-1970).

• Escenario Hidrología Húmeda(HH): Se utilizan caudales de estadística correspondiente a

una hidrología húmeda con probabilidad de excedencia 20% (año 1986-1987).

A continuación se estudia la evolución que experimentan las variables e indicadores más importantes del sistema SIC para cada uno de estos escenarios.

2.1. Participación Esperada en el Abastecimiento de la Demanda según Tipo de Aporte e Hidrología.

Las Figura 1, Figura 2 y Figura 3 que se presentan a continuación muestran la participación esperada en abastecimiento mensual de la demanda del sistema, según tipo de aporte e hidrología, para el período comprendido entre enero y diciembre de 2015.

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Figura 1: Participación esperada en hidrología seca.

Figura 2: Participación esperada en hidrología media.

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Figura 3: Participación esperada en hidrología húmeda.

Estos gráficos muestran que, en condición de hidrología seca, se espera que en torno al 53% de la producción anual sea en base a unidades térmicas. Por otro lado, una mayor disponibilidad de recurso hídrico (año del tipo húmedo) implicaría aportes de producción hidráulica del orden del 60% (promedio anual de participación).

2.2. Producción y Ventas Esperadas de Energía Mensual en el SIC

La producción bruta mensual (en GWh) esperada para los próximos 12 meses en escenario de hidrología seca, media y húmeda, y sobre la cual se han determinado las participaciones porcentuales de las figuras anteriores, se indican en la siguiente Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Producción esperada bruta de energía en el SIC (GWh).

Mes Hidrología Seca

(HS) Hidrología Media

(HM) Hidrología Húmeda

(HH)

ene-15 4520.7 4520.7 4520.6

feb-15 4161.1 4156.7 4156.9

mar-15 4579.9 4582.5 4582.5

abr-15 4271.7 4280.8 4274.2

may-15 4500.8 4517.8 4505

jun-15 4574.5 4578 4576.5

jul-15 4712.3 4731.7 4681.4

ago-15 4628.2 4644 4618.7

sep-15 4347.8 4361 4338.5

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Mes Hidrología Seca

(HS) Hidrología Media

(HM) Hidrología Húmeda

(HH)

oct-15 4599.1 4614.3 4578.4

nov-15 4424.4 4450.6 4447.2

dic-15 4683.7 4663.3 4656.1

Por otro lado, las ventas previstas de energía (en GWh) para los próximos 12 meses son idénticas para cada uno de los 3 escenarios hidrológicos modelados, y corresponde a las indicadas en la Tabla 2-2:

Tabla 2-2: Ventas esperadas de energía en el SIC (GWh).

Mes VENTAS (GWh)

ene-15 4277.1

feb-15 3931.7

mar-15 4324.6

abr-15 4041.2

may-15 4242.5

jun-15 4308.1

jul-15 4429.4

ago-15 4335.0

sep-15 4072.1

oct-15 4320.5

nov-15 4213.4

dic-15 4416.6

Las ventas de energía no dependen de la hidrología, ya que ellas se relacionan con los consumos de energía de los clientes del sistema.

2.3. Evolución Esperada de Cotas de Embalses (a fines de cada mes) Según Hidrología.

Las Tabla 2-3, Tabla 2-4 y Tabla 2-5 que se presentan a continuación, muestran la evolución esperada de la cota en los diferentes embalses del sistema, a fines de cada mes, para hidrología seca, hidrología media e hidrología húmeda. Estos valores de cota están medidos en metros sobre el nivel del mar (msnm).

Tabla 2-3: Cotas Esperadas de Embalses (fin de mes) en Hidrología Seca (HS).

HIDROLOGÍA SECA (HS)

LAGO LAJA

EMBALSE RAPEL

EMBALSE COLBUN

LAGUNA INVERNADA

LAGUNA DEL

MAULE

LAGO CHAPO

EMBALSE RALCO

ene-15 1321.80 104.24 425.04 1312.59 2159.54 227.80 706.49

feb-15 1320.52 104.03 425.16 1301.75 2159.49 225.33 698.50

mar-15 1317.78 102.61 425.01 1282.88 2159.57 222.15 692.01

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HIDROLOGÍA SECA (HS)

LAGO LAJA

EMBALSE RAPEL

EMBALSE COLBUN

LAGUNA INVERNADA

LAGUNA DEL

MAULE

LAGO CHAPO

EMBALSE RALCO

abr-15 1316.17 100.64 411.58 1285.10 2160.02 222.15 692.34

may-15 1313.83 100.59 397.11 1283.61 2160.49 222.00 692.00

jun-15 1312.43 100.50 397.11 1282.80 2161.15 222.00 692.00

jul-15 1312.73 101.14 397.77 1290.27 2161.81 222.81 692.00

ago-15 1313.18 100.50 397.11 1283.83 2162.42 222.99 692.00

sep-15 1314.05 100.66 397.40 1284.21 2162.78 224.33 692.00

oct-15 1316.49 101.61 409.26 1288.38 2163.23 226.58 709.53

nov-15 1319.11 103.78 422.36 1304.68 2163.97 227.48 717.73

dic-15 1316.67 104.89 423.75 1306.90 2164.04 228.39 721.59

Tabla 2-4: Cotas Esperadas de Embalses (fin de mes) en Hidrología Media (HM).

HIDROLOGÍA MEDIA (HM)

LAGO LAJA

EMBALSE RAPEL

EMBALSE COLBUN

LAGUNA INVERNADA

LAGUNA DEL

MAULE

LAGO CHAPO

EMBALSE RALCO

ene-15 1321.80 104.34 425.17 1312.65 2159.54 227.71 707.11

feb-15 1320.36 104.48 425.02 1305.10 2159.57 225.81 699.60

mar-15 1317.69 102.84 425.01 1289.38 2159.31 222.32 692.14

abr-15 1316.21 100.58 408.27 1283.54 2159.53 222.82 693.19

may-15 1315.43 101.12 397.11 1282.83 2159.95 222.98 699.74

jun-15 1319.96 102.40 410.08 1284.64 2160.68 223.69 720.47

jul-15 1321.60 101.57 421.19 1291.82 2161.15 230.24 725.00

ago-15 1323.82 102.97 427.82 1297.15 2161.64 236.09 723.87

sep-15 1325.90 101.06 430.04 1301.05 2162.11 240.90 723.71

oct-15 1328.09 100.72 427.51 1287.30 2162.48 242.40 715.06

nov-15 1331.57 101.49 431.47 1304.02 2163.33 241.57 722.93

dic-15 1332.04 105.00 436.82 1318.26 2164.48 241.72 725.00

Tabla 2-5: Cotas Esperadas de Embalses (fin de mes) en Hidrología Húmeda (HH).

HIDROLOGÍA HÚMEDA

(HH)

LAGO LAJA

EMBALSE RAPEL

EMBALSE COLBUN

LAGUNA INVERNADA

LAGUNA DEL

MAULE

LAGO CHAPO

EMBALSE RALCO

ene-15 1321.80 104.11 425.17 1312.64 2159.54 227.70 707.65

feb-15 1320.37 104.14 425.18 1306.34 2159.40 225.22 702.23

mar-15 1317.63 102.59 425.01 1290.84 2159.38 222.28 692.35

abr-15 1316.29 104.07 416.35 1287.37 2160.09 222.85 700.40

may-15 1319.23 105.00 421.66 1286.33 2161.02 224.62 704.88

jun-15 1324.80 105.00 437.02 1296.69 2162.06 225.84 725.00

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HIDROLOGÍA HÚMEDA

(HH)

LAGO LAJA

EMBALSE RAPEL

EMBALSE COLBUN

LAGUNA INVERNADA

LAGUNA DEL

MAULE

LAGO CHAPO

EMBALSE RALCO

jul-15 1325.89 104.67 437.02 1303.93 2162.58 227.30 721.02

ago-15 1328.07 105.00 437.02 1311.11 2163.19 230.73 725.00

sep-15 1329.38 104.47 435.39 1314.15 2163.50 234.03 719.90

oct-15 1332.43 102.37 437.02 1293.62 2164.22 235.88 718.67

nov-15 1335.21 102.63 437.02 1297.94 2165.47 237.46 718.34

dic-15 1335.05 105.00 437.02 1318.26 2167.04 238.19 725.00

Estas cifras muestran que, a finales de 2015, se esperan condiciones de cota en los embalses señalados, similares a las registradas a fines de 2014. En hidrología seca, la disminución porcentual más significativa afectaría al embalse Colbún, el cual disminuiría su cota en carca de un 1.0%. Por otro lado, en condición de hidrología húmeda, el mayor aumento de cota se registraría en Lago Chapo, el cual incrementaría su cota en cerca de un 3.6% en relación a su nivel de fines de 2014.

2.4. Demanda Promedio Esperada en Horas de Demanda Alta, Demanda Media y Demanda Baja.

La Tabla 2-6 muestra los valores de demanda horaria promedio esperada en horas de demanda alta, horas de demanda media y horas de demanda baja en el SIC.

Tabla 2-6: Demanda Promedio Esperada en Horas de Demanda Alta, Demanda Media y Demanda Baja.

Valor de Demanda Promedio Esperada (en MWh/h)

En Horas de Demanda Alta

En Horas de Demanda Media

En Horas de Demanda Baja

ene-15 6800.4 5968.7 4838.2

feb-15 6679.7 5745.0 4881.9

mar-15 6713.5 5861.9 4846.5

abr-15 6557.6 5732.4 4771.3

may-15 6612.9 5915.2 4863.9

jun-15 6867.2 5876.6 4851.3

jul-15 6813.4 6064.8 4924.4

ago-15 6712.1 5840.6 4816.3

sep-15 6476.4 5600.0 4741.2

oct-15 6735.1 5814.9 4864.4

nov-15 6781.1 5950.0 4887.7

dic-15 6995.2 6213.2 5050.8

A partir de estos cuadros se concluye que, en promedio, el valor de demanda máxima será cerca de un 38% mayor que el valor de demanda mínima, y un 14% mayor al valor de demanda media.

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2.5. Costos Marginales Esperados Según Hidrología.

Se muestra a continuación la evolución esperada de los costos marginales reales de energía, por hidrología y bloque de modelación de la demanda, en barras del SIC.

Figura 4: S/E Diego de Almagro 220 kV – horas demanda alta.

Figura 5: S/E Diego de Almagro 220 kV – horas demanda baja.

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Figura 6: S/E Quillota 220 kV – horas demanda alta.

Figura 7: S/E Quillota 220 kV – horas demanda baja.

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Figura 8: S/E Pto. Montt 220 kV – horas demanda alta

Figura 9: S/E Pto. Montt 220 kV – horas demanda baja.

De las figuras se puede concluir que, en promedio, se espera que la zona norte del SIC tenga valores de costo marginal menores a los del resto del sistema, gracias al aporte de las ERNC. En efecto, para el período de análisis y para el escenario de hidrología es posible visualizar que el costo marginal promedio en la barra Diego de Almagro 220 kV será casi un 33% menor al costo marginal promedio esperado en la barra Quillota 220 kV (80.3 USD/MWh vs 119.6 USD/MWh). En escenario de hidrología media, esa diferencia disminuye a cerca de un 29% (60.6 USD/MWh vs 84.7 USD/MWh). En términos generales, se aprecia una tendencia a la baja en el valor de los costos marginales del sistema.

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3. ESTÁNDARES E INDICADORES DE DESEMPEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO PARA LOS ULTIMOS 6 MESES.

En este capítulo se presentan seis indicadores del desempeño del sistema. Los tres primeros se refieren a la frecuencia, el control de tensión y factor de potencia. Los tres restantes se refieren a indicadores de pérdida de suministro y evalúan el Tiempo de Restablecimiento del Servicio; la frecuencia y el tiempo de interrupción total o parcial del suministro; y la Indisponibilidad de las instalaciones de generación y transmisión.

3.1. Control de Frecuencia

El artículo 5.67 de la NTSyCS establece que la evaluación del desempeño del Control de Frecuencia del SI se efectuará a través del cálculo del factor FECF (Factor de Eficiencia del Control de Frecuencia) para cada hora k, el cual se define a través de la siguiente expresión:

�� 1 ∆� á�∗ ��∆� á�

• (k)∆f máx∗∗∗∗ , desviación máxima instantánea del valor filtrado de medición de la frecuencia.

• MÁX∆f , desviación máxima de frecuencia en estado permanente que agota la totalidad de

la reserva asociada al CPF.

Por otro lado, el artículo 5-69 establece que el valor de FECF, para cada hora, no debe ser inferior a 0.45. La Tabla 3-1 muestra los valores de FECF para el período julio-diciembre de 2014.

Tabla 3-1: FECF Mensual en el SIC.

Mes jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14

FECF ≥ 0.45 100% 99.9% 100% 100% 100% 100%

FECF < 0.45 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Mín FECF 0.80 0.43 0.89 0.71 0.82 0.87

Esta misma Tabla 3-1 muestra que, en cada mes analizado, dicho factor se ubicó por sobre este mínimo de 0.45, a excepción de la hora 19 (entre las 18°°-19°° hrs) del sábado 23 de agosto, en que alcanzó un valor de FECF = 0.431, producto del sismo que afectó en ese momento a la zona central del SIC.

La Tabla 3-2 muestra la variación del índice ∆fmax el cual, tal como se indicó anteriormente, corresponde a la desviación máxima de frecuencia en estado permanente que agota la totalidad de la reserva asociada al CPF.

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Tabla 3-2: ∆fmax Mensual en el SIC.

Mes jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14

∆fmax < 0.5 Hz 8.3% 66.4% 68.6% 84.0% 79.7% 62.0%

[ 0.5 - 1.0 ) 63.8% 33.6% 31.4% 16.0% 20.3% 38.0%

[ 1.0 - 1.5 ) 27.8% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

[ 1.5 - 2.0 ) 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

∆fmax > 2.0 Hz 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los valores de esta tabla muestran que la mayor parte del tiempo el indicador ∆fmax se situó en torno a 1.0±0.5 Hz.

3.2. Control de Tensión

El artículo 6-14 de la NTSyCS establece que los Coordinados elaborarán un Informe Mensual de Calidad de Producto de conformidad al Procedimiento DP “Informe de Calidad de Suministro y Calidad de Producto”. Por otro lado, el artículo 5-24 del mismo cuerpo normativo establece las siguientes tensiones nominales para estado normal de operación del sistema (tensiones que para efecto de cálculo de los índices, se ajusta a las tensiones de servicio cuando procede):

a) 0,97 y 1,03 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 500 [kV].

b) 0,95 y 1,05 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal igual o superior a 200 [kV] e inferior a 500 [kV].

c) 0,93 y 1,07 por unidad, para instalaciones del Sistema de Transmisión con tensión

nominal inferior a 200 [kV].

Sobre la base de este informe publicado en la página WEB del CDEC SIC, se presentan a continuación dos tablas que resumen el cumplimiento de estas exigencias, en términos del porcentaje de tiempo en que el nivel de voltaje se encontró fuera de rango (determinado, para cada punto de retiro, como el cociente entre el número de medidas o intervalos fuera de rango y el número total de intervalos informados).

Al respecto, se debe considerar que:

- Los porcentajes indicados se obtienen como el promedio de los porcentajes de no

cumplimiento de los puntos con datos.

- En estas tablas, la sigla “S/I” (Sin Información) indica que no se dispone de información para

el o los puntos.

- En cada tabla se incorpora una columna con la información sobre Cantidad de Puntos de

Retiro para cada de nivel de tensión.

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- Para cada mes, se indica la cantidad de puntos de retiro disponibles con datos entre [].

Tabla 3-3: Cumplimiento de exigencias de voltaje para Puntos de Retiro de Distribuidoras.

El análisis de los antecedentes a partir de los cuales se construye esta tabla indica que en la Región de Los Ríos existen dos puntos de retiro en 13.2 kV informados por Socoepa, con inconsistencia de información. En el mes de Agosto, en la Región Metropolitana, se detectó inconsistencia de la data provista por la empresa Chilectra, a quien se puso en conocimiento de esta situación.

[ Puntos [ Puntos [ Puntos [ Puntos [ Pu ntos

Jul14 con data] Ago14 con data] Sep14 con data] Oct14 con data] Nov14 con data]

Atacama 13 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13.2 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

13.8 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

23 [ 8 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ]

Coquimbo 13.2 [ 10 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 12 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

111 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

Valparaíso 12 [ 12 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ]

13.2 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

111 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

228 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Metropolitana 12 [ 100 ] 1% [ 98 ] 100% [ 97 ] 1% [ 97 ] 0% [ 98 ] 0% [ 96 ]

13.2 [ 8 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 3 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

20 [ 2 ] 0% [ 2 ] 100% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

23 [ 21 ] 2% [ 20 ] 100% [ 20 ] 1% [ 20 ] 2% [ 20 ] 1% [ 20 ]

111 [ 6 ] 0% [ 3 ] 33% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ]

224 [ 3 ] 0% [ 3 ] 100% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ]

O´Higgins 13.2 [ 14 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 28 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Maule 13.2 [ 26 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

13.8 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 8 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 3 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

Bío-Bío 13 [ 3 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13.2 [ 24 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 12 ]

15 [ 31 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

23 [ 15 ] 0% [ 8 ] 0% [ 8 ] 0% [ 8 ] 1% [ 8 ] 1% [ 8 ]

33 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Araucanía 6.3 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13.2 [ 20 ] 12% [ 12 ] 11% [ 12 ] 9% [ 12 ] 7% [ 12 ] 7% [ 12 ]

15 [ 6 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 7 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ]

Los Ríos 13.2 [ 14 ] 14% [ 14 ] 14% [ 14 ] 14% [ 14 ] 14% [ 14 ] 14% [ 14 ]

23 [ 10 ] 3% [ 9 ] 4% [ 9 ] 2% [ 9 ] 2% [ 9 ] 2% [ 9 ]

Los Lagos 13.2 [ 6 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ]

23 [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ] 0% [ 14 ]

67 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

[ 1 ] [ 0 ] [ 0 ] [ 0 ] [ 0 ] [ 0 ]Antofagasta 111 S/I S/I

PUNTOS DE RETIRO - DISTRIBUIDORAS

Tiempo Promedio Fuera de Rango de Voltaje Permisibl e (en %)[ Total Puntos

de Retiro ]Región

Tensión de Servicio

S/IS/I S/I

15

Tabla 3-4: Cumplimiento de exigencias de voltaje para Puntos de Retiro de Clientes Libres.

El análisis de los antecedentes a partir de los cuales se construye esta tabla, disponibles en la página web del CDEC SIC (ficha: Índices de Desempeño) indica que en los meses de julio, agosto y noviembre (Inchalam), y en los meses de septiembre a noviembre (CMPC Cartulinas Maule), se detectó inconsistencia de la data provista por estas empresas, a quienes se les informó de esta situación.

3.3. Factor de Potencia.

El artículo 5-22 de la NTSyCS establece que las instalaciones de Clientes no sometidos a regulación de precios deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 15 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación:

a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en Puntos de Control con tensión nominal inferior a 30

[kV].

b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en Puntos de Control con tensiones nominales iguales o

superiores a 30 [kV] e inferiores a 100 [kV].



Atacama 23 [ 3 ] 0% [ 1 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

111 [ 8 ] 0% [ 5 ] 0% [ 6 ] 0% [ 6 ] 0% [ 6 ] 0% [ 5 ]

224 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

226 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Coquimbo 111 [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ]

226 [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 6% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

Valparaíso 44 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 30% [ 1 ] 75% [ 1 ] 87% [ 1 ]

62.5 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

111 [ 4 ] 0% [ 1 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

224 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

226 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

Metropolitana 67 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

111 [ 4 ] 0% [ 2 ] 0% [ 3 ] 67% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ]

224 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

O´Higgins 13 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

156 [ 2 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

226 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Maule 23 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 3 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

226 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ]

Bío-Bío 13 [ 3 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ] 33% [ 3 ] 33% [ 3 ] 100% [ 1 ]

13.2 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

67 [ 12 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

156 [ 6 ] 0% [ 4 ] 0% [ 3 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ]

226 [ 4 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Araucanía -- [ 0 ]

Los Ríos 6 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

228 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Los Lagos -- [ 0 ]

Tiempo Promedio Fuera de Rango de Voltaje Permisibl e (en %)

RegiónTensión de

Servicio[ Total Puntos

de Retiro ]

[ 0 ]Antofagasta --

PUNTOS DE RETIRO - CLIENTES LIBRES

16

c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en Puntos de Control con tensiones nominales iguales o


d) 0,98 inductivo y 1,000 en Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores

200 [kV].

Por otro lado, el artículo 5-23 de la NTSyCS establece que las instalaciones de Clientes Regulados deberán tener un Factor de Potencia (FP) calculado en intervalos integrados de 15 minutos, en cualquier condición de carga, en cada una de las Instalaciones de Conexión de Clientes, según nivel de tensión como se indica a continuación:

a) 0,93 inductivo y 0,96 capacitivo en Puntos de Control con tensión nominal inferior a 30

[kV].

b) 0,96 inductivo y 0,98 capacitivo en Puntos de Control con tensiones nominales iguales o


c) 0,98 inductivo y 0,995 capacitivo en Puntos de Control con tensiones nominales iguales o


d) 0,98 inductivo y 1,000 en Puntos de Control con tensiones nominales iguales o superiores

200 [kV].

Además, el artículo 6-14 de la NTSyCS establece que los Coordinados elaborarán un Informe Mensual de cumplimiento de las exigencias de Factor de Potencia conforme al Procedimiento DP “Informe de Calidad de Suministro y Calidad de Producto”.

Sobre la base de este informe publicado en la página Web del CDEC SIC, se presentan a continuación cuatro tablas que resumen el cumplimiento de estas exigencias, en términos del número de medidas que estuvieron fuera de los rangos antes señalados, para Puntos de Retiro de Distribuidoras y Puntos de Retiro de Clientes Libres, en los cuales se dispone de estos registros. En estas tablas, la sigla “S/I” (Sin Información) indica que no se cuenta con la información para el mes respectivo.

Además, en cada tabla se incorpora una columna con la información sobre Cantidad de Puntos de retiro que han sido contabilizados para la elaboración de este cuadro, en cada nivel de voltaje disponible, asociándosele a cada punto de retiro una región geográfica de pertenencia.

17

Tabla 3-5: Cumplimiento de exigencias de Factor de Potencia Capacitivo en Puntos de Retiro – Distribuidoras.

El análisis de los antecedentes a partir de los cuales se construye esta tabla indica que en la Región del BíoBío, un punto de retiro de distribuidora, Coronel 15 kV, ha permanecido un alto porcentaje de tiempo con un factor de potencia capacitivo fuera de rango. En el resto de los puntos, se aprecia una tendencia general a la mejora de este cumplimiento.



Atacama 13 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13.2 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

13.8 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] 8% [ 2 ] 12% [ 2 ] 15% [ 2 ]

23 [ 8 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] 9% [ 7 ] 1% [ 7 ] 2% [ 7 ]

Coquimbo 13.2 [ 10 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 12 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

Valparaíso 12 [ 12 ] 1% [ 4 ] 1% [ 4 ] 0% [ 4 ] 1% [ 4 ] 1% [ 4 ]

13.2 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

220 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Metropolitana 12 [ 100 ] 70% [ 99 ] 21% [ 99 ] 7% [ 98 ] 10% [ 33 ] 6% [ 98 ]

13.2 [ 7 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 3 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

20 [ 2 ] 66% [ 2 ] 37% [ 2 ] 31% [ 2 ] S/I [ 0 ] 31% [ 2 ]

23 [ 21 ] 70% [ 20 ] 19% [ 20 ] 8% [ 20 ] 7% [ 5 ] 4% [ 20 ]

110 [ 7 ] 2% [ 5 ] 2% [ 5 ] 2% [ 5 ] 2% [ 4 ] 1% [ 5 ]

220 [ 3 ] 12% [ 3 ] 13% [ 3 ] 6% [ 3 ] 6% [ 3 ] 6% [ 3 ]

O´Higgins 13.2 [ 14 ] 0 [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 28 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Maule 13 [ 1 ] 41% [ 1 ] 32% [ 1 ] 8% [ 1 ] 0% [ 1 ] 1% [ 1 ]

13.2 [ 25 ] 23% [ 2 ] 22% [ 2 ] 36% [ 2 ] 27% [ 2 ] 4% [ 2 ]

13.8 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 8 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 2 ] 41% [ 1 ] 32% [ 1 ] 8% [ 1 ] 0% [ 1 ] 1% [ 1 ]

Bío-Bío 13 [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

13.2 [ 25 ] 98% [ 18 ] 14% [ 18 ] 15% [ 18 ] 12% [ 18 ] 14% [ 16 ]

15 [ 31 ] 60% [ 1 ] 96% [ 1 ] 100% [ 1 ] 95% [ 1 ] 95% [ 1 ]

23 [ 14 ] 31% [ 7 ] 6% [ 7 ] 7% [ 7 ] 3% [ 7 ] 3% [ 7 ]

33 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Araucanía 6.3 [ 1 ] 0 [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13.2 [ 20 ] 68% [ 12 ] 5% [ 12 ] 6% [ 12 ] 5% [ 12 ] 2% [ 12 ]

15 [ 6 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 7 ] 98% [ 5 ] 13% [ 5 ] 10% [ 5 ] 13% [ 5 ] 12% [ 5 ]

Los Ríos 13.2 [ 13 ] 96% [ 13 ] 20% [ 13 ] 9% [ 13 ] 12% [ 12 ] 11% [ 13 ]

23 [ 11 ] 81% [ 10 ] 19% [ 10 ] 21% [ 10 ] 22% [ 10 ] 22% [ 10 ]

Los Lagos 13.2 [ 6 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ]

23 [ 13 ] 12% [ 13 ] 3% [ 13 ] 4% [ 13 ] 1% [ 13 ] 1% [ 13 ]

66 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 4% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

[ 0 ]S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I

RegiónTensión de


de Retiro ]

Antofagasta 110 [ 1 ]

Tiempo Fuera de Rango de Factor de Potencia (c) Per misible (%)

0% [ 0 ]


18

Tabla 3-6: Cumplimiento de exigencias de Factor de Potencia Capacitivo en Puntos de Retiro – Clientes Libres

El análisis de los antecedentes a partir de los cuales se construye esta tabla, los cuales se encuentran disponibles en la página web del CDEC SIC, indican que en la Región del Maule, un punto de retiro de cliente libre, Colbún 220 kV, ha presentado porcentajes de tiempo significativos con un factor de potencia capacitivo fuera de rango.



Atacama 23 [ 3 ] 0% [ 1 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

110 [ 8 ] 37% [ 5 ] 0% [ 6 ] 2% [ 6 ] 2% [ 6 ] 1% [ 5 ]

220 [ 2 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Coquimbo 110 [ 3 ] 69% [ 3 ] 10% [ 3 ] 16% [ 3 ] 12% [ 3 ] 9% [ 3 ]

220 [ 2 ] 5% [ 2 ] 1% [ 2 ] 22% [ 2 ] 2% [ 2 ] 1% [ 2 ]

Valparaíso 44 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] 2% [ 1 ] 1% [ 1 ] 0% [ 1 ]

62.5 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] 100% [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 4 ] 0% [ 1 ] 0% [ 2 ] 0% [ 3 ] 8% [ 3 ] 0% [ 3 ]

220 [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 49% [ 3 ] 75% [ 1 ] 0% [ 1 ]

Metropolitana 66 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 4 ] 42% [ 2 ] 27% [ 3 ] 27% [ 3 ] 23% [ 3 ] 26% [ 3 ]

220 [ 1 ] 3% [ 1 ] 2% [ 1 ] 8% [ 1 ] 1% [ 1 ] 1% [ 1 ]

O´Higgins 13 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

154 [ 2 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

220 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Maule 23 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 3 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

220 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] 62% [ 1 ] 73% [ 1 ] 42% [ 1 ]

Bío-Bío 13 [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 3 ] 0% [ 3 ] 0% [ 1 ]

13.2 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 12 ] 6% [ 2 ] 3% [ 2 ] 4% [ 2 ] 2% [ 1 ] 3% [ 1 ]

154 [ 6 ] 22% [ 4 ] 0% [ 3 ] 2% [ 4 ] 3% [ 4 ] 1% [ 4 ]

220 [ 4 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Araucanía -- [ 0 ]

Los Ríos 6 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

220 [ 1 ] 0% [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Los Lagos -- [ 0 ]

[ 0 ]


RegiónTensión de


de Retiro ]

Tiempo Fuera de Rango de Factor de Potencia (c) Per misible (%)

Antofagasta --

19

Tabla 3-7: Cumplimiento de exigencias de Factor de Potencia Inductivo en Puntos de Retiro – Distribuidoras.

El punto de retiro C. de Andacollo 110 kV en la región de Coquimbo presenta inconsistencia en la información proporcionada, lo cual se puso en conocimiento de las empresas involucradas (TransNet y Cía. Minera Carmen de Andacollo).



Atacama 13 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13,2 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

13,8 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

23 [ 8 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ]

Coquimbo 13,2 [ 10 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 12 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ]

Valparaíso 12 [ 12 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ] 0% [ 4 ]

13,2 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

220 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Metropolitana 12 [ 100 ] 1% [ 99 ] 24% [ 99 ] 0% [ 98 ] 2% [ 33 ] 1% [ 98 ]

13,2 [ 7 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 3 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

20 [ 2 ] 0% [ 2 ] 20% [ 2 ] 16% [ 2 ] S/I [ 0 ] 17% [ 2 ]

23 [ 21 ] 1% [ 20 ] 20% [ 20 ] 3% [ 20 ] 0% [ 5 ] 2% [ 20 ]

110 [ 7 ] 33% [ 5 ] 27% [ 5 ] 16% [ 5 ] 20% [ 4 ] 33% [ 5 ]

220 [ 3 ] 1% [ 3 ] 4% [ 3 ] 1% [ 3 ] 9% [ 3 ] 23% [ 3 ]

O´Higgins 13,2 [ 14 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 28 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Maule 13 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 1% [ 1 ]

13,2 [ 25 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ] 0% [ 2 ]

13,8 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

15 [ 8 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 2 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 1% [ 1 ]

Bío-Bío 13 [ 3 ] 0% [ 1 ] 1% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 2% [ 1 ]

13,2 [ 25 ] 4% [ 18 ] 4% [ 18 ] 4% [ 18 ] 4% [ 18 ] 2% [ 16 ]

15 [ 31 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

23 [ 14 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ] 0% [ 7 ]

33 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Araucanía 6,3 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

13,2 [ 20 ] 7% [ 12 ] 19% [ 12 ] 4% [ 12 ] 3% [ 12 ] 3% [ 12 ]

15 [ 6 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

23 [ 7 ] 0% [ 5 ] 19% [ 5 ] 21% [ 5 ] 0% [ 5 ] 0% [ 5 ]

Los Ríos 13,2 [ 13 ] 0% [ 13 ] 7% [ 13 ] 0% [ 13 ] 0% [ 12 ] 1% [ 13 ]

23 [ 11 ] 0% [ 10 ] 10% [ 10 ] 9% [ 10 ] 0% [ 10 ] 0% [ 10 ]

Los Lagos 13,2 [ 6 ] 1% [ 5 ] 5% [ 5 ] 9% [ 5 ] 6% [ 5 ] 7% [ 5 ]

23 [ 13 ] 0% [ 13 ] 1% [ 13 ] 0% [ 13 ] 0% [ 13 ] 0% [ 13 ]

66 [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

RegiónTensión de

Servicio


[ 1 ]Antofagasta 110 S/I S/I

[ Total Puntos de Retiro ]

Tiempo Fuera de Rango de Factor de Potencia (i) Per misible (%)

[ 0 ] [ 0 ] [ 0 ] [ 0 ] [ 0 ]S/I S/I S/I

20

Tabla 3-8: Cumplimiento de exigencias de Factor de Potencia Inductivo en Puntos de Retiro – Clientes Libres

En la región de O’Higgins, el punto de retiro asociado a Cía. Minera Valle Central presenta inconsistencia en la información proporcionada, lo cual ha sido puesto en conocimiento de esa empresa.

El análisis de las 4 tablas relacionadas con el cumplimiento del factor de potencia, así como de los antecedentes que dan origen a las mismas, todos los cuales se encuentran disponibles para su consulta en la página web del CDEC SIC (ficha: Índices de Desempeño), permite concluir que un porcentaje significativo de los valores que figuran de rango tiene su origen en ingreso erróneo de la información a las aplicaciones disponibles para esos efectos. Mensualmente la DP realiza gestiones con las empresas con la finalidad de disminuir y/o corregir esa situación.



Atacama 23 [ 3 ] 1% [ 1 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

110 [ 8 ] 69% [ 5 ] 46% [ 6 ] 50% [ 6 ] 50% [ 6 ] 51% [ 5 ]

220 [ 2 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Coquimbo 110 [ 3 ] 43% [ 3 ] 54% [ 3 ] 49% [ 3 ] 53% [ 3 ] 56% [ 3 ]

220 [ 2 ] 26% [ 2 ] 16% [ 2 ] 11% [ 2 ] 12% [ 2 ] 48% [ 2 ]

Valparaíso 44 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 67% [ 1 ] 77% [ 1 ] 51% [ 1 ]

62,5 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 0% [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 4 ] 64% [ 1 ] 23% [ 2 ] 17% [ 3 ] 29% [ 3 ] 23% [ 3 ]

220 [ 3 ] 16% [ 1 ] 16% [ 1 ] 0% [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ]

Metropolitana 66 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

110 [ 4 ] 0% [ 2 ] 1% [ 3 ] 9% [ 3 ] 17% [ 3 ] 1% [ 3 ]

220 [ 1 ] 23% [ 1 ] 14% [ 1 ] 37% [ 1 ] 27% [ 1 ] 23% [ 1 ]

O´Higgins 13 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 3 ] 0% [ 1 ] 0% [ 1 ] 2% [ 1 ] 5% [ 1 ] 0% [ 1 ]

154 [ 2 ] 92% [ 1 ] 99% [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ] 100% [ 1 ]

220 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Maule 23 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 3 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

220 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] 38% [ 1 ] 1% [ 1 ] 4% [ 1 ]

Bío-Bío 13 [ 3 ] 17% [ 1 ] 25% [ 1 ] 8% [ 3 ] 9% [ 3 ] 31% [ 1 ]

13,2 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

66 [ 12 ] 13% [ 2 ] 7% [ 2 ] 2% [ 2 ] 1% [ 1 ] 0% [ 1 ]

154 [ 6 ] 23% [ 4 ] 31% [ 3 ] 35% [ 4 ] 23% [ 4 ] 26% [ 4 ]

220 [ 4 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Araucanía -- [ 0 ]

Los Ríos 6 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

220 [ 1 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ] S/I [ 0 ]

Los Lagos -- [ 0 ]

RegiónTensión de

Servicio


[ 0 ]Antofagasta --

[ Total Puntos de Retiro ]

Tiempo Fuera de Rango de Factor de Potencia (i) Per misible (%)

21

3.4. Tiempo de Restablecimiento del Servicio Luego de Pérdida de Suministro.

El artículo 6-19 de la NTSyCS incorpora, dentro de sus exigencias, la elaboración y publicación en el sitio WEB del CDEC de los Tiempos de Restablecimiento del Servicio (TRS) luego de una pérdida de suministro superior o igual a 4 MW. La figura 10 a la figura 11 muestran el comportamiento de esos TRS para las diferentes instalaciones afectadas por interrupciones de suministro en el SIC, y que cumplen el criterio anterior.

Figura 12: Distribución de TRS - Julio 2014.

Figura 13: Distribución de TRS - Agosto 2014.

22

Figura 14: Distribución de TRS - Septiembre 2014

Figura 15: Distribución de TRS - Octubre 2014.

23

Figura 16: Distribución de TRS - Noviembre 2014.

A partir de la información mostrada, se puede concluir que el mayor tiempo de reposición de servicio del período analizado alcanzó un valor de 64.8 horas. Para cada mes, los máximos valores de TRS fueron:

Julio 2014: TRS máximo de 64.8 hrs. debido a falla que afectó al retiro Minera Carmen de Andacollo (TECK) entre los días martes 8 y viernes 11, lo que provocó la apertura intempestiva del interruptor 52H1 en S/E Minera Carmen de Andacollo por fuga a tierra en mufas de salida del lado de 13.2 kV del transformador 110/13.2 kV en dicha subestación.

Agosto 2014: TRS máximo de 21.7 hrs. debido a la desconexión de la línea 110 kV Diego de Almagro - Taltal por la apertura del interruptor 52H5 de la S/E Diego de Almagro, a causa de un corte del conductor en la fase 3 de la estructura 261 del tramo 110 kV Diego de Almagro – Planta Óxido, lo cual también produjo el quiebre a mitad de poste de las estructuras N°263 y N°262.

Septiembre 2014: TRS máximo de 23.6 hrs. debido a la desconexión de la LT 110 kV Diego de Almagro - Taltal producto de la apertura del INT 52H5 de S/E Diego de Almagro, debido a un corte del conductor en la fase 2 de la estructura 229 del tramo 110 kV Diego de Almagro - Planta Óxido.

Octubre 2014: TRS máximo de 3.5 hrs. debido a la apertura automática del INT 52ET1 de S/E Vicuña por operación en respaldo de su protección de sobrecorriente residual ante falla monofásica en alimentador de distribución.

Noviembre 2014: TRS máximo de 23.2 hrs. debido a la apertura intempestiva del INT52ILB1 de S/E Metro, debido a incendio en cámara de paso de cables de 20 kV, el cual fue provocado por arco eléctrico en un aislador de 750 V de corriente continua que generó un desprendimiento de material encendido, el cual se alojó en la cámara de paso antes descrita.

En la Tabla 3-9 de la página siguiente se listan las barras que, para cada mes, presentaron TRS superiores a 1.0 hora.

24

Tabla 3-9: Desconexiones con TRS > 1.0 horas.

Instalación Fecha Interrupción TRS (en hrs)

Tap Cerro Chepe (EFE) 02-11-2014 08:14:00 1.98

Anglo American Sur El Soldado 03-11-2014 09:16:00 10.17

S/E Placilla (CGE) 04-11-2014 02:16:00 2.23

S/E Nancagua (CGE) 04-11-2014 02:16:00 1.55

S/E Agrosuper (Agrosuper) 07-11-2014 13:02:00 3.15

S/E Jorquera y Caserones (C.M.La Candelaria) 07-11-2014 13:02:00 1.22

S/E Minera C. de Andacollo 220 kV (C.M. TECK C. de Andacollo) 07-11-2014 13:02:00 1.20

S/E Travesía (C.M.La Candelaria) 08-11-2014 19:08:00 3.45

S/E Punta Padrones (C.M.La Candelaria) 08-11-2014 19:08:00 3.43

S/E La Unión 13.2 kV (SAESA) 09-11-2014 07:50:00 6.23

S/E Metro (METRO) 14-11-2014 06:18:00 23.20

S/E El Empalme (SAESA) 14-11-2014 19:37:00 1.10

S/E Calbuco (SAESA) 14-11-2014 19:37:00 1.10

S/E Colaco (SAESA) 14-11-2014 19:37:00 1.10

S/E R2 (Fundición Talleres) 20-11-2014 19:07:00 1.75

S/E Copiapó (EMELAT) 24-11-2014 10:53:00 1.10

S/E El Cobre (Anglo American El Soldado) 26-11-2014 08:19:00 1.38

Papelera Talagante (CGE) 28-11-2014 01:45:00 1.15

S/E Chivilcán (CGE) 28-11-2014 19:42:00 1.08

S/E Chumaquito (CGE) 07-10-2014 23:01:00 1.42

S/E Los Lirios (FFCC) (EFE) 07-10-2014 23:01:00 1.42

S/E R2 (Fundición Talleres) 07-10-2014 23:01:00 1.42

S/E Villarrica (CGE) 17-10-2014 19:59:00 1.20

S/E Lota (Frontel) 25-10-2014 08:30:00 3.50

S/E Vicuña (Conafe) 28-10-2014 06:44:00 1.88

S/E Casablanca 02-09-2014 08:48:00 1.18

S/E Copiapó (Emelat) 08-09-2014 06:19:00 2.17

S/E Padre Las Casas (TransNet) 08-09-2014 12:47:00 1.15

S/E Minera Carmen de Andacollo (C.M. TECK) 10-09-2014 09:58:00 11.40

Cerro Negro Norte (CAP) 11-09-2014 10:20:00 6.48

Totoralillo (CAP) 11-09-2014 10:20:00 6.48

S/E Taltal (ELECDA) 12-09-2014 18:02:00 15.58

S/E Las Luces (C.M. Las Cenizas) 12-09-2014 18:02:00 23.63

S/E Planta Óxido (C.M. Las Cenizas) 12-09-2014 18:02:00 23.63

S/E Quintero (Chilquinta) 15-09-2014 02:28:00 3.42

S/E Los Ángeles (Cía. Minera Cerro Negro) 15-09-2014 19:56:00 18.50

S/E Minera Maricunga (C.M. Maricunga) 16-09-2014 16:46:00 1.47

25


S/E Fundición Paipote (ENAMI) 16-09-2014 16:46:00 1.47

S/E Papelera Bío Bío (PAPELERA BIO BIO) 22-09-2014 23:54:00 1.43


Minera Valle Central 23-09-2014 10:25:00 3.55

S/E Las Encinas (TRANSNET) 24-09-2014 21:58:00 1.95

Planta Masisa 26-09-2014 01:00:00 2.33

S/E Catemu (Chilquinta) 28-09-2014 10:03:00 4.90

S/E Celulosa Pacífico (CMPC Celulosa) 03-08-2014 02:19:00 2.73

S/E Curanilahue (Frontel) 23-08-2014 11:04:00 1.35

S/E Tres Pinos (Frontel) 23-08-2014 11:04:00 1.35

S/E Cañete (Frontel) 23-08-2014 11:04:00 1.35

S/E Lebu (Frontel) 23-08-2014 11:04:00 1.35

S/E Celulosa Santa Fe (CMPC Celulosa) 23-08-2014 18:32:00 1.75

S/E Celulosa Pacífico (CMPC Celulosa) 23-08-2014 18:32:00 2.13

S/E Huachipato (CAP Huachipato) 23-08-2014 18:34:00 1.27

S/E Minera Valle Central (C. M. Valle Central) 23-08-2014 18:34:00 1.17

S/E Celulosa Santa Fe (CMPC Celulosa) 23-08-2014 18:34:00 1.65

S/E Huachipato (CAP Huachipato) 23-08-2014 18:47:00 1.05

S/E Calera Centro (Cemento Melón) 23-08-2014 18:32:00 2.33

S/E Puerto Montt (SAESA) 24-08-2014 07:55:00 5.55

S/E Taltal (Elecda) 28-08-2014 16:01:00 21.65

S/E Las Luces (C.M. Las Cenizas) 28-08-2014 16:01:00 21.02

S/E Planta Óxido (C. M. Las Cenizas) 28-08-2014 16:01:00 20.37

S/E Lampa (CHILECTRA) 29-08-2014 08:35:00 6.93

Minera Carmen de Andacollo (TECK) 08-07-2014 18:20:00 64.83

S/E Lota (FRONTEL) 10-07-2014 07:05:00 1.27

S/E Cerrillos (EMELAT) 11-07-2014 18:00:00 6.90

S/E Los Loros (EMELAT) 11-07-2014 18:00:00 6.90

S/E Retiro (CGE) 13-07-2014 09:44:00 1.12

S/E Minera Valle Central (MINERA VALLE CENTRAL) 13-07-2014 09:44:00 2.05

S/E Celulosa Santa Fe (CMPC CELULOSA) 13-07-2014 09:44:00 3.47

S/E Celulosa Santa Fe (AGA) 13-07-2014 09:44:00 2.63

S/E Celulosa Pacífico (CMPC CELULOSA) 13-07-2014 09:44:00 1.18

S/E La Calera (CHILQUINTA) 14-07-2014 13:05:00 1.35

S/E Mahn (CGE) 16-07-2014 17:04:00 16.73

S/E Tomé (CGE) 16-07-2014 17:04:00 16.73

S/E Los Colorados (CMP) 20-07-2014 07:23:00 2.67

S/E Florida (CGE) 21-07-2014 02:24:00 1.57

S/E Florida (CHILECTRA) 21-07-2014 12:57:00 1.23

26


S/E Duqueco (CGE) 23-07-2014 04:13:00 1.40

S/E El Romeral (CMP) 27-07-2014 02:28:00 5.00

S/E Lota (FRONTEL) 31-07-2014 12:48:00 1.02


3.5. Índices FMIK y TTIK.

El artículo 5-61 de la NTSyCS establece que para todas las interrupciones totales o parciales de suministro a los Puntos de Control de Clientes cuyo origen corresponda a desconexiones forzadas o programadas de instalaciones de generación o transmisión, la DP determinará la frecuencia media de ocurrencia y el tiempo medio de interrupción del suministro. En el caso de interrupciones parciales, ambos parámetros se calcularán en términos equivalentes respecto de la demanda previa al inicio de la interrupción.

Por otro lado, el artículo 5-62 de esta norma establece que las interrupciones deberán ser medidas por los índices de continuidad FMIK y TTIK resultantes de la operación real registrada, definidos como:

Donde:

kWfsi: Potencia activa interrumpida en el Punto de Control, en [kW]. Corresponde a la diferencia entre la potencia activa previa al inicio de la interrupción i y la potencia registrada durante la interrupción i.

kWtoti: Demanda del Cliente en el Punto de Control, en [kW], previa a la interrupción i.

Tfsi: Tiempo de duración de cada interrupción, medido desde el inicio de la interrupción i hasta el instante en que el CDC autoriza la normalización del suministro.

n: Número de interrupciones en el período.

Para los meses de septiembre, octubre y noviembre, se muestran los 10 puntos de retiro con mayor índice FMIK acumulado del sistema. Así, por ejemplo, la información correspondiente a septiembre de 2014 incorpora los antecedentes de la ventana móvil octubre 2013 - septiembre 2014. Se puede apreciar en la Figura 17 que el máximo valor de FMIK alcanzó aproximadamente las 5.3 (veces/año) en este acumulado a septiembre de 2014, afectando al punto de retiro de S/E Lebu. Esta misma instalación es la que presenta los mayores índices acumulados en la ventana

27

móvil que abarca hasta octubre de 2014 y hasta noviembre de 2014, totalizando 5.7 (veces/año) y 5.4 (veces/año), respectivamente.

Figura 17: Evolución del índice FMIK acumulado 12 meses (ventana móvil octubre2013-septiembre2014, noviembre2013-octubre2014 y diciembre2013-noviembre2014).

La Figura 18 muestra la evolución de los 10 mayores índices TTIK acumulados registrados en el sistema, ventana móvil de 12 meses. En este caso, para las tres ventanas móviles incorporadas, el mayor índice TTIK alcanzó un valor cercano a las 22.1 (horas/año), afectando a la subestación S/E Planta Óxido 110 kV, propiedad de Cía. Minera Las Cenizas.

28

Figura 18: Evolución del índice TTIK acumulado 12 meses (ventana móvil octubre2013-septiembre2014, noviembre2013-octubre2014 y diciembre2013-noviembre2014).

3.6. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Generación y Transmisión.

El artículo 5-58 de la NTSyCS establece que la Calidad de Suministro de generación y transmisión se evaluará a través de la Indisponibilidad de las instalaciones de generación y transmisión. Para ello, se deberá calcular la Indisponibilidad forzada y programada de las instalaciones de generación y transmisión.

3.6.1. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Generación.

Los índices de Indisponibilidad Forzada y Programada se determinan como promedio móvil a cinco años, siendo responsabilidad de cada propietario tomar todas las medidas necesarias para dar cumplimiento a los estándares que se definen en el artículo 5-59 de la NTSyCS, y que en generación se refieren a:

29

Tabla 3-10: Índices de Indisponibilidad Programada y Forzada máximos aceptables en generación.

Tipo de Central (por unidad generadora) HPROg HFORg FFORg

Hidráulica Embalse 400 100 8

Hidráulica Pasada 300 50 4

Térmica Vapor 750 200 12

Térmica Ciclo Combinado 500 200 12

Turbina Gas 300 50 4

Otras 300 100 8

Donde:

HPROg: Horas equivalentes promedio anual de generación a potencia máxima de salida por concepto de Indisponibilidad Programada.

HFORg: Horas equivalentes promedio anual de generación a potencia máxima de salida por concepto de Indisponibilidad Forzada.

FFORg: Frecuencia de salidas promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada.

En base a los antecedentes elaborados sobre la materia, y cuyos informes se encuentran disponibles en la página WEB del CDEC SIC, se obtienen los siguientes porcentajes para los puntos informados mensualmente.

Tabla 3-11: Cumplimiento de estándares de generación.

HPROg HFORg FFORg

C NC S/I C NC S/I C NC S/I

Jul14 80% 16% 4% 38% 58% 4% 84% 12% 4%

Ago14 79% 17% 4% 37% 59% 4% 84% 11% 4%

Sep14 82% 18% 0% 38% 62% 0% 88% 12% 0%

Oct14 83% 17% 0% 38% 62% 0% 88% 12% 0%

Nov14 66% 34% 0% 38% 62% 0% 88% 12% 0%

nota: La nueva versión de la NTSyCS incorpora los parques eólicos y fotovoltaicos en cuanto a determinación de estos índices. El cálculo correspondiente al mes de diciembre incorporará esta nueva tabla, así como ese tipo de tecnologías.

Donde:

C: Cumple con el estándar.

NC: No Cumple con el estándar.

S/I: Sin Información.

3.6.2. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Transmisión-Líneas.

Por otro lado, el artículo 5-60 de la NTSyCS define los siguientes estándares en transmisión, para circuitos de líneas de hasta 300 km de longitud:

30

Tabla 3-12: Índices de Indisponibilidad Programada y Forzada máximos aceptables en transmisión.

Nivel de Tensión (líneas hasta 300 km) HPROt HFORt FFORt

Mayor o igual que 500 kV 20 5 2

Mayor o igual que 220 kV y menor que 500 kV 20 10 3



Transformadores, equipos serie y compensación 30 45 1

Donde:

HProt.: Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad Programada por cada 100 km de línea.

HFORt: Horas de salida promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de línea.

FFORt: Frecuencia de salidas promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada por cada 100 km de línea.

Para líneas de longitud inferior a 100 [km] se considerará un valor fijo de salidas como si fuera ésta una línea de 100 [km]. Para líneas de longitud superiores a 300 [km] las horas de indisponibilidad serán un 65% de los valores indicados en la tabla.

La siguiente Tabla 3-13 se muestran los porcentajes de cumplimiento de las instalaciones de transmisión de líneas (tramos), en relación al índice HPROt. Para un mejor análisis, se ha desglosado la calificación en Cumple (C), No Cumple (NC) y Sin Información (SI) en términos del segmento de pertenencia de la instalación. Para el mes de noviembre, por ejemplo, los valores indican que el 45.2% de las líneas de transmisión calificadas como Adicional Cumplieron con el estándar HPROt, mientras que ese valor mejora significativamente en el caso de instalaciones calificadas como de Troncal, alcanzando porcentajes de cumplimiento del 81.5%.

31

Tabla 3-13: Grado de cumplimiento del índice HPROt en líneas de transmisión.

Similar al caso anterior, la siguiente Tabla 3-14 muestra los porcentajes de cumplimiento de las instalaciones de transmisión de líneas, en relación al índice HFORt. Para el mes de noviembre, por ejemplo, los valores indican que el 64.7% de las líneas de transmisión calificadas como Adicionales cumplieron con el estándar HFORt, mientras que ese valor mejoró significativamente en el caso de instalaciones calificadas como de Subtransmisión y de Troncal, alcanzando porcentajes de cumplimiento del 84.2% y 92.3%, respectivamente.

HPROtramos-Jul14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general

Adicional 41.9% 43.2% 14.9% 100.0%Subtransmisión 51.0% 45.7% 3.4% 100.0%

Troncal 70.8% 29.2% 0.0% 100.0%Total general 49.9% 43.7% 6.3% 100.0%

HPROtramos-Ago14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HPROtramos-Sep14

Sistema de Transmisión C NC S/I Total generalAdicional 44.4% 40.7% 14.9% 100.0%

Subtransmisión 51.3% 45.7% 3.0% 100.0%


HPROtramos-Oct14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HPROtramos-Nov14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



32

Tabla 3-14 Grado de cumplimiento del índice HFORt en líneas de transmisión.

La siguiente Tabla 3-15 muestra los porcentajes de cumplimiento de las instalaciones de transmisión de líneas, en relación al índice FFORt. Los valores muestran los altos grados de cumplimiento de las instalaciones en relación a este parámetro.

HFORtramos-Jul14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtramos-Ago14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtramos-Sep14


Subtransmisión 83.9% 13.1% 3.0% 100.0%


HFORtramos-Oct14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtramos-Nov14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



33

Tabla 3-15: Grado de cumplimiento del índice FFORt en líneas de transmisión.

El análisis de los antecedentes disponibles en la página web del CDEC SIC, y a partir de los cuales se

han elaborado estas tablas de cumplimiento de Estándares de Calidad del Suministro en

Instalaciones de Transmisión-Líneas (ficha: Índices de Desempeño), permite concluir que, en el

caso de instalaciones pertenecientes al segmento de transmisión adicional, un 42% de los puntos

que no disponen de información para su análisis corresponde a instalaciones de 66 kV (15 puntos

de 36 sin información), mientras que el 31% de los puntos sin información disponible corresponde

a instalaciones de 220 kV (11 puntos de 36 sin información).

En el caso de instalaciones de subtransmisión, cerca del 67% de los puntos que no disponen de

información para análisis, corresponde a instalaciones en 66 kV (10 puntos de un total de 17

puntos sin información).

FFORtramos-Jul14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtramos-Ago14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtramos-Sep14


Subtransmisión 89.0% 8.0% 3.0% 100.0%


FFORtramos-Oct14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtramos-Nov14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



34

3.6.3. Estándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de Transmisión- Transformadores.

A continuación se presentan 3 tablas con los grados de cumplimiento de los índices HPROt, HFORt y FFORt, para transformadores del sistema de transmisión. De forma análoga a lo recién expuesto para el caso de líneas, para una mejor comprensión de los indicadores, se han desglosado en términos de pertenencia al segmento de Transmisión Adicional, Subtransmisión o Troncal.

Tabla 3-16: Grado de cumplimiento del índice HPROt en transformadores.

HPROtransf-Jul14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HPROtransf-Ago14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HPROtransf-Sep14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HPROtransf-Oct14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HPROtransf-Nov14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



35

Tabla 3-17: Grado de cumplimiento del índice HFORt en transformadores.

HFORtransf-Jul14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtransf-Ago14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtransf-Sep14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtransf-Oct14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



HFORtransf-Nov14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



36

Tabla 3-18: Grado de cumplimiento del índice FFORt en transformadores.

El análisis de los antecedentes disponibles en la página web del CDEC SIC, y a partir de los cuales se

han elaborado estas tablas de cumplimiento de Estándares de Calidad del Suministro en

Instalaciones de Transmisión-Transformadores (ficha: Índices de Desempeño), permite concluir

que, en el caso de instalaciones pertenecientes al segmento de transmisión adicional, un 27% de

los puntos que no disponen de información para su análisis corresponde a transformadores con

lado AT en 110 kV (17 puntos de 63 sin información), mientras que un 24% de los puntos sin

información disponible corresponde a transformadores con lado AT en 66 kV (15 puntos de 63 sin

información). En 220 kV, ese valor baja a un 18%.

En el caso de instalaciones de subtransmision, sólo 3 transformadores no disponen de información

para análisis, correspondiendo a instalaciones con lado de AT en 110 kV.

FFORtransf-Jul14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtransf-Ago14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtransf-Sep14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtransf-Oct14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



FFORtransf-Nov14Sistema de Transmisión C NC S/I Total general



37

4. MODIFICACIONES NORMATIVAS RECIENTES.

En el presente capítulo se incluyen aquellas modificaciones relevantes a la normativa vigente, producidas durante el cuarto trimestre del año 2014. Por otra parte, se indica el estado de Procedimientos DO, DP, DPD y DAP, asociados a requerimientos normativos.

4.1. Legislación.

No se han registrado modificaciones en este ámbito.

4.2. Reglamentación.

Por medio de su R. Exta. N° 608, de fecha 25 de noviembre de 2014, la Comisión Nacional de Energía informó favorablemente la propuesta de Reglamento Interno del CDEC SIC, la cual se había enviado a finales del mes de octubre.

4.3. Normas Técnicas.

Por medio de su R. Exta. N° 586, del 17 de noviembre de 2014, la Comisión Nacional de Energía modificó la NTSyCS. Cabe destacar que en esta versión de la NTSyCS, se incorporaron como Anexos Técnicos los siguientes procedimientos CDEC SIC:

- Cálculo de Nivel Máximo de Cortocircuito.

- Desarrollo de Auditorías Técnicas.

- Informe de Falla de Coordinados.

4.4. Procedimientos DO/DP/DPD/DAP.

Durante el mes de diciembre, la CNE otorgó informe favorable a los siguientes procedimientos:

- Procedimiento DO “Cuantificación Disponibilidad de Recursos y Necesidades de Instalación

y/o Habilitación de Equipos para la prestación de Servicios Complementarios” (R.EXTA

661/2014);

- Procedimiento DO “Declaración de Costos de Equipos para la prestación de Servicios

Complementarios” (R.EXTA 662/2014);

- Procedimiento DO “Instrucciones de Operación de Servicios Complementarios” (R.EXTA

664/2014);

- Procedimiento DO “Verificación y Seguimiento del Cumplimiento Efectivo de Servicios

Complementarios” (R.EXTA 660/2014).

- Procedimiento DP “Remuneración de Servicios Complementarios” (R.EXTA 663/2014).

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4.5. Discrepancias.

Durante el cuarto trimestre de 2014 no se han formalizado Discrepancias en el ámbito de acción del CDEC SIC.

4.6. Modificaciones y Propuestas de Modificaciones al Reglamento Interno.

No se han registrado modificaciones en este ámbito.

INFORME TRIMESTRAL A LAS EMPRESAS … Figura 3: Participación esperada en hidrología húmeda....

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