i-do-004-2015 - grado de cumplimiento (v20150430)
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ABREVIATURAS:
CC: Centro de Control de un Coordinado
CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC SIC
CNE: Comisión Nacional de Energía
DO: Dirección de Operación del CDEC SIC
DP: Dirección de Peajes del CDEC SIC
EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga
EDAG: Esquema de Desconexión Automática de Generación
ERAG: Esquema de Reducción Automática de Generación
IED: Dispositivo Electrónico Inteligente (Intelligent Electronic Device)
NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio
PDCE: Plan de Defensa contra Contingencia Extrema
PMGD: Pequeño Medio de Generación Distribuida
PRS: Plan de Recuperación de Servicio
RTU: Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit)
SCL: Sistema de Control Local
SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles
SITR: Sistema de Información en Tiempo Real
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Tabla de contenido
1. Introducción .................................................................................................................................................... 4
2. Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y disponibilidad de la misma. ............... 5
2.1. Tiempos de actualización. .............................................................................................................................5
2.2. Disponibilidad de la información enviada al SITR. .........................................................................................8
3. Disponibilidad de los canales de voz con los CC. ........................................................................................... 12
4. Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea solicitados. .................... 14
5. Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma. ............................................................................... 18
6. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio. ....................................................................... 24
6.1. Implementación .......................................................................................................................................... 24
6.2. Pruebas de Verificación .............................................................................................................................. 24
7. Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE). .................................... 26
7.1. Falla y desvinculación línea doble circuito Quillota-Polpaico 220 kV (Fase 1). .......................................... 26
7.2. Falla y desvinculación sistema de transmisión Charrúa - Ancoa 500 kV (Fase 2). ..................................... 26
7.3. Falla y desvinculación doble circuito San Luis - Quillota 220 kV (Fase 3). .................................................. 27
8. Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales. .... 28
9. Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de la
Generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión. ........................................... 29
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1. Introducción
De acuerdo a lo indicado en el artículo 1-16 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente
(NTSyCS), la Dirección de Operación del CDEC SIC (DO) debe informar anualmente a la Superintendencia (SEC)
el grado de cumplimiento de cada Coordinado del SIC, indicando al menos los siguientes aspectos:
1.- Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y disponibilidad de la misma.
2.- Disponibilidad de los canales de voz con los CC.
3.- Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea solicitados.
4.- Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma.
5.- Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.
6.- Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).
7.- Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales.
8.- Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de la Generación
y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión.
El siguiente documento muestra un resumen de las materias definidas en los literales antes descritos, a objeto
de informar el grado de cumplimiento de las exigencias por parte de los Coordinados, de acuerdo a lo
dispuesto en el artículo 36 d) del Reglamento de los CDEC (DS291/2007).
El detalle de toda la información se encuentra disponible en la planilla “Informe de Grado de Cumplimiento
Art.1-16 (ex Art. 1-15)” publicada en el sitio web del CDEC SIC y enviado a la autoridad el 31 de marzo de 2015.
En cuanto a los canales de teleprotección que señala el artículo 1-16 de la NTSyCS, se tiene considerado evaluar
su disponibilidad durante el presente año de acuerdo al formato que apruebe la CNE para estos efectos.
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2. Tiempos de actualización de la información requerida para el SITR y
disponibilidad de la misma.
A efectos de realizar una operación coordinada y supervisada del sistema en tiempo real, los Coordinados
deben contar con el equipamiento necesario para enviar al CDC toda la información que la DO considere
necesaria para estos efectos, de acuerdo a los requerimientos de la NTSyCS.
2.1. Tiempos de actualización.
De acuerdo a lo establecido en el artículo 4-16 de la NTSyCS, los tiempos de actualización de la información
requerida para el SITR deberán ser menores a 5 segundos y contar con la debida sincronización horaria.
Los valores medios y desviaciones estándar se han obtenido del actual SCADA Network Manager (SCADA ABB) y
del anterior sistema oficial SCADA SPECTRUM del CDEC SIC. Cabe señalar que, dado el periodo de transición en
el envío de información entre ambos SCADA durante el año 2014, en la elaboración de este reporte se
utilizaron los menores tiempos de actualización de información a fin de ilustrar la situación más exigente.
A continuación se presentan los valores medios1 de los tiempos de actualización, con respecto a los 5 segundos
exigidos por la NTSyCS de las empresas Coordinadas que cuentan con información disponible durante el 2014.
Figura 1: Tiempos de actualización de empresas distribuidoras.
1 Figuras muestran valores medios truncados en 20 segundos.
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Figura 2: Tiempos de actualización de empresas transmisoras.
Figura 3: Tiempos de actualización de clientes libres.
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Figura 4: Tiempos de actualización de empresas generadoras2.
2 Parque Eólico Tal Tal S.A. ingresó al SIC durante el 2014.
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2.2. Disponibilidad de la información enviada al SITR.
El Artículo 4-12 de la NTSyCS señala que los Coordinados deben disponer del equipamiento para establecer el
enlace de datos con el CDC y deberán garantizar una disponibilidad de la información, tanto en el CC como en
el CDC, mayor o igual a 99,5% medida en una ventana móvil de 12 meses, incluyendo en el cómputo a los
canales de comunicación de datos.
A partir del 2014 se ha considerado en esta evaluación la información del SCADA ABB, analizando el flag de
calidad de señales de telemedidas enviado por los Coordinados. A estos efectos, un punto en el SCADA ABB se
considera indisponible cuando el flag de calidad tiene un valor incorrecto, lo que implica que este punto no
está siendo actualizado en tiempo real.
Los flag de calidad pueden tener valores incorrectos debido a múltiples razones, entre las que se cuentan:
Comunicación caída entre Coordinado y el CDC.
Pérdida de comunicación entre SCADA de Coordinado y RTU o SCL de la S/E.
Pérdida de comunicación entre RTU, IED u otro equipo que entregue información a la RTU o SCL
de la subestación.
Transductor fallado.
Cambio en la configuración de los equipos del coordinado que no fue informado al CDC.
Para cada señal analógica y de estado se determina el tiempo total de indisponibilidad durante un mes.
Posteriormente se realiza la totalización de estas indisponibilidades por Coordinado.
La fórmula empleada para el cálculo de la disponibilidad mensual de cada Coordinado es la siguiente:
𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = (1 − 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑) 𝑥 100
Donde:
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = ∑ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 [𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠]
(𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠) 𝑥 (𝑁° 𝑑𝑒 𝑝𝑢𝑛𝑡𝑜𝑠 𝑡𝑒𝑙𝑒𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑠)
Cabe señalar que, al igual que en el caso del tiempo de actualización de la información, dado el periodo de
transición en el envío de información entre ambos sistema SCADA durante el 2014, para la elaboración de este
reporte se utilizaron los mayores porcentajes de disponibilidad de la información calculados entre el SCADA
ABB y el SCADA SPECTRUM SIEMENS.
Las siguientes figuras muestran la disponibilidad de la información de los Coordinados en el 2014 con respecto
al 2013.
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Figura 5: Disponibilidad de datos en clientes libres [%].
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Figura 6: Disponibilidad de datos de empresas generadoras [%].
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Figura 7: Disponibilidad de datos de empresas distribuidoras [%].
Figura 8: Disponibilidad de empresas transmisoras [%].3
3 Los datos de Colbún Transmisión S.A. son informados por la empresa Colbún.
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3. Disponibilidad de los canales de voz con los CC.
Para asegurar un sistema de comunicaciones de voz que permita en todo momento una comunicación efectiva,
oportuna y eficiente entre los CC y el CDC, y entre aquellos Coordinados que posean una relación funcional de
tipo operativo, la DO debe definir los tipos de vínculos telefónicos que cumplan con lo dispuesto en el
Título 4-3 de la NTSyCS.
El canal oficial de comunicación es el Hot Line de cada CC. Asimismo, las vías de comunicación de carácter
alternativo, teléfono celular o satelital, así como el respaldo al Hot Line, también son consideradas vías oficiales
de comunicación.
La siguiente tabla ilustra la disponibilidad de los canales alternativos en el 2014:
CENTROS DE CONTROL
CANALES ALTERNATIVOS
RESPALDO CELULAR SATELITAL
100% 15 35 18
Mayor a 99% 2 0 0
Mayor a 95% 1 0 0
Mayor a 90% 2 0 0
Mayor a 85% 1 0 0
0% 4 1 23
No tiene 16 5 0
Tabla 3-1: Resumen de disponibilidad de canales alternativos.
Figura 9: Distribución de la disponibilidad del canal oficial (Hot Line) de cada CC.
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En la Figura 10 se muestra la comparación entre la disponibilidad de Hot Line para los CC existentes a fines del
2014 con respecto al 2013.
Figura 10: Disponibilidad anual de canales de voz por CC [%].4
4 Hot Line de Central Cenizas fuera de servicio desde agosto de 2013 por incendio en la sala de máquinas.
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4. Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea
solicitados.
A continuación se presenta la lista de automatismos y los documentos de respaldo realizados por la DO y los
Coordinados. Se incluye además una lista de los Coordinados que cuentan con instalaciones habilitadas y que
han cumplido con la prestación de los servicios de EDAC, EDAG, ERAG. Por último, a la fecha no se encuentra
implementado ningún sistema de protección Multiárea a excepción del PDCE en servicio desde el 2015.
Con respecto al EDAC de baja frecuencia, los siguientes Coordinados se encuentran en cumplimiento parcial:
EKA Chile se encuentra en proceso de normalización de sus esquemas (comunicación “Cronograma
EDAC” con fecha 18/feb/2015).
Cementos Polpaico se encuentra en proceso de normalización de sus esquemas, actualmente
implementado de acuerdo a los requerimientos de la NTSyCS del 2010 (envía información por correo
el 18/feb/2015).
Minera las Cenizas ha entregado los protocolos de prueba de los equipos, pero tiene pendiente el
envío de la solicitud de habilitación de este esquema (envía información por correo el 25/nov/2014).
Minera Franke está cumpliendo parcialmente con la prestación del servicio a la espera de la entrega
del cronograma para la ejecución de un levantamiento, protocolo de pruebas de los equipos y la
solicitud de habilitación correspondiente (información solicitada en comunicaciones DO N° 11/2009
con fecha 07/ene/2009 y DO N° 370/2013 con fecha 17/abr/2013).
Con respecto al esquema referido anteriormente, los siguientes Coordinados se encuentran en
incumplimiento:
Cooperativa Río Bueno (COOPREL) indica que conforme a lo dispuesto en la Resolución Exenta N° 732
del 23/abr/2009, no le son aplicables las exigencias impuestas por la Norma (carta COOPREL
N°012011/0001 del 10/ene/2011).
Cooperativa Eléctrica Paillaco (SOCOEPA) ha enviado una nueva propuesta de esquema que deberá
ser aprobada por la DO una vez enviados los documentos correspondientes (comunicación D.O.
N°0440/2015 del 22/abr/2015).
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EDAC DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO
Baja Frecuencia Estudio EDAC 2013-2015 Paneles Arauco SA, Celulosa Arauco y Constitución SA, Metro, Codelco División el Teniente, CGED, Chilectra, Chilquinta, CODINER,CONAFE, COELCHA, CEC, CREO, CRELL, COOPELAN, COPELEC, EEPA, ELECDA, EMELAT, EMELCA, FRONTEL, Litoral, Luzlinares, Luzparral, Saesa, ENAP Refinería Aconcagua, Indura, Inchalam, Anglo American Chagres, EKA Chile, CMP, CMPC, Anglo American Los Bronces, CEMIN, Cementos Biobio Sur, Cemento Polpaico, Cemento Melon, CAP Huachipato, ENAMI, Molycop Chile, ENAP Refinería Biobio, Petroquim, Petrodow, Papelera Biobio, Oxy, Masisa, Minera Valle Central, Minera Maricunga, Minera Pelambres, Minera Ojos del Salado, Minera Mantos de Oro, Anglo American Manto Verde, Minera la Candelaria, Minera Teck Carmen de Andacollo, Anglo American el Soldado, Cristalerías de Chile, Fundición Talleres, Agrosuper, GNL Quintero, Merval, Minera las Cenizas, Atacama Kozan, Minera Cerro Negro, Minera Franke
Contingencia Específica Circuito 220 kV Maitencillo - Cardones
Minutas DOp N° 02/2009 y 17/2009 (y sus complementos)
Transelec, ENAMI, Minera Maricunga
Contingencia Específicas Sistema Chilectra (SDAC)
Informe de Chilectra: Sistema de Desprendimiento Automático de Carga (SDAC)
Transelec, Chilectra
Contingencia Específica Línea 66 kV San Javier - Constitución
Estudio de Emelectric: Determinación de Condiciones Operacionales Transitorias para Formación de Isla en Caso de Fallas Externas a la Zona de Constitución
Celulosa Arauco y Constitución S.A.
Contingencia Específica Unidad de Central Guacolda
Minutas DOp N° 02/2009, 13/2009 (y sus complementos)
Guacolda, CMP, ENAMI, Minera Maricunga.
Tabla 4-1: EDAC
EDAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO
Contingencia Específica Circuito 110 kV Ventanas-San Pedro o Ventanas-Torquemada
Informe de AES Gener: Pruebas Funcionales EDAG Ventanas 1
AES Gener
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EDAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO
Contingencia Específica línea 110 kV Pan de Azúcar - El Peñón o El Peñón - Ovalle
Estudios de impacto para la conexión al SIC de Central Peñón
Enlasa, Transnet
Contingencia Específica en la línea 2x220 Ventanas – Nogales
Estudios de impacto para la conexión al SIC de Central Campiche
AES Gener
Contingencia Específica Tinguiririca -La Higuera -La Confluencia
Filosofía Operacional EDAGxCE
Hidroeléctrica la Higuera
EDAG Central Chacayes Estudios de flujos de potencia y estabilidad transitoria
Endesa, PHC, Transelec
Contingencia Específica en un circuito del tramo de Línea de 2x220 kV Maitencillo – Pan de Azúcar
Estudios de Estabilidad para Diseño EDAG
Guacolda, Transelec
Contingencia Específica de un circuito entre las SSEE Maitencillo – Nogales
Minuta Dop Nº02/2014 Operación de la zona norte del SIC con disponibilidad de un ERAG/EDAG de central Guacolda frente a contingencias entre Maitencillo y Nogales (E/S a partir del 30/12/2014)"
Guacolda, Transelec
Contingencia Específica en Líneas de 110 kV Choapa – Quinquimo o Choapa - Illapel
Estudios de impacto para la conexión al SIC de Ampliación de Central Los Olivos
Potencia Chile, Transnet
Tabla 4-2: EDAG
ERAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO
Contingencia Específica Tinguiririca -La Higuera -La Confluencia
Filosofía Operacional EDAG/ERAGxCE
Hidroeléctrica la Higuera
EDAG/ERAG sobre central Chacayes
Estudios de flujos de potencia y estabilidad transitoria
Endesa, PHC
Contingencia Específica en un circuito del tramo de Línea de 2x220 kV Maitencillo – Pan de Azúcar
Estudios de Estabilidad para Diseño EDAG/ERAG
Guacolda
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ERAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO
Contingencia Específica de un circuito entre las SSEE Maitencillo – Nogales
Minuta DOP Nº02/2014 Operación de la zona norte del SIC con disponibilidad de un ERAG/EDAG de central Guacolda frente a contingencias entre Maitencillo y Nogales (E/S a partir del 30/12/2014)"
Guacolda
Tabla 4-3: ERAG
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5. Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma.
Según lo dispuesto en el Capítulo 9 de la NTSyCS y de acuerdo al formato definido en el Procedimiento DP
“Información Técnica de Instalaciones y Equipamiento”, la DP evalúa la Entrega de la Información Técnica
midiendo la cantidad de datos entregados por el Coordinado como porcentaje del total de información que
debe ingresar a las fichas técnicas de sus instalaciones. La calidad de la información técnica es evaluada al
revisar la coherencia de los parámetros principales de las unidades generadoras, líneas de transmisión y
transformadores de 2 devanados, y observando a los Coordinados aquellos parámetros que requieren
explicación o corrección.
El porcentaje de cumplimiento consolidado de los coordinados para el año 2014 es de 78,7%, un 0,8% superior
al registrado el año 2013, donde se alcanzó un 77,9%. Si bien el porcentaje de aumento no es significativo, se
deben tener en cuenta lo siguiente:
La información técnica experimentó un aumento de 12,7%, al contener 596.687 en el 2013 a 683.828
datos en el 2014.
El 27/jun/2014 se solicita a los Coordinados de unidades generadoras revisar y completar nuevas
fichas técnicas que desglosan cada uno de los generadores (sincrónicos y asincrónicos), turbinas
(hidráulicas, térmicas a vapor y gas), así como unidades generadoras eólicas y fotovoltaicas. Lo que
aumenta el total global de datos a informar para este grupo de Coordinados.
El 02/dic/2014 se solicita actualizar e ingresar los datos de consumos proyectados a los Clientes y
empresas distribuidoras, para los distintos escenarios (alto, bajo y más probable), para la potencia
(activa y reactiva) y energía.
Figura 11: Porcentaje de información entregada para los años 2013 y 2014.
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Las Figura 12 a la Figura 15 muestran el desglose por empresa y por tipo de instalación (clientes libres,
generación, distribución y transmisión) del porcentaje de información entregada para los años 2013 y 2014.
Figura 12: Porcentaje de información entregada para clientes libres [%].
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Figura 13: Porcentaje de información entregada para empresas generadoras [%].
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Figura 14: Porcentaje de información entregada para empresas distribuidoras [%].
Figura 15: Porcentaje de información entregada para empresas transmisoras [%].
La siguiente figura muestra el cumplimiento porcentual de la cantidad de información de cada coordinado en el
eje de las abscisas versus el porcentaje relativo de la cantidad de información respecto del universo completo
de información técnica del SIC en el eje de las ordenadas.
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Figura 16: Porcentaje de información entregada individual y porcentaje respecto del total [%].
Podemos indicar que las 10 empresas con mayor número de instalaciones, concentran cerca del 80% del total
de la información y en general su cumplimiento individual está en torno al 90%.
La siguiente figura muestra la calidad de la información técnica para los tres tipos de instalaciones que se
indican. La calidad de información técnica se mide en función del universo de datos informados para cada uno
de los parámetros, con respecto a los datos observados que no fueron corregidos o para la DP no se recibieron
respuestas satisfactorias por parte del Coordinado.
Figura 17: Calidad de la información técnica de las instalaciones evaluadas.
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En la siguiente tabla se muestra la revisión realizada al total de los datos informados:
Líneas Transformadores Unidades Generadoras
Año Total datos informados
Datos observados
Datos corregidos
Total datos informados
Datos observados
Datos corregidos
Total datos informados
Datos observados
Datos corregidos
2013 6528 286 102 8303 427 18 7350 1378 57
2014 8752 8 0 11235 45 19 8522 561 112
Tabla 5-1: Resultados de la revisión de los datos informados.
Cabe destacar que el universo de datos informados no considera la totalidad de empresas coordinadas
propietarias de centrales PMGD, cuyos registros están siendo ingresados progresivamente en el sistema de
información técnica. Al respecto, los Coordinados pendientes son los siguientes:
- Biocruz Generación - Carbomet - CELMSA - Collil - Compañía Generación Industrial - EBCO Atacama - Hidroeléctrica Maisán - Los Padres Hidro - Pichilonco - Eléctrica San Miguel
- Energías del Futuro - HESA - Kaltemp - María Elena Ltda - PSF Lomas Coloradas - PSF Pama - Rio Puma - Subsole - Ucuquer
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6. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.
6.1. Implementación
De acuerdo a lo indicado en el Estudio para PRS vigente y lo dispuesto en el Título 6-11 de la NTSyCS, las
medidas propuestas y los porcentajes de implementación de este servicio son los siguientes:
1.- Partida Autónoma de la Central Yungay:
Porcentaje de implementación 30%
De acuerdo a lo informado por Duke Energy se ha reprogramado la puesta en servicio para fines de
junio de 2015 (Comunicación Y14/10-00 del 01/oct/2014).
2.- Equipamiento primario, de control y protecciones para el autotransformador N° 3 de 220/110/13,8 kV,
90 MVA de S/E Diego de Almagro:
Porcentaje de implementación 0%.
Transelec reitera lo expresado en el 2013 en cuanto a que está gestionando los acuerdos comerciales
con los clientes involucrados en la adecuación de la S/E Diego de Almagro.
3.- Dotar de partida autónoma al CER de la S/E Puerto Montt:
Porcentaje de implementación 100%.
La puesta en servicio se concretó el 18/dic/2014 de acuerdo a lo informado por Transelec.
4.- Dotar de partida autónoma al CER de la S/E Maitencillo:
Porcentaje de implementación 90%.
En el 2014 Transelec informa que la puesta en servicio concluirá a fines de marzo de 2015. Al
respecto, el equipamiento se encuentra en servicio y entregado a la coordinación de la DO del CDEC
SIC a partir del 11/mar/2015 (Comunicación O-N°039 del 11/mar/2015).
6.2. Pruebas de Verificación
Las unidades generadoras declaradas con partida autónoma deberán realizar al menos una prueba anual
certificada por un ente externo, previamente coordinada por la DO. Del mismo modo, cada Coordinado deberá
realizar una prueba anual certificada por un ente externo a la empresa, en la cual se verifique el correcto
funcionamiento de los esquemas de telecontrol establecidos para la aplicación del PRS, simulando condiciones
equivalentes a un apagón total. Los resultados las pruebas realizadas para el año 2014 son las siguientes:
Unidad Generadora Integrante Porcentaje de Implementación
Programado Real
Diego de Almagro Endesa 100 100
Salvador SWC 100 100
Huasco TG Endesa 100 100
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Unidad Generadora Integrante Porcentaje de Implementación
Programado Real
El Peñón Enlasa 100 100
Quintero Endesa 100 100
Rapel Endesa 100 100
Colbún Colbún 100 0
Pehuenche Endesa 100 100
Teno Enlasa 100 100
El Toro Endesa 100 100
Ralco Endesa 100 100
Coronel SGA 100 100
Pullinque Puyehue 100 100
Pilmaiquén Puyehue 100 100
Canutillar Colbún 100 100
Tabla 6-1: Pruebas de verificación de partidas autónomas.
Integrante Porcentaje de Implementación
Programado Real
AES Gener 100 100
Colbún 100 0
Chilectra 100 100
Chilquinta 100 100
Endesa 100 100
STS 100 100
Transelec 100 100
Transnet 100 100
Tabla 6-2: Pruebas de funcionamiento del SCADA.
De esta información se aprecia que en el 2014 no se realizaron las pruebas de funcionamiento del SCADA por
parte de la empresa Colbún, la cual ha informado su ejecución durante el primer semestre del 2015.
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7. Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).
A continuación se presenta un resumen del avance en la implementación de las Fases 1, 2 y 3 del PDCE del SIC,
de acuerdo a los correspondientes contratos de prestación de servicios para la implementación de las Fases 1 y
3 y de la Fase 2 del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas.
7.1. Falla y desvinculación línea doble circuito Quillota-Polpaico 220 kV (Fase 1).
Durante el 2014 se implementaron todos los recursos asociados a la Fase 1 del PDCE. A la fecha el esquema se
encuentra en servicio y habilitado. Los recursos asociados a esta Fase son los siguientes:
EDAG de las centrales que inyectan en S/E San Luis para reducir la transferencia post contingencia por
la línea Quillota- Nogales 220 kV.
Modificaciones a los PSS de las unidades de la Central Guacolda, para una adecuada estabilización del
sistema.
El esquema cuenta con un sistema de monitoreo (registro de variables de falla y eventos) y un sistema de
supervisión (Integración de señales al SCADA del CDC).
7.2. Falla y desvinculación sistema de transmisión Charrúa - Ancoa 500 kV (Fase 2).
Los recursos asociados a esta Fase son los siguientes:
EDACxCEx (f/t) en la zona centro del SIC, al norte de S/E Ancoa y hasta S/E Quillota, que permita
frenar abruptas caídas de frecuencia provocados por un déficit de potencia como el originado por la
falla en cuestión. Este esquema se complementa con el EDAC BF vigente.
Esquema de control de tensión (desconexión automática de condensadores) en las SS/EE Alto Jahuel y
Ancoa, para afrontar eventuales sobretensiones (post-contingencia) con motivo de la desconexión de
carga (EDACxCEx).
EDAGxCEx de las centrales que inyectan en S/E Charrúa con el fin de afrontar las sobrefrecuencia en el
subsistema sistema sur originado por la contingencia.
Los recursos del esquema de defensa cuentan con sistemas de monitoreo (registro de variables de falla y
eventos) y sistemas de supervisión (Integración de señales al SCADA del CDC).
Durante el 2014 se implementaron todos los recursos de control de tensión y del EDAGxCEx y a la fecha se
encuentran en servicio y habilitados.
Respecto del EDACxCEx (f/t), durante el año 2014 se implementó el 99% de los recursos y actualmente estos
se encuentran en servicio y habilitados. Estos representan el 102% dela carga requerida para la fase 2 del PDCE.
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A la fecha, los Coordinados con actividades pendientes son:
ENAP, mediante correo electrónico del 29/sep/2014, solicitó ser eximido del EDACxCEx. Indicó que, de
acuerdo al artículo 291-21 del Decreto 327/1997 su servicio es declarado esencial y además, poseen
conexión directa con instalaciones de generación.
Anglo American tiene implementado el EDACxCEx, División Chagres y Los Bronces tiene el esquema
actualmente implementado (marzo 2015), integrado al SITR del CDC y habilitado (100% cumplimiento).
División El Soldado tiene el esquema implementado, falta el enlace al SITR del CDC.
Cemento Melón tiene implementado el EDACxCEx, sin embargo no cuenta con el enlace al SITR del
CDC, por lo que no está habilitado. Plazo informado: 31/mar/2015.
Cemento Polpaico indicó que se encuentra implementando el esquema. Plazo estimado para la puesta
en servicio mayo de 2015.
Metro mediante carta G.O.S. 17/2012 informó que inició gestiones con la autoridad para ser eximidos
del EDACxCEx.
7.3. Falla y desvinculación doble circuito San Luis - Quillota 220 kV (Fase 3).
Durante el 2014 se implementaron todos los recursos asociados a la Fase 3 del PDCE. A la fecha, el esquema se
encuentra en servicio y habilitado. Los recursos asociados a esta Fase son los siguientes:
Esquema automático de desconexión de la línea 2x 220 kV San Luis – Agua Santa, lo que permite evitar
sobrecargas en el sistema de 110 kV de la Quinta región costa (Chilquinta).
Modificación de ajustes de protecciones en líneas de 110 kV del sistema mencionado.
EDACxCEx (f/t) para compensar el déficit de potencia originado por la desconexión de las centrales
que inyectan en San Luis. Este corresponde al mismo esquema implementado en la fase 2 del PDCE que
se complementa con el EDAC BF vigente.
El esquema de defensa cuenta con un sistema de monitoreo (registro de variables de falla y eventos) y un
sistema de supervisión (Integración de señales al SCADA del CDC).
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8. Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de
Subtransmisión y Adicionales.
De acuerdo al artículo 3-21 de la NTSyCS "Los equipamientos de potencia reactiva, y su respectiva ubicación,
que se requieran para la operación del ST se determinarán en los Estudios y Procedimientos que al respecto
incluya el Reglamento de Servicios Complementarios". El informe correspondiente se envió al 28 de enero de
2015 a la CNE para su aprobación. En virtud de lo anterior, no se han establecido exigencias de compensación
reactiva a las empresas coordinadas propietarias de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales.
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9. Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada
aceptables de la Generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y
Subtransmisión.
Para efectos de cuantificar la Calidad de Suministro en instalaciones de generación y transmisión, la DP calcula
los índices de indisponibilidad forzada y programada en unidades de generación, transformadores de poder,
líneas de transmisión y equipos de compensación. La metodología de cálculo de los índices se realiza de
acuerdo al Procedimiento DP “Informe de Calidad de Suministro y Calidad de Producto” y según lo dispuesto en
el Título 5-12 de la NTSyCS.
La evaluación del cumplimiento indicado ha sido realizada sobre la base de la información estadística del
período enero 2010 – diciembre 2014.
De acuerdo a lo indicado en el artículo 5-58 de la NTSyCS, el cálculo de los índices de indisponibilidades de
Generación-Transmisión se realiza mensualmente y los incumplimientos registrados quedan a disposición de la
autoridad a través del sitio web del CDEC SIC. El cálculo considera las instalaciones, sus propietarios y topología
existentes al 1 de enero de 2015.
En las siguientes tablas se resume el cumplimiento de los índices de indisponibilidad programada y forzada
según tipo de instalación, de acuerdo a los datos recabados durante los años 2013 y 2014, determinados como
un promedio móvil en una ventana de 5 años, y disponibles en el sitio web del CDEC SIC.
Año 2013 2014
Cumplimiento/Índice HPROg HFORg FFORg HPROg HFORg FFORg
Cumple (C) 250 113 268 223 128 301
No Cumple (NC) 64 201 46 1205 215 42
Sin Información (S/I) 7 7 7 0 0 0
TOTAL 321 343
Tabla 9-1: Cumplimiento de índices de unidades generadoras.
Las siguientes definiciones corresponden a lo establecido en el artículo 5-59 de la NTSyCS.
HPROg: Horas de desconexión promedio anual de la unidad o del parque generador, por concepto de
indisponibilidad programada.
HFORg: Horas de desconexión promedio anual de la unidad o del parque generador, por concepto de
indisponibilidad forzada.
FFORg: Frecuencia promedio anual de desconexiones forzadas de la unidad o del parque generador.
5 La versión 2014 de la NTSyCS en su artículo 5-59 estableció un límite para las HPROg para los parques eólicos y
fotovoltaicos de 20 horas, mientras que la versión anterior de la NTSyCS, consideraba para la categoría “Otros” 300 horas. En consecuencia en aquellos parques en que se cuenta con una estadística por aerogenerador, aproximadamente la totalidad de éstos pasaron a la categoría NC en los cálculos de 2014.
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Figura 18: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en unidades generadoras.
En instalaciones de transmisión para circuitos de líneas de hasta 300 [km] de longitud, transformadores,
equipos serie y compensación, se tienen las siguientes definiciones de acuerdo al artículo 5-60 de la NTSyCS.
HPROt: Horas de desconexión promedio anual por concepto de Indisponibilidad Programada, con una ventana
móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.
HFORt: Horas de desconexión promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada, con una ventana
móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de línea.
FFORt: Frecuencia de desconexiones promedio anual por concepto de Indisponibilidad Forzada, con una
ventana móvil de cinco años. En caso de líneas, el valor corresponde por cada 100 [km] de circuito de
línea.
Año 2013 2014
Cumplimiento/Índice HPROt HFORt FFORt HPROt HFORt FFORt
Cumple (C) 447 713 776 470 694 773
No Cumple (NC) 375 109 46 352 128 49
Sin Información (S/I) 41 41 41 64 64 64
TOTAL 863 886
Tabla 9-2: Cumplimiento de índices por tramos de transmisión.
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Figura 19: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad por tramos de transmisión.
Año 2013 2014
Cumplimiento/Índice HPROt HFORt FFORt HPROt HFORt FFORt
Cumple (C) 622 657 677 678 708 734
No Cumple (NC) 63 28 8 61 31 5
Sin Información (S/I) 177 177 177 165 165 165
TOTAL 862 904
Tabla 9-3: Cumplimiento de índices en transformadores.
Figura 20: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en transformadores.
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Año 2013 2014
Cumplimiento/Índice HPROt HFORt FFORt HPROt HFORt FFORt
Cumple (C) 255 241 264 273 252 277
No Cumple (NC) 18 32 9 12 33 8
Sin Información (S/I) 44 44 44 34 34 34
TOTAL 317 319
Tabla 9-4: Cumplimiento de índices de equipos de compensación.
Figura 21: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en equipos de compensación.
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