estudio sistémico de la normativa del sector...

DESARROLLO CONCEPTUAL DE UN SISTEMA DE REGISTRO Y

ESTADÍSTICA DE FALLAS DEL SECTOR ELÉCTRICO E

HIDROCARBUROS

VOLUMEN I: INFORME FINAL

Para

Ministerio de Energía

Preparado por

MEGA RED INGENIEROS LTDA

8 DE Mayo de 2012

Desarrollo conceptual de un sistema de registro y estadística de fallas del sector eléctrico e hidrocarburos Informe Final

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Contenidos 1. Resumen Ejecutivo ........................................................................................................... 5 2. Análisis de la Experiencia Chilena e Internacional .............................................................. 8 3. Caracterización de Instalaciones del Sector Eléctrico........................................................ 10 3.1. Centrales de Generación ............................................................................................. 10 3.2. Instalaciones de Transmisión ...................................................................................... 12 3.3. Instalaciones de Distribución ...................................................................................... 15 4. Clasificación de Fallas del Sector Eléctrico ....................................................................... 22 4.1. Definición de Fallas ..................................................................................................... 22 4.1.1. Proceso SEC “Interrupciones III” (Oficio Circular 4509/2005) .................................... 22 4.1.2. Proceso SEC “Informes Análisis de Falla” (Oficio Circular 1513/2006) ....................... 22 4.1.3. Proceso SEC “Eventos en el Sistema Eléctrico” (Oficio Circular 2853/2003) ............... 23 4.1.4. Proceso North American Electric Reliability Corporation (NERC): Generating Availability Data System (GADS) ............................................................................................. 23 4.1.5. Proceso North American Electric Reliability Corporation (NERC): Transmission Availability Data System (GADS) ............................................................................................. 23 4.1.6. Procedimiento DP CDEC –SIC “Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto” 24 4.1.7. Procedimiento DO CDEC–SING “Elaboración de Movimiento de equipos para instalaciones del SING” ........................................................................................................... 25 4.2. Fallas a informar ......................................................................................................... 25 4.3. Caracterización de Indisponibilidades (Fallas) ............................................................. 26 4.4. Formulario para Información de Indisponibilidades del Sector Eléctrico ....................... 28 5. Caracterización de Instalaciones del Sector Hidrocarburos ............................................... 37 5.1. Combustibles Líquidos ................................................................................................ 40 5.1.1. Terminales Marítimos de Importación y Exportación. .............................................. 40 5.1.2. Sistemas de Transporte .......................................................................................... 45 5.1.3. Plantas de Refinación. ............................................................................................ 46 5.1.4. Plantas de Almacenamiento y Distribución. ............................................................. 54 5.1.5. Instalaciones de Abastecimiento Vehicular. ............................................................. 56 5.2. Gas Natural ................................................................................................................ 57 5.2.1. Plantas de Gas Natural Licuado (GNL). ..................................................................... 57 5.2.2. Plantas de Propano-Aire. ........................................................................................ 63 5.2.3. Red Primaria de Distribución. .................................................................................. 68 5.2.4. Red Secundaria de Distribución. .............................................................................. 71 5.2.5. Red Terciaria de Distribución. ................................................................................. 72 5.3. Plantas de Biogás. ....................................................................................................... 73


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5.4. Gas Licuado de Petróleo ............................................................................................. 77 5.4.1. Terminales Marítimos de GLP ................................................................................. 77 5.4.2. Poliducto de Transporte.......................................................................................... 79 5.4.3. Plantas De almacenamiento .................................................................................... 80 5.4.4. Distribución de Mayoristas ..................................................................................... 82 6. Clasificación de Fallas del Sector Hidrocarburos ............................................................... 85 6.1. Propuesta Diagrama de Clasificación de Falla .............................................................. 87 6.2. Propuesta Prototipo de Formulario ............................................................................. 88 7. Identificación de los componentes críticos ...................................................................... 95 7.1. Sector Eléctrico ........................................................................................................... 95 7.2. Sector Hidrocarburos .................................................................................................. 96 8. Contenidos de los Informes Estadísticos, Índices e Indicadores que se generarán del sector Eléctrico ................................................................................................................................. 98 8.1. Propuesta de Estadísticas e Indicadores del sector eléctrico ......................................... 98 8.2. Sector Gx y Tx: Indices de Indisponibilidad .................................................................. 99 8.2.1. Índices de Indisponibilidad de Unidades Generadoras ............................................. 99 8.2.2. Índices de Indisponibilidad de Transformadores de Poder y Equipos de Compensación 101 8.2.3. Índices de Indisponibilidad de Líneas de Transmisión ............................................ 101 8.2.4. Reporte Estadístico ............................................................................................... 102 8.3. Sector Gx y Tx: Indices de Continuidad de Instalaciones de Clientes ........................... 102 8.4. Sector Dx: Índices de Continuidad ............................................................................. 103 8.4.1. FMIK .................................................................................................................... 104 8.4.2. TTIK ...................................................................................................................... 105 8.4.3. FMIT .................................................................................................................... 107 8.4.4. TTIT ...................................................................................................................... 108 8.4.5. Reporte Estadístico ............................................................................................... 109 8.5. Causas de Fallas ........................................................................................................ 109 8.5.1. Reporte de Causas de Fallas en Gx ........................................................................ 110 8.5.2. Reporte de Causas de Fallas en Tx (Transmisoras y Clientes Libres) ........................ 111 8.5.3. Reporte de Causas de Fallas en Dx ........................................................................ 112 9. Modelo para el Registro de Fallas del Sector Eléctrico .................................................... 114 9.1. Modelo para el Registro de Fallas del Sector Eléctrico – Sección Generación y Transmisión .......................................................................................................................... 114 9.2. Modelo para el Registro de Fallas del Sector Eléctrico – Sección Distribución ............. 116 10. Contenidos, Formatos y Medios por los Cuales las Empresas Eléctricas Ingresarán la información al Registro ......................................................................................................... 120


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11. Contenidos de los Informes Estadísticos, Índices e Indicadores que se generarán del sector Hidrocarburos ............................................................................................................ 122 11.1. Contenidos, formatos y medios de ingreso de la información .................................... 122 11.1.1. Contenidos ........................................................................................................... 122 11.1.2. Formatos e Ingreso de Información ....................................................................... 126 11.2. Contenidos de la información Estadística .................................................................. 126 11.3. Propuesta de Índices o Indicadores ........................................................................... 131 11.3.1. Resumen simbología y Formulación ...................................................................... 135 12. Análisis de la Viabilidad Legal y Administrativa .......................................................... 137 13. Análisis de los Costos de Implementación ................................................................. 140 13.1. Introducción ............................................................................................................. 140 13.2. Descripción general del proceso de declaración y obtención de estadísticas ............... 140 13.3. Descripción de las tecnologías/herramientas a usar ................................................... 141 13.4. Actividades del proyecto de implementación ............................................................ 141 13.4.1. Carta Gantt sugerida ............................................................................................. 144 13.4.2. Factores críticos del proyecto ................................................................................ 144 13.5. Estimación de costos de implementación .................................................................. 145


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1. Resumen Ejecutivo El presente corresponde al Informe Final del estudio “Desarrollo conceptual de un sistema de registro y estadística de fallas del sector eléctrico e hidrocarburos”, encargado por el Ministerio de Energía a Mega Red Ingenieros Ltda. Tanto en el sector eléctrico como en el sector de combustibles se revisó la experiencia nacional de información de fallas, incluyendo los antecedentes con los cuales la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) solicita información para la fiscalización de fallas, la información de fallas que se requieren para los procesos tarifarios y la normativa que se refiere a los procesos de información de fallas. También se revisó la experiencia internacional de procesos de información de fallas, analizando la información que se le solicita a las empresas de esos países y revisando los reportes y las estadísticas que se obtienen a partir de ello. Para el caso del sector eléctrico se analizó la experiencia de la NERC para Canadá, USA y Mejico. Para el caso del sector de hidrocarburos, se analizó la experiencia internacional de USA, Canadá y España. Se sostuvieron reuniones con empresas y organismos del sector energético para recibir sus comentarios, sugerencias y conocer la experiencia de los sistemas de información, de los diferentes sectores energéticos de electricidad e hidrocarburos en cuanto a falla y accidentes. Se incorporan sus comentarios y algunas mejoras que proponen principalmente a los canales de información. Se coincidió en la conveniencia de que, en la medida de lo posible, se utilicen procesos de información existentes para reportar a la Superintendencia, de forma de cumplir el objetivo del registro de fallas con un menor costo para todas las partes. De todo el análisis anterior, para el sector eléctrico se vio la necesidad de:

• Incorporar la codificación de las causas de interrupciones de suministro y utilizar la misma codificación y causas para todos los sectores.

• Incorporar una caracterización de las instalaciones para poder identificar las instalaciones que fallan.

• Analizar la factibilidad y conveniencia de que se informen fallas que no impliquen interrupciones. Posteriormente se verificó que esto es conveniente para los sectores de Generación y Transmisión.

Por otra parte, para el caso de reportes de incidentes de hidrocarburos a la SEC, se aprecia que los formatos utilizados no se encuentran debidamente codificados, a diferencia de los formatos utilizados por la DOT de EEUU, por ejemplo. Estos últimos permiten obtener análisis estadísticos de los incidentes reportados y sus causas más frecuentes durante un periodo de tiempo definido. En cuanto a la definición de fallas a informar, para el sector eléctrico se determinó que lo que se debe reportar son eventos de indisponibilidad, ya que éstos pueden implicar o no cortes de suministro; definiéndose evento de indisponibilidad a informar para cada sector: Generación, Transmisión y Distribución.


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Se debe destacar el hecho de que para el sector de hidrocarburos lo que se fiscaliza y se obliga a las empresas a informar son los accidentes y no necesariamente las fallas, por lo que para este sector se incluirán los accidentes. Para facilitar el análisis de datos estadísticos de fallas fue necesario caracterizar las instalaciones dentro de tres niveles: Naturaleza, Item y Subitem, de forma de poder unificar la información de falla en instalaciones para generar estadísticas y poder compararlas entre sí. Esta caracterización se hizo en forma separada para el sector eléctrico en Generación, Transmisión y Distribución, y en el sector hidrocarburos en Combustibles Líquidos, Gas de Natural y LPG. En Hidrocarburos se abarcó todo el espectro de combustibles y en sus diferentes etapas: almacenamiento, transporte, producción, distribución y entrega final. Se caracterizaron las fallas o eventos de indisponibilidad a informar, en cuanto a aspectos como causas, origen (interno o externo), responsabilidad, instalación afectada, etc. de forma de posteriormente poder obtener estadísticas. De la misma forma se propuso una metodología para identificar las instalaciones más críticas y se hizo una primera clasificación con la metodología propuesta. Se propusieron modelos de Registros de Fallas, para el sector eléctrico, uno para Generación y Transmisión, y otro para Distribución. En el caso de Hidrocarburos se propusieron dos formatos de Registros, uno para Combustibles Líquidos (en donde se incluyen los gases licuados) y otro para Gas Natural. Por la experiencia con que cuenta la Superintendencia en el manejo de datos y también la experiencia de las empresas, se propone que el medio de entrega de la información se el sistema STAR de la Superintendencia, entregado archivos en formato de texto que posteriormente se carguen en bases de datos que permitan su sistematización y generación de reportes. Para el caso de Generación y Transmisión se especificó un sistema de cuentas para que los CDECs y empresas operadoras de sistemas medianos aporten la información. Para la etapa de implementación se propone crear un sistema de cuentas que junte este sistema propuesto con los sistemas de cuentas de “Eventos en el Sistema Eléctrico” y “Estudios Análisis de Fallas”. Para el caso de Distribución, se debe agregar información definida en el estudio al proceso de información “Interrupciones III”. Para el caso de Hidrocarburos, se deben crear nuevos procesos de información STAR para que las empresas aporten a la Superintendencia la información definida en el presente estudio. Para el sector eléctrico se definieron reportes estadísticos con los siguientes tipos de índices:

• Sector Generación y Transmisión: o Índices de Indisponibilidad Forzada y Programada o Indices de Continuidad de Suministro a Instalaciones de Clientes o Reportes con las Causas de Fallas más frecuentes o incidentes


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• Sector Distribución

o Índices de Continuidad de Suministro a Instalaciones de Clientes o Reportes con las Causas de Fallas más frecuentes o incidentes

Para el sector Hidrocarburos se definieron informes estadísticos e indicadores que dan cuenta de los impactos de las fallas, como N° de personas muertas por N° de fallas, N° de personas lesionadas por N° de fallas, Costos por Daños a la propiedad por N° de fallas, etc. Se hizo un análisis de la viabilidad legal y administrativa, concluyéndose que:

• La Superintendencia es el organismo natural para requerir información de fallas del sector eléctrico e hidrocarburos,

• Las empresas fiscalizadas las responsables de la entrega de la información de fallas. • Existen varias potestades y mecanismos legales que ordenan y facilitan la cooperación

entre los agentes involucrados para lograr el adecuado registro y tratamiento de las fallas que se presenten. Existe un sistema coercitivo contemplado en la Ley Orgánica de la SEC.

• La SEC cuenta con evidentes facultades para administrar las bases de datos que se construyas, así como para tratar dichos datos.

• Las bases de datos que se pueblen con la información o registro relativo a las fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos, así como el producto de su tratamiento, son presumidas públicas. Sin perjuicio de ello, existen hipótesis conforme a las cuales, será lícito para la SEC denegar acceso a dicha información, motu proprio o por oposición regulada de un tercero cuyos derechos se vean afectados.

• La SEC se encuentra facultada -y en algunos casos, obligada- a transferir la información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos, que obre en su poder, tanto al Ministerio de Energía como a la CNE; en la medida que requieran la información en el cumplimiento de sus funciones y para el ejercicio de éstas.

• La SEC deberá resolver sobre la transferencia a particulares de la información que obre en su poder, relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos.

Finalmente se hizo un análisis de los costos de implementación de un sistema de registro de fallas de los sectores de electricidad y combustibles, que contempla la verificación de la información recibida por STAR y la publicación de índices y reportes estadísticos. Se definieron las actividades de implementación, con lo que se estimó un costo total de implementación de UF 1.200 y un horizonte de 6 meses para contar con un sistema que entregue los reportes estadísticos definidos.


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2. Análisis de la Experiencia Chilena e Internacional En el Anexo 1 – Análisis de la Experiencia Chilena e Internacional, se incluye un completo análisis de ambas experiencias. Tanto en el sector eléctrico como en el sector de combustibles se revisó la experiencia nacional de información de fallas, incluyendo los antecedentes con los cuales la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (en adelante SEC) solicita información para la fiscalización de fallas y la información de fallas que se requieren para los procesos tarifarios. También se revisó la experiencia internacional de procesos de información de fallas y se sostuvieron reuniones con empresas del sector energético. En el caso del sector eléctrico, de las entrevistas con las empresas se puede concluir en forma general que no existe una oposición importante a informar fallas de acuerdo a lo que se requiere para el presente estudio y que se estima que sería conveniente aprovechar los procesos de información existentes, adecuándolos para poder cumplir con los objetivos del registro de fallas. Se presentó una mayor preocupación en el sector de generación con respecto al nivel de desglose de las instalaciones y componentes, indicando que no sería conveniente llegar al nivel de GADS. Por otra parte, considerando la experiencia que tiene la SEC y el hecho que recibe información de fallas o interrupciones de todos los sectores eléctricos, se estima que estos procesos pueden utilizar para recibir la información para registro y análisis de fallas, objetivo de este estudio. Sin embargo, en base a la experiencia internacional, se estima que será necesario incorporar mayores especificaciones en la información que se solicita de forma que sirva para el análisis estadístico. Por ejemplo:

• Incorporar la codificación de las causas de interrupciones de suministro y utilizar la misma codificación y causas para todos los sectores.

• Incorporar una caracterización de las instalaciones para poder identificar las instalaciones que fallan. Se deberá analizar el grado de detalle a considerar para cada segmento del sector eléctrico.

• Analizar la factibilidad y conveniencia de que se informen fallas que no impliquen interrupciones. Posteriormente se verificó que esto es conveniente para los sectores de Generación y Transmisión.

En el caso de las entrevistas con las empresas del sector hidrocarburos se concluye en forma general que es importante definir qué nivel de falla se deberá registrar. Las empresas señalan que sería de importancia definir si la falla que se deberá reportar es con respecto al suministro de combustibles o bien para resguardar la seguridad de las instalaciones, La información de fallas la manejan internamente, porque es parte de los mantenimientos que hacen a sus instalaciones. No es una información que les sería de utilidad conocerla a modo de base de datos generalizada, no es de utilidad conocer tanto detalle de equipos ya que eso es parte de sus mantenimientos predictivos. Por otra parte, para el caso de reportes de incidentes a la SEC, se aprecia que los formatos utilizados, no se encuentran debidamente codificados, a diferencia de los formatos utilizados por


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la DOT de EEUU. Estos últimos permiten obtener análisis estadísticos de los incidentes reportados y sus causas más frecuentes durante un año. En cuanto a las necesidades de informar un hecho, son similares y se encuentran relacionados a eventos, incidentes o accidentes en los cuales se vean afectados las personas, instalaciones y/o medioambiente, no siendo obligación de informar fallas operativas que no tengan como consecuencia algunos de los hechos indicados anteriormente. Como lineamientos generales para este sector se plantea:

• Es necesario codificar el reporte de incidentes, eventos y/o accidentes. • Que la codificación de los reportes de incidentes considere la actual información

recopilada a través de los sistemas GIS. • Que la plataforma de entrega de los reportes de incidentes sea a través del STAR de forma

de mantener un único canal de información. • Que se extraiga los reportes de incidentes, eventos y/o roturas de los sistemas GIS y se

incluyan en el nuevo reporte de incidentes codificados. • Que se analice la factibilidad de mantener las necesidades de informar a través de este

reporte de incidentes codificado, para los que causen daños a las personas, instalaciones y/o medioambiente, similar a lo establecido por la DOT de EEUU.


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3. Caracterización de Instalaciones del Sector Eléctrico

3.1. Centrales de Generación Para las centrales de generación se propone utilizar un esquema de clasificación de instalaciones similar al usado por el GADS, pero sin llegar al detalle máximo propuesto por ese sistema de información de fallas. El GADS descompone para cada tipo de central generadora sus sistemas, componentes y elementos, de acuerdo al siguiente esquema:

Por ejemplo, para una unidad hidroeléctrica se tienen los siguientes sistemas (en negritas) y componentes:

A su vez, los componentes del sistema Generador de una Central Hidroeléctrica están compuestos de los siguientes elementos:

Tipo de unidad 1

Sistema 1 (Generado

r)

Componente 1

Elemento 1

Elemento n

Componente n

Sistema n

Tipo de unidad n

BALANCE OF PLANTElectricalPower Station SwitchyardAuxiliary SystemsMiscellaneous (Balance of Plant)

GENERATORGeneratorExciterCooling SystemControlsMiscellaneous (Generator)

HYDRO TURBINE/PUMPTurbineWater Supply/DischargeMiscellaneous (Hydro Turbine/Pump)

…

…

…

…


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Se puede apreciar que el nivel de Elementos es sumamente detallado. Para las fallas de centrales generadoras se propone que en el caso de fallas de instalaciones se deban identificar las instalaciones a nivel de componentes, en el ejemplo anterior: Generador, Excitador y Sistema de Enfriamiento (para el sistema Generador). Se propone comenzar en este nivel y evaluar más adelante, una vez que el sistema esté funcionando, el llegar al nivel detallado de elemento, de forma de no comenzar con demasiadas exigencias para las empresas generadoras. Para mantener términos equivalentes con los sectores de Transmisión y Distribución, donde las instalaciones se caracterizan o indican con Naturaleza-Item-Subitem, se usarán estos mismos nombres en el sector de Generación. En la hoja InstalacionesGx del archivo Excel Tablas y Anexos Sector Eléctrico se incluye el listado de Items y Subitems para cada una de los siguientes tipos de centrales (Naturalezas):

• Unidades Hidroeléctricas • Unidades vapor/combustibles fósiles • Unidades de lecho fluizado


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• Unidades Diesel • Unidades Turbinas de gas • Unidades Turbinas de avión • Unidades de ciclo combinado y co-generación • Unidades Geotérmicas • Unidades de Concentración Solar • Unidades Eólicas

3.2. Instalaciones de Transmisión La CNE encargó un estudio de contabilidad regulatoria de las instalaciones de transmisión eléctrica, la que caracterizará dichas instalaciones. Las instalaciones de transmisión se clasificarían de acuerdo a lo que se indica a continuación, codificando las instalaciones en Naturaleza, Ítem y Subitem.

Líneas Subestaciones Vanos Instalaciones Comunes Subestación Estructuras Instalaciones Comunes Patios Paños de Línea Transformadores y Equipos Equipos de línea Barras Tendidos Subterráneos Paños de Subestación

Caracterización de Instalaciones de Transmisión

NATURALEZA ITEM Subitem Código Naturaleza

Código Item

Código Subitem

Código Instalación

Líneas Vanos Conductores L V 01 LV01

Líneas Vanos Cables de guardia L V 02 LV02

Líneas Vanos Espaciadores L V 03 LV03

Líneas Vanos Amortiguadores L V 04 LV04

Líneas Vanos Accesorios L V 05 LV05

Líneas Estructuras Estructuras Acero L E 01 LE01

Líneas Estructuras Estructuras Hormigón L E 02 LE02

Líneas Estructuras Estructuras Madera L E 03 LE03

Líneas Estructuras Conjunto Aislación L E 04 LE04

Líneas Estructuras Accesorios L E 05 LE05

Líneas Estructuras Habilitación Accesos L E 06 LE06

Líneas Paños de Línea Interruptores L P 01 LP01

Líneas Paños de Línea Desconectadores L P 02 LP02

Líneas Paños de Línea Transformadores de Corriente L P 03 LP03

Líneas Paños de Línea Transformadores de Potencial L P 04 LP04


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Código Item

Código Subitem


Líneas Paños de Línea Pararrayos L P 05 LP05

Líneas Paños de Línea Estructuras L P 06 LP06

Líneas Paños de Línea Aisladores de Soporte L P 07 LP07

Líneas Paños de Línea Sistemas de protección L P 08 LP08

Líneas Paños de Línea Condensadores de acoplamiento L P 09 LP09

Líneas Paños de Línea Casetas de protección L P 10 LP10

Líneas Paños de Línea Trampas de Onda L P 11 LP11

Líneas Paños de Línea Sistemas de control L P 12 LP12

Líneas Paños de Línea Cables de Control L P 13 LP13

Líneas Paños de Línea Cables de Fuerza L P 14 LP14

Líneas Equipos de línea Reactores L E 01 LE01

Líneas Equipos de línea Compensación serie L E 02 LE02

Líneas Equipos de línea Desfasadores L E 03 LE03

Líneas Tendidos Subterráneos Cables aislados L S 01 LS01

Líneas Tendidos Subterráneos Canalizaciones L S 02 LS02

Líneas Tendidos Subterráneos Túneles L S 03 LS03

Líneas Tendidos Subterráneos Patios de Mufas L S 04 LS04

Líneas Tendidos Subterráneos Pararrayos Mufas L S 05 LS05

Líneas Tendidos Subterráneos Mufas L S 06 LS06

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Servicios Auxiliares CC S C 01 SC01

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Servicios Auxiliares CA S C 02 SC02

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Sala Comandos S C 03 SC03

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Caseta de Protecciones S C 04 SC04

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Cercos y Cierres Perimetrales S C 05 SC05

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Sistema Alarma S C 06 SC06

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Caminos Interiores S C 07 SC07

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Sistema Combate Incendios S C 08 SC08

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Panel Anti Ruido S C 09 SC09

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Corta Fuego S C 10 SC10

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Equipos Comunicación S C 11 SC11

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Potencia Grupos Electrógenos S C 12 SC12

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Túneles S C 13 SC13

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Canalizaciones Exteriores S C 14 SC14

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Canales Evacuación Aguas Lluvias S C 15 SC15

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Drenajes Aguas Lluvias S C 16 SC16

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Cámaras de Inspección Aguas lluvias S C 17 SC17

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Ductos Evacuación Aguas Servidas S C 18 SC18

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Cámaras Aguas Servidas S C 19 SC19


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Código Item

Código Subitem


Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Plantas Aguas Servidas S C 20 SC20

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Tuberías Agua Potable S C 21 SC21

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Terreno Subestación S C 22 SC22

Subestaciones Instalaciones Comunes Subestación Malla Tierra S C 23 SC23

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Servicios Auxiliares CC S D 01 SD01

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Servicios Auxiliares CA S D 02 SD02

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Cierres Perimetrales S D 03 SD03

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Caseta de Protecciones S D 04 SD04

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Sala de Comandos S D 05 SD05

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Corta Fuego S D 06 SD06

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Canalizaciones Exteriores S D 07 SD07

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Barras Puesta a Tierra S D 08 SD08

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Drenajes Aguas Lluvias S D 09 SD09

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Adecuación Terreno S D 10 SD10

Subestaciones Instalaciones Comunes Patios Luminarias S D 11 SD11

Subestaciones Transformadores madores y Equipos Transformadores de Poder S T 01 ST01

Subestaciones Transformadores madores y Equipos Banco de Condensadores en Derivación S T 02 ST02

Subestaciones Transformadores madores y Equipos Compensadores Potencia Reactiva S T 03 ST03

Subestaciones Transformadores madores y Equipos Compensador Síncrono S T 04 ST04

Subestaciones Transformadores madores y Equipos Reactores Barras S T 05 ST05

Subestaciones Barras Conductores S B 01 SB01

Subestaciones Barras Separadores S B 02 SB02

Subestaciones Barras Transformadores de Potencial S B 03 SB03

Subestaciones Barras Aisladores de Soporte S B 04 SB04

Subestaciones Barras Estructuras S B 05 SB05

Subestaciones Paños de Subestación Interruptores S P 01 SP01

Subestaciones Paños de Subestación Desconectadores S P 02 SP02

Subestaciones Paños de Subestación Transformadores de Corriente S P 03 SP03

Subestaciones Paños de Subestación Transformadores de Potencial S P 04 SP04

Subestaciones Paños de Subestación Pararrayos S P 05 SP05

Subestaciones Paños de Subestación Estructuras S P 06 SP06

Subestaciones Paños de Subestación Aisladores de Soporte S P 07 SP07

Subestaciones Paños de Subestación Sistemas de protección S P 08 SP08

Subestaciones Paños de Subestación Condensadores de acoplamiento S P 09 SP09

Subestaciones Paños de Subestación Casetas de protección S P 10 SP10

Subestaciones Paños de Subestación Trampas de Onda S P 11 SP11

Subestaciones Paños de Subestación Sistemas de control S P 12 SP12

Subestaciones Paños de Subestación Cables de Control S P 13 SP13


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Código Item

Código Subitem


Subestaciones Paños de Subestación Cables de Fuerza S P 14 SP14

Si bien es posible detallar más las instalaciones, por ejemplo, en el caso de los conductores se podría indicar el material, se propone comenzar por esta clasificación para una vez que el sistema esté funcionando, evaluar el incorporar mayor detalle.

3.3. Instalaciones de Distribución La SEC utiliza dos sistemas de información para las instalaciones de distribución, con distintos fines. Por una parte administra el sistema VNR que tiene como objetivo valorizar las instalaciones para fines tarifarios (a valor de un elemento nuevo) y por otra parte administra el sistema Interrupciones III, cuyo objetivo es la fiscalización de la seguridad de instalaciones, la calidad de servicio y principalmente, la fiscalización de la continuidad de suministro en base a las interrupciones informadas. En cada caso la caracterización de instalaciones es la siguiente. Caracterización de Instalaciones de distribución en el VNR

NATURALEZA ITEM SUBITEM Cód Nombre Cód. Nombre Cód Nombre

AT Alta Tensión

1 Líneas Aéreas

11 Km. de Red 12 Postes 13 Estructuras 14 Equipos Eléctricos 15 Toma a Tierra 16 Otros

2 Líneas Subterráneas

21 Km. de Red 22 Cámaras 23 Canalizaciones 24 Equipos Eléctricos 25 Toma a Tierra 26 Otros

SD Subestaciones de Distribución

1 Subestaciones Aéreas 11 Transformadores 12 Estructuras 13 Equipos Eléctricos

2 Subestaciones Subterráneas

21 Transformadores 22 Bóvedas 23 Equipos Eléctricos 24 Otras Disposiciones

3 Otras Subestaciones 31 Transformadores 32 Obras Civiles


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NATURALEZA ITEM SUBITEM Cód Nombre Cód. Nombre Cód Nombre

33 Caseta Obra Civil 34 Equipos Eléctricos 35 Otras Disposiciones

BT Baja Tensión

1 Líneas Aéreas

11 Km. de Red 12 Postes 13 Estructuras 14 Equipos Eléctricos 15 Toma a Tierra 16 Otros


21 Km. de Red 22 Cámaras 23 Canalizaciones 24 Equipos Eléctricos 25 Toma a Tierra 26 Otros

EM Empalmes y Medidores

1 Empalmes Empresa 11 Empalmes AT 12 Empalmes BT

2 Medidores Empresa 21 Medidores AT 22 Medidores BT

3 Empalmes Particular 31 Empalmes AT 32 Empalmes BT

4 Medidores Particular 41 Medidores AT 42 Medidores BT

Caracterización de Instalaciones de distribución en Interrupciones III

Se distinguen objetos Eléctricos y Físicos:

OBJETOS ELÉCTRICOS OBJETOS FÍSICOS Tramo_MT Poste Equipo Bajada Transformador (KVA) Marca Tramo_BT Tirante Enmalle Estructura_MT Toma_Tierra Estructura_SED Empalme Estructura_BT Medidor Canalización Bóveda Cámara

Para todos los objetos anteriores se informan los siguientes atributos:


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ATRIBUTOS COMUNES Para cada objeto Eléctrico y Físico de indica: COMUNA_ID Donde se encuentra la instalación TIPO_PROPIEDAD_ID 1 Instalación de distribución de propiedad de la concesionaria 2 Instalación que no es distribución, de propiedad de la concesionaria 3 Instalación de propiedad de otra concesionaria de distribución 4 Instalación de propiedad terceros no concesionarios de distribución EN_ZONA_CONCESION 1 Sí 2 No CONECTADA_RED 1 = La instalación presta servicio de distribución 0 = La instalación no presta servicio de distribución IDENTIFICADOR_VNR Identificador usado en VNR FECHA_INSTALACION

CODIGO_VNR (Disposición normalizada para valorización, con atributos como tipo de material, etc.)

Atributos adicionales de Objetos Eléctricos

OBJETOS ELÉCTRICOS Tramo_MT TIPO_DISPOSICION_TRAMO_ID

1 Aéreo

2 Subterráneo LARGO_RED (Kms) NUMERO_FASES

1 Monofásico

2 Bifásico

3 Trifásico

Equipo

Tipo_Equipo

1 Desconectador Fusible

2 Desconectador Cuchilla

3 Seccionalizador

4 Reconectador

5 Interruptor Termomagnético

6 Interruptor Manual

7 Interruptor en Aceite

8 Interruptor SF6

9 Interruptor en Vacío

10 Transferencia automática

11 Transferencia manual

12 Otros


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OBJETOS ELÉCTRICOS Tipo_Servicio_Equipo

1 Cabecera de Alimentador

2 Limite de Zona

3 Otro

TIPO_TENSION_ID

1 MT

2 BT ES_EQUIPO_SUBESTACION

1 = es equipo de subestación

0 = no es equipo de subestación Transformador (KVA) Potencia Nominal (KVA) Tramo_BT TIPO_DISPOSICION_TRAMO_ID

1 Aéreo

2 Subterráneo LARGO_RED (Kms) NUMERO_FASES

1 Monofásico

2 Bifásico

3 Trifásico

Enmalle

TIPO_TENSION_ID

1 MT

2 BT Toma_Tierra TIPO_TENSION_ID

1 MT

2 BT TIPO_TOMA_TIERRA_ID

1 Protección

2 Servicio Empalme

Medidor


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Atributos adicionales de Objetos Físicos

OBJETOS FÍSICOS Poste

CANTIDAD_APOYO_COMUNICACIONES CANTIDAD_APOYO_TV_CABLE CANTIDAD_APOYO_OTROS APOYO_ALUMBRADO

1 = Si posee

0 = no posee Bajada

Marca

Tirante

Estructura_MT Estructura_SED Estructura_BT Canalización

TIPO_TENSION_ID

1 MT

2 BT Bóveda

LARGO (metros) ANCHO (metros) Cámara

TIPO_TENSION_ID

1 MT

2 BT CANTIDAD_APOYO_COMUNICACIONES CANTIDAD_APOYO_TV_CABLE CANTIDAD_APOYO_OTROS APOYO_ALUMBRADO

1 = Si posee

0 = no posee El sistema de información Interrupciones III es más reciente y tiene mejoras con respecto al de VNR, desde el punto de vista informático. Adicionalmente y ccomo se mencionó anteriormente, se considera que el proceso de información Interrupciones III, a través del cual se informan las interrupciones de suministro a nivel de distribución, es el adecuado para la información de fallas a nivel de distribución, por lo que se tomará la caracterización de instalaciones de este sistema. De forma de estructurar la caracterización de instalaciones en una única tabla, se tomará la estructura de VNR (Naturaleza, Ítem y Subitem) adicionando las instalaciones que aparecen en I3 y que no están en VNR, esto es: Enmalles, Bajadas y Tirantes.


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Caracterización de Instalaciones de Distribución

NATURALEZA ITEM SUBITEM Codificación Instalación

Cód Nombre Cód. Nombre Cód Nombre

MT Media Tensión

1 Líneas Aéreas

11 Km. de Red MT11 12 Postes MT12 13 Estructuras MT13 14 Equipos Eléctricos MT14 15 Toma a Tierra MT15 16 Enmalle MT16 17 Tirante MT17 18 Otros MT18


21 Km. de Red MT21 22 Bajada MT22 23 Cámaras MT23 24 Canalizaciones MT24 25 Equipos Eléctricos MT25 26 Toma a Tierra MT26 27 Otros MT27

SD Subestaciones

de Distribución

1 Subestaciones Aéreas

11 Transformadores SD11

12 Estructuras SD12

13 Equipos Eléctricos SD13

2 Subestaciones Subterráneas

21 Transformadores SD21 22 Bóvedas SD22 23 Equipos Eléctricos SD23

24 Otras Disposiciones SD24

3 Otras Subestaciones

31 Transformadores SD31

32 Obras Civiles SD32

33 Caseta Obra Civil SD33

34 Equipos Eléctricos SD34

35 Otras Disposiciones SD35

BT Baja Tensión

1 Líneas Aéreas

11 Km. de Red BT11 12 Postes BT12 13 Estructuras BT13 14 Equipos Eléctricos BT14 15 Toma a Tierra BT15 16 Enmalle BT16 17 Tirantes BT17 18 Otros BT18


21 Km. de Red BT21 22 Bajada BT22

23 Cámaras BT23

24 Canalizaciones BT24

25 Equipos Eléctricos BT25

26 Toma a Tierra BT26


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NATURALEZA ITEM SUBITEM Codificación Instalación

Cód Nombre Cód. Nombre Cód Nombre

27 Otros BT27

EM Empalmes y Medidores

1 Empalmes Empresa

11 Empalmes AT EM11 12 Empalmes BT EM12

2 Medidores Empresa

21 Medidores AT EM21 22 Medidores BT EM22

3 Empalmes Particular

31 Empalmes AT EM31 32 Empalmes BT EM32

4 Medidores Particular

41 Medidores AT EM41 42 Medidores BT EM42

La caracterización anterior permite obtener una serie de estadísticas, por ejemplo por comuna, por propiedad, por tipo de equipo, por tipo de material (información disponible a través del CODIGO_VNR); y adicionalmente tiene la ventaja de no implicar modificaciones a la información que actualmente entregan las empresas. Se estima que para todos los segmentos no es conveniente incluir información del tipo marca y modelos de las instalaciones que sufrieron fallas, debido a que en la experiencia internacional no se solicita esta información, por la diversidad de marcas y modelos no es claro que se pueda obtener información útil para análisis y conclusiones y porque esto impondría dificultades a los procesos de información, desde el punto de vista de los posibles efectos que se podrían tener.


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4. Clasificación de Fallas del Sector Eléctrico

4.1. Definición de Fallas Para la propuesta de definición de fallas se revisarán los procesos de información de SEC, el GADS y TADS de la NERC y los procedimientos utilizados por los CDECs para que le informen indisponibilidades. Se verá en cada proceso cuándo se debe informar una falla, incidente o interrupción.

4.1.1. Proceso SEC “Interrupciones III” (Oficio Circular 4509/2005)

Se refiere a la información de interrupciones de suministro que afectan las redes de las distribuidoras. Hace las siguientes definiciones relacionadas con fallas:

• Interrupción de Suministro: suspensión del suministro de energía eléctrica de algún usuario o del conjunto de ellos, debido a una operación en la red, programada o intempestiva, manual o automática.

• Evento: acontecimiento del mundo real que afecta a una red eléctrica. Puede ser un incidente, tal como la caída de un poste, o bien, maniobras de apertura o cierre de equipos de operación.

• Incidencia: grupo de una o más interrupciones generales a partir de un único evento, incluyendo las interrupciones y bloques de reposición generados a partir de las maniobras para la recuperación del servicio.

En el módulo de Incidencias se indica que se deben informar todas las incidencias que causaron interrupciones de suministro.

4.1.2. Proceso SEC “Informes Análisis de Falla” (Oficio Circular 1513/2006)

Este proceso se utiliza para que los CDECs informen a la SEC toda vez que ocurra una falla que afecte la continuidad de suministro de clientes finales, haciendo referencia al Título 6-12 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro (NTSyCS). Por su parte, la NTSyCS señala: Artículo 6-77 El Estudio para Análisis de Falla que debe realizar la DO, tiene por objeto analizar las contingencias que tengan como consecuencia la interrupción de suministro para así determinar las causas, consecuencias y medidas correctivas que eviten su repetición, a través del mantenimiento y administración de un registro de información y análisis. Artículo 6-78


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Toda vez que ocurra una falla en unidades de generación, subestaciones, líneas de transmisión u otros equipos, que afecte la continuidad de suministro a clientes finales, los CC que corresponda deberán dar inmediato aviso e informar del evento al CDC.

4.1.3. Proceso SEC “Eventos en el Sistema Eléctrico” (Oficio Circular 2853/2003)

Se deben informar los eventos que afectan a las subestaciones primarias de distribución, incluyendo aquellos que originan indisponibilidades. Se solicita la fecha y hora de inicio y de normalización del evento.

4.1.4. Proceso North American Electric Reliability Corporation (NERC): Generating Availability Data System (GADS)

Este sistema sugiere las clases de eventos que se deben informar, por tipo de central, de acuerdo a la siguiente tabla:

En términos generales indica que se debe informar en caso de salidas de centrales, derrateos y cierres de reservas, dejando opcional el informar eventos que no impliquen restricciones.

4.1.5. Proceso North American Electric Reliability Corporation (NERC): Transmission Availability Data System (GADS)

En el caso del TADS solo se informan salidas de servicio (Outages) y se clasifican en los siguientes tipos:


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• Automáticas: por operación automática de protecciones que hacen pasar instalaciones desde en-servicio a fuera de servicio.

• Momentáneo: Salida automática con duración de menos de 1 minuto. • Salida Sostenida: Salida automática con duración mayor a 1 minuto. • Salida No Automática: Salida que resulta de una operación manual (incluyendo control de

un supervisor) de un elemento de maniobra. • Salida Planificada: Salida no automática con aviso anticipado para efectos de

mantenimiento, construcción, inspección, pruebas, o requerimientos de terceras partes. Salidas de servicio de menos de 30 minutos de duración que resulten de secuencias de operación para preparar la restauración de servicio de otras instalaciones, no se deben reportar.

• Salida Operacional: Una salida no automática con el propósito de evitar una emergencia como riesgo a la vida de las personas o daños a cosas; o para mantener el sistema dentro de los límites de operación.

4.1.6. Procedimiento DP CDEC –SIC “Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto”

Este procedimiento define que se deben informar los Informes de Falla, Informes de Limitación y Solicitudes de Desconexión asociados a los eventos de indisponibilidad, definiendo éstos como: Artículo 34. Eventos de indisponibilidad Se considerará la ocurrencia de un evento de indisponibilidad cuando se ha producido una disminución total o parcial en la capacidad de una instalación, respecto de su valor máximo declarado. Para el caso de una unidad generadora, se entenderá como una disminución total o parcial en la potencia disponible para generar, respecto de su potencia máxima. Se considerará como Energía no Disponible a la energía que no es capaz de entregar la unidad, producto de la diferencia entre la potencia máxima declarada y la potencia disponible asociada a la desconexión o falla. Para estos efectos se considerará como potencia máxima la potencia bruta declarada según lo dispuesto en el Capítulo Nº9 de la NT. Para el caso de un transformador de poder o una línea de transmisión, se entenderá que ha ocurrido un evento de indisponibilidad, cuando éste no se encuentra en condiciones de transmitir. Para el caso de un equipo de compensación reactiva inductiva o capacitiva, se entenderá que ha ocurrido un evento de indisponibilidad, cuando éste no se encuentra en condiciones de compensar potencia reactiva. Se puede apreciar que esta definición es coincidente con GADS y TAGS explicados anteriormente.


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4.1.7. Procedimiento DO CDEC–SING “Elaboración de Movimiento de equipos para instalaciones del SING”

En el caso del CDEC-SING, a través de este procedimiento se solicita la información de los Estados Operativos de las Instalaciones de Generación y Transmisión. En el caso de las instalaciones de Generación, se informa el límite de potencia en el Estado Operativo. Los Estados Operativos son:

Instalaciones de Generación Instalaciones de Transmisión

• Conectada Normal. • Limitación Programada. • Limitación Forzada. • Limitación de Combustible. • Prueba Operacional. • Prueba DO. • Prueba en Mantenimiento Mayor. • Restricción Operativa. • Desconectada Normal (DN). • Desconectada con Limitación

Programada. • Desconectada con Limitación Forzada. • Desconectada con Limitación de

Combustible. • Mantenimiento Mayor. • Desconexión Programada. • Desconexión Forzada. • Falla Externa. • Desconectada con Restricción

Operativa. • Prueba de Puesta en Servicio. • Conectada a Sistema Externo.

• Conectada Normal. • Restricción Operativa • Prueba de Puesta en Servicio • Desconexión Normal • Desconexión Forzada • Desconexión Programada • Falla Externa • Desconectada con Restricción Operativa

.

4.2. Fallas a informar En base a lo anterior, se propone definir que se deberán informar los eventos de indisponibilidad y no fallas, ya que el primer concepto es más amplio involucrando eventos que generan indisponibilidad como mantenimientos, operación, falta de combustible, etc. Se propone la siguiente definición de indisponibilidad para cada segmento del sector eléctrico:


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Generación Se entenderá como indisponibilidad de una unidad generadora a una disminución total o parcial en la potencia disponible para generar, respecto de su potencia máxima. Transmisión Se entenderá como indisponibilidad de una instalación de transmisión cuando ésta no se encuentra en condiciones de transmitir, transformar, o en el caso de equipos mayores, a prestar el servicio para el que está destinado. Tanto en el caso de Unidades Generadoras como de instalaciones de transmisión, no se deberán informar indisponibilidades cuando las instalaciones estén disponibles y no se despachen en el caso de las unidades generadoras, o se mantengan abiertas, en el caso de instalaciones de transmisión, por criterios operacionales, como podría ser el mantener una línea abierta por otras restricciones del sistema. Distribución Se entenderá como indisponibilidad de una instalación de distribución cuando se produce una suspensión del suministro de energía eléctrica de algún usuario o del conjunto de ellos.

4.3. Caracterización de Indisponibilidades (Fallas) Se propone que cada indisponibilidad quede caracterizada de acuerdo a las dimensiones que se indican el siguiente diagrama:


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Cada dimensión a informar se explica en el siguiente formulario y sus anexos.

Caracerización Indisponibilidad

Id. SegmentoId Operador

Calidad de Suministro Segmento Generación

Causas Forzadas

* Generación* Transmisión* Distribución* Cliente LibreOperador

* Fallas de Instalaciones

Intempestivas:* Atentados.* Terremotos.* Inundación.* Derrumbes.* Climáticas* ÁrbolesEtc

Información de la Indisponibilidad

* Fecha.* Hora.* Duración (horas)* Ubicación (comuna, región).

Identificación de afectados con interrupción:* Clientes Libres * Subestaciones Primaria de

Distribución (SPD)* MW Instalados e e Interrumpidos de cada Instalación de Clientes

SI

* Cantidad de Clientes Afectados, reportados directamente por Dx e indirectamente por Gx y TxNota: adicionalmente e independientemente de las Indisponibilidades, las Distribuidoras deberán informar la cantidad de sus clientes conectados a totales y por escalón de EDAC a cada SPD, de forma de poder dimensionar las interrupciones en Gx

¿Provoca interrupción de Suministro?

* Potencia Máximal (MW) de la Central* Potencia (MW) Previo a la Indisponibilidad * Potencia (MW) durante la

Indisponibilidad

Origen

* Instalaciones de la empresa informante

* Fuera de las instalaciones de la empresa informante

Precalificaciión de Responsabilidad

* Propia

* Terceros

* Fuerza Mayor

Identificación Instalación fallada

Ampliación de Causa(corrosión, atasco, cortocircuito, etc.)

Descripción verbal (tipo de falla, apariencia, factores de contribución y

acciones correctivas)

Operativas:*Emergencias, Riesgos* DMC* EDAC* Baja Tensión, etc.* Huelga, laborales.* Error humanoEtc.

Programadas

* Racionamiento

* Manntenimientos

* Desconexión a solicitud de terceros

* Desconexión para conexión de nuevas instalaciones

propias

Identificación Instalación

Instalación Principal

* Identificación de Sistema eléctrico.* Identificación de Tensión de la instalación con indisponibilidadIdentificación de (según corresponda) :* Unidad Generadora * Línea de Transmisión * S/E de Transmisión (Transformador) *

Tiempo de reparación en horas.

Segmento Generación y Tx (incluyendo Clientes Libres)


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4.4. Formulario para Información de Indisponibilidades del Sector Eléctrico

A continuación se presenta el formulario con la información descrita anteriormente y otra información necesaria para las estadísticas de fallas. Esta información se debiera agregar a los procesos de información que lleva la Superintendencia:

• “Informe Análisis de Falla” para las indisponibilidades de Generación, Transmisión y Clientes Libres conectados a instalaciones de Transmisión.

• “Interrupciones III” para las indisponibilidades de distribución y Clientes Libres conectados a instalaciones de distribución que no son parte de los alimentadores de distribución (conectados a subestaciones primarias en tensiones de distribución).

A cada indisponibilidad se le asocia una causa. En el caso que la causa sea una falla de instalación, se asocia adicionalmente:

• Identificación de la instalación fallada de acuerdo a la caracterización de instalaciones.

• Un código de ampliación de causa que da cuenta del tipo de falla que sufrió la instalación, como corrosión, aislador dañado, etc.

• Una descripción verbal, sugiriendo las frases y palabras a utilizar para describir:

o La falla y su apariencia, de acuerdo a tipos y modo de falla.

o Factores que contribuyeron a la falla.

o Acciones correctivas.


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Nombre EmpresaNº Identificación Segmento de la instalación fallada (Gx, Tx, Dx, ClTx, ClDx)(Gx: Generación, Tx: Transmisión, Dx: Distribución, ClTx: Clientes Libres conectados a instalaciones de transmisión, ClDx: clientes libres conectados a instalaciones entensión de distribución distintas a los alimentadores de las distribuidoras)

II. IDENTIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN PRINCIPAL

(SING, SIC, SIC, SING, COCHAMO, HORNOPIREN, SASIPA, AYSEN,PALENA, GENERAL CARRERA, PUNTA ARENAS, PUERTO NATALES,PORVENIR, PUERTO WILLIAMS)

Nombre de la Unidad Generadora, Línea de Transmisión, Subestación de Transmisión o Alimentador, según correspondTensión del primario en caso de subestaciones.

Nº Región Comuna

Duración (horas)

Segmento GeneraciónPotencia previa a la indisponibilidad (MW) ¿Provocó interrupción?Potencia durante la indisponibilidad (MW) (a clientes libres o regulados) SI NO

Segmentos Transmisión, Clientes Libres y Generación con Interrupción de Suministro

Segmento DistribuciónCantidad de clientes afectadosNota: adicionalmente e independientemente de las Indisponibilidades, las Distribuidoras deberán informar la cantidad de sus clientes conectados a cada SPD, de forma depoder dimensionar las interrupciones en Gx, Tx y CL.

1. Origen de la indisponibilidad

en instalación de la empresa informante. fuera de las instalaciones de la empresa informante.

2. Precalificación de responsabilidad que hace la empresa informante

PropiaTercerosFuerza Mayor

3. Causa de Indisponibilidad

En caso de causa 1010 Fallas de Instalaciones, 1120 Desconexión para realizar mantenimientos y reparación de instalaciones, 1130 Desconexión par realizarinspecciones a instalaciones:

Código de Identificación de Instalación:Código de la instalación de Generación, Transmisión o Distribución, de acuerdo a las tablas de caracterización de instalaciones de cada segmento.En el caso de clientes libres, dependiendo del tipo de instalación corresponderá a instalación de transmisión o distribución.

En caso de causa 1010 Fallas de Instalacionesinstalaciones:

Código de ampliación de causaDe acuerdo a lo que se describe en el anexo Código de ampliación de causa.

Descripción verbal de la falla

De acuerdo a lo que se describe en el anexo Descripción Verbal

Tiempo de reparación (horas)

Sistema Eléctrico

Nombre de la instalación principal

Identificación de Clientes Libres afectados:Subestaciones Primarias de distribución afectadas:Potencia interrumpida (MW)

Código según Tabla Causa de Indisponibilidades

FORMULARIO PARA INFORMAR INDISPONIBILIDADES ELÉCTRICASI.- IDENTIFICACIÓN DEL OPERADOR DE LA INSTALACIÓN

Fecha de InformaciónDía Mes Año

Tensión (kV)

III. INFORMACIÓN DE INDISPONIBILIDADReferencia de la Falla

Fecha de Ocurrencia Ubicación de la Falla Día Mes Año Calle

Este

V. ORIGEN, PRECALIFICACIÓN DE RESPONSABILIDAD y CAUSAS DE INDISPONIBILIDADES

Hora de Ocurrencia Coordenadas GeorreferenciadasHr Min Seg Zona UTM Norte

IV. CALIDAD DE SUMINISTRO

Potencia Normal de la Unidad Generadora (MW)


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Anexo 1 Formulario: Tabla de Causas de Indisponibilidades

Código Tipo Subtipo Descripción 1010 Fallas Fallas Fallas de Instalaciones 1110 Programadas Programadas Racionamiento, con decreto vigente y programa de cortes avisados

1120 Programadas Programadas Desconexión para realizar mantenimientos y reparación de instalaciones.

1130 Programadas Programadas Desconexión para realizar inspecciones a instalaciones. 1140 Programadas Programadas Desconexión a solicitud de terceros.

1150 Programadas Programadas Desconexión debido a puesta en servicio de equipos o instalaciones nuevas.

1210 Intempestivas Operativas Desconexión debido a una emergencia, para evitar riesgos a personas o cosas.

1211 Intempestivas Operativas Desconexión debido a falla en instalaciones de terceros.

1212 Intempestivas Operativas Desconexión Manual de Carga o Racionamiento por condiciones operacionales

1213 Intempestivas Operativas Operación intempestiva de protección (sin existir una falla) 1214 Intempestivas Operativas Operación intempestiva de interruptor (sin existir una falla) 1215 Intempestivas Operativas Error Humano 1216 Intempestivas Operativas Baja frecuencia 1217 Intempestivas Operativas Sobre frecuencia 1218 Intempestivas Operativas Interrupción forzada por operación de protecciones 1219 Intempestivas Operativas Sobre tensión en subestación 1220 Intempestivas Operativas Baja tensión en subestación 1221 Intempestivas Operativas Súbito aumento de demanda. 1222 Intempestivas Operativas Pérdida de tensión en punto de inyección. 1223 Intempestivas Operativas Desconexión debido a operación de esquema de baja frecuencia. 1224 Intempestivas Operativas Desconexión debido a operación protección de sobretensión. 1225 Intempestivas Combustible Falta de Combustible 1226 Intempestivas Combustible Mala calidad de combustibles 1227 Intempestivas Ambientales Para no sobrepasar límite de emisiones 1228 Intempestivas Laborales Huelga de personal o similares 1310 Intempestivas Autoridad Acto de Autoridad 1311 Intempestivas Operativas Falta de alimentación a instalaciones 1312 Intempestivas Operativas Sobrecarga en Instalaciones 1313 Intempestivas Operativas Contacto de ramas con conductores. 1314 Intempestivas Climático Evento climático (viento, lluvia, nieve, temporal, etc.) 1315 Intempestivas Climático Objeto llevado por el viento hacia los conductores. 1316 Intempestivas Climático Pérdida de aislación debido a niebla o contaminación. 1317 Intempestivas Catástrofes Evento catastrófico (inundaciones, terremoto, aluvión, etc.)

1318 Intempestivas Incendio Incendio bajo una línea o en proximidades de instalaciones (natural o provocado)

1319 Intempestivas Árboles Caída de árbol sobre línea o instalación.


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Código Tipo Subtipo Descripción

1320 Intempestivas Juegos de Personas Juegos (volantín, pelotazos u otros)

1321 Intempestivas Accidentes Accidentes causados por vehículos, aviones, o eventos similares.

1322 Intempestivas Animales Falla ocasionada por animales, roedores o pájaros (por contacto directo u otro)

1323 Intempestivas Vandálicos Robo de Conductor 1324 Intempestivas Vandálicos Objeto, alambre o cadena arrojada a líneas 1325 Intempestivas Vandálicos Hurto de energía 1326 Intempestivas Vandálicos Falla causada por atentados o vandalismo.

1327 Intempestivas Instalaciones de clientes Capacidad insuficiente de S/E

1328 Intempestivas Instalaciones de clientes Falla en artefacto eléctrico

1329 Intempestivas Instalaciones de clientes Problema neutro o puesta a tierra

1330 Intempestivas Instalaciones de clientes Poste cliente inclinado y quebrado

1331 Intempestivas Instalaciones de clientes Traslado medidor por terceros

1332 Intempestivas Instalaciones de clientes Pérdida de aislación de transformador particular

1333 Intempestivas Instalaciones de clientes Desconexión a solicitud del cliente

1334 Intempestivas Instalaciones de clientes Otros

1335 Intempestivas Sobrecarga Desequilibrio de cargas 1336 Intempestivas Sobrecarga Aumento de carga en faena de construcción 1337 Intempestivas Sobrecarga Capacidad insuficiente por nueva urbanización 1338 Intempestivas Sobrecarga Crecimiento de la demanda del sector 1339 Intempestivas Sobrecarga Otros 1340 Intempestivas Otros Causas Fugaces o Flicker 1341 Intempestivas Otros Origen no determinado


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Anexo 2 del Formulario: Código de ampliación de Causa

El objetivo del código de ampliación de causa es mejorar la identificación de la causa de una falla o interrupción, a través de la descripción del modo de falla, indicándola con el código de dos dígitos. Algunos códigos de causas ya contienen la descripción de ampliación de causa en su descripción. El código de ampliación de causa permite que todos los Códigos de Causa sean descritos con los modos de falla, sin tener que aumentar las causas de fallas y mejorar la información de las causas más comunes. Código Descripción de ampliación de causa

01 Abierto

02 Adherencia (sticking)

03 Agarrotado (no se mueve)

04 Agrietado

05 Agua, presencia

06 Aislador dañado

07 Alineación/despeje axial fuera de límites

08 Alineación/despeje radial fuera de límites

09 Atasco

10 Calibración fuera de límites

11 Cerrado

12 Circuito errático

13 Combustible mojado, congelado, contaminado

14 Condensación de aceite

15 Condensación de agua

16 Conexión suelta

17 Contaminación con líquidos

18 Contaminación con metales o solidos

19 Corrosión

20 Corte de conductor

21 Cortocircuito del componente

22 Cubierto de carbón

23 Dañado por explosión – iniciado en la misma componente

24 Dañado por explosión – iniciado en otra componente (ej. daño en bomba iniciado por motor)

25 Daño por hidrógeno

26 Daño por impacto

27 Daño por objetos externos


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Código Descripción de ampliación de causa

28 Daño químico

29 Daños de contactos por fricción (axial)

30 Deformación (creep) por altas temperaturas

31 Desconocido

32 Desgastado (exceso de uso)

33 Equilibrio eléctrico (balance) fuera de límites

34 Erosión

35 Error de cableado

36 Error de personal u operador

37 Escoria – presencia de

38 Falla de acople/engrane

39 Falla de desacople

40 Falla eléctrica a tierra

41 Falta de combustible

42 Fatiga térmica

43 Fijación radial de contacto.

44 Filtración

45 Flashover/arco eléctrico

46 Fuego

47 Indicación/Lectura falsa

48 Inspección

49 Limpieza

50 Lubricación – falta de

51 Lubricación excesiva

52 Mal funcionamiento de equipo externo (a la central o a la instalación)

53 Mantenimiento – despeje de daños

54 Mantenimiento general

55 Material defectuoso

56 Modificaciones

57 Operación errática o no explicada

58 Partes y piezas faltantes/no disponibles

59 Pérdida total de combustión (flameout)

60 Presión fuera de límites

61 Pruebas

62 Quebrado/Roto


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Código Descripción de ampliación de causa

63 Quemado/dañado por fuego – iniciado en la misma componente

64 Quemado/dañado por fuego – iniciado en otra componente (ej. daño en bomba iniciado por motor)

65 Refrigeración por aire no adecuada

66 Refrigeración por líquido no adecuada

67 Restricciones ambientales

68 Ruidos

69 Sobrecalentamiento temporal

70 Sobrecarga

71 Soldadura, fallas de

72 Suciedad, presencia de

73 Suelto

74 Temperatura fuera de límites

75 Tripeo manual

76 Tripeo automático

77 Vibración

78 Voltaje fuera de límites

79 Otros


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Anexo 3 del Formulario: Descripción Verbal

1. Descripción de la falla y apariencia Describe la manera en que la falla ocurrió. Identifica el modo de falla en términos generales, no en términos del mecanismo fallado o de los efectos de la falla. En la descripción del tipo y modo de falla se debe tratar de usar los términos que se indican a continuación, debiendo agregarse o cambiarse por otros si resultan más adecuados. Tipos de Falla Modo de Falla Erosión Corrosión Eléctrica Electrónica Mecánica Hidráulica

Filtración Grieta, fisura Fractura Rotura Deformación física Desplazamiento Colapso No parte, no se mueve No se detiene No cierra No abre No retiene No libera/suelta Fuera de límites Fuera de ajustes Operación no buscada / Respuesta falsa

2. Factores que contribuyen a la falla

El código de la instalación fallada identifica la instalación específica que falló. Sin embargo, es conveniente describir otros factores que contribuyeron a la falla, como factores no operacionales o físicos (por ejemplo Ingeniería, Diseño, Error Humano, etc.). Se debe tratar de usar los términos que se indican a continuación para describir los factores que contribuyeron a la falla, debiendo agregarse o cambiarse por otros si resultan más adecuados. Factores de Contribución Típicos Repuesto erróneo (externo) Material erróneo (externo) Contaminación por partículas Desgaste normal Desgaste anormal Problema de lubricación Relacionado con soldadura Carga anormal Temperatura anormal Presión anormal

Mala calibración de Interruptor o Instrumento Falla de aislación Corto circuito/Falla a tierra Circuito abierto Contactos quemados/corroídos/fallados Conexión defectuosa Circuito defectuoso Quemado Sobrecarga eléctrica Defecto de material


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Flujo anormal Cambio de seteo Reparación anterior incorrecta Procedimiento/Instrucción incorrecto

Vibración excesiva Fuego/Explosión Catástrofe Natural4 Fatiga cíclica

3. Acciones Correctivas

Se deben registrar las acciones tomadas para reparar y corregir la instalación fallada. También se debe indicar si se realizaron recalibraciones o pruebas para verificar que la reparación fue exitosa. Se debe tratar de usar los términos que se indican a continuación, debiendo agregarse o cambiarse por otros si resultan más adecuados. Acciones Correctivas Típicas Recalibración Ajuste Reparación temporal Bypass temporal Rediseño Modificación Reparación de partes o piezas

Remplazo de partes o piezas Reparación de componentes Reparación de componentes Resellado Rearmado Solicitar revisión

Como ejemplo: el Sistema de Control de una Turbina de Vapor (indicado en la causa), tubo una falla electrónica (tipo de falla), no cierra (modo de falla), por contactos quemados (factor de contribución). Se remplazaron contactos (acción correctiva).


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5. Caracterización de Instalaciones del Sector Hidrocarburos Para la caracterización de la infraestructura a nivel nacional en el área de hidrocarburos, se propone analizar los distintos sectores, Combustibles Líquidos, Gas Natural, GNL y GLP. Si bien es cierto, cada uno de estos sectores tiene sus características diferenciadoras existen elementos comunes que las componen. Adicionalmente y como concepto general, se pretende utilizar en los más posible la caracterización existente y disponible en los Sistemas de Cuentas Georeferenciado de Instalaciones (GIS) que maneja la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) para cada uno de los sectores mencionados.. El sistema de Cuentas Georeferenciado de Instalaciones (GIS) que maneja la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), tiene estructurado todo el proceso productivo, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles de la siguiente manera:

• GIS I : Instalaciones de Producción y Grandes Almacenamientos.

Redes de Transporte de Combustible. Gas de Red (Primario).

• GIS II : Distribución de GLP en cilindros sobre 10.000 kg.

• GIS III : Redes Secundarias y Terciarias de Gas de Red. Centros de Servicios.

La SEC captura la información enviada por las empresas mediante el sistema STAR, dicho sistema funciona y posee las siguientes características:

− Opera vía WEB.

− Permite el envío masivo de datos.

− Permite validar en línea formato de la información enviada (Sólo para Sistemas de Cuenta estructurados).

− No valida consistencia de la información.

Mediante el Sistema de Cuentas GIS las empresas del área de combustibles entregan información referente a sus instalaciones. Actualmente están en revisión las etapas I y II, para posteriormente dejar operativa la etapa III.

El GIS posee las siguientes características:

• Procesos estructurados con planes de cuentas asociados a cada proceso.

• Las empresas deben informar datos del tipo técnico, administrativo, de explotación y geográfico de sus distintas instalaciones.


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• El GIS realiza una caracterización de las instalaciones utilizando información de infraestructura y explotación asociada a las actividades que se realizan en las instalaciones de combustibles, las cuales se indican a continuación:

• Plantas de recepción marítima y grandes plantas de almacenamiento de combustibles líquidos y de gas natural licuado.

• Datos de los elementos constitutivos de las redes de transporte de combustibles líquidos y gas natural.

• Datos relativos a las redes primarias de distribución de gas.

• Datos de instalaciones de expendio de combustibles líquidos al público y estaciones surtidoras de gas licuado de petróleo (GLP) vehicular.

• Almacenamiento asociado a instalaciones de expendio de combustibles GLP sobre 10.000 kg.

• Datos asociados a los Centros de Servicios (expendio de combustibles).

El diagrama que a continuación se presenta muestra la estructura del Sistema de Cuentas Georeferenciados de Instalaciones de combustibles del GIS I y II.

Figura Nº1. Estructura de Información GIS I y II.

De forma de dar una estructura a la caracterización de las instalaciones que permita un adecuado detalle, pero que a la vez no implique una excesiva entrega de información, que dificulte la implementación del sistema, se propone definir una primera clasificación como la que se muestra a continuación:


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Figura N°2. Esquema de Clasificación de Instalaciones.

Las instalaciones se clasificaran según las partes que lo componen llegando hasta un nivel 3 de detalles. Se definen los siguientes términos:

• Naturaleza: Todo proceso productivo asociado a combustibles de hidrocarburos.

• Ítem: Todas las partes de la Naturaleza que sean de utilidad para identificarla y caracterizarla.

• Subitem: Todas las partes de un Ítem que sean de utilidad para identificarlo y caracterizarlo.

Naturaleza

Item

Subitem Subitem

Item

Subitem


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5.1. Combustibles Líquidos El sector de combustibles líquidos presenta la siguiente estructura general:

Figura Nº3. Estructura General de Sector Combustibles Líquidos.

5.1.1. Terminales Marítimos de Importación y Exportación.

Actualmente son varias las empresas que poseen terminales marítimos en nuestro país, una de las más importantes a nivel nacional es la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), la cual realiza sus operaciones de importación y exportación de crudo y productos a través de sus terminales ubicados en la bahía de Quintero (V Región), San Vicente (VIII Región) y Gregorio (XII Región).

En la Tabla N°1, que a continuación se presenta, se indica un resumen de los terminales marítimos petroleros y gaseros por puerto existentes en nuestro país.

Actualmente la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) mediante su sistema estructurado GIS (Procesos estructurados con planes de cuentas asociados a cada proceso), mantiene registro de la ubicación y operación de terminales marítimos, con lo cual se pretende mantener registro georeferenciado y estadístico de instalación o infraestructura que intervienen.

Terminales Marítimos de Importación y Exportación

Sistemas de Transporte

Plantas de Refinación

Sistemas de Transporte

Plantas de Almacenamiento

y Distribución

Estaciones de Expendio


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Tabla N°1. Terminales Marítimos en Chile.

Arica Sica-Sica Yacimiento Petrolíferos Bolivia Petróleo Crudo Comap Comunidad Almacenadora de petróleo Petróleo Diesel - Gasolina 93

Patache Terminal Marítimo Minera Patache S.A Terminal Marítimo Minera Patache S.A Acido Sulfúrico

Iquique Copec-Chile Compañía de petróleos de Chile Diesel - Kerosene

Gas - Fuel Oil N° 6Petrobras Chile Petrobras Chile Ltda. Kerosene

Gas - Fuel Oil N° 6 - Diesel Tocopilla

Muelle Electroandina Electroandina Diesel Parafina IFO 180BunkerAcido Sulfúrico

Mejillones Enaex Empresa Nacional de Explosivos S.A Amoniaco liquido Michilla Minera Michilla S.A Acido Sulfúrico Interacid Interacid Chile Ltda Acido Sulfúrico Puerto Mejillones Puerto Mejillones S.A Acido Sulfúrico GNL Mejillones S.A Terminal Marítimo GNL Mejillones Gas Natural

Antofagasta Shell Shell Chile S.A Combustibles

Chañaral Terminal Petrolero Petrobras S.A Codelco-Chile División Salvador Fuel Oil

Diesel Terminal Acido Sulfúrico Codelco-Chile División Salvador Acido Sulfúrico

Caldera Rocas Negras Compañía de petróleos de Chile S.A Petróleos - Gasolina

Huasco Guacolda I Empresa Eléctrica Guacolda S.A IFO 180

Diesel Guacolda II Cía. Minera del Pacifico IFO 180

Diesel Isla de Pascua

Vinapu Refinería Petróleos de Concón S.A Diesel Kerosene Aviación Gasolina

Coquimbo Copec Guayacán Compañía de Petróleos de Chile S.A Gas 93-97

Kerosene - Petróleo

Puerto Terminal Propietario Productos


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Fuente: Boletín estadístico Marítimo – Edición 2011 – Armada de Chile

QuinteroOxiquim S.A. Sitios : Norte y Sur Oxiquim S.A. Metanol

Soda CausticaSulfhidrato SódicoFenolAcido Sulfúrico

Multiboya LPG Enap Refinerías Aconcagua S.A. Propano - ButanoProductos Limpios

Multiboya Crudo Enap Refinerías Aconcagua S.A. Fuel OilProducto LimpiosCrudoIFO-180

Monoboya Enap Refinerías Aconcagua S.A. CrudoSitio 1 Puerto Ventanas S.A. MDO

IFO 180IFO 380

Sitio 2 MDOIFO 180IFO 380

Sitio 3 AsfaltoMDOIFO 180IFO 380

Sitio 5 Base Stok, Fuel Oil N° 6MDOIFO 180IFO 380

El Bato Shell Chile S.A. IFO 180 - 380 y LubricanteTerminal Barcaza Enap Refinerías Aconcagua S.A. IFO 180 - 380

MDOGNL Quintero GNL Quintero S.A. GNL

San VicenteTerminal "B" Enap Refinerías Bio Bio Productos NegrosTerminal "C" Enap Refinerías Bio Bio Productos Blancos

DeslastreMuelle Abastible S.A Abastecedora de Combustibles S.A. L.P.G.

Productos BlancosDeslastre

CoronelOxiquim Escuadrón Oxiquim S.A. Soda Caustica

MetanolChacabuco

Terminal Copec Copec Gasolina 93Petróleo DieselKeroseneGasolina 97

Punta ArenasCabo Negro 1 Empresa Nacional del Petróleo Gas Licuado

Productos LimpiosMetanolAguaDieselKeroseneGasolina 97

Cabo Negro 2 Empresa Nacional del Petróleo Gas LicuadoProductos LimpiosMetanolAguaDieselKeroseneGasolina 97

Rio Los Ciervos Armada de Chile PetróleoPunta Delgada

Gregorio (Multiboya) Empresa Nacional del Petróleo CrudoProductos Refinados

Gregorio (Muelle) Empresa Nacional del Petróleo Nafta - Diesel - KeroseneAgua

Tierra del FuegoTerminal Marítimo Petrolero Clarencia Empresa Nacional del Petróleo Petróleo Crudo

Puerto WilliamsMuelle Guardián Brito Armada de Chile Petróleo Diesel

Gas Propano


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Según la clasificación propuesta anteriormente, que considera detallar hasta un nivel de subitem, las instalaciones en terminales se pueden caracterizar de la siguiente forma:

NATURALEZA ITEM SUBITEM

COMBUSTIBLES LIQUIDOS / TERMINALES MARITIMOS

Sistema de Carga / Descarga Muelle Estructuras Conexión de Carga / Descarga Brazos de Carga / Descarga Boyas Flexibles Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Almacenamiento Estanque Fundación Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Instrumentación Medidor de Nivel Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Sistemas de Trasvasije y/o Bombeo Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior


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Aislación Térmica Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Plantas Tratamientos de efluentes. Sistemas de Tratamiento Decantadores Piscinas de Aireación Separadores Filtros Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistema Contra Incendio Estanque Almacenamiento Agua Fundaciones Boquillas Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz


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Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Nivel Detectores de Llama Detectores de Humo Otros Estanque de Almacenamiento Manto

de Espuma Cabezales

Boquillas

Fundaciones

Otros

5.1.2. Sistemas de Transporte

Este Sistema de Transporte de combustibles líquidos está asociado a oleoductos que transportan los combustibles desde las trampas de lanzamiento desde Terminales hacia las trampas de recepción en Plantas de Refinación.

Para la caracterización de las instalaciones en este punto se utilizará la definición que adopta el DS 160 para oleoductos:

• Oleoducto: Conjunto de tubería, válvulas, bridas (flanches), conexiones, dispositivos de control y de seguridad, filtros y equipos necesarios para el transporte de CL entre dos instalaciones, como asimismo para el trasegamiento de CL entre el extremo de la tubería submarina ubicada en tierra hasta la instalación respectiva.

Según esta definición de oleoductos y la clasificación propuesta anteriormente, que considera detallar hasta un nivel de Subitem, las instalaciones en Sistemas de Transporte se puede caracterizar de la siguiente forma:


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NATURALEZA ITEM SUBITEM COMBUSTIBLES LIQUIDOS / SISTEMA DE TRANSPORTE

Trampa de Lanzamiento / Recepción Trampa Barril Tapa de Trampa Válvulas Flanges Instrumentación Medición de Presión Medición de Temperatura Indicador de PIG Ducto Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Protección Catódica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros

5.1.3. Plantas de Refinación.

En Chile existen tres refinerías, todas pertenecientes al grupo de empresas Enap, entre las que se cuentan, Enap Refinería Aconcagua, Enap Refinería BioBio y Refinería Gregorio.

Según DS N° 160, Refinería es Planta en la cual los líquidos inflamables o combustibles son producidos a partir del petróleo crudo, gasolina natural u otras fuentes de hidrocarburos fósiles.

Según el esquema de clasificación definido anteriormente, las instalaciones en Plantas de Refinación se pueden caracterizar de la siguiente forma:

NATURALEZA ITEM SUBITEM COMBUSTIBLES LIQUIDOS / PLANTAS DE REFINACION

Sistemas de Almacenamiento Estanque Fundación


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Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Instrumentación Medidor de Nivel Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión

Sistemas de Trasvasije y/o Bombeo Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Plantas de Procesos Hornos Hogar Chimenea Quemadores Tubos Fundaciones Otros Reactores Vessel


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Catalizador Internos Fundaciones Otros Columnas y Torres Vessel

Internos (bandejas, distribuidores, packing, etc.)

Fundaciones Otros Intercambiadores de Calor Carcaza Tubos Deflectores Placas Soportes Fundaciones Otros Aeroenfriadores Tubos Ventilador Motor Estructuras Fundaciones Otros Estanque Fundación Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Compresores Rodete Pistón Elemento Motriz


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Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Turbinas Alaves Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Control Hardware Software

Venteo y Evacuación de Gases Separadores Vessel Boquillas Internos Fundación y/o Soporte Otros Antorchas Pilotos Flare Tip Stack Dispositivo Ignitor Fundaciones / Soportes Otros Líneas Cañería Soldaduras Válvulas


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Flanges Revestimiento Exterior Aislación Planta de Agua Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Estanque Fundación Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica

Planta Adición de Aditivos Bombas Rodete Pistón

Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo


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Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Estanque Fundación Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Planta de Aire Compresores Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad


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Medidor de Nivel Otros Plantas de Vapor Calderas Hogar Tubos Quemadores Caja de Humos Cámara de Vapor Cámara de Agua Chimenea Otros Desaireador Vessel Boquillas Deflectores Otros Internos Fundaciones Otros Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros

Plantas Tratamientos de efluentes. Sistemas de Tratamiento Decantadores Piscinas de Aireación Separadores Filtros Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación


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Otros Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistema Contra Incendio Estanque Almacenamiento Agua Fundaciones Boquillas Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Nivel Detectores de Llama Detectores de Humo Otros Estanque de Almacenamiento Manto

de Espuma Cabezales

Boquillas

Fundaciones

Otros


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5.1.4. Plantas de Almacenamiento y Distribución.

En este punto se deben considerar todas aquellas instalaciones dedicadas al almacenamiento de productos a ser distribuidos hacia las estaciones de expendio, como hacia Clientes Industriales finales.

Según la clasificación propuesta anteriormente, que considera detallar hasta un nivel de Subitem, las instalaciones en terminales se pueden caracterizar de la siguiente forma:

NATURALEZA ITEM SUBITEM COMBUSTIBLES LIQUIDOS / PLANTAS DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN

Sistema de Carga / Descarga Conexión de Carga / Descarga Brazos de Carga / Descarga Flexibles Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Almacenamiento Estanque Fundación Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Instrumentación Medidor de Nivel Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión

Sistemas de Trasvasije y/o Bombeo Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos


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Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistema Contra Incendio Estanque Almacenamiento Agua Fundaciones Boquillas Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundación Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Nivel Detectores de Llama Detectores de Humo Otros Estanque de Almacenamiento Manto

de Espuma Cabezales

Boquillas

Fundaciones

Otros

Otros Sistemas Sistemas de Control Hardware Software


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5.1.5. Instalaciones de Abastecimiento Vehicular.

Se consideraran en estas instalaciones toda aquella que tenga como propósito el expendio de combustibles líquidos a Cliente final.

Según el esquema de clasificación definido anteriormente, las instalaciones en estaciones de expendio se pueden caracterizar de la siguiente forma:

NATURALEZA ITEM SUBITEM COMBUSTIBLES LIQUIDOS / INSTALACIONES DE ABASTECIMIENTO VEHICULAR

Sistemas de Almacenamiento Estanque Manto Cabezales Boquillas Fundaciones Protección Catódica Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistema Recuperación de Vapores Líneas Válvulas Surtidores Surtidor Sistema de Control de Derrames Cámaras de drenajes Válvulas Líneas


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5.2. Gas Natural El sector de gas natural y más general se puede considerar el gas de red, el cual incluye al gas natural, biogás y gas propano-aire, presenta la siguiente estructura general:

Figura Nº5. Estructura General de Sector Gas de Red.

5.2.1. Plantas de Gas Natural Licuado (GNL).

En este punto se deben considerar todas aquellas instalaciones dedicadas a la recepción, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado a ser introducidos en los gasoductos de transporte de Gas Natural hacia Clientes Industriales finales.

Es importante señalar que las plantas de GNL no están incluidas como información georeferenciada dentro del GIS, es importante señalar que es necesaria que sean incluidas ya que para la obtención de estadísticas finales, hay información que se obtiene de este Sistema de Cuentas y que no se incluye en los formatos de reportes de fallas que se están proponiendo.


Gasoductos de Transporte City Gate

Estación de Regulación y Medición

Red Primaria de Distribución

Red Secundaria de Distribución

Red Terciaria de Distribución

Plantas de Propano - Aire

Plantas de Biogas Red de Gas de Ciudad

Plantas de GNL


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GN/PLANTAS DE GAS NATURAL LICUADO (GNL)

Sistema de Descarga Muelle Estructuras Sistema de Descarga Brazos de Descarga

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Bombeo

Bombas

Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros

Filtros Cuerpo

Internos Boquillas

Líneas

Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Compresión

Compresor

Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje


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Fundación

Filtros Cuerpo

Internos Boquillas

Líneas

Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Regasificación Equipos Open Rack Vaporizer

Quemador de Combustión Sumergida

Internos Válvulas de Alivio Fundaciones

Líneas

Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Regulación y Medición Líneas Cañería Válvulas


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Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Ductos

Líneas

Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica

Sistemas de Protección Catódica

Otros Planta de Aire

Compresor


Filtros Cuerpo

Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros Instrumentación Medidor de Flujo


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Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Planta de Fuel Oil o Gas Combustible Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas

Líneas

Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros

Estanque o Acumuladores Fundaciones

Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica


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Plantas de Nitrógeno Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistema de Medición Piping Flanges Otros Fittings Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros

Sistema Contra Incendio Estanque Almacenamiento de Agua

Fundaciones Boquillas Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica


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Bombas


Líneas

Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Nivel Medidor de Presión Detector de Llama Detector de Humo

Estanque almacenamiento de Espuma

Fundaciones Boquillas Manto Cabezales Otros

Sistema de Control Sistemas de Control. Hardware Software

5.2.2. Plantas de Propano-Aire. En este punto se deben considerar todas aquellas instalaciones dedicadas a la producción de propano-aire como una alternativa a ser introducidos en los gasoductos de transporte de Gas Natural hacia Clientes Industriales finales. Este gas ingresa a la red Primaria de Distribución.



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GN / PLANTAS DE PROPANO – AIRE

Sistema de Almacenamiento Tanque Fundaciones

Manto

Cabezales

Válvulas de alivio Protección Catódica

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Compresión Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas de Vaporización Equipos Manto


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NATURALEZA ITEM SUBITEM GN / PLANTAS DE PROPANO – AIRE

Cabezales Boquillas Internos Válvulas de Alivio Fundaciones Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Bombeo de Propano Liquido Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros


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Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Sistemas Mezcladores Propano-Aire Mezclador Venturi Válvula Mezcladora Ductos Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros

Sistema Contra Incendio

Estanque Almacenamiento de Agua


Bombas


Líneas

Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica

Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Nivel


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Medidor de Presión Detector de Llama Detector de Humo



Planta de Aire Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Plantas de Nitrógeno Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje


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Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Otros Sistemas Sistemas de Control. Hardware Software

5.2.3. Red Primaria de Distribución.

Sobre la base de estudios previos de caracterización de instalaciones solicitados por la CNE, como el Sistema de Cuentas para Informar el Valor Nuevo de Remplazo de las Empresas Concesionarias de Gas de Red, se utilizó la misma clasificación para las redes de distribución de gas de Red Primaria, Secundaria y Terciaria.

En este punto se entenderá por Red Primaria de gas aquella parte de la red de distribución que opera a una presión entre los límites de la clase 300 # y 150 #, según norma ANSI, equivalentes a 51 barg y los 19,7 barg @100°F. La red primaria se inicia a continuación del flange de salida de un City Gate o de una Planta de Fabricación o Respaldo y termina en el flange de salida del Centro de Reductor Primario o de Alta Presión.



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NATURALEZA ITEM SUBITEM GN / RED PRIMARIA DE DISTRIBUCION

Trampa de Lanzamiento/Recepción Trampa Barril Tapas de Trampa Válvulas Flanges

Instrumentación Medidor de Temperatura

Medidor de Presión Indicador de Pig Ductos Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros Instrumentación Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Flujo Otros Planta de Aire Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad


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Medidor de Nivel Otros Planta de Fuel Oil o Gas Combustible Bombas Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros

Estanque o Acumuladores Fundaciones

Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Plantas de Nitrógeno Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras


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Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros

Instrumentación

Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Otros Sistemas Sistemas de Control. Hardware Software

5.2.4. Red Secundaria de Distribución.

En este punto se deben entenderá por Red Secundaria de gas aquella parte de la red de distribución que opera a una presión entre los 19,7 barg y 6 barg. La red secundaria se inicia a continuación del flange de salida del Centro de Reductor Primario o de Alta Presión y termina en el flange de salida del Centro de Reductor Secundario o de Media Presión.


NATURALEZA ITEM SUBITEM GN / RED SECUNDARIA DE DISTRIBUCIÓN Ductos Líneas Cañería Válvulas


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NATURALEZA ITEM SUBITEM GN / RED SECUNDARIA DE DISTRIBUCIÓN Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica


Otros Instrumentación Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Flujo Otros Sistemas de Regulación y Medición

Líneas

Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica

Instrumentación

Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Flujo Otros Expendio de GNC (Gas Natural Comprimido) a Automóviles

Unidad de Medición Medidor de Flujo

Unidad Almacenadora Cilindros

Unidad Surtidora Surtidor Medidor de Flujo Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros

5.2.5. Red Terciaria de Distribución.


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En este punto se deben entenderá por Red Terciaria de gas aquella parte de la red de distribución que opera a una presión bajo 6 barg. La Red Terciaria se inicia a continuación del flange de salida del Centro de Reductor Primario o Secundario y termina en el regulador de servicio del empalme de los clientes.


NATURALEZA ITEM SUBITEM GN / RED TERCIARIA DE DISTRIBUCIÓN

Ductos Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros Instrumentación Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Flujo Otros

Expendio de GNC (Gas Natural Comprimido) a Automóviles

Unidad de Medición Medidor de Flujo

Unidad Almacenadora Cilindros Unidad Surtidora Surtidor Medidor de Flujo Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros

5.3. Plantas de Biogás.

En este punto se deben considerar todas aquellas instalaciones dedicadas a la producción de biogás para ser introducidas en la Red de Distribución de Gas de Ciudad para Clientes Domiciliarios finales.


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Se debe señalar que este gas operará solo hasta el año 2015, año en que dejará de existir gas de ciudad para distribución a clientes domiciliarios.


NATURALEZA ITEM SUBITEM PLANTAS DE BIOGAS

Ductos de Captación Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros Sistema Digestor Tubo de Carga Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros Reactor Paredes Divisorias Tubo de Descarga Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica Otros

Sistema de Almacenamiento Tanque de Almacenamiento Fundaciones

Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Depósito de Gas Fundaciones manto cabezales Boquillas Venteos


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Protección Catódica Equipos Purificadores Fundaciones Boquillas Venteos Manto Cabezales internos Protección Catódica Sistemas de Filtración Filtros Cuerpo internos Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Protección Catódica

Sistema Contra Incendio

Estanque Almacenamiento de Agua


Bombas


Líneas

Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros

Instrumentación Medidor de Flujo


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Medidor de Temperatura Medidor de Nivel Medidor de Presión Detector de Llama Detector de Humo



Planta de Aire Compresor Rodete Pistón Elemento Motriz Sellos Empaquetaduras Eje Fundación Otros Filtros Cuerpo Internos Boquillas Líneas Cañerías Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación térmica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de Temperatura Medidor de Presión Medidor de Densidad Medidor de Nivel Otros Otros Sistemas Sistemas de Control Hardware Software


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5.4. Gas Licuado de Petróleo

El sector de gas licuado de petróleo, presenta la siguiente estructura general:

Figura N°6. Estructura General GLP

5.4.1. Terminales Marítimos de GLP Se consideran en estas instalaciones todas aquellas relacionadas con la carga mediante barcos de Gas Licuado de Petróleo (GLP) hacia almacenamiento y distribución final.


NATURALEZA ITEM SUBITEM GAS LICUADO DE PETROLEO / TERMINALES MARITIMOS

Sistemas de Almacenamiento Estanque Fundaciones Boquillas Venteos Protección Catódica Manto Cabezal Instrumentación Indicador de Nivel

Plantas de Refineria

Terminales Marítimos de GLP

Poliductos de Transporte o

Camiones

Plantas de Almacenamien

to

Distribución (Cilindros o

Granel)

Por Cilindros Cliente Final

A Granel - GLP

Vehicular - Cliente Final


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Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistemas de Trasvasije y/o Bombeo. Bombas Rodete Pistón Motor Eléctrico Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundaciones Otros Filtros Cuerpo Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistema de Carga / Descarga Muelle Estructuras Conexión de Carga / Descarga Brazos de Carga / Descarga Boyas Flexibles Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistema Contra Incendio Estanque Almacenamiento Agua Fundaciones Boquillas Planchas de Techo


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Planchas de Fondo Protección Catódica Bombas Rodete Pistón Motor Eléctrico Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundaciones Otros Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de temperatura Medidores de Presión Medidores de Nivel Detectores de Llama Detectores de Humo Otros

Estanque de almacenamiento de espuma Mantos

Cabezal Boquillas Fundaciones Otros Otros Sistemas Sistemas de Control. Hardware Software

5.4.2. Poliducto de Transporte

Se consideraran en estas instalaciones todas aquellas relacionadas con el transporte de LPG mediante ductos desde las Plantas de Refinería, por ser un combustible del grupo de combustibles limpios producidos en Refinería, hacia almacenamiento y distribución final de Gas Licuado de Petróleo (GLP).


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NATURALEZA ITEM SUBITEM GAS LICUADO DE PETROLEO / POLIDUCTOS DE TRANSPORTE Trampa de Lanzamiento / recepción Trampa Barril Tapa de Trampa Válvulas Flanges Instrumentación Medición de presión Medición de Temperatura Indicador de PIG Ductos Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Protección catódica Otros Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de temperatura Medidores de Presión Medidores de densidad Medidores de nivel Otros Otros Sistemas Sistemas de Control. Hardware Software

5.4.3. Plantas De almacenamiento Se consideraran en estas instalaciones todas aquellas relacionadas con el almacenamiento de LPG en instalaciones de distribución mayorista de Gas Licuado de Petróleo (GLP).


GAS LICUADO DE PETROLEO / PLANTAS DE ALMACENAMIENTO

Sistemas de Almacenamiento Estanque Fundaciones Boquillas Venteos Protección Catódica


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NATURALEZA ITEM SUBITEM GAS LICUADO DE PETROLEO / PLANTAS DE ALMACENAMIENTO

Instrumentación Medidor de Flujo Medidor de temperatura Medidores de Presión Medidores de densidad Medidores de nivel Otros Sistema de Carga / Descarga Conexión de Carga / Descarga Brazos de Carga / Descarga Boyas Flexibles Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistema Contra Incendio Bombas Rodete Pistón Motor Eléctrico Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundaciones Otros Filtros Cuerpo Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Otros Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Estanque Fundaciones Boquillas Venteos


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NATURALEZA ITEM SUBITEM GAS LICUADO DE PETROLEO / PLANTAS DE ALMACENAMIENTO

Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Otros Sistemas Sistemas de Control. Hardware Software

5.4.4. Distribución de Mayoristas Se consideraran en estas instalaciones todas aquellas relacionadas con el transporte mediante camiones de LPG para distribución mayorista de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

NATURALEZA ITEM SUBITEM GAS LICUADO DE PETROLEO / DISTRIBUCION DE MAYORISTAS

Sistemas de Almacenamiento Estanque Fundaciones Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistemas de Trasvasije y/o Bombeo Bombas Rodete Pistón Motor Eléctrico Elemento Motriz Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundaciones Otros Filtros Cuerpo Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañería


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Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistema de Carga / Descarga Conexión de Carga / Descarga Brazos de Carga / Descarga Boyas Flexibles Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Sistema de Aterrizamiento Instrumentos Suministro eléctrico Equipos Electrógenos Unidad Motriz

Componentes de Alimentación (Gas Combustible, Fuel Oil, etc.)

Escape de gases

Elementos de Medición y/o Control

Acumuladores Generadores Unidad Motriz

Componentes de Alimentación (Gas Combustible, Fuel Oil, etc.)

Escape de gases Instrumentos Acumuladores Sistema Contra Incendio Bombas Rodete Pistón Motor Eléctrico Elemento Motriz

Sellos y/o Empaquetadura Eje Fundaciones Otros


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Filtros Cuerpo Válvulas de Alivio Boquillas Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Otros Instrumentación Indicador de Nivel Indicador de Temperatura Indicador de Presión Indicador de Densidad Transmisor Estanque Fundaciones Boquillas Venteos Planchas de Techo Planchas de Fondo Protección Catódica Expendio de GLP Vehicular Unidad de Medición Medidor de Consumo Transmisor Cableado Unidad Compresora Cuerpo compresor Unidad Motriz Unidad Almacenadora Cilindros Unidad Surtidora Surtidor Medidor Transmisor Cableado Líneas Cañería Válvulas Flanges Revestimiento Exterior Aislación Térmica Otros sistemas Sistemas de Control. Hardware Software


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6. Clasificación de Fallas del Sector Hidrocarburos En base a los puntos anteriores se propone:

• Falla: Cualquier evento dentro de las instalaciones que tenga como consecuencia un accidente o incidente, y coloque en riesgo la instalación, las personas y el medio ambiente, o ponga en riesgo el suministro, o que no cumpliendo esto, a solo juicio del operador amerite de ser informado. Para los casos de:

o Gas de Red o GNL, evento que cause: Muerte(s) o lesión(es) que impida(n) a la(s) persona(s) afectada(s)

desarrollar las actividades que normalmente realizan más allá del día del accidente.

Daño a la propiedad del operador o de terceros o ambos. Una parada de emergencia. Eventos como atentado, inflamación, incendio, derrame, fuga o

filtraciones del GNL o GN. Movimiento inesperado o solicitación anormal por causas naturales, tal

como un sismo, derrumbe o inundación, que perjudique la capacidad de servicio o la integridad estructural o confiabilidad de la Planta.

Cualquier rotura u otro efecto de material que perjudique la integridad estructural o confiabilidad de una Planta.

Pérdida de GNL de estanque interior o su levantamiento por congelamiento, que perjudique la integridad estructural de un estanque de almacenamiento de GNL.

Cualquier otro accidente o incidente que por su característica y naturaleza, sea de similar gravedad a las ya mencionados

Cualquier evento que produzca la interrupción del servicio o altere las condiciones de composición y condiciones de operación prestablecidas del suministro de gas de red.

Daño a la propiedad, incluyendo los costos de pérdida de gas, del operador, de otros o de ambos por sobre los US$50.000.-

o Combustibles Líquidos, los siguientes eventos: Explosión. Atentado. Incendio.


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Contaminación de un CL con otro de menor punto de inflamación en procesos de recepción de productos, en instalación de abastecimiento de CL a vehículos.

Volcamiento de vehículo que transporta CL, con o sin derrame de la carga. Derrame de CL superior a 5 m3 en las instalaciones de CL. Para el caso de

instalaciones de abastecimiento de CL deberán informarse todos los derrames superiores a 200 L.

Filtración de CL en tanques y tuberías enterradas, y fondos de tanques sobre superficie.

Escape incontrolado a la atmósfera, superior a 800 (L/día), de CL altamente volátil, entre otros, Clase IA.

Hecho derivado del manejo de CL, que origine la muerte de una o más personas o impida a las personas afectadas desarrollar las actividades que normalmente realizan, más allá del día del accidente.

Daño a la propiedad que afecte el normal desarrollo de la actividad de CL que se estime superior a 100 UTM.

Cualquier otro siniestro que, por su característica y naturaleza, sea de similar gravedad a los ya mencionados.

Definición

Instalaciones: Define a cualquier bien mueble o inmueble destinado a realizar las operaciones de refinación, producción, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles (referencia DS 160).


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6.1. Propuesta Diagrama de Clasificación de Falla


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6.2. Propuesta Prototipo de Formulario

Se presenta una propuesta de prototipo de formulario para el GNL-GLP y Gas de Red. Estos formularios tienen por objeto generar estadísticas, entregar información relevante y tomar las medidas y decisiones necesarias en base a la información allí contenida. En algunos casos se pueden crear tablas complementando con la información que se pueda extraer del GIS, sin embargo, para el caso de plantas de GNL, el GIS necesita ser actualizado para poder extraer mayor información.

Estos formularios debieran ser entregados a los 30 días siguientes transcurrido el accidente, en remplazo del CCLAC-02, por ejemplo para el caso de los combustibles líquidos.

El formulario de accidentes que tiene el GIS debiera ser remplazado por la información que se completará en estos formularios.

La vía de ingreso de este formulario debe ser a través del STAR. A continuación se presenta el prototipo de formularios para Combustibles Líquidos:


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Ciudad Día Mes Dirección

TeléfonoMail

2.1 Tipo de Combustible

Crudo de Petróleo Otro Combustible Altamente Volátil o inflamable (HLV) y que a Condiciones Ambientales es un GasMezcla de Productos RefinadosGasolinas Anhídrido de AmonioEtanol Gas Licuado de PetróleoKerosenes Gas Natural LicuadoPetróleo DieselPetróleos combustiblesSolventes derivados del petróleo Biocombustibles Otro Especifique

2.2 Descripción/Antecedentes de la Falla

Responsable Nombre Teléfono Mail

Fecha de Ocurrencia de la Falla Hora de Ocurrencia de la FallaDía Mes Hr Min Seg

Ubicación de la Falla Coordenadas Georreferenciada

Calle Zona UTM N° Norte Región Este Comuna

3.1 Personas

Muertos LesionadosSI NO SI NO

En caso afirmativo (SI) Responder: En caso afirmativo (SI) Responder:

Nº Trab. Fatales asociados a la operación Nº Trab. lesionados asociados a la operaciónNº Trab. Fatales Contratistas asociados a la operación Nº Trab. lesionados Contratistas asociados a la operaciónNº Trab. Fatales no asociados a la operación Nº Trab. lesionados no asociados a la operaciónPublico general Publico general

Nº Total de Muertos Nº Total de Lesionados

3.2 Instalaciones

Provoco Shut Down N° de Clientes fuera de ServicioProvoco Explosión Provoco Derrame y/o Fuga Entidades comerciales N° (cantidad) EspecifiqueProvoco Filtraciones Entidades industriales N° (cantidad) Especifique

Residencias N° (cantidad) Especifique

Por su Rol en la distribución afecta a:

100 o menos clientes afectados mas de 100 y menos de 1000 clientes afectados 1000 o mas clientes afectados

Cantidad derramada o volumen de perdida m3 Tiempos de remplazoCosto estimado en perdidas del patrimonio $Costo estimado en perdidas de terceros $ 1 hora o menos

mas de 1 hora y menos de 8 horas8 horas o mas

3.3 Medio Ambiente

Provoco contaminación de aguaProvoco contaminación de aire Provoco contaminación de suelo

3.4 Calidad en el suministro

Provoco Productos fuera de especificación Provoco Mezcla de productos Otro Especifique

COMBUSTIBLES LIQUIDOS (LPG Y GNL) - REGISTRO DE FALLA 1.- DATOS DE IDENTIFICACIÓN

Año

Nombre Operador

3. CONSECUENCIAS

2. INFORMACIÓN DE LA FALLA

Fecha Creación DocumentoAño

Nº Identificación

Nº Usuario


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4.1 Internas

4.1.1 Corrosión Interna

Resultados de inspección visual Causa de la corrosión Ubicación de la corrosión

Localizada por picaduras Productos corrosivos Punto bajo la tuberíaCorrosión General Goteo Agua/Ácido CodoCielo no abierto Microbiológicos Goteo

Erosión Otro EspecifiqueOtro Especifique

El tipo de corrosión seleccionado anteriormente se basa en:

Examen de campoDeterminado por análisis metalúrgicoOtro Especifique

¿El gas o fluido fue tratado con inhibidores de la corrosión o biácidas?SI NO

¿Se encontró algún líquido en el sistema de distribución donde ocurrió la Falla?SI NO

4.1.2 Falla en Tubería, junta o soldadura

Cuerpo de la tuberíaSoldadura a topeSoldadura en ángulo rectoTubo de CosturaTubería metálica roscadaMontaje mecánicoAccesorio de compresiónOtro Especifique

4.1.3 Falla en Equipo

Mal funcionamiento de equiposError de conexión Otro Especifique

4.1.4 Falla en Procedimientos

Día Mes Día Mes

Operación Seguridad Mantenimiento

Daños por el operador o contratista Incorrecto diseño del procedimiento de seguridad Mantenimientos programados no ejecutadosSobrepresión equipo o Tubería Incorrecta ejecución del procedimiento de seguridad Mala ejecución del mantenimiento Equipo instalado incorrectamente Otro Especifique Otro EspecifiqueOtro Especifique

4.2 Externas

4.2.1 Corrosión Externa

Resultados de inspección visual Tipo de Corrosión

Localizada por picaduras GalvánicoCorrosión General Atmosférica

Corrientes parásitasMicrobiológicosCostura Selectiva Otro Especifique



¿Se pudo observar daño al revestimiento o pintura en las inmediaciones de la corrosión?SI NO

¿Se trata de una tubería con revestimiento de acero?SI NO

4.2.2 Daños por otros

Daño por volcamiento Vehículo / Equipo motorizado

Especifique si es por: OperadorOperador ContratistaPor terceros

Daño causado por barcos, barcazas, plataformas de perforación, u otro equipo marítimo o embarcaciones

Fenómeno Meteorológico: HuracánTormenta TornadoFuertes lluvias / InundacionesOtro Especifique

AñoFecha ultimo remplazo

Año

4. IDENTIFICACIÓN DE LA CAUSA

Fecha ultimo Mantenimiento


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Daño por pesca

Daño por arcos eléctrico desde otro equipo o instalación

Daños mecánicos producidos anteriormente

Daño Intencional

Especifique si es por: VandalismoTerrorismoRobo de mercancía transportadaRobo de equipos

Otro Especifique

4.2.3 Daños por empresas relacionadas con el negocio

Nombre empresa

Especifique el daño

4.2.4 Excavaciones

Especifique si es por: Operador Especifique derecho de vía donde ocurrió el eventoOperador ContratistaPor terceros Público Alimentación/Línea Transmisión

Tipo de Equipo de Excavación: Calle FerrocarrilCarretera

Perforación Otros Terrenos Públicos Perforación DireccionalExplosivos Privado Tubería Privada/Servidumbre Equipo agrícolaEquipos de molienda Propietario privado Otro EspecifiqueZanjadora Empresa PrivadaEquipo de Vacío Servidumbre privado

4.2.5 Contaminación de combustible por otro punto de menor punto de inflamación

Especifique combustible de menor punto de inflamación

4.3 Fuerza natural

Movimientos de tierra Fuertes lluvias / inundaciones Temperatura (no debido a fuertes Lluvias / inundaciones)

Terremoto Escurrimientos Estrés térmicoHundimiento Flotación Levantamiento por heladaDeslizamientos de tierra Avalancha de lodo Componentes congeladosOtro Especifique Otro Especifique Otro Especifique

Relámpagos Fuertes Vientos Nieve

Impacto directoEfecto secundario fuegos cercanos como resultadoOtro Especifique

5.1 Naturaleza

5.2 Item

5.3 Subitem

Nota: Este punto despliega información de acuerdo a la caracterización realizada en INFORME N°2

Rol en la Operación

No afecta, existen by pass o componentes alternativos Afecta en la operación, pero no produce una parada generalizada de la naturaleza a la cual pertenece el componenteAfecta y produce efectos en una detención en la operación generalizada de la naturaleza a la cual pertenece el componente

5. INSTALACIÓN AFECTADA


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Para el gas natural y los combustibles gaseosos se tiene el siguiente formulario:

Ciudad Día Mes Dirección

TeléfonoMail

2.1 Tipo de Combustible

Gas Natural Propano - Aire Biogás Otro Especifique

2.2 Descripción/Antecedentes de la Falla

Responsable Nombre Teléfono Mail

Fecha de Ocurrencia de la Falla Hora de Ocurrencia de la FallaDía Mes Hr Min Seg

Ubicación de la Falla Coordenadas Georreferenciada

Calle Zona UTM N° Norte Región Este Comuna

3.1 Personas

Muertos LesionadosSI NO SI NO

En caso afirmativo (SI) Responder: En caso afirmativo (SI) Responder:

Nº Trab. Fatales asociados a la operación Nº Trab. lesionados asociados a la operaciónNº Trab. Fatales Contratistas asociados a la operación Nº Trab. lesionados Contratistas asociados a la operaciónNº Trab. Fatales no asociados a la operación Nº Trab. lesionados no asociados a la operaciónPublico general Publico general

Nº Total de Muertos Nº Total de Lesionados

Como resultado de la Falla, ¿se realizaron test de drogas y/o alcohol al personal operario/contratista post Falla?SI NO

En caso afirmativo (SI) Responder:

N° de Operadores examinados N° de Contratistas examinadosN° de Operadores positivos N° de Contratistas positivos

3.2 Instalaciones

Provoco Shut Down N° de Clientes fuera de ServicioProvoco Explosión Provoco Derrame y/o Fuga Entidades comerciales N° (cantidad) EspecifiqueProvoco Filtraciones Entidades industriales N° (cantidad) Especifique

Residencias N° (cantidad) Especifique

Por su Rol en la distribución afecta a:

100 o menos clientes afectados mas de 100 y menos de 1000 clientes afectados 1000 o mas clientes afectados

Cantidad o volumen de perdida SCMD Tiempos de remplazoCosto estimado en perdidas del patrimonio $Costo estimado en perdidas de terceros $ 1 hora o menos

mas de 1 hora y menos de 8 horas8 horas o mas

3.3 Medio Ambiente

Provoco contaminación de aguaProvoco contaminación de aire Provoco contaminación de suelo

3.4 Calidad en el suministro

Productos fuera de especificación Otro Especifique

3. CONSECUENCIAS

Fecha Creación Documento

2. INFORMACIÓN DE LA FALLA

GAS DE RED - REGISTRO DE FALLA 1.- DATOS DE IDENTIFICACIÓN

Año

Nombre OperadorAño

Nº Identificación

Nº Usuario


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4.1 Internas

4.1.1 Corrosión Interna

Resultados de inspección visual Causa de la corrosión Ubicación de la corrosión

Localizada por picaduras Productos corrosivos Punto bajo la tuberíaCorrosión General Goteo Agua/Ácido CodoCielo no abierto Microbiológicos Goteo

Erosión Otro EspecifiqueOtro Especifique



¿El gas o fluido fue tratado con inhibidores de la corrosión o biácidas?SI NO

¿Se encontró algún líquido en el sistema de distribución donde ocurrió la Falla?SI NO

4.1.2 Falla en Tubería, junta o soldadura

Cuerpo de la tuberíaSoldadura a topeSoldadura en ángulo rectoTubo de CosturaTubería metálica roscadaMontaje mecánicoAccesorio de compresiónOtro Especifique

4.1.3 Falla en Equipo

Mal funcionamiento de equiposError de conexión Otro Especifique

4.1.4 Falla en Procedimientos

Día Mes Día Mes

Operación Seguridad Mantenimiento

Daños por el operador o contratista Incorrecto diseño del procedimiento de seguridad Mantenimientos programados no ejecutadosSobrepresión equipo o Tubería Incorrecta ejecución del procedimiento de seguridad Mala ejecución del mantenimiento Equipo instalado incorrectamente Otro Especifique Otro EspecifiqueOtro Especifique

4.2 Externas

4.2.1 Corrosión Externa

Resultados de inspección visual Tipo de Corrosión

Localizada por picaduras GalvánicoCorrosión General Atmosférica

Corrientes parásitasMicrobiológicosCostura Selectiva Otro Especifique



¿Se pudo observar daño al revestimiento o pintura en las inmediaciones de la corrosión?SI NO

¿Se trata de una tubería con revestimiento de acero?SI NO

4.2.2 Daños por otros

Daño por volcamiento Vehículo / Equipo motorizado

Especifique si es por: OperadorOperador ContratistaPor terceros

Daño causado por barcos, barcazas, plataformas de perforación, u otro equipo marítimo o embarcaciones

Fenómeno Meteorológico: HuracánTormenta TornadoFuertes lluvias / InundacionesOtro Especifique

Fecha ultimo Mantenimiento Fecha ultimo remplazoAño Año

4. IDENTIFICACIÓN DE LA CAUSA


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Daño por pesca

Daño por arcos eléctrico desde otro equipo o instalación

Daños mecánicos producidos anteriormente

Daño Intencional

Especifique si es por: VandalismoTerrorismoRobo de mercancía transportadaRobo de equipos

Otro Especifique

4.2.3 Daños por empresas relacionadas con el negocio

Nombre empresa

Especifique el daño

4.2.4 Excavaciones

Especifique si es por: Operador Especifique derecho de vía donde ocurrió el eventoOperador ContratistaPor terceros Público Alimentación/Línea Transmisión

Tipo de Equipo de Excavación: Calle FerrocarrilCarretera

Perforación Otros Terrenos Públicos Perforación DireccionalExplosivos Privado Tubería Privada/Servidumbre Equipo agrícolaEquipos de molienda Propietario privado Otro EspecifiqueZanjadora Empresa PrivadaEquipo de Vacío Servidumbre privado

4.3 Fuerza natural

Movimientos de tierra Fuertes lluvias / inundaciones Temperatura (no debido a fuertes Lluvias / inundaciones)

Terremoto Escurrimientos Estrés térmicoHundimiento Flotación Levantamiento por heladaDeslizamientos de tierra Avalancha de lodo Componentes congeladosOtro Especifique Otro Especifique Otro Especifique

Relámpagos Fuertes Vientos Nieve

Impacto directoEfecto secundario fuegos cercanos como resultadoOtro Especifique

5.1 Naturaleza

5.2 Item

5.3 Subitem

Nota: Este punto despliega información de acuerdo a la caracterización realizada en INFORME N°2

Rol en la Operación

No afecta, existen by pass o componentes alternativos Afecta en la operación, pero no produce una parada generalizada de la naturaleza a la cual pertenece el componenteAfecta y produce efectos en una detención en la operación generalizada de la naturaleza a la cual pertenece el componente

5. INSTALACIÓN AFECTADA


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7. Identificación de los componentes críticos

7.1. Sector Eléctrico Para identificar aquellos componentes o equipos que resulten críticos, tanto por su rol en la operación y por los elevados tiempos de remplazo que requerirían en caso de falla, se propone definir la criticidad de cada componente como el producto entre la criticidad de la operación y la criticidad de tiempo de remplazo, de la siguiente forma:

La Criticidad de Operación y los Tiempos de Reposición se calificarán en una escala de 1 a 3 para cada componente, siendo el 1 la nota de menor criticidad. La Criticidad en la operación se refiere a la cantidad de clientes afectados en caso de la falla de un componente, proponiéndose la siguiente escala:

• 1 : 100 o menos clientes afectados. • 2: más de 100 y menos de 1.000 clientes afectados • 3: 1.000 o más clientes afectados.

Debe tenerse en cuenta que los sistemas eléctricos interconectados, a nivel de generación y transmisión, están diseñados y se operan con elementos de respaldo, de forma tal que la ocurrencia de una falla en un componente no genere interrupciones de suministro, lo que será considerado al momento de calificar la criticidad de operación. El tiempo de remplazo se refiere a la cantidad de horas necesarias para reponer o remplazar un componente fallado. Se propone la siguiente escala:

• 1: 1 hora o menos. • 2: más de 1 hora y menos de 8 horas • 3: 8 o más horas

Se propone calificar los elementos críticos como aquellos con una Criticidad del Componente mayor o igual a 6.

Criticidad en la Operación

Tiempo de remplazo

Criticidad del Componente


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La calificación de criticidad en la operación y tiempo de remplazo depende de la situación particular de cada instalación. Por ejemplo, la falla de una línea de distribución de Media Tensión en general afectará a una mayor cantidad de clientes que la falla de una línea BT, sin embargo, la falla del último tramo de una línea MT podría afectar a 1 solo cliente. Debido a lo anterior, la calificación de criticidad se deberá ir actualizando en el tiempo con los datos de Clientes Afectados (Criticidad en la Operación) y Tiempo de Remplazo de cada indisponibilidad que se reporte. En las hojas CritcInstalacionesGx, CriticInstalTx, CriticInstalDx, del archivo Excel Tablas y Anexos del Sector Eléctrico se incluye una calificación preliminar de criticidad de cada componente, suponiendo condiciones medias esperadas para cada instalación. Esta calificación se debe ir mejorandocon los datos que se vayan recibiendo de las empresas.

7.2. Sector Hidrocarburos Para identificar aquellos componentes o equipos que resulten críticos, tanto por su rol en la operación, suministro y por los elevados tiempos de remplazo que requerirían en caso de falla, se propone definir la criticidad de cada componente como el producto entre la criticidad de la operación, suministro y la criticidad de tiempo de remplazo, de la siguiente forma:

La Criticidad de Operación, de Suministro y los Tiempos de Reposición se calificarán en una escala de 1 a 3 para cada componente, siendo en forma cualitativa su impacto en cada ítem el siguiente:

• 1 : Bajo • 2 : Medio • 3 : Alto

La criticidad en la operación se refiere a si la falla del componente afecta a la continuidad de operación de la naturaleza, según la caracterización de las instalaciones realizadas en el punto 5 del presente informe.

• 1 : No afecta, existen by pass o componentes alternativos. • 2 : Afecta en la operación, pero no produce una parada de generalizada de la

naturaleza a la cual pertenece el componente. • 3 : Afecta y produce efectos en una detención en la la operación generalziada

de la naturaleza a la cual pertenece el componente.

Criticidad en la Operación

Criticidad de

Suministro

Tiempos de Reemplazo

Criticidad del Componente


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Debe tenerse en cuenta que los sistemas de almacenamiento, refinación y distribución para el área de hidrocarburos, están diseñados y se operan con elementos de respaldo, basados en normativas internacionales que se han adopatado, las cuales consideran rigurosos analisis de riesgos de operación, de fomra de dar una continuidad en forma segura para las instalaciones, las personas y medioambiente. Lo anterior es clave en el momento de definir el impacto de la falla de un componente en la continuidad de la operación. Para el caso de la criticidad en el suministro se evaluará según la cantidad de clientes afectados en caso de la falla de un componente, proponiéndose la siguiente escala:

• 1 : 100 o menos clientes afectados. • 2 : más de 100 y menos de 1.000 clientes afectados • 3 : 1.000 o más clientes afectados.

Para el tiempo de remplazo se propone definir la criticidad según la cantidad de horas necesarias para reponer o remplazar un componente fallado. Se propone la siguiente escala:

• 1 : 1 hora o menos. • 2 : más de 1 hora y menos de 8 horas • 3 : 8 o más horas

Según las calificaciones indicadas, la escala de evaluación se propone de la siguiente forma:

• 1 <= LEVE <= 9 • 9 < MODERADO <= 18 • 18 < CRITICO <= 27

La calificación de criticidad en la operación, suministro y tiempo de remplazo depende de la situación particular de cada instalación. Por ejemplo, las falla en una instalación de almacenamiento no afecta directamente al suministro mientras existan estanques o suminstros alternativos, mientras que un gasoducto de distribución de gas natural, dado la imposibilidad de almacenamiento, afecta directamenete a una gran cantidad de clientes, lo que deberá ser considerado en la calificación a realziar. En las hojas Id Comp Crit. GN , Id Comp Crit. LPG, Id Comp Crit. CL del archivo Excel adjunto Tablas y Anexos Sector Hidrocarburos se incluye una calificación preliminar de criticidad de cada componente, suponiendo condiciones medias esperadas para cada instalación, la cual deberá ser revisada a medida que se vaya contando con datos reportados por las empresas.


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8. Contenidos de los Informes Estadísticos, Índices e Indicadores que se generarán del sector Eléctrico

8.1. Propuesta de Estadísticas e Indicadores del sector

eléctrico Para el sector eléctrico se proponen las siguientes estadísticas e indicadores:

• Índices Sector Generación y Transmisión: o Índices de Indisponibilidad: se refieren a la indisponibilidad forzada y programada

de las instalaciones de generación y transmisión, definidas en el Título 5-12 “ESTANDARES DE CALIDAD DEL SUMINISTRO EN INSTALACIONES DE GENERACION Y TRANSMISION” de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro (artículo 5-68 y siguientes). Si bien estos indicadores son calculados por el CDEC-SIC y deberán ser calculados por el CDEC-SING, se estima que es conveniente que sean calculados por la Autoridad de forma homogénea de forma que su publicación oficial sea analizada y que se agreguen al cálculo las instalaciones de los sistemas medianos.

o Índices de Continuidad: se refieren a la frecuencia y el tiempo de interrupción total o parcial del suministro a Instalaciones de Clientes, definidas en el Título 5-12 “ESTANDARES DE CALIDAD DEL SUMINISTRO EN INSTALACIONES DE GENERACION Y TRANSMISION” de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Suministro (Artículo 5-72 y siguientes). Si bien estos indicadores son calculados por cada CDEC, se estima que es conveniente que sean calculados por la Autoridad de forma homogénea de forma que su publicación oficial sea analizada y que se agreguen al cálculo las instalaciones de los sistemas medianos. Adicionalmente, la Autoridad para su análisis podrá realizar distintas agrupaciones y segmentaciones.

• Índices Sector Distribución o Índices de Continuidad: se refiere a los índices de continuidad de suministro en

distribución, definidos en el Reglamento de La Ley Eléctrica, los que son calculados por las empresas distribuidoras y por la Superintendencia. Se propondrá la publicación con segmentaciones adicionales a las que hoy realiza la Superintendencia.

• Informes de Estadísticas de las mayores causas de fallas, para los sectores de Generación, Trtansmisión y Distribución


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8.2. Sector Gx y Tx: Indices de Indisponibilidad Se deberá calcular la Indisponibilidad forzada y programada de las siguientes instalaciones de generación y transmisión:

• Unidades de generación • Transformadores de poder • Líneas de transmisión • Equipos de compensación reactiva inductiva y capacitiva

Los Índices a calcular para cada una de las instalaciones anteriores son: • 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.

Para el registro de la información y cálculo de Índices de Indisponibilidad se adoptará lo establecido en el Capítulo 3 del PROCEDIMIENTO DP INFORME CALIDAD DE SUMINISTRO Y CALIDAD DE PRODUCTO – Junio 2010, del CDEC-SIC, por ser el único establecido hasta el momento; pero modificando las definiciones de los índices en algunos casos para, a juicio del consultor, reflejar de mejor forma lo establecido en la NTSyCS. Este procedimiento se deberá aplicar a todos los sistemas eléctricos, incluyendo los sistemas medianos. Si bien la NTSyCS establece que los índices se deben calcular para un promedio móvil a 5 años, la Autoridad podrá calcularlo para períodos distintos. De forma similar, si bien el Procedimiento DP mencionado, el CDEC-SIC calcula los Índices de Indisponibilidad para efectos de cumplimiento considerando solo los eventos de indisponibilidad de origen interno, para efectos estadísticos se podrán segmentar los índices según origen interno y externo; y según se trata de responsabilidad propia o de fuerza mayor, permitiendo un mejor análisis de la disponibilidad de las instalaciones.

8.2.1. Índices de Indisponibilidad de Unidades Generadoras

Los índices se calcularán de la siguiente forma, para cada unidad de generación durante un período de tiempo t:

𝐻𝑝𝑟𝑜𝑔𝑡 = �𝐸𝑁𝑃𝑗 𝑃𝑚𝑗

𝑛

𝑗=1

= ��𝑃𝑖𝑗 − 𝑃𝑑𝑗� ∗ 𝐷𝑗

𝑃𝑚𝑗

𝑛

𝑗=1


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donde: Hprogt: Horas equivalentes promedio de generación a potencia máxima de salida por concepto de

Indisponibilidad programada, durante el período “t”. ENPj : Energía no disponible por indisponibilidad programada, asociada al evento de

indisponibilidad “j”, medida en MWh. Pij : Potencia inicial de la unidad antes del evento de indisponibilidad programada “j”, la que

puede ser menor a la potencia máxima, por ejemplo por menores afluentes, en MW. Pdj : Potencia disponible de la unidad debido al evento de indisponibilidad programada “j”, en

MW. Dj : Duración de la indisponibilidad “j” en horas. Pmj : Potencia máxima de la unidad asociada al evento de indisponibilidad programada “j”, en

MW. n : Número de eventos de indisponibilidad programada ocurridos durante el período “t”.

𝐻𝑓𝑜𝑟𝑔𝑡 = �𝐸𝑁𝐹𝑗 𝑃𝑚𝑗

𝑛

𝑗=1

= ��𝑃𝑖𝑗 − 𝑃𝑑𝑗� ∗ 𝐷𝑗

𝑃𝑚𝑗

𝑛

𝑗=1

donde: Hforgt: Horas equivalentes promedio de generación a potencia máxima de salida por concepto de

Indisponibilidad forzada, durante el período “t”. ENFj : Energía no disponible por indisponibilidad forzada, asociada al evento de indisponibilidad

“j”, medida en MWh. Pij : Potencia inicial de la unidad antes del evento de indisponibilidad forzada “j”, la que puede

ser menor a la potencia máxima, por ejemplo por menores afluentes, en MW. Pdj : Potencia disponible de la unidad debido al evento de indisponibilidad forzada “j”, en MW. Dj : Duración de la indisponibilidad “j” en horas. Pmj : Potencia máxima de la unidad asociada al evento de indisponibilidad forzada “j”, en MW. n : Número de eventos de indisponibilidad forzada ocurridos durante el período “t”.

𝐹𝑓𝑜𝑟𝑔𝑡 = ��𝑃𝑖𝑗 − 𝑃𝑑𝑗�

𝑃𝑚𝑗

𝑛

𝑗=1

donde: Fforgt: Frecuencia de salida promedio de la unidad, por concepto de indisponibilidad forzada,

durante el período “t”. Pij : Potencia inicial de la unidad antes del evento de indisponibilidad forzada “j”, la que puede

ser menor a la potencia máxima, por ejemplo por menores afluentes, en MW. Pdj : Potencia disponible de la unidad debido al evento de indisponibilidad forzada “j”, en MW. Pmj : Potencia máxima de la unidad asociada al evento de indisponibilidad forzada “j”, en MW. n : Número de eventos de indisponibilidad forzada ocurridos durante el período “t”.


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8.2.2. Índices de Indisponibilidad de Transformadores de Poder y Equipos de Compensación

Estos índices se calcularán para instalaciones de empresas transmisoras y de clientes libres. Los índices se calcularán de la siguiente forma, para cada Instalación durante un período de tiempo “t”:

𝐻𝑝𝑟𝑜𝑡𝑡 = �𝐷𝑗

𝑛

𝑗=1

donde:

Hprott: Horas de salida por concepto de Indisponibilidad programada, durante el período “t”. Dj : Duración de la indisponibilidad programada “j” en horas. n : Número de eventos de indisponibilidad programada ocurridos durante el período “t”.

𝐻𝑓𝑜𝑟𝑡𝑡 = �𝐷𝑗

𝑛

𝑗=1

donde: Hfortt: Horas de salida por concepto de Indisponibilidad forzada, durante el período “t”. Dj : Duración de la indisponibilidad forzada “j” en horas. n : Número de eventos de indisponibilidad forzada ocurridos durante el período “t”.

𝐹𝑓𝑜𝑟𝑡𝑡 = 𝑛 donde:

Ffortt: Frecuencia de salida promedio de la unidad, por concepto de indisponibilidad forzada, durante el período “t”.

n : Número de eventos de indisponibilidad forzada ocurridos durante el período “t”.

Las mismas ecuaciones anteriores se utilizarán para el caso de los Equipos de Compensación reactiva inductiva y capacitiva: Hproet, Hforet, Fforet.

8.2.3. Índices de Indisponibilidad de Líneas de Transmisión

Estos índices se calcularán para instalaciones de empresas transmisoras y de clientes libres. Los índices se calcularán de la siguiente forma, para cada línea de transmisión, durante un período de tiempo t:

𝐻𝑝𝑟𝑜𝑙𝑡 = 100𝐿

∗ �𝐷𝑗

𝑛

𝑗=1


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donde: Hprolt: Horas de salida por concepto de Indisponibilidad programada, durante el período “t”, por

cada 100 Kms de línea. L : Longitud de la línea en Kms. Dj : Duración de la indisponibilidad programada “j” en horas. n : Número de eventos de indisponibilidad programada ocurridos durante el período “t”.

𝐻𝑓𝑜𝑟𝑙𝑡 = 100𝐿

∗�𝐷𝑗

𝑛

𝑗=1

donde: Hforlt: Horas de salida por concepto de Indisponibilidad forzada, durante el período “t”, por cada

100 Kms de línea. L : Longitud de la línea en Kms. Dj : Duración de la indisponibilidad forzada “j” en horas. n : Número de eventos de indisponibilidad forzada ocurridos durante el período “t”.

𝐹𝑓𝑜𝑟𝑙𝑡 = 𝑛 ∗ 100𝐿

donde: Fforlt: Frecuencia de salida promedio de la línea, por concepto de indisponibilidad forzada, durante

el período “t”, por cada 100 Kms de línea. L : Longitud de la línea en Kms. n : Número de eventos de indisponibilidad forzada ocurridos durante el período “t”.

8.2.4. Reporte Estadístico

Se propone un reporte donde se listen los tres índices para las distintas instalaciones, para un período determinado, con períodos mensuales o anuales, y eligiendo mediante filtros para cuáles de los siguientes atributos se quiere el cálculo de índices:

• Sistema Eléctrico • Operador • Tipo de Instalación: Unidad Generadora/Transformadores/Equipos de

Compensación/Líneas de Transmisión • Origen: Interno/Externo • Precalificación de Responsabilidad: Propia, Tercero, Fuerza Mayor • Causas: Forzadas/Programadas • Causas: poder elegir algunos de los códigos de causas.

8.3. Sector Gx y Tx: Indices de Continuidad de Instalaciones de Clientes


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Para cada Instalación de Cliente se calcularán los siguientes Índices que den cuenta de las interrupciones de suministro sufridas:

𝐹𝑀𝐼𝐾 = ∑ 𝑘𝑉𝐴𝑓𝑠𝑖𝑛𝑖=1𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡

𝑇𝑇𝐼𝐾 = ∑ 𝑘𝑉𝐴𝑓𝑠𝑖 ∗ 𝑇𝑓𝑠𝑖𝑛𝑖=1

𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡

donde:

FMIK: Frecuencia media de interrupción por kVA instalado de la instalación de conexión de cliente.

FMIK: Tiempo medio de interrupción por kVA instalado de la instalación de conexión de cliente, medido en horas.

kVAfsi: Potencia interrumpida en la Instalación de Conexión, expresada en [kVA]. kVAinst : Capacidad de la Instalación de Conexión, expresada en [kVA]. Tfsi : Tiempo de duración de cada interrupción. n : Número de interrupciones en el período.

De acuerdo a la NTSyCS, estos índices se deberán determinar en forma separada para interrupciones de más de tres minutos y para interrupciones menores e iguales a tres minutos, según origen de la interrupción, ya sea generación o transmisión y en forma separada cuando se trate de interrupciones por actuación de EDAC. Se propone un reporte donde se listen las instalaciones de conexión de Clientes, para un período determinado, con períodos mensuales o anuales, y eligiendo mediante filtros para cuáles de los siguientes atributos se quiere el cálculo de índices:

• Sistema Eléctrico • Operador • Sector Origen Falla: Generación/Transmisión • Duración de Interrupciones: Mayores a Tres Minutos, Menores o iguales a tres minutos. • Interrupciones por EDAC: Sí/No • Origen: Interno/Externo • Precalificación de Responsabilidad: Propia, Tercero, Fuerza Mayor • Causas: Forzadas/Programadas • Causas: poder elegir algunos de los códigos de causas.

8.4. Sector Dx: Índices de Continuidad Por cada interrupción de suministro se calcularán los siguientes indicadores asociados a un alimentador de distribución:


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• FMIK: Frecuencia media de interrupción por KVA instalado. Indica la cantidad de veces equivalente a que todo el alimentador sufrió una interrupción de suministro, tomando en cuenta los KVA interrumpidos por cada evento.

• TTIK: Tiempo medio de interrupción por KVA instalado, medido en horas. Indica el tiempo en horas equivalente a que todo el alimentador estuvo sin suministro, tomando en cuenta los KVA interrumpidos por cada evento.

• FMIT: Frecuencia media de interrupción por cantidad de transformadores instalados. Indica la cantidad de veces equivalente a que todo el alimentador sufrió una interrupción de suministro, tomando en cuenta el número de transformadores interrumpidos por cada evento.

• TTIT: Tiempo medio de interrupción por cantidad de transformadores instalados, medido en horas. Indica el tiempo en horas equivalente a que todo el alimentador estuvo sin suministro, tomando en cuenta el número de transformadores interrumpidos por cada evento.

Estos indicadores se calculan de la siguiente forma:

8.4.1. FMIK Indice FMIK a nivel de interrupción

𝐹𝑀𝐼𝐾𝐴𝑖 = ∑ 𝑘𝑉𝐴𝑓𝑠𝐴𝑖𝑗𝑏𝑖𝑗=1

𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑖

Donde: FMIKAi FMIK del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.

KVAfsAij Potencia fuera de servicio en el alimentador “A”, asociada al bloque “j” de la interrupción “i”. Se determina como la sumatoria de la potencia de los transformadores fuera de servicio, expresados en KVA.

KVAinstAi Potencia instalada en el alimentador “A”, es decir, la suma de las potencias de los transformadores de distribución en KVA, al momento de la interrupción “i”.

bi Número de bloques asociados a la interrupción “i”.

Indice FMIK mensual o anual, a nivel de alimentador

𝐹𝑀𝐼𝐾𝐴𝑡 = �𝐹𝑀𝐼𝐾𝐴𝑖

𝑛

𝑖=1

Donde:

FMIKAt FMIK del alimentador “A”, durante el período “t”.

FMIKAi FMIK del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.

n Número de interrupciones durante el período “t”.


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Indice FMIK mensual, a nivel de Empresa

𝐹𝑀𝐼𝐾𝐸𝑚 =1

𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡𝐸𝑚 ∙ � 𝐹𝑀𝐼𝐾𝐴𝑚

𝐿

𝐴=1

∙ 𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑚

Donde:

FMIKEm FMIK de la empresa E, para el mes “m”.

FMIKAm FMIK del alimentador “A”, para el mes “m”.

kVAinstEm Potencia instalada total de la empresa, para el mes “m“. Corresponde a la suma de los KVA nominales de los transformadores conectados a cada alimentador de la empresa, medida en el último día del mes calculado.

KVAinstAm Potencia instalada en el alimentador “A”, para el mes “m“. Corresponde al promedio de los KVA instalados en el alimentador “A”, informados en cada interrupción (KVAinstAi).

L Número total de alimentadores de la empresa E.

Índice FMIK Anual a nivel de Empresa

𝐹𝑀𝐼𝐾𝐸𝐴𝐶 = � 𝐹𝑀𝐼𝐾𝐸𝑚

𝑝

𝑚=1

FMIKEAc FMIK acumulado de la empresa al mes “p “

FMIKEm FMIK mensual de la empresa, para el mes “m “

p Indicador del mes que acumula el cálculo del índice. “p “ toma valores desde 1 (diciembre) a 12 (noviembre).

8.4.2. TTIK

Indice TTIK a nivel de alimentador

𝑇𝑇𝐼𝐾𝐴𝑖 = ∑ (𝑘𝑉𝐴𝑓𝑠𝐴𝑖𝑗𝑏𝑖𝑗=1 ∙ 𝑇𝑓𝑠𝐴𝑗𝑖 )

𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑖

Donde: TTIKAi TTIK del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.

KVAfsAij Potencia fuera de servicio en el alimentador “A”, asociada al bloque “j” de la interrupción “i”.

TfsAji Tiempo que la potencia estuvo fuera de servicio en el alimentador “A”, asociada al bloque “j” de la interrupción “i”, medido en horas.


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KVAinstAi Potencia instalada en el alimentador “A”, es decir, la suma de las potencias de los transformadores de distribución en KVA, al momento de la interrupción “i”.


Indice TTIK mensual o anual, a nivel de alimentador

𝑇𝑇𝐼𝐾𝐴𝑡 = �𝑇𝑇𝐼𝐾𝐴𝑖

𝑛

𝑖=1

Donde:

TTIKAt TTIK del alimentador “A”, durante el período “t”.

TTIKAi TTIK del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.


Indice TTIK mensual, a nivel de Empresa

𝑇𝑇𝐼𝐾𝐸𝑚 =1

𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡𝐸𝑚 ∙ � 𝑇𝑇𝐼𝐾𝐴𝑚

𝐿

𝐴=1

∙ 𝑘𝑉𝐴𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑚

Donde:

TTIKEm TTIK de la empresa E, para el mes “m”.

TTIKAm TTIK del alimentador “A”, para el mes “m”.

kVAinstEm Potencia instalada total de la empresa, para el mes “m“. Corresponde a la suma de los KVA nominales de los transformadores conectados a cada alimentador de la empresa, medida en el último día del mes calculado.

KVAinstAm Potencia instalada en el alimentador “A”, para el mes “m“. Corresponde al promedio de los KVA instalados en el alimentador “A”, informados en cada interrupción (KVAinstAi).


Índice TTIK Anual a nivel de Empresa

𝑇𝑇𝐼𝐾𝐸𝐴𝐶 = � 𝑇𝑇𝐼𝐾𝐸𝑚

𝑝

𝑚=1

TTIKEAc TTIK acumulado de la empresa al mes “p“

TTIKEm TTIK mensual de la empresa, para el mes “m“



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8.4.3. FMIT Indice FMIT a nivel de interrupción

𝐹𝑀𝐼𝑇𝐴𝑖 = ∑ 𝑄𝑓𝑠𝐴𝑖𝑗𝑏𝑖𝑗=1

𝑄𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑖

Donde: FMITAi FMIT del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.

QfsAij Cantidad de transformadores fuera de servicio en el alimentador “A”, asociada al bloque “j” de la interrupción “i”.

QinstAi Cantidad total de transformadores instalados en el alimentador “A”, al momento de la interrupción “i”.


Indice FMIT mensual o anual, a nivel de alimentador

𝐹𝑀𝐼𝑇𝐴𝑡 = �𝐹𝑀𝐼𝑇𝐴𝑖

𝑛

𝑖=1

Donde:

FMITAt FMIT del alimentador “A”, durante el período “t”.

FMITAi FMIT del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.


Indice FMIT mensual, a nivel de Empresa

𝐹𝑀𝐼𝑇𝐸𝑚 =1

𝑄𝑖𝑛𝑠𝑡𝐸𝑚 ∙ � 𝐹𝑀𝐼𝑇𝐴𝑚

𝐿

𝐴=1

∙ 𝑄𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑚

Donde:

FMITEm FMIT de la empresa E, para el mes “m”.

FMITAm FMIT del alimentador “A”, para el mes “m”.

QinstEm Cantidad total de transformadores instalados en la empresa, para el mes “m“. Corresponde al total de transformadores conectados a cada alimentador de la empresa, contabilizados en el último día del mes calculado.

QinstAm Cantidad total de transformadores conectados al alimentador “A”, para el mes “m“. Corresponde al promedio de los transformadores conectados al alimentador “A”, informados en cada interrupción (QinstAi).



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Índice FMIT Anual a nivel de Empresa

𝐹𝑀𝐼𝑇𝐸𝐴𝐶 = � 𝐹𝑀𝐼𝑇𝐸𝑚

𝑝

𝑚=1

FMITEAc FMIT acumulado de la empresa al mes “p “

FMITEm FMIT mensual de la empresa, para el mes “m “


8.4.4. TTIT

Indice TTIT a nivel de alimentador

𝑇𝑇𝐼𝑇𝐴𝑖 = ∑ (𝑄𝑓𝑠𝐴𝑖𝑗𝑏𝑖𝑗=1 ∙ 𝑇𝑓𝑠𝐴𝑗𝑖 )

𝑄𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑖

Donde: TTITAi TTIT del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.

QfsAij Cantidad total de transformadores fuera de servicio en el alimentador “A”, asociada al bloque “j” de la interrupción “i”.

TfsAji Tiempo que los transformadores estuvieron fuera de servicio en el alimentador “A”, asociada al bloque “j” de la interrupción “i”, medido en horas.

QinstAi Cantidad total de transformadores conectados al alimentador “A”, al momento de la interrupción “i”.


Indice TTIT mensual o anual, a nivel de alimentador

𝑇𝑇𝐼𝑇𝐴𝑡 = �𝑇𝑇𝐼𝑇𝐴𝑖

𝑛

𝑖=1

Donde:

TTITAt TTIT del alimentador “A”, durante el período “t”.

TTITAi TTIT del alimentador “A”, debido a la interrupción “i”.


Indice TTIT mensual, a nivel de Empresa

𝑇𝑇𝐼𝑇𝐸𝑚 =1

𝑄𝑖𝑛𝑠𝑡𝐸𝑚 ∙ � 𝑇𝑇𝐼𝑇𝐴𝑚

𝐿

𝐴=1

∙ 𝑄𝑖𝑛𝑠𝑡𝐴𝑚


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Donde:

TTITEm TTIT de la empresa E, para el mes “m”.

TTITAm TTIT del alimentador “A”, para el mes “m”.

QinstEm Cantidad total de transformadores instalados en la empresa, para el mes “m“. Corresponde al total de los transformadores conectados a cada alimentador de la empresa, contabilizados en el último día del mes calculado.

QinstAm Cantidad total de transformadores conectados alimentador “A”, para el mes “m“. Corresponde al promedio de los transformadores conectados al alimentador “A”, informados en cada interrupción (QinstAi).


Índice TTIT Anual a nivel de Empresa

𝑇𝑇𝐼𝑇𝐸𝐴𝐶 = � 𝑇𝑇𝐼𝑇𝐸𝑚

𝑝

𝑚=1

TTITEAc TTIT acumulado de la empresa al mes “p“

TTITEm TTIT mensual de la empresa, para el mes “m“


Si en el mes calculado, la empresa o un alimentador en particular no fueron afectados por interrupciones de suministro, los índices relacionados son iguales a cero.

8.4.5. Reporte Estadístico Se propone un reporte donde se listen las empresas distribuidoras, o las empresas-alimentadores, para un período determinado, indicando los 4 índices indicados, con períodos mensuales o anuales, y eligiendo mediante filtros para cuáles de los siguientes atributos se quiere el cálculo de índices:

• Sistema Eléctrico • Empresa Distribuidora • Origen: Interno/Externo • Precalificación de Responsabilidad: Propia, Tercero, Fuerza Mayor • Causas: Forzadas/Programadas • Causas: poder elegir algunos de los códigos de causas.

8.5. Causas de Fallas


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8.5.1. Reporte de Causas de Fallas en Gx Se propone un reporte con las 25 mayores causas de fallas, de acuerdo a los 25 mayores valores de los indicadores que se presentan en la siguiente tabla. De esta forma, al solicitar el reporte, el operador elige el indicador para el que desea que se presenten las 25 mayores causas de acuerdo a ese indicador, para un período dado “t”. Cód. Causa

Descripción Causa

Código y Descripción de Instalación

Número de Ocurrencias

Energía No Disponible

Número de Ocurrencias por Unidad

Energía No Disponible por Unidad

• Cód. Causa: Código de la causa de acuerdo al Anexo 1 del Formulario: Tabla de Causas de Indisponibilidades.

• Descripción de Causa: Descripción de la Causa asociada al código anterior. • Código y descripción de la instalación: en caso de códigos de fallas 1010 (fallas de

Instalaciones), 1120 (Desconexiones para Mantenimientos) o 1130 (Inspecciones) se deberá indicar la instalación fallada, mantenida o inspeccionada, de acuerdo a la caracterización de instalaciones de generación.

• Número de ocurrencias: número de veces que ocurrieron indisponibilidades de la causa informada, durante el período “t”.

• Energía total no disponible debido a la causa informada, en el período “t”. Se calcula

𝐸𝑁𝐷 = �𝐸𝑁𝐷𝑗

𝑛

𝑗=1

= �𝑃𝑖𝑗 − 𝑃𝑑𝑗� ∗ 𝐷𝑗

𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒: o n: número de indisponibilidades en el período t. o ENDj: Energía no disponible de una unidad por el evento de indisponibilidad j. o Pij : Potencia inicial de la unidad antes del evento de indisponibilidad “j”, en MW. o Pdj : Potencia disponible de la unidad debido al evento de indisponibilidad “j”, en MW. o Dj : Duración de la indisponibilidad “j” en horas.

• El número de ocurrencias por unidad, de cada causa, se calcula como el n{umero de ocurrencias, dividido por el número de unidades existentes en el año.

• La energía no disponible por unidad se calcula como la Energía Total No Disponible, dividida por el número de unidades existentes en el año.

Además del período, típicamente meses o años, el reporte anterior se podrá solicitar para: • Sistema Eléctrico


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• Operador • Origen: Interno/Externo • Precalificación de Responsabilidad: Propia, Tercero, Fuerza Mayor • Causas: Forzadas/Programadas • Causas: poder elegir algunos de los códigos de causas (filtrar).

8.5.2. Reporte de Causas de Fallas en Tx (Transmisoras y Clientes Libres)

Se propone un reporte con las 25 mayores causas de fallas, de acuerdo a los 25 mayores valores de los indicadores que se presentan en la siguiente tabla. De esta forma, al solicitar el reporte, el operador elige el indicador para el que desea que se presenten las 25 mayores causas de acuerdo a ese indicador, para un período dado “t”. Cód. Causa

Descripción Causa


Número de Ocurrencias (1)

Horas de Indisponibilidad (1)

Nota(1): En el caso de las líneas los indicadores son por cada 100 Kms. de longitud de la línea.





• Horas de indisponibilidad: el total de horas que instalaciones estuvieron indisponibles (sumatoria de las horas de cada indisponibilidad).

Además del período, típicamente meses o años, el reporte anterior se podrá solicitar para: • Sistema Eléctrico • Operador • Tipo de Instalaciones: Transformadores, Equipos de Compensación, Líneas. • Origen: Interno/Externo


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• Precalificación de Responsabilidad: Propia, Tercero, Fuerza Mayor • Causas: Forzadas/Programadas • Causas: poder elegir algunos de los códigos de causas (filtrar). • Instalaciones: Transformadores/Líneas.

8.5.3. Reporte de Causas de Fallas en Dx Se propone un reporte con las 25 mayores causas de fallas, de acuerdo a los 25 mayores valores de los indicadores que se presentan en la siguiente tabla. De esta forma, al solicitar el reporte, el operador elige el indicador para el que desea que se presenten las 25 mayores causas de acuerdo a ese indicador, para un período dado “t”. Cód. Causa

Descripción Causa


Número de Ocurrencias

Energía No Disponible





• Energía total no disponible debido a la causa informada, en el período “t”. Se calcula

𝐸𝑁𝐷 = �𝐸𝑁𝐷𝑗

𝑛

𝑗=1

= 𝐾𝑉𝐴𝑗 ∗ 𝐷𝑗

𝑑𝑜𝑛𝑑𝑒: o n: número de indisponibilidades en el período t. o ENDj: Energía no disponible debido al evento de indisponibilidad j. o KVAj: Potencia instalada de los transformadores de distribución interrumpidos durante el

evento de indisponibilidad “j”. o Dj : Duración de la indisponibilidad “j” en horas.

• El número de ocurrencias por unidad, de cada causa, se calcula como el número de ocurrencias, dividido por el número de unidades existentes en el año.


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• La energía no disponible por unidad se calcula como la Energía Total No Disponible, dividida por el número de unidades existentes en el año.

Además del período, típicamente meses o años, el reporte anterior se podrá solicitar para: • Sistema Eléctrico • Distribuidora • Alimentador • Origen: Interno/Externo • Precalificación de Responsabilidad: Propia, Tercero, Fuerza Mayor • Causas: Forzadas/Programadas • Causas: poder elegir algunos de los códigos de causas (filtrar).


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9. Modelo para el Registro de Fallas del Sector Eléctrico Se propone separar el registro de fallas y los sistemas de cuentas para que informen los distintos agentes, en 2 secciones de acuerdo a lo siguiente:

Sección Agentes en la sección Agentes que informan a SEC

Generación y Transmisión (Gx+Tx)

• Empresas Generadoras • Empresas Transmisoras • Clientes Libres con

instalaciones de Transmisión

• Empresas operadoras de sistemas medianos

• CDEC-SING • CDEC-SIC • Edelaysen • Edelmag • Sasipa • Otros operadores de

sistemas medianos

Distribución Empresas Distribuidoras Empresas Distribuidoras En este capítulo se presentará el modelo para el registro de eventos de indisponibilidad de cada sección.

9.1. Modelo para el Registro de Fallas del Sector Eléctrico – Sección Generación y Transmisión

La siguiente tabla indica los campos y descripción a mantener en este registro:

REGISTRO DE EVENTOS DE INDISPONIBILIDAD EN GENERACIÓN y TRANSMISIÓN (Incluyendo Clientes Libres)

Corr Nombre Campo Descripción Notas

1 Período STAR Identificador del período STAR donde se ingresa la información

2 Fecha de Información fecha en que se informó

3 Sistema Eléctrico Identificación del sistema eléctrico donde ocurrió la indisponibilidad

4 Informante Empresa u Organismo que informa

5 Segmento Identificación del segmento eléctrico (Generación, Transmisión, Cliente Libre) donde ocurrió la indisponibilidad


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6 Operador Identificación de la empresa operadora de la instalación que sufrió el evento de indisponibilidad.

7 Región Región donde se ubica la instalación que sufrió el evento. 8 Comuna Comuna donde se ubica la instalación que sufrió el evento.

9 Instalación Principal

Identificación de la Unidad de Generación, Línea de Transmisión, Transformador, Equipo de Compensación cuando la indisponibilidad se generó en una de estas instalaciones.

10 Tensión de la Instalación

Tensión asociada a la instalación que sufrió el evento de indisponibilidad.

11 Fecha y hora EI Fecha y hora de comienzo del evento de indisponibilidad 12 Duración EI Duración del evento de Indisponibilidad en horas

13

Provoca Interrupcion de Suministro (Sí/No)

Indicación de si el eevnto de indisponibilidad provocó o no interrupción de suministro a Instalaciones de Conexión de Clientes

14 Potencia Máxima Potencia Máxima de la Central en MW Solo para Gx

15 Potencia Inicial Potencia de salidad de la central previo al evento de indisponibilidad, en MW Solo para Gx

16 Potencia Disponible

Potencia de salidad de la central durante el evento de indisponibilidad, en MW Solo para Gx

17 Energía No Disponible

Energía no disponinle de la unidad debido al evento de indisponibilidad, en MWh.

Solo para Gx, es parte del registro pero no de lo que informan los agentes.

18 Longitud de Líneas

Longitud total de la línea que sufrió en evento de indisponibilidad en Kms.

Para Tx y Clientes Libres

19 Fecha y hora Interrupcion

Fecha y hora de comienzo de la Interrupción de Suministro

Si hubo interrupción a Clientes

20 Duración Interrupción Duración de la Interrupción de Suministro Si hubo interrupción

a Clientes

21 Duracion mayor a tres minutos (Sí/No)

Indicación de si la duración de la interrupción es mayor o menor a tres minutos.

Parte del registro, no del reporte de Gx+Tx

22 Escalones Identificación escalones de EDACs operados, pudiendo ser ninguno.


23 Interrupción por EDAC (Sí/No)

Indicación de si la interrupción se debe a operaciones de los EDACs.

Parte del registro, no del reporte de Gx+Tx

24

Instalaciones de Conexión de Clientes Interrumpidos

Identificación de las Instalaciones de Conexión de Clientes Interrumpidas



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25 Potencia Instalada ICC

Potencia Instalada de la Instalación de Conexión de Clientes, en KVA.


26 Potencia Interrumpida ICC

Potencia Interrumpida de la Instalación de Conexión de Clientes, en KVA.


27 Tiempo de reparación

Tiempo de reparación de la instalación cuya falla provocó el evento de indisponibilidad

Para causas 1010 fallas de instalaciones, para calificación de criticidad.

28 Origen Interno o externo, correspondiente a si el evento de indisponibilidad se generó dentro o fuera de las instalaciones de donde se informa

29 Precalificación de Responsabilidad

Precalificación de responsabilidad dada por la propia empresa que informa: Propia/Terceros/Fuerza Mayor.

30 Tipo de Causa Identificación si la causa de la indisponibilidad es Programada o Forzada

31 Causa de Indisponibilidad Código de causa de Indisponibilidad según tabla.

32 Identificación de instalación Código de identificación de instalación según tablas

Para causas 1010 Fallas, 1120 Mantenimientos y 1130 Inspecciones.

33 Ampliación de causa Código de ampliación de causa según tabla

Para causa 1010 Fallas de instalaciones.

34 Descripción verbal Descripción verbal según pautas de descripción verbal

Para causa 1010 Fallas de instalaciones.

9.2. Modelo para el Registro de Fallas del Sector Eléctrico – Sección Distribución

En este caso se contemplan dos tipos de información, el registro de interrupciones e información adicional que da cuenta del número de clientes de cada empresa distribuidora conectados a cada subestación primaria de distribución, de forma que en caso de interrupciones a nivel de Generación y Transporte de Electricidad se pueda obtener el número de clientes afectados. En este último caso se incluye también la cantidad de clientes conectados a cada escalón de EDAC. La siguiente tabla indica los campos y descripción a mantener en este registro:

REGISTRO DE EVENTOS DE INDISPONIBILIDAD EN DISTRIBUCIÓN



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1 Período STAR Identificador del período STAR donde se ingresa la información

2 Fecha de Información fecha en que se informó

3 Sistema Eléctrico Identificación del sistema eléctrico donde ocurrió la indisponibilidad

4 Segmento Identificación del segmento eléctrico (Generación, Transmisión, Distribución, Cliente Libre) donde ocurrió la indisponibilidad

5 Distribuidora Identificación de la empresa distribuidora que sufrió la interrupción de suministro.

6 Región Región donde se inició la interrupción. 7 Comuna Comuna donde se inició la interrupción.

8 Alimentador Identificación del Alimentador afectado por la interrupción de suministro.

9 Tensión de la Instalación

Tensión del alimentador afectado por la interrupción de suminsitro.

10 Energía No Disponible

Energía no disponinle de la unidad debido al evento de indisponibilidad, en MWh.

Es parte del registro pero no de lo que informan las distribuidoras.

11 Fecha y hora Interrupcion

Fecha y hora de comienzo de la Interrupción de Suministro

12 Duración Interrupción Duración de la Interrupción de Suministro

13 Interrupción por EDAC (Sí/No)

Indicación de si la interrupción se debe a operaciones de los EDACs.

14 Escalones Identificación escalones de EDACs operados, pudiendo ser ninguno.

Si hubo interrupción a Clientes por efectos de EDACs

15 Clientes Interrumpidos Cantidad de clientes interrumpidos

16 Potencia Instalada Alimentador

Potencia Instalada del alimentador que sufrió interrupción, en KVA. Corresponde a la sumatoria de las cpacidades de los transformadores de distribución del alimentador, en KVA.

17 Potencia Interrumpida Alimentador

Potencia fuera de servicio en el alimentador, asociada a la interrupción. Se determina como la sumatoria de la potencia de los transformadores fuera de servicio, expresados en KVA.

18 Cantidad Transformadores Alimentador

Cantidad total de transformadores instalados en el alimentador que sufrió interrupción.


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Cantidad Transformadores Interrumpidos Alimentador

Cantidad de transformadores fuera de servicio en el alimentador al momento de la interrupción.

20 Tiempo de reparación

Tiempo de reparación de la instalación cuya falla provocó el evento de indisponibilidad

Para causas 1010 fallas de instalaciones, para calificación de criticidad.

21 Origen Interno o externo, correspondiente a si el evento de indisponibilidad se generó dentro o fuera de las instalaciones de donde se informa

22 Precalificación de Responsabilidad

Precalificación de responsabilidad dada por la propia empresa que informa: Propia/Terceros/Fuerza Mayor.

23 Tipo de Causa Identificación si la causa de la indisponibilidad es Programada o Forzada

24 Causa de Indisponibilidad Código de causa de Indisponibilidad según tabla.

25 Identificación de instalación Código de identificación de instalación según tablas

Para causas 1010 Fallas, 1120 Mantenimientos y 1130 Inspecciones.

26 Ampliación de causa Código de ampliación de causa según tabla Para causa 1010 Fallas

de instalaciones.

27 Descripción verbal Descripción verbal según pautas de descripción verbal Para causa 1010 Fallas

de instalaciones. La siguiente tabla muestra la información adicional del sector de distribución:

REGISTRO ADICIONAL DISTRIBUCIÓN CLIENTES CONECTADOS POR SUBESTACIÓN PRIMARIA

Corr Nombre Campo Descripción 1 Período STAR Identificador del período STAR donde se ingresa la información 2 Fecha de Información fecha en que se informó 3 Sistema Eléctrico Identificación del sistema eléctrico donde ocurrió la indisponibilidad

4 Segmento Identificación del segmento eléctrico (Generación, Transmisión, Distribución, Cliente Libre) donde ocurrió la indisponibilidad

5 Distribuidora Identificación de la empresa distribuidora que sufrió la interrupción de suministro.

6 Subestación Primaria Identificación de la subestación primaria de distribución para la que se informan los clientes conectados.

7 Número de Escalón Identificación del escalón del EDAC para el que se informan los clientes conectados. Se debe incluir el total de clientes conectados identificándolo con "99".


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8 Cantidad de Clientes Conectados

Cantidad de clientes conectados a la subestación primaria, para el escalón informado.


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10. Contenidos, Formatos y Medios por los Cuales las Empresas Eléctricas Ingresarán la información al Registro

De acuerdo a la opinión del Consultor y a lo que se ha visto con las Autoridades y demás agentes, se propone que el registro de fallas sea llevado en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Las entidades que ingresarán información corresponderán a los CDECs y empresas que operan los sistemas medianos, para el sector Generación y Transmisión; y las empresas distribuidoras para su correspondiente sector. Los medios de presentación corresponderán al sistema STAR que utiliza la Superintendencia para recibir información de los agentes eléctricos. Actualmente los agentes envían información a la Superintendencia a través de distintos procesos STAR, como lo muestra la siguiente figura:

Para el reporte de los eventos de Generación y Transmisión al Registro de Fallas se propone que se juntes los procesos “Eventos en el Sistema Eléctrico” y “Estudios Análisis de Fallas” en un solo proceso e incorporando la información definida en este Informe. En el Anexo 2 se incluye el Sistema de Cuentas para que las empresas del sector de Generación y Transmisión aporten la información necesaria para el Registro de Fallas a la Superintendencia.


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Para el reporte de los eventos de Distribución se debe incorporar información adicional, definida en este informe, al proceso STAR “Interrupciones III”. El proceso STAR Interrupciones III está en un estado maduro y es ampliamente usado por la Superintendencia y las empresas distribuidoras. Los cambios que deben hacerse para adecuarse a los objetivos de este estudio corresponden principalmente a agregar información, siendo necesaria su definición en formato de tablas estructuradas (modelo de datos), lo que no pertenece al alcance de este estudio. Adicionalmente, el volumen de datos a agregar es menor al que ya se aporta a través de ese proceso. Debido a lo anterior, no es posible definir un sistema de cuentas para el sector de distribución, si no que se señala la información que se debe agregar a ese proceso. La información que se debe agregar o modificar para el proceso STAR Interrupciones III para cumplir con los objetivos del presente estudio corresponde a:

• Separar el Origen de una Interrupción (Interno/Externo) de la Precalificación de Responsabilidad (Propia/Tercero/Fuerza Mayor)

• Caracterización de Instalaciones de Distribución. • Cambiar las causas de Interrupciones a las definidas en el presente informe,

incluyendo la identificación de instalaciones, ampliación de causa y descripción verbal en el caso de que la causa corresponda a fallas de instalaciones.

• Horas de reparación en el caso de instalaciones falladas, para efectos de calificar la criticidad.

• Registro Adicional de Distribución, correspondiente a clientes conectados a cada subestación primaria y por escalón de EDAC.


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11. Contenidos de los Informes Estadísticos, Índices e Indicadores que se generarán del sector Hidrocarburos

11.1. Contenidos, formatos y medios de ingreso de la

información

Se establecen a continuación las principales pautas para llenar el Formulario de registro de Falla, incluyendo definiciones para facilitar el llenado del formulario. Este formulario deberá ser llenado por todos los operadores de Combustibles Líquidos, Gasesoso y de LPG.

La información de accidente que actualmente utiliza la SEC son los formularios CLACC 01 y CLACC 02. El primero se debe llenar de manera inmediata para informar a la SEC de lo ocurrido y el segundo se llena a los treinta (30) días después de ocurrido el evento para completar con información de causas y consecuencias.

Este formulario propuesto requiere información importante del evento de la falla, por lo tanto debe ser llenado no antes de 30 días de ocurrido la falla.

El objetivo de este formulario es contar con la información de lo ocurrido para poder gestionar sobre las fallas, generando estadísticas e indicadores que sean de utilidad para visualizar la situación de emergencias en cuanto a los combustibles líquidos y gaseosos.

El propósito de este formulario es entregar información real del evento que generó la falla (causa) y las consecuencias acontecidas pero en un formato que sea apropiado para poder sacar estadísticas e indicadores útiles en el monitoreo de la seguridad del sector energético.

La vía de ingreso de la información debe ser a través del STAR. Esto con el objetivo, de que se pueda obtener información ya disponible en la plataforma electrónica de los operadores.

A continuación se establecen los contenidos, formatos y medios de ingreso de la información que deberán realizar las empresas (refinerías, centros de almacenamiento, ductos y plantas de envasado de GLP), respecto de las Fallas.

11.1.1. Contenidos

El cuerpo del Formulario para este proceso se ha estructurado en 5 ítems, los cuales deberán ser llenados para el registro requerido y según aplique.

Los Formularios e ítems completos (GDR-FORM-01 y CL-FORM-01) son los que se ilustran en el punto 6.2. Estos formularios son el resultado de la información ingresada por el operador.

El modelo de datos para este sistema de información se ha estructurado en 5 módulos o grupos de tablas.


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Cada Operador deberá llenar estos archivos de datos e ingresarlos al STAR para poder generar el reporte de fallas.

I. DATOS DE IDENTIFICACIÓN DEL OPERADOR.

En este ítem las empresas deberán informar sus datos de identificación correspondientes, datos de contacto y fecha del reporte. El operador debe ingresar los códigos de operador que tiene asignado. Debe entregar un archivo de texto (.txt) donde señale los datos separados por comas, es decir información alfanumérica.

II. INFORMACIÓN DE LA FALLA.

El informante deberá señalar mediante alguna codificación el tipo de combustible involucrado en falla. En la siguiente parte debe identificarse el operario que entrega la información de la falla, señalando sus datos de contacto con detalles de lo ocurrido, así como hora y fecha del evento y georeferencias del sitio.

Toda esta información la ingresará en un archivo de texto (.txt), con cada detalle separado por coma.

III. CONSECUENCIAS.

En este ítem las empresas deberán informar las consecuencias de la Falla mediante el llenado de las celdas correspondientes a:

a. Personas

b. Instalaciones

Información de Falla

Consecuencias

Identificación de la Causa

Instalación Afectada

Datos de Identificación del Operador

Informe de Registro de Falla


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c. Medio Ambiente

d. Calidad en el Suministro

Esta valorización deberá cuantificarse en pesos, cantidad de volumen derramado, cantidad de personas afectadas, cantidad de clientes sin servicio por nombrar algunos.

Toda esta información la ingresará en un archivo de texto (.txt), con cada detalle separado por coma.

IV. IDENTIFICACIÓN DE LA CAUSA.

En este ítem las empresas deberán informar las causas de la Falla mediante el llenado de códigos. Las causas se han clasificado como Internas, externas y de Fuerza Natural.

a. Causas Internas

Se entenderán Causas Internas como aquellas causas que son provocadas desde el propio propietario de la instalación. Esto puede ser provocado por problemas de:

i. Corrosión Interna para lo cual debe identificar dentro de una serie de opciones el resultado de la inspección visual para detectar la corrosión como:

• la causa y el lugar donde se produjo

• tipo de corrosión encontrada

• la existencia de algún líquido

ii. Falla en Tubería en donde se debe ser más especifico en señalar si la corrosión fue en la costura, en el cuerpo de la cañería, en la junta, en la soldadura o en algún accesorio de la tubería. Al final se deja un espacio para alguna otra falla que no esté indicada y que deba detallar más específicamente.

iii. Falla en Equipo en donde debe señalar si se ha debido a un mal funcnioamiento, un error de conexión u otro que debe señalar con una explicación con más detalle.

iv. Falla en el Procedimiento, aquí se debe indicar si el procediemiento es de Operación, Seguridad o Mantenimiento. Se entregan una serie de alternativas a marcar y se deja un espacio para alguna otra falla de procedimiento que no esté indicada y que deba detallar más específicamente.


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b. Causas Externas

Se entenderán Causas Externas como aquellas causas que son provocadas por contratistas, clientes o proveedores ajenos a las actividades propias del operador informante.

i. Corrosión Externa para lo cual debe identificar dentro de una serie de opciones el resultado de la inspección visual para detectar la corrosión como:

• la causa y el lugar donde se produjo

• daño al revestimiento o a la pintura

ii. Daño por otros para expecificar mejor la causa se señalan alternativas como:

1. Volcamiento de vehículos o equipo motorizado.

2. Daños por un equipo marítimo.

3. Daño por pesca

4. Daño por arcos eléctricos.

5. Daño mecánicos.

6. Daño Intencional

En cada una de las opciones existe un espacio para alguna otra alternativa que no esté indicada y que deba detallar más específicamente.

iii. Daño por empresas relacionadas con el negocio en donde se debe indicar el nombre de esa empresa y el daño provocado. En esta parte existe un espacio parar el ingreso de datos alfanuméricos.

iv. Daño por excavaciones, es necesario especificar quien estaba haciendo la excavación, en qué lugar específico se estaba trabajando y cual fue el tipo de excavación.

v. Daño por contaminación de combustible con otro de menor punto de inflamación. En este punto debe especificar el combutible, no hay alterntaivas codificadas.

c. Fuerza Natural

Se entenderá como Fuerza Natural cualquier evento relacionado con Terremotor, Fuertes Lluvias/Inundaciones, Temperatura, Relámpagos y Fuertes Vientos. Para esto se entregan una serie de opciones que deberá seleccionar.


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V. INSTALACIÓN AFECTADA.

La instalación afectada debe ser identificada según la caracterización de instalaciones propuesta en este informe. Esta caracterización se ha dividido en Natural-Item-Subitem.

En todo evento se debe mantener el medio existente de comunicación inmediata de un accidente o falla (dentro de las 24 horas de ocurrido). El formulario que se acaba de detallar servirá para completar esta información una vez que se tengan más antecedentes de lo ocurrido y la información entregada sea más certera.

En cuanto a su modo de operar, las empresas completarán los Formularios GDR-FORM-01 y CL-FORM-01, según corresponda y, enviarán dicha información a la SEC a través de la plataforma computacional STAR. La SEC recepcionará, procesará y posteriormente entregará los resultados obtenidos de la validación de forma y su fiscalización.

11.1.2. Formatos e Ingreso de Información

En este nuevo sistema de reporte de fallas se propone ingresar información en archivos de texto (.txt) a través del sistema STAR de la Superintendencia, de tal manera que la información pueda ser cargada y operada en Base de Datos. Se utilizará un regsitro de falla para Combustibles Líquidos y otro para Gas de Red.

Para identificar el incidente y poder informarlo de la manera más acertada se ha hecho una desagregación de las instalaciones (Naturaleza, Item y Subitem), tanto para combustibles líquidos como para combustibles gaseosos. Se dividen desde lo más general hasta un nivel de detalle suficiente para poder comparar las instalaciones, así como también del tipo de operación que realizan, almacenamiento, plantas y transporte.

Será de utilidad utilizar en algunos casos los códigos ya existentes como los datos del operador y su ubicación geográfica. Los Formularios propuestos en Excel (.xls), que posteriormente se deberán implementar en archivos estructurados son:

GDR-FORM-01

CL-FORM-01

11.2. Contenidos de la información Estadística

En esta parte se describen los contenidos mínimos de información estadística así como índices e indicadores relevantes para el monitoreo de la seguridad del sector hidrocarburos a partir de la ocurrencia de Fallas en el sector, de manera de detectar las Fallas más recurrentes, comparar información en el tiempo, identificar maneras para manejar su complejidad e indicar los factores críticos de cada Falla especifica y diseñar, evaluar y dar seguimiento a proyectos, programas y políticas.


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En general, el propósito de las estadísticas es la de proporcionar información simple sobre frecuencia, cantidad y procedencia y, de ese modo, poder determinar las Fallas que pudiesen afectar la continuidad, calidad, regularidad y seguridad de los servicios de gas natural (GN), GNL, combustibles líquidos (CL) y LPG.

Así mismo los contenidos estadísticos que se definirán mas adelante, pretenden proporcionar información relativa a daños a las personas que impliquen muerte o lesión producto de las Fallas acontecidas, a si como también detectar posibles fallas en el diseño, rendimiento, etc. con vistas a la constante mejora del sector.

A partir del análisis realizado de la experiencia Chilena e internacional referente al reporte de Fallas y posterior manejo y análisis de la información de Fallas reportadas para el sector hidrocarburos, creemos relevante que junto con el número de Fallas reportadas, se generen también estadísticas que involucren daños a las personas o que impliquen muerte o lesión producto de las Fallas acontecidas, así como también la identificación de conponentes que resulten críticos para la operación y suministro, tales como vida útil, fecha de instalación, tiempos de remplazo, construcción y reparación, entre otros.

Tomaremos como referencia la experiencia de Estados Unidos (EEUU), específicamente la PHMSA (Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration) dependiente de la DOT (Departament of Transportation), la cual es responsable de regular y garantizar el movimiento seguro de los materiales peligrosos para la industria y el transporte por tuberías a todos los consumidores, bajo este formato se desarrollará la propuesta para el análisis estadístico en esta materia.

El contenido estadístico propuesto para hidrocarburos (gas natural (GN), GNL, combustibles líquidos (CL) y LPG) involucrará los parámetros estadísticos (por parámetro estadístico se entenderá el numero que resume la cantidad de datos obtenida a partir de todos los datos recopilados) que a continuación se indican.

Año ocurrencia de las Fallas

Fecha de instalación

Tiempo de remplazo, construcción y/o operación

Número de Fallas

Número de muertes

Número de lesionados

La experiencia de EEUU también involucra otro parámetro y que creemos recomendable sea considerado en el análisis estadístico, dicho parámetro hace referencia a la cuantificación por daño a la propiedad o material y que involucra costos públicos y privados en unidades de costo, este parámetro estará en base a lo informado por el operador en el momento del incidente.

Daño a la propiedad o material


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El conjunto o universo de datos a ser analizados, provendrá de la información reportada por las empresas mediante el Prototipo de Formulario propuesto para Hidrocarburos – Registro de Falla, los cuales en algunos casos podrán ser complementadas con la información que se pueda extraer del GIS.

En la Tabla que a continuación se ilustra se indican el resumen de los parámetros estadísticos que contendrá la cantidad de datos recopilados a partir de los datos reportados.

Año N° de Fallas

N° de muertes

Fecha de Instalacion

Tiempo remplazo, construcción y/o

operación

N° de lesionados

Costo daño a la propiedad

($)

20xx x x x x x $xxxx

Total

Así mismo, creemos que es relevante y recomendable generar estadísticas de las causas para dichas Fallas. Para lo cual del N° total de Fallas por año, del N° de muertes, del N° de lesionados, del tiempo de remplazo, reposición y/o operación, y del costo del daño a la propiedad o material, se indicarán las cantidades correspondientes a cada tipo de causa.

Las causas propuestas para el análisis estadístico, son las que a continuación se indican:

Corrosión interna y externa

Excavaciones

Operación incorrecta

Falla en Tubería, junta o soldadura

Fuerza Natural

Daños por fuerza externa

Falla en Equipo

La Tabla que a continuación se ilustra, se indica el resumen de datos estadísticos listos para ser analizados, para lo cual se emplearán operadores matemáticos durante el proceso de análisis.


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Causa N° Fallas

% Fallas

N° Muertes

N° Lesionados

Fecha de Instalación

Tiempo remplazo,

construcción y/o operación

($) Daño a la

propiedad

% Daño a la propiedad

CORROSIÓN

• Interna x %x x x xx-xx-xxxx xxx $xxxx %x Sub total

• Externa

Sub total

EXCAVACIONES

• Por el operador

Sub total

• Por el operador contratista

Sub total

• Por terceros

Sub total

OPERACIÓN INCORRECTA

• Por operador o contratista

Sub total

• Instalación incorrecta

Sub total

• Funcionamiento incorrecto

Sub total

TUBERÍA, JUNTA O SOLDADURA

• Cuerpo de la tubería

Sub total

• Montaje mecánico

Sub total

• Otras Fallas en tubería, junta o soldadura


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Sub total

FUERZA NATURAL

• Movimientos de tierra

Sub total

• Fuertes lluvias / inundaciones

Sub total

• Temperatura

Sub total

• Relámpagos

Sub total

• Fuertes Vientos

Sub total

• Otros

Sub total

DAÑOS POR FUERZA EXTERNA

• Por vehículos / Equipo motorizado

Sub total

• Daño Intencional

Sub total

• Otros

Sub total

FALLA EN EQUIPO

• Equipos de control / alivio

Sub total

• Error de conexión

Sub total

• Válvula

Sub total

TOTAL


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Es de importancia destacar que a partir de los datos obtenidos, deberán generarse cuadros estadísticos o tablas estadísticas adicionales, ordenadas en columnas y filas, que permitan leer, comparar e interpretar las características de una o más de variables a analizar. Los cuadros estadísticos son el instrumento que servirá para presentar los resultados de la conceptualización y cuantificación de los datos, donde se establecerán las relaciones e interconexiones posibles que existen entre los datos que se cuantifican y las magnitudes que adquieren unos con respecto a otros.

11.3. Propuesta de Índices o Indicadores

A partir de los datos recopilados en las Tablas ilustradas anteriormente, se podrán construir, gráficos, diagramas y figuras que permitan visualizar y representar la información obtenida, y con ello obtener la información necesaria para la toma de decisiones que se requieran.

Para la correcta interpretación y análisis de lo antes indicado, es necesario definir y establecer ciertos índices o indicadores que permitan reflejar una situación determinada y a la vez permita una relación entre variables con la finalidad de observar la situación y las tendencias de cambios generadas en el objeto o fenómeno observado. Con ello se podrá evaluar la gestión, identificar oportunidades de mejora, adecuar a la realidad metas, objetivos y estrategias, tomar medidas preventivas a tiempo y mantener un diagnóstico permanentemente actualizado de la situación.

Dicho lo anterior se proponen los índices o indicadores que permitirán el logro de los objetivos antes mencionados y que permitan a su vez comparar sus resultados a través de variables de tiempo, persona o lugar, además de observan las tendencias que el mismo puede mostrar con el transcurrir del tiempo. A continuación se indican los índices o indicadores propuestos:

• N°DE PERSONAS MUERTAS POR N°DE FALLAS (I.A):

Este índice o indicador será utilizado para indicar el porcentaje de personas muertas en relación al número total de Fallas en un periodo determinado.

I.A = (N° de muertos) * 100 N° de Fallas

El número de personas muertas puede ser separado por:

- N° de trabajadores asociados a la operación

- N° de trabajadores contratistas asociados a la operación

- N° de trabajadores no asociados a la operación

- Publico general

http://www.monografias.com/trabajos12/guiainf/guiainf.shtml#HIPOTES

http://www.monografias.com/trabajos15/diagn-estrategico/diagn-estrategico.shtml

http://www.monografias.com/trabajos901/evolucion-historica-concepciones-tiempo/evolucion-historica-concepciones-tiempo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/perde/perde.shtml


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• N°DE PERSONAS LESIONADAS POR N°DE FALLAS (I.B):

Este índice o indicador será utilizado para indicar el porcentaje de personas lesionadas en relación al número total de Fallas en un periodo determinado.

I.B = (N° de lesionadas) * 100 N° de Fallas

El número de personas lesionadas puede ser separado por:




- Publico general

• FALLA POR N°DE TRABAJADORES (I.C):

Este índice o indicador será utilizado para indicar el porcentaje de Fallas en relación al número total de trabajadores.

I.C = (N° de Fallas) * 100 N° de Trabajadores

El número de trabajadores puede ser separado por:




• DIAS PERDIDOS POR N° DE FALLAS (I.D):

Este índice o indicador será utilizado para indicar la cantidad de Fallas para una jornada de trabajo perdida por cada millón de horas hombre trabajadas (M.H.H.T) en un período determinado, puede ser mensual, trimestral, semestral o anual.

I.D = (N° de Fallas) * 1.000.000 H.H.T.

En este caso, el indicador tiene el significado que por cada millón de H.H.T. la empresa tiene (I.D) días perdidos originadas por la cantidad de Fallas.


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• DIAS PERDIDOS POR TIEMPO DE REMPLAZO, CONSTRUCCION Y/O OPERACIÓN (I.E):

Este índice o indicador será utilizado para indicar el tiempo perdido a partir del tiempo que demore el remplazo, construcción y/o operación producto de la falla acontecida.

I.E = (tiempo perdido) (tiempo de remplazo)

En este caso, el indicador tiene el significado que a partir del tiempo que tome el remplazo, construcción y/o operación producto de la falla, la empresa tiene (I.E) días perdidos.

• N° DE FALLAS POR N° DE CLIENTES FUERA DE SERVICIO (I.F):

Este índice o indicador será utilizado para indicar las Fallas en relación al número total de clientes fuera de servicio producto de la Falla y en un periodo determinado.

I.F = (N° de Fallas) N° clientes fuera de servicio

El número de clientes fuera de servicio puede ser separado por:

- N° de clientes comerciales.

- N° de clientes industriales

- N° de clientes residenciales

• $ COSTO POR DAÑO A LA PROPIEDAD POR N° DE FALLAS (I.G):

Este índice o indicador será utilizado para indicar el costo por daño a la propiedad o material producto del total de Fallas y en un periodo determinado.

I.G = $ Costo por daño a la propiedad N° de Fallas

• $ COSTO POR DAÑO A LA PROPIEDAD POR N° DE TRABAJADORES (I.H):


I.H = $ Costo por daño a la propiedad N° de Trabajadores

El número de trabajadores puede ser separado por:



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• $ COSTO POR DAÑO A LA PROPIEDAD POR CANTIDAD DE COMBUSTIBLE (I.I):


I.I = $ Costo por daño a la propiedad Cantidad de Combustible

La cantidad de combustible esta dado por el tipo de combustible con su respectiva unidad representada, es decir:

Si es Gas de red (gas natural, gas natural licuado, propano-aire o biogás), la cantidad de combustible deberá indicarse en unidades de MM Btu.

Si es combustible liquido, la cantidad de combustible deberá indicarse en unidades de m3.

• N° DE CAUSA RESPECTO AL TOTAL DE FALLAS DEL PERIODO (I.J):

Este índice o indicador será utilizado para indicar la causa respecto del total de Fallas del periodo.

I.J = Falla Total de Fallas del periodo

Las causas están caracterizadas de acuerdo al N° de Falla por:

- Corrosión interna

- Corrosión externa

- Excavaciones

- Operación incorrecta

- Tubería, junta o soldadura

- Fuerza Natural

- Daños por fuerza externa

- Falla en Equipo


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11.3.1. Resumen simbología y Formulación

En la Tabla Resumen mostrada a continuación, se indica el resumen de los índices o indicadores propuestos:

Nombre del índice o indicador

Símbolo Formula Unidad de medida

N° de personas muertas por N° de Fallas. I.A

(N° de muertos) * 100

N° de Fallas Porcentaje de personas muertas del número de Fallas en el periodo.

N° de personas lesionadas por N° de Fallas. I.B

(N° de lesionadas) * 100 N° de Fallas Porcentaje de personas lesionadas

del número de Fallas en el periodo.

Falla por número de trabajadores.

I.C

(N° de Fallas) * 100 N° de Trabajadores

Porcentaje de Fallas del número de trabajadores. Tipo de trabajadores: - N° trabajadores asociados a la operación. - N° trabajadores contratistas asociados a la operación. - N° trabajadores no asociados a la operación.

Días perdidos por N° de Fallas. I.D (N° de Fallas) * 1.000.000

H.H.T.

Días perdidos por N° de Fallas del millón de horas hombre trabajadas (M.H.H.T).

Tiempo perdido por tiempo de remplazo, construccion y/o operación.

I.E

(tiempo perdido)

(tiempo de remplazo) Peso relativo del tiempo perdido por tiempo de remplazo.

N° de Fallas por N° de clientes fuera de servicio. I.F (N° de Fallas)

N° Clientes fuera de servicio

Peso relativo del número de Fallas del número de clientes fuera de servicio.

$ Costo por daño a la propiedad ($) por N° de Fallas.

I.G $ Costo por daño a la propiedad N° de Fallas

Costo por daño a la propiedad del total de Fallas del periodo.


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$ Costo por daño a la propiedad por N° de trabajadores.

I.H $ Costo por daño a la propiedad

N° de Trabajadores

Costo por daño a la propiedad del total de trabajadores. - N° trabajadores asociados a la operación. - N° trabajadores contratistas asociados a la operación. - N° trabajadores no asociados a la operación.

$ Costo por daño a la propiedad por cantidad de combustible.

I.I $ Costo por daño a la propiedad

Cantidad de Combustible Costo por daño a la propiedad de la cantidad de combustible

N° de causa respecto al total de Fallas del periodo. I.J Causa

Total de Fallas Peso relativo de Causa del total de Fallas del periodo.


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12. Análisis de la Viabilidad Legal y Administrativa Los objetivos de este análisis son: 1) Identificar el o los responsable(s), conforme a la normativa vigente, de la entrega y/o

mantenimiento de la información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos (empresas privadas, SEC, Ministerio de Energía, etc.);

2) Indicar el o los responsable(s), conforme a la normativa vigente, del mantenimiento de la información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos (empresas privadas, SEC, Ministerio de Energía, etc.);

3) Facultades que detente la institución identificada de acuerdo al número anterior para administrar una Base de Datos que contenga el registro y estadística de fallas del sector eléctrico y del sector de hidrocarburos, y para tratar la información contenida en ella;

4) Potestades y obligaciones contempladas en la normativa vigente, que ordenen o faciliten la cooperación entre los agentes involucrados, para lograr el adecuado registro y tratamiento de las fallas que se presenten;

5) Naturaleza jurídica de la Base de Datos del Registro de Fallas;

6) Privacidad de la información contenida en la Base de Datos, y eventuales limitaciones o condiciones a las que se encuentre sometida su transmisión y transferencia a MINENERGIA y/u otros entes públicos o privados;

Para lo anterior se realizó un completo análisis de la normativa y jurisprudencia relacionada con el tema, lo que se detalla en el Anexo 3 – Análisis de la Viabilidad Legal y Administrativa. Sobre la base de la normativa y jurisprudencia analizadas, las observaciones y los antecedentes reseñados en el Anexo 3, podemos señalar, en síntesis, lo que sigue sobre las consultas planteadas:

1. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), es el órgano público chileno llamado naturalmente a requerir información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector de hidrocarburos.

2. Son responsables de la entrega de la información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos: a) las personas y empresas sometidas a la fiscalización de la SEC, b) las personas y empresas relacionadas que mantienen transacciones con aquellas, y, c) en general, los concesionarios y permisionarios de servicio público eléctrico y de gas.


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3. Existen varias potestades y mecanismos legales que ordenan y facilitan la cooperación entre los agentes involucrados para lograr el adecuado registro y tratamiento de las fallas que se presenten. Así existe un sistema coercitivo contemplado en la Ley Orgánica de la SEC, un sistema coercitivo contemplado en la Ley de Mercado de Valores y en la Ley Orgánica de la SVS; y finalmente, existen disposiciones de colaboración en la ya mencionada ley orgánica de la SVS. Todo lo anterior, sin perjuicio del principio general de colaboración entre los órganos de la Administración del Estado, contemplada en la Ley de Bases Generales de la Administración del Estado.

4. Junto con las potestades necesarias para requerir la información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos; la SEC cuenta con evidentes facultades para administrar la(s) bases(s) de datos que se construya(n) sobre aquellas, así como para tratar dichos datos.

5. Las bases de datos que se pueblen con la información o registro relativo a las fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos, así como el producto de su tratamiento, son presumidas públicas. Sin perjuicio de ello, existen hipótesis conforme a las cuales, será lícito para la SEC denegar acceso a dicha información, motu proprio o por oposición regulada de un tercero cuyos derechos se vean afectados. Sea que se conceda acceso o se deniegue, corresponderá al Consejo para la Transparencia y a las Cortes de Apelaciones, resolver por diversas causales y en diversas instancias al respecto.

6. La SEC se encuentra facultada -y en algunos casos, obligada- a transferir la información relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos, que obre en su poder, tanto al Ministerio de Energía como a la CNE; en la medida que requieran la información en el cumplimiento de sus funciones y para el ejercicio de éstas. Frente a un escenario de reserva, la información se transfiere con cargo de guardar reserva de los documentos y antecedentes en cuestión.

7. La SEC puede encontrarse facultada e incluso obligada a transferir información relativa a fallas a órganos de la Administración del Estado ajenos al sector Energía, en la medida que de conformidad con sus facultades específicas, así corresponda. Es el caso, por ejemplo, de Contraloría y la SVS.

8. La SEC deberá resolver sobre la transferencia a particulares de la información que obre en su poder, relativa a fallas del sector eléctrico y del sector hidrocarburos, de conformidad con las disposiciones y procedimientos ampliamente reseñados. Ello, sobre la base que dicha información es presumida pública, y se debe acreditar y


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fundamentar debidamente una decisión que importe denegar acceso total o parcialmente, invocando hipótesis de reserva o secreto.


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13. Análisis de los Costos de Implementación

13.1. Introducción El presente capítulo se describe los aspectos principales a tener en cuenta en el diseño y planeamiento de la implementación de un sistema informático de registro y estadística de fallas del sector eléctrico e hidrocarburos.

13.2. Descripción general del proceso de declaración y obtención de estadísticas

El proceso de declaración y análisis de datos declarados considera conceptualmente los siguientes pasos:

Donde, PASO 1: debe garantizar que la información declarada esté correctamente formada y no contenga errores formales o de presentación de los datos. PASO 2: debe verificar que los datos entregados estén bien relacionados entre ellos y con las tablas de parámetros que se han entregado para parametrizar las declaraciones. Este paso considera como requisito que la autoridad actualiza y mantienen los datos paramétricos,


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permitiendo que estén actualizados. Se considera en este caso que existirán funcionalidades para que los usuarios analistas puedan directamente actualizar estas tablas de parámetros. PASO 3: implementa validaciones lógicas que ayuden a detectar inconsistencias o errores en las declaraciones que se puedan deducir de un primer análisis de los datos. Deben ser validaciones suficientes para declarar los datos como aceptados, para que los siguientes procesos de análisis se desarrollen descartando errores de declaración. PASO 4: En esta etapa se provee a los usuarios de indicadores y reportes predefinidos. En etapas posteriores de implementación se puede complementar con herramientas de análisis no estructurado. Observaciones:

• Se sugiere proveer a los declarantes de alguna herramienta de validación de formato de datos a declarar, a fin de reducir el número de iteraciones con la autoridad en la detección de errores de forma en las declaraciones. Es decir, dividir el paso 1 en dos etapas, donde las primeras validaciones las realiza autónomamente el declarante y estas son repetidas en el ambiente central al analizar una declaración.

13.3. Descripción de las tecnologías/herramientas a usar Conforme consultas realizadas durante el proceso de consultoría, se indican las siguientes tecnologías y herramientas como sugeridas para la implementación del sistema:

• Motor de Base de datos: Oracle 11g o superior. • Lenguaje de programación de aplicaciones de administración y obtención de índices:

Microsoft .NET Framework 2.0 o superior. • Herramienta de carga de datos: POR DEFINIR. • Herramienta de recepción de declaraciones: Star (SEC)

13.4. Actividades del proyecto de implementación A continuación se describen en general las actividades de desarrollo informático para el proyecto: Identificador

Módulo funcional Actividades (Sector Eléctrico) Actividades(Sector Hidrocarburos)

1.1. Herramienta de recepción de declaraciones

A IMPLEMENTAR EN STAR [SEC] A IMPLEMENTAR EN STAR [SEC]

1.2. Validador de formatos (Cliente)

Validador de declaración (ver FORMULARIO PARA INFORMAR INDISPONIBILIDADES ELÉCTRICAS)

Validador de declaración (ver formularios COMBUSTIBLES LIQUIDOS (LPG Y GNL) - REGISTRO DE FALLA / GAS DE RED - REGISTRO DE FALLA)


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Identificador


1.3 Validador de formatos (Servidor)

Validador de declaración (ver FORMULARIO PARA INFORMAR INDISPONIBILIDADES ELÉCTRICAS)

Validador de declaración (ver formularios COMBUSTIBLES LIQUIDOS (LPG Y GNL) - REGISTRO DE FALLA / GAS DE RED - REGISTRO DE FALLA)

2.1. Administrador de tablas de dominio

Caracterización Instalaciones Generación

Caracterización Instalaciones de combustibles líquidos

Caracterización Instalaciones Transmisión

Caracterización Instalaciones GLP

Caracterización Instalaciones Distribución

Caracterización Instalaciones GN

Caracterización de causas/tipos de fallas.

Códigos de ampliación de causas.

2.2. Cargador de archivos en BD

Ingreso/Carga de fallas Ingreso/Carga de fallas combustibles líquidos

Ingreso/Carga de fallas combustibles de red

3.1. Validador de conectividad

NO INCLUIDO EN ESTA ETAPA NO INCLUIDO EN ESTA ETAPA

3.2. Validación física NO INCLUIDO EN ESTA ETAPA NO INCLUIDO EN ESTA ETAPA

4 Índices y reportes predefinidos

De Generación y transmisión: Resumen/tabla de índices anuales, indicando n° de fallas, n° de muertes, n° de lesionados, costo daño a la propiedad.

Índices de indisponibilidad por sistema, tipo central, zona (tiene 3 aperturas)

Estadísticas de fallas (clasificación por falla aparente)

Índices de continuidad de clientes por tipo, sistema (fmik y ttik)

Índices (N°DE PERSONAS MUERTAS POR N°DE FALLAS (I.A), N°DE PERSONAS LESIONADAS POR N°DE FALLAS (I.B), FALLA POR N°DE TRABAJADORES (I.C), DIAS PERDIDOS POR N° DE FALLAS (I.D), N° DE FALLAS POR N° DE CLIENTES FUERA DE SERVICIO (I.E), $ COSTO POR DAÑO A LA PROPIEDAD POR N° DE FALLAS (I.F), • $ COSTO POR DAÑO A LA PROPIEDAD POR N° DE TRABAJADORES (I.G), $ COSTO POR DAÑO A LA PROPIEDAD POR CANTIDAD DE COMBUSTIBLE (I.H), • N° DE FALLA APARENTE RESPECTO AL TOTAL DE FALLAS DEL PERIODO (I.I))

Tipos de causas de fallas y frecuencias. (% por tipo de causas, mayores frecuencias de causas, componentes con más fallas).

Distribución:


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Identificador


Índices de continuidad (por distribuidora, zona, alimentador, tipo cliente).

Causas de fallas (% por frecuencia, capacidad, responsabilidad).

Notas:

• Se considera que la implementación de la recepción de datos en STAR será responsabilidad de la SEC u otro consultor relacionado con la herramienta, a fin de mantener y potenciar esta como receptora de información.

• No se consideran etapas de validación física o de conectividad, considerando que en esta información no se encuentra toda la infraestructura. Sin embargo, se considera la validación de existencia de la infraestructura informada respecto de otras declaraciones (ejemplo: que alimentadores existan en VNR o Interrupciones).


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13.4.1. Carta Gantt sugerida

Nota: Se considera que en el período de ingeniería de detalles se debe, en conjunto con la SEC, evaluar cuál de la información a solicitar ya está siendo solicitada, a fin de evitar duplicación en la solicitud de información. Esto puede redundar en ajustes al calendario de actividades.

13.4.2. Factores críticos del proyecto A continuación se enuncian los aspectos del proyecto que se consideran críticos para su buen desarrollo y en los que se sugiere poner especial atención:

• Herramienta de validación de datos para el cliente: A juicio del consultor, las iteraciones ante fallas en la presentación de datos incorporan tiempos relevantes al ciclo de análisis de datos, por lo que se sugiere reducir estas iteraciones mediante la entrega de una herramienta que permita al declarante auto-evaluarse antes de declarar. Es importante que esta herramienta sea intuitiva y que permita actualizar los esquemas de revisión con facilidad.

• Administrador de tablas de dominio: principalmente en las primeras etapas de un nuevo sistema se requiere actualizar y adecuar las tablas de parámetros, a fin de adecuar los documentos de solicitud de datos a requerimientos de los analistas o declarantes. Se


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recomienda que este proceso sea flexible y administrado por usuarios para no agregar requerimientos informáticos a estos procesos de ajuste.

• Asistencia técnica en período de puesta en marcha y primer período de operación: Se sugiere que dentro de la adjudicación del desarrollo informático se considere el apoyo en ajustes o soporte del sistema, permitiendo disminuir los procesos administrativos ante requerimientos de ajustes, hasta la estabilización técnica y funcional del sistema.

• Apoyo multidisciplinario: Durante la construcción del sistema y la puesta en marcha, es usualmente necesario mezclar criterios técnicos y funcionales para realizar un diseño y validación adecuados, por lo que se sugiere que a los necesarios conocimientos informáticos se agregue apoyo funcional de consultores que entiendan la lógica y objeto del sistema, haciendo que el control de calidad de cada entrega sea visado técnica y funcionalmente.

13.5. Estimación de costos de implementación Se propone para una adecuada implementación contar con asesoría tanto en el ámbito informático como en el ámbito del negocio, ya que además de definir los modelos de datos, construir las aplicaciones, etc., se deberá definir dentro de la ingeniería de detalles la forma en que los sistemas de cuentas existentes se relacionarán con los nuevos registros, se deberán verificar los cálculos de estadísticas, etc. Con lo anterior, se estima un costo total para la implementación de UF 1.200.

estudio sistémico de la normativa del sector...

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