informe comparativo del grado de cumplimiento del artÍculo 1-16 de la norma … · 2016. 5. 9. ·...

I-DO-016-2016

INFORME COMPARATIVO DEL GRADO DE CUMPLIMIENTO

DEL ARTÍCULO 1-16 DE LA NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD

Y CALIDAD DE SERVICIO

05 de mayo de 2016

Grado de Cumplimiento (V20160505) 2

ABREVIATURAS:

CC: Centro de Control de un Coordinado

CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC SIC

CNE: Comisión Nacional de Energía

DO: Dirección de Operación del CDEC SIC

DP: Dirección de Peajes del CDEC SIC

EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga

EDAG: Esquema de Desconexión Automática de Generación

ERAG: Esquema de Reducción Automática de Generación

IED: Dispositivo Electrónico Inteligente (Intelligent Electronic Device)

NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio

PDCE: Plan de Defensa contra Contingencia Extrema

PMGD: Pequeño Medio de Generación Distribuida

PRS: Plan de Recuperación de Servicio

RTU: Unidad Terminal Remota (Remote Terminal Unit)

SCL: Sistema de Control Local

SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles

SITR: Sistema de Información en Tiempo Real


Tabla de contenido

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

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

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

2.2. Disponibilidad de la información enviada al SITR. .........................................................................................9

3. Disponibilidad de los canales de voz con los CC. ........................................................................................... 13

4. Disponibilidad de los canales de teleprotección. .......................................................................................... 15

5. Implementación de los EDAC, EDAG y ERAG y Sistemas de Protección Multiárea solicitados. .................... 17

6. Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma. ............................................................................... 21

7. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio. ....................................................................... 26

7.1. Implementación .......................................................................................................................................... 26

7.2. Pruebas de Verificación .............................................................................................................................. 26

8. Implementación de los Planes de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE). .................................... 28

9. Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de Subtransmisión y Adicionales. .... 30

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

Generación y de los Sistemas de Transmisión Troncal, Adicional y Subtransmisión. ........................................... 31

10.1. Estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de Generación. ................................ 31

10.2. Estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables en Transmisión. ............................... 34

10.2.1 Tramos de Transmisión ...................................................................................................................... 34

10.2.2 Transformadores ................................................................................................................................ 35

10.2.3 Equipos de Compensación.................................................................................................................. 35

.................................................................................................................................................................. 37 Anexo 1

.................................................................................................................................................................. 46 Anexo 2


1. Introducción

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

(NTSyCS), la Dirección de Operación del CDEC SIC (DO) debe informar dentro del primer trimestre de cada año

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

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

Disponibilidad de los canales de voz con los CC.

Disponibilidad de los canales de teleprotección.

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

Entrega de Información Técnica y Calidad de la misma.

Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.

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

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

Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de la Generación

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

En cumplimiento con lo indicado anteriormente, con fecha 31 marzo de 2016, mediante carta DO 0409/2016,

se envió a la SEC la información que daba cuenta del grado de cumplimiento en las materias indicadas. El

detalle de toda la información se encuentra disponible en la planilla “Informe de Grado de Cumplimiento Art.1-

16 (ex Art. 1-15)” publicada en nuestro sitio Web el 31 de marzo de 2016.

Con el objeto de tener un mejor análisis de la información proporcionada previamente, el siguiente documento

muestra un análisis comparativo y resumido de los antecedentes que se dispone sobre esta materia.


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

disponibilidad de la misma.

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

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

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

Por otro lado, y de acuerdo a lo indicado en el Oficio Ordinario N°12399 enviado por la SEC el 10 de septiembre

de 2015, se ha realizado un seguimiento trimestral del avance de los compromisos adquiridos por los

Coordinados. En lo que se refiere a disponibilidad y tiempos de actualización de la información requerida para

SITR, los avances y compromisos aparecen detallados en los Anexo 1Anexo 2 del presente informe.

2.1. Tiempos de actualización.

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

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

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

exigidos por la NTSyCS de los Coordinados que cuentan con información disponible durante el 2015.

Figura 1: Tiempos de actualización de empresas distribuidoras.

Figura 2: Tiempos de actualización de empresas transmisoras.


Figura 3: Tiempos de actualización de empresas generadoras1.

1 Figuras muestran valores medios truncados en 20 segundos.


Figura 4: Tiempos de actualización de clientes libres.

Figura 5: Porcentajes de cumplimiento de los últimos 3 años.


Tabla 2-1: Coordinados que no cumplen con los 5 segundos exigidos por la NTSyCS durante el 2015 y comparación con el año anterior.

EMPRESA COORDINADA Valor Medio en

Seg. 2014 Valor Medio en

Seg. 2015

CYT OPERACIONES1 - 5,21

FRONTEL 4,41 5,41

COLBÚN 5,35 5,50

ELETRANS - 5,80

ALMEYDA SOLAR 8,30 5,82

TECNORED 2,40 6,22

TRANSQUILLOTA 2,40 6,57

STS 3,75 6,69

LOS GUINDOS - 6,72

SAGESA 2,40 6,73

TERMOELÉCTRICA COLMITO 3,50 6,75

CEC 3,16 6,82

DEI DUQUECO 5,55 6,86

GUACOLDA 5,10 7,12

LITORAL 7,30 7,26

CHILQUINTA 8,80 7,29

AES GENER 6,80 7,71

EMELDA 11,75 8,12

EMR 3,70 8,72

ELÉCTRICA VENTANAS 6,80 8,83

NUEVA DEGAN S/I 9,05

GNL QUINTERO 5,00 9,07

ELÉCTRICA PANGUIPULLI S/I 9,34

CODINER 1,00 9,54

TRANSNET 6,25 9,63

HIDROELÉCTRICA SAN ANDRÉS - 11,26

BARRICK GENERACIÓN 18,90 16,22

ENAP REFINERÍA BIO BIO 2,60 16,60

PAPELES RÍO VERGARA2 - 16,66

UCUQUER DOS S/I 21,96

PETROPOWER 2,75 202,05

PARQUE EÓLICO TALINAY 8,30 218,07

HIDROANGOL - 304,39

ANGLO AMERICAN SUR - LOS BRONCES 140,53 309,09

ANGLO AMERICAN SUR - CHAGRES 363,90 316,15

ANGLO AMERICAN SUR - EL SOLDADO 363,90 318,76

ANGLO AMERICAN NORTE - MANTOVERDE 360,00 320,19

DUKE ENERGY 8,00 551,27

ENERGIA BIO BIO/PAPELES BIO BIO 10,80 1023,99

ENLASA 3,20 2490,78

SDGx01 S/I 4298,39 1 Reemplazada por TRANSELEC. 2Reemplazada por Bioenergías Forestales.


En términos promedio, el tiempo de actualización de la información requerida para el SITR del SIC el año 2015 bajó a 89.5 de 991 seg. Sin embargo, si comparamos los promedios pero excluyendo los valores más altos (que muestran una dispersión significativa con respecto a la muestra) se obtiene que el valor promedio de 19.2 segundos del año 2014 sube a 25.5 segundos el año 2015.

2.2. Disponibilidad de la información enviada al SITR.

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

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

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

canales de comunicación de datos.

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

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

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

está siendo actualizado en tiempo real.

Los flag de calidad pueden tener valores incorrectos debido a múltiples razones, para citar algunas:

Comunicación caída entre Coordinado y CDEC SIC.

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

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

de la subestación.

Transductor fallado.

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

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

Posteriormente se realiza la totalización de estas indisponibilidades por Coordinado.

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

𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = (1 − 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑) 𝑥 100

Donde:

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = ∑ 𝐼𝑛𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 [𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠]

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

Las siguientes figuras muestran la disponibilidad de la información de los Coordinados en el 2015 con respecto

al 2014.


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

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


Figura 8: Disponibilidad de datos de empresas generadoras [%].


Figura 9: Disponibilidad de datos de clientes libres [%].

Figura 10: Porcentajes de cumplimiento de los últimos 3 años.

Cabe destacar, que la disponibilidad promedio del SIC subió de 74,1% el año 2014 a 83% el año 2015.


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

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

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

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

Título 4-3 de la NTSyCS.

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

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

de comunicación. La siguiente tabla muestra la distribución de la disponibilidad de los canales:

Tabla 3-1: Resumen de disponibilidad del canal oficial y de los canales alternativos de los CC.

RANGO DE DISPONIBLIDAD

CANAL OFICIAL CANALES ALTERNATIVOS

RESPALDO CELULAR SATELITAL

100% 23 20 39 19

99% - 100% 16 5 0 0

95% - 99% 4 1 0 0

90% - 95% 0 0 0 0

85% - 90% 0 1 0 0

0% - 90% 1 1 1 3

Figura 11: Distribución de la disponibilidad del canal oficial (Hot Line) de cada CC en los últimos 3 años.


En la Figura 12 se muestra la comparación entre la disponibilidad de Hot Line para los CC existentes a fines del

2015 con respecto al 2014.

Figura 12: Disponibilidad anual de canales de voz por CC [%].2

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


4. Disponibilidad de los canales de teleprotección.

De acuerdo a lo requerido en los artículos 3-23 de la NTSyCS, las instalaciones del Sistema de Transmisión de

más de 200 kV deberán estar equipadas con un Sistema de Protecciones Eléctricas que incluya vías de

teleprotección según lo señalado en el punto I del mismo artículo. El Coordinado debe diseñar el esquema de

teleprotección de modo de garantizar una disponibilidad de al menos 99,95%. Adicionalmente, la DO podrá

solicitar complementar el esquema de protección en líneas entre 100 y 200 kV con teleprotección si ello evita

la pérdida de sincronismo de unidades generadoras ante la ocurrencia de un cortocircuito en dichas líneas.

A continuación se muestran sólo aquellas teleprotecciones con disponibilidad menor a 100%, las que fueron

obtenidas a partir de los registros de trabajos programados e informes de limitación de transmisión ingresados

en el SISTEMA MANTE de este CDEC durante el año 2015.

Por otro lado, se encuentra pendiente la aprobación del formato de presentación de esta información enviado

a la CNE través de la carta DO Nº 0110/2015 con fecha 03 de febrero de 2015, así como la implementación de

un sistema de reporte basado en la información del SITR, cuya señal deberá ser informada por las empresas

transmisoras de acuerdo a lo solicitado en la carta DO Nº 1169/2015 con fecha 22 de septiembre de 2015.

Tabla 4-1: Disponibilidad de los canales de teleprotección.

COORDINADO SUBESTACIÓN LÍNEA DISPONIBILIDAD

TELEPROTECCIÓN

(


COORDINADO SUBESTACIÓN LÍNEA DISPONIBILIDAD

TELEPROTECCIÓN

(


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

solicitados.

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

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

cumplido con la prestación de los servicios de EDAC, EDAG, ERAG. A la fecha se encuentran implementados los

Sistemas de Protección Multiárea correspondientes al PDCE, que se encuentra en servicio desde el 2015.

Con respecto al cumplimiento de los Coordinados en el EDAC de baja frecuencia: Minera Centenario y Minera

Lumina Copper están cumpliendo parcialmente con la prestación del servicio y los Coordinados que no han

habilitado sus instalaciones son Empresa de Ferrocarriles del Estado (EFE), Cooperativa Río Bueno (COOPREL)

y Cooperativa Eléctrica Paillaco (SOCOEPA). Al respecto, corresponde indicar lo siguiente:

Por medio de la carta DO N°1188/2015 del 28 de septiembre de 2015, se solicitó a los Coordinados en estado de incumplimiento informar los planes de acción y correspondientes cronogramas que se llevarían a cabo para efectos de lograr el cumplimiento normativo en cuanto a la implementación de EDAC.

El 7 de octubre de 2015 (DO N°1220/2015) la DO y de acuerdo a los resultados de la Auditoría Técnica General “Protocolo de Habilitación de Relés para la participación en esquemas de Baja Frecuencia”, solicitó a los Coordinados remitir el plan de trabajo y cronograma, considerando los protocolos de prueba recomendados por el Auditor para el correcto funcionamiento del EDAC de Baja Frecuencia.

Teniendo en cuenta lo anterior,

Minera Centenario (Ex Minera Franke) informa compromiso de normalización durante el año 2016, “siempre y cuando mejoren las actuales condiciones comerciales internacionales del cobre”.

Respecto a Minera Lumina Cooper, el cumplimiento parcial corresponde a una incertidumbre del estado operacional de la planta al año 2015, considerando que durante el año 2013 fue aprobado un EDAC de Baja Frecuencia transitorio (para la primera etapa de operación de la planta) que de acuerdo a comunicaciones originales llegaría a concluirse durante el año 2014. Sin embargo, durante el año 2015, la empresa no entrego antecedentes a las comunicaciones DO N°1188/2015 y DO N°1220/2015.

Empresa de Ferrocarriles del Estado, en respuesta a la carta DO N°1188/2015 y por medio de la carta GSO N°16-001, compromete durante el año 2016 iniciar la contratación de una consultoría, con el objetivo de evaluar la factibilidad del cumplimiento de la implementación del EDAC.

Finalmente, Cooperativa Río Bueno, señala en la carta N°012011/0001 del 10 de enero de 2011, que para efectos de la Norma y sus Aplicaciones, la SEC mediante Resolución Exenta N°732 con fecha 23 de abril de 2009, ha resuelto que por la configuración de la malla de conexión de sus alimentadores, la no administración y control de los paños de sus alimentadores y no ser propietario de subestaciones mayores a 23 kV, no le son aplicables la calidad de coordinado ni las normas extensibles a ello.


Cooperativa Eléctrica Paillaco, que también estaba en incumplimiento el año 2014, no ha implementado aún la propuesta aprobada durante el primer semestre de 2015.

Tabla 5-1: EDAC

EDAC DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Baja Frecuencia Estudio EDAC 2015-2017 Arauco Bioenergía, ENAP Refinería Aconcagua, Inchalam, Anglo American Sur – Chagres, Metro, Eka Chile, CAP CMP, Anglo American Sur – Los Bronces, Cemin, Cemento Biobío del Sur, Cemento Polpaico, Cemento Melón, CAP Huachipato, Enami Paipote, Moly-Cop, ENAP Refinería Biobío, Petroquim, Papeles Biobío, Oxy, Masisa, Minera Valle Central, Minera Maricunga, Minera Los Pelambres, Minera Ojos del Salado, Minera Mantos de Oro, Anglo American Norte – Manto Verde, Minera Candelaria, Teck – Carmen de Andacollo, Anglo American Sur – El Soldado, CristalChile, Fundición Talleres, Agrosuper, Metro Valparaíso, Minera Las Cenizas, Minera Atacama Kozan, Minera Cerro Negro, CMPC Maderas, Elecda, Chilectra, Chilquinta, Codiner, Conafe, Coelcha, CEC, Luzosorno, Crell, Coopelan, Emelat, Frontel, Litoral, Luzlinares, Luzparral, Saesa, EEPA, Emelca, Minera Centenario

3, Minera Lumina Copper

3.

Contingencia Específica Circuito 220 kV kV Maitencillo - Cardones

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

Transelec, ENAMI Paipote, Minera Maricunga

Contingencia Específicas Sistema Chilectra (SDAC)

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

Transelec, Chilectra

Contingencia Específica Línea 66 kV San Javier - Constitución

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

Arauco Bioenergía

Contingencia Específica Unidad de Central Guacolda

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

Guacolda, CAP CMP, ENAMI Paipote, Minera Maricunga.

3 Minera Centenario y Minera Lumina Copper en cumplimiento parcial.


Tabla 5-2: EDAG

EDAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

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

Informe de AES Gener: Pruebas Funcionales EDAG Ventanas 1

AES Gener

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

Estudios de impacto para la conexión al SIC de Central Peñón

Enlasa, Transnet

Contingencia Específica en la línea 2x220 kV Ventanas – Nogales

Estudios de impacto para la conexión al SIC de Central Campiche

AES Gener

Contingencia Específica Tinguiririca -La Higuera -La Confluencia

Filosofía Operacional EDAGxCE

Hidroeléctrica la Higuera

EDAG Central Chacayes Estudios de flujos de potencia y estabilidad transitoria

Endesa, Pacific Hydro, Transelec

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

Estudios de Estabilidad para Diseño EDAG

Guacolda, Transelec

Contingencia Específica de un circuito entre las SSEE Maitencillo – Nogales

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

Guacolda, Transelec

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

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

Los Espinos, Transnet

Tabla 5-3: ERAG

ERAG DOCUMENTO DE RESPALDO EN CUMPLIMIENTO

Contingencia Específica Tinguiririca -La Higuera -La Confluencia

Filosofía Operacional EDAG/ERAGxCE

Hidroeléctrica la Higuera

EDAG sobre central Estudios de flujos de potencia Endesa, Pacific Hydro


Chacayes y estabilidad transitoria

Contingencia Específica de un circuito entre las SSEE Maitencillo – Nogales

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

Guacolda


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

De acuerdo a lo dispuesto en el Capítulo 9 de la NTSyCS y de acuerdo al formato definido en el Procedimiento

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

midiendo la cantidad de datos entregados por la empresa coordinada como porcentaje del total de

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

evaluada al revisar la coherencia de los parámetros principales de las unidades generadoras, líneas de

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

requieren explicación o corrección.

El porcentaje de cumplimiento consolidado de los Coordinados para el año 2015 es de 86,6%, un 7,9% superior

al registrado el año 2014, donde se alcanzó un 78,7%. El año 2013, el cumplimiento consolidado fue 77,9%.

Figura 13: Distribución del cumplimiento de información entregada para los años 2013, 2014 y 2015.


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

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


Figura 16: Porcentaje de información entregada para clientes libres [%].


Figura 17: Porcentaje de información entregada para empresas generadoras [%].

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

parámetros técnicos, con respecto a los datos observados que no fueron corregidos o no se recibieron

respuestas satisfactorias por parte de los Coordinados. En la siguiente tabla se muestra la revisión realizada al

total de los datos informados:

Tabla 6-1: Resultados de la revisión de los datos informados.

Líneas Transformadores Unidades Generadoras

Año Total datos informados

Datos observados

Datos corregidos

Total datos informados

Datos observados

Datos corregidos

Total datos informados

Datos observados

Datos corregidos

2013 6.528 286 102 8.303 427 18 7.350 1.378 57

2014 8.752 8 0 11.235 45 19 8.522 561 112

2015 8.752 0 8 11.235 12 33 8.522 470 91


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

indican.

Figura 18: Calidad de la información técnica de las instalaciones evaluadas.

Se muestran a continuación las empresas con mayor número de datos observados, entre las que destacan

Enlasa, Los Espinos y Potencia Chile (reemplazada por Los Espinos) con 50 o más datos observados.

Figura 19: Coordinados con mayor número de datos observados durante el 2015.


7. Implementación de los Planes de Recuperación de Servicio.

7.1. Implementación

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

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

a) Equipamiento primario, de control y protecciones para el autotransformador N° 3 de 220 kV /110/13,8

kV, 90 MVA de S/E Diego de Almagro, solicitado por la DO en el Estudio para PRS vigente a contar del 15

de octubre de 2010:

Porcentaje de implementación 0%.

De acuerdo a lo señalado por Transelec, está pendiente la respuesta a la carta O N° 012 del 20 de

enero de 2016 enviada a la SEC.

EL resto de los recursos solicitados en la versión anterior del Estudio para PRS ya se encuentran 100%

implementados.

7.2. Pruebas de Verificación

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

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

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

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

equivalentes a un apagón total. Los resultados de las pruebas realizadas para el año 2015 son las siguientes:

Tabla 7-1: Pruebas de verificación de partidas autónomas.

Unidad Generadora Integrante Porcentaje de Implementación

Programado Real

Diego de Almagro ENDESA 100 100

Salvador SWC 100 100

Huasco TG ENDESA 100 100

El Peñón ENLASA 100 100

Quintero ENDESA 100 100

Rapel ENDESA 100 100

Colbún COLBÚN 100 100

Pehuenche ENDESA 100 100

Teno ENLASA 100 100

El Toro ENDESA 100 100

Ralco ENDESA 100 100

Coronel SGA 100 100

Pullinque ELÉCTRICA PANGUIPULLI 100 100

Pilmaiquén ELÉCTRICA PANGUIPULLI 100 100

Canutillar COLBÚN 100 100


Tabla 7-2: Pruebas de funcionamiento del SCADA.

Unidad Generadora Integrante Porcentaje de Implementación

Programado Real

AES Gener AES GENER 100 100

Colbún COLBÚN 100 100

Chilectra CHILECTRA 100 100

Chilquinta CHILQUINTA 100 100

Endesa ENDESA 100 100

STS STS 100 100

Transelec TRANSELEC 100 100

Transnet TRANSNET 100 100


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

A continuación se presenta un resumen con los recursos asociados a cada fase del PDCE del SIC:

Fase 1: Falla y desvinculación línea doble circuito Quillota-Polpaico 220 kV kV)

EDAG de las centrales que inyectan en S/E San Luis para reducir la transferencia post contingencia por la línea Quillota- Nogales 220 kV kV.

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

Fase 2: Falla y desvinculación sistema de transmisión Charrúa - Ancoa 500 kV)

EDACxCEx (Δf/Δt) en la zona centro del SIC, al norte de S/E Ancoa y hasta S/E Quillota, que permita frenar abruptas caídas de frecuencia provocados por un déficit de potencia como el originado por la falla en cuestión. Este esquema se complementa con el EDAC BF vigente.

Esquema de control de tensión (desconexión automática de condensadores) en las SS/EE Alto Jahuel y Ancoa, para afrontar eventuales sobretensiones (post-contingencia) con motivo de la desconexión de carga (EDACxCEx).

EDAGxCEx de las centrales que inyectan en S/E Charrúa con el fin de afrontar las sobrefrecuencia en el subsistema sistema sur originado por la contingencia.

Fase 3: Falla y desvinculación doble circuito San Luis - Quillota 220 kV kV) del PDCE.

Esquema automático de desconexión de la línea 2x 220 kV kV San Luis – Agua Santa, lo que permite evitar sobrecargas en el sistema de 110 kV de la Quinta región costa (Chilquinta).

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

EDACxCEx (Δf/Δt) para compensar el déficit de potencia originado por la desconexión de las centrales que inyectan en San Luis. Este corresponde al mismo esquema implementado en la fase 2 del PDCE que se complementa con el EDAC BF vigente.

Durante los años 2014 y 2015 se implementaron la totalidad de los recursos asociados a las tres fases, con

excepción del EDACxCEx (Δf/Δt) asociado a la Fase 2, en que se encuentran pendientes algunas actividades por

parte de los siguientes Coordinados sin que ello afecte el funcionamiento del esquema:

ANGLO AMERICAN SUR - EL SOLDADO: Falta revisar y aprobar los protocolos de pruebas realizados a los relés, para verificar el correcto desempeño del esquema y coordinar la puesta en servicio. Avance 85%.


CEMENTO POLPAICO: EDAC actualmente en servicio, sin embargo falta normalizar la señal del estado de los interruptores asociados. El último plazo informado para puesta en servicio corresponde a mayo de 2015. Avance 95%.

Los porcentajes corresponden al avance de las tareas que se indican a continuación:

Implementación del EDACxCEx

Integración de señales al SCADA del CDC

Puesta en servicio


9. Cumplimiento de exigencias de compensación reactiva de Sistemas de

Subtransmisión y Adicionales.

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

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

incluya el Reglamento de Servicios Complementarios". El Informe de Definición y Programación de Servicios

Complementarios correspondiente se envió el 28 de enero de 2015 a la CNE para su aprobación. En virtud de lo

anterior, no se han establecido exigencias de compensación reactiva a Coordinados propietarios de Sistemas

de Subtransmisión y Adicionales.


10. Cumplimiento de los estándares de Indisponibilidad programada y forzada

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

Subtransmisión.

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

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

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

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

el Título 5-12 de la NTSyCS.

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

período enero 2011 – diciembre 2015.

De acuerdo a lo indicado en el artículo 5-68 de la NTSyCS, el cálculo de los índices de indisponibilidades de

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

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

existentes al 1 de enero de 2016.

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

según tipo de instalación, de acuerdo a los datos recabados durante los años 2014 y 2015, determinados como

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

10.1. Estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables de Generación.

Tabla 10-1: Cumplimiento de índices de unidades generadoras4.

Año 2013 2014 2015

Cumplimiento/Índice HPROg HFORg FFORg HPROg HFORg FFORg HPROg HFORg FFORg

Cumple (C) 250 113 268 223 128 301 205 116 247

No Cumple (NC) 64 201 46 120 215 42 118 207 76

Sin Información (S/I) 7 7 7 0 0 0 0 0 0

TOTAL 321 343 323

Donde, de acuerdo al artículo 5-59 de la NTSyCS se tiene:

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

indisponibilidad programada.

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

indisponibilidad forzada.

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

4 Índices no consideran a la Central San Francisco de Mostazal, retirada del sistema en marzo de 2015.


Figura 20: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en unidades generadoras.

Con respecto al aumento de Coordinados en incumplimiento del índice FFORg, es necesario tomar en cuenta el

comportamiento de estas durante el año 2010 que se eliminó de la estadística para el cálculo de este índice, de

acuerdo al promedio móvil de 5 años. En el gráfico siguiente, se indican las unidades que entraron en

incumplimiento de este índice durante el 2015.

Figura 21: Unidades Generadoras que entraron en incumplimiento del índice FFORg durante el año 2015.


Tabla 10-2: Coordinados y sus respectivas unidades generadoras que entraron en incumplimiento del índice FFORg durante el año 2015.

COORDINADO UNIDAD GENERADORA

AES GENER LAGUNA VERDE TG

LAJA 1

ARAUCO BIOENERGIA HORCONES TG

ARAUCO TG4/5

CELULOSA ARAUCO

CELCO TG2

LICANTEN TG2

NUEVA ALDEA I TG1

COLBUN

ANTILHUE 1

CANDELARIA TG2

CHACABUQUITO 1

CHACABUQUITO 2

NEHUENCO III 1

NEHUENCO I TG

NEHUENCO II TG

DEI DUQUECO PEUCHEN 1

PEUCHEN 2

DUKE ENERGY YUNGAY 1

YUNGAY 2

ELECTRICA CENIZAS CENIZAS 1

ELECTRICA PANGUIPULLI PILMAIQUEN 5

ELECTRICA SANTIAGO NUEVA RENCA TG

ENDESA SAUZALITO

ENORCHILE ESPERANZA DS2

PANELES ARAUCO CHOLGUAN TG

RIO TRANQUILO HORNITOS 1

TECNORED

CONCON 1

CONCON 2

CONCON 3

LAS VEGAS 2

LINARES NORTE 1

EL TOTORAL 1

EL TOTORAL 2

TERMOELECTRICA COLMITO COLMITO 1


10.2. Estándares de Indisponibilidad programada y forzada aceptables en Transmisión.

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

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

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

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

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

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

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

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

línea.

10.2.1 Tramos de Transmisión

Tabla 10-3: Cumplimiento de índices por tramos de transmisión.

Año 2013 2014 2015

Cumplimiento/Índice HPROt HFORt FFORt HPROt HFORt FFORt HPROt HFORt FFORt

Cumple (C) 447 713 776 470 694 773 760 1.018 1.082

No Cumple (NC) 375 109 46 352 128 49 381 123 59


TOTAL 863 886 1.141

Figura 22: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad por tramos de transmisión.


10.2.2 Transformadores

Tabla 10-4: Cumplimiento de índices en transformadores.

Año 2013 2014 2015


Cumple (C) 622 657 677 678 708 734 695 725 748

No Cumple (NC) 63 28 8 61 31 5 55 25 2


TOTAL 862 904 897

Figura 23: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en transformadores.

10.2.3 Equipos de Compensación

Tabla 10-5: Cumplimiento de índices de equipos de compensación.

Año 2013 2014 2015


Cumple (C) 255 241 264 273 252 277 194 176 201

No Cumple (NC) 18 32 9 12 33 8 13 31 6


TOTAL 317 319 313

Con respecto al aumento de los índices Sin Información (S/I) en comparación al 2014, se señala que en

diciembre de 2010 se descontinuó el registro estadístico de CCEE en niveles de tensión menores a 23 kV.

Debido a esto y tratándose de una ventana móvil de 5 años, no fue hasta fines de 2015 que ningún evento

quedó en la ventana y por lo tanto la instalación quedó S/I.


Figura 24: Comparación de cumplimiento de índices de indisponibilidad en equipos de compensación.


Anexo 1

Tabla 10-6: Avances en la Disponibilidad de la Información de acuerdo a lo solicitado en el Oficio SEC N°12399 del 10 de septiembre de 2015. Informe enviado a la SEC el 31 de marzo de 2016 (carta DO N°0400/2016).

COORDINADO Sep15 Oct15 Nov15 Dic15 Ene16 Feb16 Cumple NT Feb 2016

Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado

Actividades desarrolladas por Coordinado

AES GENER 92,02 93,52 93,62 92,76 91,88 91,02 NO SI SI Ago16 En proceso de renovación de su sistema SCADA

AGROSUPER 99,94 98,99 98,45 99,94 99,80 99,45 NO SI

AGUAS DEL MELADO 92,18 92,09 93,99 94,76 94,46 94,52 NO SI SI No

especificado Revisión de la RTU de la Central Los Hierros

AJTE 83,45 96,35 95,51 95,07 95,89 93,14 NO SI

ALBA 99,97 99,96 99,84 99,92 99,53 100,0 SI SI

ALMEYDA SOLAR 95,93 99,42 97,39 99,50 95,74 98,13 NO NO SI No

especificado

Solicitud de disponibilidad por punto enviado al CDECSIC

AMANECER SOLAR 99,98 99,99 99,93 95,98 90,22 90,15 NO NO

ANGLO AMERICAN NORTE - MANTOVERDE

99,78 56,12 65,42 54,42 42,45 16,40 NO SI

ANGLO AMERICAN SUR - CHAGRES

99,79 99,93 99,94 99,24 99,75 99,93 SI SI

ANGLO AMERICAN SUR - EL SOLDADO

22,35 64,09 94,57 89,45 69,32 60,90 NO SI

ANGLO AMERICAN SUR - LOS BRONCES

94,58 92,48 94,31 95,09 85,93 80,17 NO SI

ARAUCO BIOENERGIA 86,19 86,68 90,46 88,44 90,65 91,75 NO SI SI Para cada

planta

Normalizará señales con problemas de las plantas Viñales (abril 2017), Teno (diciembre 2016) y Arauco/Cholguán (agosto 2016)

BARRICK GENERACION 95,72 97,58 98,02 98,11 98,09 98,13 NO SI SI No

especificado

Coordinado está progamando visita de especialistas para revisar señales con problemas



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


BIOENERGIAS FORESTALES

99,91 97,28 99,45 97,49 96,61 98,26 NO SI

CAP CMP 61,72 45,76 61,03 72,30 57,53 63,64 NO SI SI No

especificado

Se realiza verificación de enlaces. Pendiente revisión de señales con problemas de equipo concentrador de Cerro Negro Norte

CAP HUACHIPATO 99,98 98,55 99,06 99,97 99,32 99,99 SI SI

CAPULLO 99,90 99,96 99,97 99,97 99,78 99,94 SI SI

CARTULINAS CMPC 96,31 93,70 91,55 96,31 95,44 95,41 NO NO

CEC 99,86 99,92 99,87 99,90 99,68 99,92 SI NO

CEMENTO BIO BIO DEL SUR

98,54 99,61 100,0 97,99 99,80 100,0 SI SI

CEMENTO MELON 46,27 47,06 45,43 47,06 50,68 52,03 NO SI SI Jul16

El proceso de implementación de nuevo sistema EDAC BF está retrasado, respecto a fecha informada (marzo 2016). Coordinado gestionó con DOp el nuevo listado de señales SITR durante marzo

CEMENTO POLPAICO 65,06 68,60 69,54 69,41 68,69 69,63 NO NO SI No

especificado

Reseteo de equipo de EDACxCEx. Pendiente revisión de equipo EDAC/SITR de Cerro Blanco y Coronel.

CEMIN 99,94 100,0 99,99 99,95 99,81 99,99 SI SI

CENTRAL CARDONES 99,73 97,99 99,32 99,94 99,88 99,45 NO SI

CGE DISTRIBUCION 91,00 88,81 88,94 88,89 88,71 88,74 NO NO SI Jun16

Estudio para la actualización de esquema de comunicaciones del sistema SCADA

CHILECTRA 97,58 97,47 97,03 97,93 96,41 96,52 NO SI SI Nov16 Normalización de



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


información que se encuentra indisponible

CHILQUINTA 98,47 98,70 97,93 98,29 97,90 99,70 SI SI SI Feb16 Se sobrepasa disponibilidad de 99.5%

CMPC CELULOSA 97,45 95,72 95,23 92,88 85,84 82,83 NO SI

CMPC PAPELES CORDILLERA

61,12 62,59 63,98 62,89 63,60 63,81 NO NO

CODELCO - DIV. ANDINA 93,01 85,83 92,61 68,10 61,09 45,66 NO NO

CODELCO - DIV. EL TENIENTE

75,46 56,24 56,24 58,82 60,42 60,88 NO NO

CODELCO - DIV. SALVADOR

100,0 99,95 99,63 99,96 99,61 39,51 NO SI

CODELCO - DIV. VENTANAS

99,99 94,24 99,98 100,0 99,60 99,97 SI SI

CODINER 71,76 85,82 61,33 66,05 82,69 99,64 SI SI

COLBUN 98,34 98,48 99,14 99,76 99,16 99,90 SI SI SI No

especificado Se sobrepasa disponibilidad de 99.5%

COLIHUES ENERGIA 99,93 99,97 99,61 99,95 99,34 99,99 SI SI

COMASA 99,94 99,94 99,92 99,94 99,53 98,14 NO SI

CONAFE 71,42 71,54 71,73 71,68 71,54 71,56 NO NO SI Jun16


COPELEC 53,22 62,75 58,12 66,75 70,97 63,11 NO SI

CRELL 99,07 100,0 100,0 99,11 94,56 99,34 NO SI SI Abr16 Cambio de unidad concentradora de datos que reporta al CDECSIC

CRISTALCHILE 99,92 99,97 99,99 98,41 99,70 98,58 NO SI

CYT OPERACIONES 98,31 97,49 96,78 96,33 96,17 96,69 NO NO

DEI DUQUECO 94,23 94,37 94,26 94,27 94,36 94,30 NO SI

DUKE ENERGY 99,68 99,62 92,49 99,47 98,47 98,51 NO NO SI Jun16

Se reemplazará enlace MPLS a sitio de contingencia por uno satelital



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


EEPA 99,99 79,87 99,98 100,0 28,75 4,11 NO SI

EKA CHILE 94,79 95,89 95,86 94,60 93,67 96,81 NO SI SI Dic15

Se ejecutó trabajo de normalización de envío de señales (señal EDAC). Se programará vertificación de recepción conforme.

ELECTRICA CAMPICHE 48,39 36,20 42,36 37,95 40,21 57,13 NO SI SI Ago16 En proceso de actualización de su sistema SCADA

ELECTRICA CENIZAS 80,47 12,41 99,46 99,28 99,86 99,85 SI SI

ELECTRICA LICAN 100,00 98,04 99,99 100,0 99,66 99,95 SI SI

ELECTRICA PANGUIPULLI 63,93 66,67 72,17 69,42 64,52 66,82 NO SI SI No

especificado

Solicitud de disponibilidad por punto enviado al CDECSIC. En proceso de análisis.

ELECTRICA SANTIAGO 88,14 87,35 86,13 91,06 87,79 86,19 NO SI SI Ago16 En proceso de actualización de su sistema SCADA

ELECTRICA VENTANAS 87,18 84,89 86,02 85,35 85,72 88,64 NO SI SI Ago16 En proceso de actualización de su sistema SCADA

ELEKTRAGEN 99,31 86,35 86,25 82,79 84,45 94,12 NO SI SI No

especificado En revisión de enlace de comunicaciones

ELETRANS S.A N/A N/A 99,83 99,92 99,96 100,0 SI SI

EMELAT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 NO NO SI Jun16


EMELDA 99,34 99,92 99,99 99,68 98,09 35,54 NO SI SI

N/A para disponibilidad

EMR 86,95 87,40 87,72 87,34 91,02 96,17 NO SI

ENAMI PAIPOTE 99,98 99,97 99,99 100,0 99,77 39,49 NO SI

ENAP REFINERIA ACONCAGUA

96,35 97,29 97,36 97,35 97,00 99,96 SI NO

ENAP REFINERIA BIO BIO 99,81 99,95 98,81 99,97 99,70 99,97 SI NO



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


ENDESA 90,23 87,34 93,14 95,55 95,80 93,41 NO SI

E. BIO BIO / PAPELES BIO BIO

97,77 97,08 97,57 98,48 69,69 59,76 NO SI SI Jul16

Proveedor de enlace obtuvo 100% de disponibilidad. Auditoría de servidores Scada arrojó utilización de 100% CPU en forma intermitente. Se realizará auditoría más detallada.

ENERGIA COYANCO 96,49 99,97 99,97 99,94 99,63 95,90 NO SI

ENERGIA PACIFICO 49,13 98,96 97,04 96,51 98,95 83,55 NO SI

ENLASA 95,89 85,50 77,76 77,28 78,17 80,66 NO SI

ENORCHILE 39,07 67,56 24,15 9,39 37,68 23,39 NO NO SI Nov15

Se programarán pruebas de verificación de recepción de señales. Se verificará estado de incorporación de 6 señales faltantes.

EOLICA NEGRETE 99,94 99,70 98,75 99,95 99,69 99,83 SI SI

EQUIPOS GENERACION 82,12 77,09 80,58 85,36 82,40 86,24 NO SI SI No

especificado

Coordinado cambiará su modo de envío de datos al Scada, pasando a utilizar el enlace ICCP de STS

FPC 92,84 99,70 100,0 100,0 99,77 99,95 SI SI

FRONTEL 94,72 95,80 96,37 95,01 92,91 93,32 NO SI SI Nov16 Revisión de las señales enviadas al CDECSIC

FUNDICION TALLERES 36,21 6,93 99,89 99,79 96,30 80,00 NO SI

GAS SUR 99,83 99,94 99,99 100,0 99,77 100,0 SI SI

GENPAC 98,39 99,80 99,98 99,33 98,79 99,95 SI SI

GNL QUINTERO 49,22 93,80 99,54 97,09 99,66 99,96 SI SI

GUACOLDA 97,73 92,13 96,09 96,85 97,33 92,67 NO SI SI Ago16 En proceso de actualización de su sistema SCADA

HIDROANGOL 99,96 99,96 99,87 99,92 99,53 100,0 SI SI



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


HID. LA CONFLUENCIA 99,31 99,96 99,95 99,66 99,68 99,50 SI NO

HID. LA HIGUERA 99,60 99,65 99,70 99,39 99,54 99,03 NO NO

HID. RIO HUASCO 99,59 74,30 99,05 100,0 99,77 99,99 SI NO

HID. SAN ANDRES 81,19 84,14 82,43 72,14 77,53 83,49 NO NO SI No

especificado

Se está solicitando diagnóstico al consultor contratado para esos fines

HIDROLIRCAY 99,90 99,91 99,63 93,81 99,26 97,68 NO NO

HIDROMAULE 99,83 99,93 99,97 95,84 99,05 99,92 SI SI

HIDROPROVIDENCIA 99,77 99,95 99,95 95,28 99,19 99,93 SI NO

INCHALAM 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 NO NO SI Oct16

Se renovará el actual sistema EDAC-SITR. Se solicitará ayuda a Conecta para recuperar comunicación con Lídice y Apoquindo.

JAVIERA 99,90 88,97 99,99 99,97 93,34 97,78 NO SI

KDM 93,55 93,59 93,59 99,46 99,76 99,84 SI SI

LITORAL 99,86 99,91 99,94 99,80 99,65 99,08 NO SI SI


LOS ESPINOS 57,55 64,01 63,98 66,10 65,69 60,00 NO SI SI Dic16 Coordinado solicitó extender plazo hasta diciembre 2016.

LOS GUINDOS 87,06 83,86 67,38 70,85 68,70 76,21 NO NO SI Abr16 Empresa contratista está revisando configuración de servidores ICCP

LUZ DEL NORTE N/A 93,15 97,07 97,24 96,64 83,51 NO SI

LUZ LINARES 0,00 0,00 79,58 86,49 49,62 9,89 NO SI

LUZ PARRAL 0,00 0,00 74,80 82,68 47,02 9,79 NO SI

MAINCO 74,65 74,90 71,16 75,00 74,53 68,75 NO SI SI Dic16 Coordinado solicitó extender plazo hasta diciembre 2016

MASISA 13,63 13,63 13,62 15,14 18,18 18,36 NO SI SI No

especificado

Pendiente respuesta de Movistar para establecer conectividad con los sitios



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


del CDECSIC

MASISA ECOENERGIA 99,96 99,96 99,87 99,93 99,60 100,0 SI SI

METRO 100,0 100,0 99,97 100,0 99,80 99,99 SI SI

METRO VALPARAISO 99,09 99,88 99,83 99,86 99,80 99,96 SI SI

MINERA CANDELARIA 48,41 56,10 66,68 51,92 91,49 97,96 NO SI SI No

especificado

Se informan problemas de inestabilidad en los sistemas del coordinado, lo cual está siendo anlizado por el consultor contratado para esos fines

MINERA FRANKE 99,94 58,91 0,00 0,00 0,00 0,00 NO NO

MINERA LAS CENIZAS 55,49 64,13 55,96 51,70 30,78 85,98 NO SI SI Jun16

Se detecta problema con banco de baterías que no es capaz de dar respaldo a relés que envían datos a RTU. Se adquirirá un nuevo banco.

MINERA LOS PELAMBRES 56,41 61,81 90,17 90,56 90,65 90,77 NO SI

MINERA LUMINA COPPER 58,79 76,40 76,61 43,70 60,17 56,13 NO SI SI No

especificado

Se revisarán las señales que tienen disponibles para envío al CDECSIC

MINERA MANTOS DE ORO

29,39 29,37 29,40 29,39 34,55 36,12 NO SI

MINERA MARICUNGA 97,61 99,76 99,79 99,74 99,71 99,45 NO SI

MINERA VALLE CENTRAL 98,42 99,60 100,0 99,97 99,74 99,99 SI SI

MOLY-COP 99,83 99,95 97,38 98,84 70,80 93,45 NO SI

NORVIND 94,64 90,33 93,48 97,35 98,26 98,11 NO SI

NUEVA DEGAN 99,97 99,97 99,87 99,93 99,59 100,0 SI SI

NUEVA ENERGIA 97,93 97,67 97,99 98,00 78,76 97,99 NO SI SI No

especificado

Se realizarán mejoras aprovechando implementación del proyecto PRMTE



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


OXY 96,96 96,22 97,28 98,96 97,26 97,54 NO SI

PACIFIC HYDRO 81,29 85,25 97,16 97,25 96,56 96,96 NO SI

PACIFIC HYDRO CHACAYES

69,24 94,91 96,09 96,23 95,41 95,97 NO SI

PALMUCHO 99,98 99,96 99,47 99,93 99,86 99,98 SI SI

PAPELES RIO VERGARA 99,69 97,22 99,27 99,40 98,77 99,02 NO SI

PARQUE EOLICO EL ARRAYAN

97,97 98,12 97,35 98,42 98,04 83,03 NO SI

PARQUE EOLICO LEBU N/A 88,89 82,91 53,59 71,72 96,31 NO SI

PARQUE EOLICO LOS CURUROS

90,62 89,80 90,16 89,70 89,71 82,60 NO SI

PARQUE EOLICO TALINAY 99,10 98,27 98,37 97,07 95,73 73,53 NO SI SI No

especificado


PARQUE EOLICO TALTAL 93,54 94,38 96,45 96,91 97,80 95,40 NO SI SI No

especificado


PEHUENCHE 94,30 98,26 99,51 99,86 99,88 99,90 SI SI

PETROPOWER 99,99 99,99 99,97 77,84 54,59 99,99 SI NO

PETROQUIM 0,00 0,00 0,00 0,00 43,52 77,35 NO SI

PORTEZUELO 73,70 99,32 99,70 99,87 99,82 99,99 SI SI

POTENCIA 54,69 54,71 52,60 54,72 54,71 54,72 NO NO SI Dic16 Coordinado solicitó extender plazo hasta diciembre 2016

PUNTA PALMERAS 100,0 99,85 100,0 99,39 99,77 99,99 SI SI

PUNTILLA 99,99 99,94 99,97 99,98 95,30 98,31 NO NO SI


PV SALVADOR 98,48 97,19 97,61 96,41 98,47 98,58 NO SI

RIO TRANQUILO 99,98 99,97 99,98 99,99 99,95 99,98 SI SI SI No

especificado Se sobrepasa disponibilidad de 99.5%

RUCATAYO 99,97 99,72 99,94 99,88 99,62 99,03 NO SI

SAGESA 99,90 99,88 99,85 99,93 99,54 99,45 NO NO

SAN ANDRES 89,30 94,58 95,24 95,20 99,92 97,95 NO SI



Mejora desde Ago15

Respuesta DO1189-

2015

Plazo Informado


SANTA MARTA 97,90 86,19 95,58 94,93 97,09 68,22 NO NO

SDGx01 99,95 100,0 99,99 99,89 99,76 99,96 SI SI

STS 95,84 98,20 98,07 97,47 97,41 97,97 NO SI SI Nov16 Revisión de las señales enviadas al CDECSIC

SWC 99,98 99,97 75,92 99,94 97,83 97,52 NO SI

TECK-CARMEN DE ANDACOLLO

52,56 82,13 22,80 2,56 9,70 10,06 NO NO

TECNORED 89,00 87,87 97,84 94,76 94,03 91,75 NO SI

TERMOELECTRICA COLMITO

94,92 95,89 95,84 95,86 95,77 94,96 NO SI

TRANSCHILE 99,59 99,79 99,72 98,91 93,06 99,87 SI NO

TRANSELEC 97,93 97,66 98,75 96,98 96,37 98,16 NO SI SI Dic16

Eliminación de señales obsoletas. Realización de "ingresos manuales" para instalaciones desconectadas durante trabajos en campo.

TRANSNET 92,06 91,73 92,10 92,11 91,92 92,05 NO NO SI Jun16


TRANSQUILLOTA 90,12 83,78 80,28 79,80 83,68 85,18 NO NO SI Dic16

Coordinado modifica plazos para la implementación del nuevo Sistema de Control y SCADA

UCUQUER DOS 99,82 99,98 99,99 99,47 52,69 32,26 NO SI


Anexo 2

Tabla 10-7: Avances en los tiempos de actualización de la información requerida para el SITR de acuerdo a lo solicitado en el Oficio SEC N°12399 del 10 de septiembre de 2015.

COORDINADOS Cumplimiento a Diciembre de

2015

Situación Diciembre vs Agosto 2015

Respuesta DO 1189-2015

Plazo informado Actividades desarrolladas por

Coordinado

AES GENER NO MEJORA SI Agosto 2016 En proceso de actualización de su sistema SCADA

AGROSUPER s/i s/i

AGUAS DEL MELADO SI MEJORA

AJTE SI MEJORA

ALBA s/i s/i

ALMEYDA SOLAR NO EMPEORA SI No especificado No informadas

AMANECER SOLAR SI MEJORA

ANGLO AMERICAN NORTE - MANTOVERDE

NO EMPEORA

ANGLO AMERICAN SUR - CHAGRES

NO EMPEORA

ANGLO AMERICAN SUR - EL SOLDADO

NO EMPEORA

ANGLO AMERICAN SUR - LOS BRONCES

NO EMPEORA

ARAUCO BIOENERGIA SI EMPEORA

BARRICK GENERACION NO EMPEORA

BIOENERGIAS FORESTALES SI MEJORA

CAP CMP s/i s/i

CAP HUACHIPATO s/i s/i SI Octubre 2015 Se realiza operación real de equipo en instalación de coordinado y se verifica que la edad del dato cumple la NT

CAPULLO s/i s/i

CARTULINAS CMPC SI MEJORA



2015




Coordinado

CEC NO MEJORA

CEMENTO BIO BIO DEL SUR s/i s/i

CEMENTO MELON s/i s/i SI Marzo 2016

En proceso de implementación de nuevo sistema EDAC BF que reemplace al que falló. En contacto con DOp por regularización de señales SITR

CEMENTO POLPAICO s/i s/i

CEMIN SI EMPEORA

CENTRAL CARDONES s/i s/i

CGE DISTRIBUCION s/i s/i SI Junio 2016 Estudio para la actualización de esquema de comunicaciones del sistema SCADA

CHILECTRA SI EMPEORA SI N/A para tiempo de

actualización N/A para tiempo de actualización

CHILQUINTA NO MEJORA SI Febrero 2016 Revisión total de datos enviados al CDECSIC. En proceso cambio de servidores ICCP

CMPC CELULOSA SI EMPEORA

CMPC PAPELES CORDILLERA SI MEJORA

CODELCO CHILE - DIVISION ANDINA

SI EMPEORA

CODELCO CHILE - DIVISION EL TENIENTE

s/i s/i

CODELCO CHILE - DIVISION SALVADOR

s/i s/i

CODELCO CHILE - DIVISION VENTANAS

SI MEJORA

CODINER NO MEJORA

COLBUN NO MEJORA SI No especificado En proceso de análisis de la información proporcionada por CDECSIC

COLIHUES ENERGIA SI EMPEORA

COMASA SI EMPEORA

CONAFE s/i s/i SI Junio 2016 Estudio para la actualización de



2015




Coordinado

esquema de comunicaciones del sistema SCADA

COPELEC s/i s/i

CRELL SI MEJORA SI Abril 2016 Cambio de unidad concentradora de datos que reporta al CDECSIC

CRISTALCHILE s/i s/i SI Noviembre 2015 Corrección proceso de estampado de tiempo en equipamiento coordinado

CYT OPERACIONES s/i s/i

DEI DUQUECO NO EMPEORA

DUKE ENERGY NO EMPEORA

EEPA SI MEJORA

EKA CHILE s/i s/i SI Diciembre 2015 Adecuación de equipo EDAC BF

ELECTRICA CAMPICHE SI MEJORA SI Agosto 2016 En proceso de actualización de su sistema SCADA

ELECTRICA CENIZAS s/i s/i

ELECTRICA LICAN SI MEJORA

ELECTRICA PANGUIPULLI NO EMPEORA SI No especificado No informadas

ELECTRICA SANTIAGO SI EMPEORA SI Agosto 2016 En proceso de actualización de su sistema SCADA

ELECTRICA VENTANAS NO EMPEORA SI Agosto 2016 En proceso de actualización de su sistema SCADA

ELEKTRAGEN SI MEJORA

ELETRANS S.A s/i N/A

EMELAT s/i s/i SI Junio 2016 Estudio para la actualización de esquema de comunicaciones del sistema SCADA

EMELDA NO MEJORA SI Noviembre 2015 No informadas

EMR s/i SE MANTIENE

ENAMI PAIPOTE s/i s/i

ENAP REFINERIA ACONCAGUA s/i s/i SI Junio 2016 No informadas

ENAP REFINERIA BIO BIO NO EMPEORA



2015




Coordinado

ENDESA SI MEJORA

ENERGIA BIO BIO / PAPELES BIO BIO

NO EMPEORA SI Marzo 2016 No informadas

ENERGIA COYANCO SI MEJORA

ENERGIA PACIFICO s/i s/i

ENLASA NO SE MANTIENE

ENORCHILE s/i s/i SI Noviembre 2015 Coordinado contactará a su proveedor SCADA para revisar estampado de tiempo

EOLICA NEGRETE s/i s/i

EQUIPOS GENERACION s/i s/i

FPC s/i N/A

FRONTEL SI MEJORA SI 2018 Mejoras en algunas SS/EE siguiendo la mejora implementada en ELETRANS

FUNDICION TALLERES SI MEJORA

GAS SUR s/i s/i

GENPAC SI MEJORA

GNL QUINTERO NO EMPEORA

GUACOLDA NO MEJORA SI Agosto 2016 En proceso de actualización de su sistema SCADA

HIDROANGOL NO EMPEORA

HIDROELECTRICA LA CONFLUENCIA

SI MEJORA

HIDROELECTRICA LA HIGUERA SI EMPEORA

HIDROELECTRICA RIO HUASCO s/i s/i

HIDROELECTRICA SAN ANDRES NO EMPEORA

HIDROLIRCAY s/i s/i

HIDROMAULE SI EMPEORA

HIDROPROVIDENCIA SI MEJORA

INCHALAM s/i s/i



2015




Coordinado

JAVIERA SI EMPEORA

KDM SI MEJORA

LITORAL NO MEJORA SI Diciembre 2015 El plazo informado es para entregar cronograma de regularización

LOS ESPINOS SI EMPEORA SI Diciembre 2015 El plazo informado es para entregar cronograma de regularización

LOS GUINDOS NO MEJORA

LUZ DEL NORTE SI N/A

LUZ LINARES SI MEJORA

LUZ PARRAL s/i s/i

MAINCO SI EMPEORA SI Diciembre 2015 El plazo informado es para entregar cronograma de regularización

MASISA s/i s/i

MASISA ECOENERGIA s/i s/i

METRO SI MEJORA

METRO VALPARAISO s/i s/i

MINERA CANDELARIA s/i s/i SI No especificado Se informan intermitencias excesivas con reloj GPS

MINERA FRANKE s/i s/i

MINERA LAS CENIZAS s/i s/i

MINERA LOS PELAMBRES SI MEJORA

MINERA LUMINA COPPER s/i s/i

MINERA MANTOS DE ORO s/i s/i

MINERA MARICUNGA s/i s/i

MINERA VALLE CENTRAL NO MEJORA

MOLY-COP s/i s/i

NORVIND SI EMPEORA

NUEVA DEGAN NO MEJORA

NUEVA ENERGIA SI EMPEORA



2015




Coordinado

OXY SI EMPEORA

PACIFIC HYDRO SI MEJORA SI Octubre 2015 Corrección de la calidad inválida con que servidor ICCP del coordinado reportaba las estampas de tiempo

PACIFIC HYDRO CHACAYES SI MEJORA SI Octubre 2015 Corrección de la calidad inválida con que servidor ICCP del coordinado reportaba las estampas de tiempo

PALMUCHO s/i s/i

PAPELES RIO VERGARA NO SE MANTIENE

PARQUE EOLICO EL ARRAYAN SI MEJORA

PARQUE EOLICO LEBU s/i s/i

PARQUE EOLICO LOS CURUROS SI MEJORA

PARQUE EOLICO TALINAY NO EMPEORA SI No especificado No informadas

PARQUE EOLICO TALTAL SI MEJORA SI No especificado No informadas

PEHUENCHE SI EMPEORA

PETROPOWER NO EMPEORA

PETROQUIM s/i s/i

PORTEZUELO SI MEJORA

POTENCIA s/i s/i SI Diciembre 2015 El plazo informado es para entregar cronograma de regularización

PUNTA PALMERAS SI EMPEORA

PUNTILLA SI MEJORA SI Noviembre 2015 El problema está en el tramo ICCP, para lo cual se contactará al proveedor

PV SALVADOR s/i s/i

RIO TRANQUILO SI MEJORA SI No especificado En proceso de análisis de la información proporcionada por CDECSIC

RUCATAYO SI MEJORA

SAGESA NO EMPEORA

SAN ANDRES SI MEJORA

SANTA MARTA SI SE MANTIENE



2015




Coordinado

SDGx01 NO EMPEORA

STS NO MEJORA SI 2018 Mejoras en algunas SS/EE siguiendo la mejora implementada en ELETRANS

SWC SI MEJORA

TECK-CARMEN DE ANDACOLLO s/i s/i

TECNORED NO MEJORA

TERMOELECTRICA COLMITO NO MEJORA

TRANSCHILE SI MEJORA

TRANSELEC SI EMPEORA SI N/A para tiempo de

actualización N/A para tiempo de actualización

TRANSNET NO EMPEORA SI Junio 2016 Estudio para la actualización de esquema de comunicaciones del sistema SCADA

TRANSQUILLOTA s/i s/i SI Cuarto trimestre

2016

Coordinado cambia plazo original de febrero de 2016 para la implementación del nuevo Sistema de Control y SCADA

UCUQUER DOS s/i s/i

informe comparativo del grado de cumplimiento del artÍculo 1-16 de la norma … · 2016. 5. 9. ·...

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