I MENSUAL DE GESTIÓN DO DP · Hídrica MW 6.543,2 40,1% 6.563,6 39,7% ... Las siguientes figuras...

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

Dirección de Peajes Dirección de Planificación y Desarrollo

CDEC SIC Septiembre 2016

07 de Octubre de 2016

1

Informe de Gestión septiembre 2016

CONTENIDO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

III.2.2. Plan de verificación de modelos según artículo 10-14 de la NTSyCS .................................. 8

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

III.2.4. Estudio de control de tensión y requerimientos de potencia reactiva (ECTyRPR) .............. 9

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

III.4. Sistema de Subtransmisión............................................................................................... 10

III.5. Cálculo de Potencia de Suficiencia y Procedimiento DO ................................................. 10

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

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

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

SIC ...................................................................................................................................... 11

III.8. Requerimientos de Mejoras de las Instalaciones de Transmisión para la Operación del

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

III.9. Certificación de Protecciones (relé diferencial de barras de 500 kV en S/E Ancoa) ....... 12

III.10. Principales Situaciones que Modificaron la Programación ............................................. 12

III.11. SCADA ................................................................................................................................ 15

III.12. Programas de Mantenimiento y Desconexiones/Intervenciones ................................... 16

III.13. Otros Estudios y Análisis DO ............................................................................................. 17

III.14. Nuevas Instalaciones de Generación – Transmisión ........................................................ 18

III.15. Indicadores (Solicitudes de Trabajos, Estudios Análisis de Falla, Demanda, Ventas,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

IV.5. Información Técnica del SIC .............................................................................................. 24

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

IV.7. Indisponibilidades generación-transmisión ..................................................................... 25

2


IV.8. Estudio de continuidad de suministro 2015 (ECS-2015) .................................................. 25

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

V.4.3. Sistemas de Subtransmisión ............................................................................................. 31

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

VI.6. Interconexión SIC-SING: Coordinación de los Proyectos de ampliación de la zona norte

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

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

VI.8. Guías de Aplicación ........................................................................................................... 36

VI.9. Procedimientos ................................................................................................................. 36

VI.9.1. Procedimientos DO ............................................................................................................ 36

“Definición de los caudales a utilizar en la Programación de la Operación” ................................ 36

VI.10. Respuestas a Cartas u Oficios SEC-CNE-MÍN.ENERGÍA ................................................... 37

ANEXO I Requerimientos a Coordinados (EAF) .............................................................. 39

ANEXO II PDCE e Informe Acuerdos Directorio EX 4.2-2012-06 y EX 4.2-2012-07 ..... 40

I. Planes de defensa contra contingencias extremas y estudios de severidad 8 y 9.......... 40

II. Medidas para Aumentar la Capacidad de Transmisión del SIC ....................................... 40

II.1. Implementación del sistema integral de control de transferencias de la zona norte: ... 40

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

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

ANEXO IV Estudio, Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo ............ 47

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

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

ANEXO VII Estudio de continuidad de suministro 2015 (ECS-2015) .............................. 53

Estudio de Continuidad de Suministro 2016 ...................................................................... 53

ANEXO VIII Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal ETT ................................ 55

ANEXO IX Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión ................................ 56

ANEXO X Estudio Integración de ERNC ........................................................................ 57

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INFORME DE GESTIÓN DE LAS DIRECCIONES DE OPERACIÓN, PEAJES Y

PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO DEL CDEC SIC SEPTIEMBRE 2016

I. RESUMEN

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

I.1. Dirección de Operación

En relación con los Estudios de Operación SIC Norte e interconexión SIC-SING, el consultor Estudios Eléctricos S.A. (E.E.) entregó los informes referidos a la metodología (Etapa A) de los Estudios 1 al 6, dándose por cumplido el hito correspondiente a la revisión y aprobación de dichos informes.

Se publicó el Informe Final del Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva, conjuntamente con las respuestas a las observaciones de las empresas coordinadas realizadas al informe preliminar del estudio

En el marco de aplicación del DS 62/2006, se publicó el Informe con los resultados de la Potencia de Suficiencia Definitiva 2015-2016.

A fines de septiembre se publicó la versión final del Informe “Requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la operación del SIC”

I.2. Dirección de Peajes

Se emitió la versión preliminar de la reliquidación del año 2015 de los Pagos de Subtransmisión.

Se fijó el plan de trabajo destinado a facilitar el uso de la plataforma GESCAL del CDEC SIC (Calidad de Producto y Calidad de Suministro.), para uso del CDEC-SING.

Se publicó el cálculo preliminar de IFOR con la estadística recopilada desde marzo a agosto del presente año (este cálculo fue comunicado a los coordinados a través de la carta DP Nº810/2016, por medio de la cual se informó como plazo para enviar observaciones hasta el día 14 de octubre).

I.3. Dirección de Planificación y Desarrollo

En el contexto de la implementación de la ley de transmisión, se preparó y despachó a la CNE una minuta que contiene un listado de los aspectos a considerar en el desarrollo de la Resolución Exenta que regulará la aplicación del artículo 13° Transitorio.

En el ámbito de Acceso Abierto a las instalaciones troncales, se desarrollaron visitas técnicas a las instalaciones con aprobación de punto de conexión o seccionamiento al STT. En particular se visitaron los proyectos de conexión: PV Quilapilún, PV El Pelícano, PV El Romero, PV Abasol, PE Punta Sierra y PV Doña Carmen.

5


II. PRINCIPALES RESULTADOS DE LA EXPLOTACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

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

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

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

Tabla 1.- Resumen indicadores de operación

ITEM UNIDADES VALOR VARIACIÓN

(%)

Producción de energía GWh 4.229,6 0,3%

Participación Hídrica % 34,9% (19,2%)

Participación Térmica % 56,9% 17,2%

Participación Eólica % 4,0% 0,1%

Participación Solar % 4,2% 1,9%

Producción de energía (por días equivalentes o mes tipo)

% 0,1%

Ventas de energía (estimado al 01/10/16) GWh 3.984,4 1,3%

Demanda máxima horaria septiembre MW 7.254,3 1,1%

Cifras Anuales

Demanda máxima horaria período enero-diciembre

MW 7.789,0 2,8%

Promedio 52 mayores demandas abril-septiembre 2016

MW 7.477,5 0,7%

Promedio 52 mayores demandas hora punta abril-septiembre 2016

MW 6.932,3 0,8%

Costo marginal promedio S/E Quillota 220 kV

USD/MWh 49,3 20,5%

Prob. Excedencia abril-septiembre 93% -

Capacidad Instalada ago-16 sep-16 Diferencia

(MW)

Hídrica MW 6.543,2 40,1% 6.563,6 39,7% 20,4

Térmica MW 8.241,7 50,6% 8.241,7 49,9% 0,0

Eólica MW 843,9 5,2% 931,9 5,6% 88,0

Solar MW 670,6 4,1% 777,6 4,7% 107,0

Total MW 16.299,4 100% 16.514,8 100% 215,4

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

Gráfico 1.- Producción Bruta Mensual (GWh)

Gráfico 2.- Producción Bruta Día Hábil

Gráfico 3.- Ventas de Energía (GWh)

Gráfico 4.- Abastecimiento Demanda Diaria

Gráfico 5: Reducción ERNC Eólico y Solar

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

Tabla 2.- Informes emitidos DO

FECHA DESTINATARIO MATERIA

Martes 20 SEC-CNE-Min. Energía

Estudio de Seguridad de Abastecimiento, período septiembre 2016 – febrero 2017 para escenarios de hidrología seca, media y húmeda.

Viernes 9 Coordinados Informe de abastecimiento Proyección de 12 meses (período agosto 2016-julio 2017) con la producción esperada de centrales del SIC para ese período, en escenarios de hidrología seca, media y húmeda.

III.2. Estudios Norma Técnica

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

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

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

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

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

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

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

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

tengan como consecuencia la interrupción de suministro.

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

Los antecedentes solicitados a los coordinados en relación a las fallas con pérdidas de consumo ocurridas en el sistema se incluyen en Anexo I. Durante el mes de septiembre se han elaborado un total de 32 EAF, los cuales tuvieron como fenómeno físico de origen (codificación SEC para EAF), lo siguiente:

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

Descripción Septiembre Acumulado

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

4 27

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

1 2

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

1 30

Caída de árbol sobre línea o instalación 0 21

Pérdida de aislación debido a contaminación por actividades de terceros

0 5

Origen no determinado (trip de interruptor) 4 18

Ruptura de capacidad dieléctrica 0 2

Elemento dañado, corrosión, trizadura, etc. 1 14

8


Descripción Septiembre Acumulado

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

1 9

Desconexión debido a falla en instalaciones de distribución 0 16

Otros 2 27

Desconexión debido a puesta en servicios de equipos o instalaciones nuevas

0 3

Atentados / Explosivos / Sabotaje 0 0

Violación de distancia eléctrica 1 8

Pérdida de aislación debido a fenómenos ambientales 0 6

Robo Conductor o Equipo 5 31

Maquinaria de trabajo pesado 0 3

Trabajos en instalaciones, mantención o limpieza 3 8

Falla de material, por fatiga de material o mala calidad 2 6

Crecimiento de la demanda no evaluado 0 5

Error en conexionado 0 0

Choque de vehículo a poste 1 3

Objeto llevado por el viento hacia los conductores 2 15

Conector suelto o sucio 2 3

Error de personal u operador 2 14

Desperfecto de fábrica 0 0

Suciedad en aisladores o terminales 0 1

Contacto de ramas con conductores 0 6

Súbito aumento de demanda 0 3

Explosión de equipos 0 1

Error en programación 0 4

Objeto, alambre o cadena lanzada 0 4

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

Total 32 296

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

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

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

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

Se aprobaron los informes de homologación de:

- P.E. Lebu - CER Cardones

Se encuentran con observaciones los informes de homologación de:

- SVC plus de Diego de Almagro. - P.E. Totoral

9


- P.E. El Arrayán - P. FV. Diego de Almagro

En resumen, de los ensayos de la fase 2 inicialmente programados hasta la fecha, se tiene que:

- El 85% se han realizado - El 15% se realizaron de manera parcial o fallidos - De los ensayos incompletos o no realizados, el 100% ya se han reprogramado.

Al 30 de septiembre, el detalle de los ensayos en centrales del SIC, es el siguiente:

Gráfico 6: Ensayos en unidades generadoras del SIC

III.2.3. Estudio de Sintonización de PSS

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

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

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

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

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

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

frecuencia y menor amortiguación, y consecuentemente determinar las necesidades de

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

A la fechas, este informe se encuentra con un avance del 78%.

III.2.4. Estudio de control de tensión y requerimientos de potencia reactiva (ECTyRPR)

Este estudio tiene por objeto efectuar una verificación del cumplimiento de los estándares de SyCS

establecidos en el Capítulo 5 de la NTSyCS, mediante la utilización de los recursos de potencia

reactiva existentes o proyectados para su instalación a corto plazo. Además, la DO deberá realizar

este estudio para determinar el perfil óptimo de tensiones y los requerimientos de potencia reactiva

para el ST.

El informe final, junto con las respuestas a las observaciones realizadas por los coordinados, se publicó a comienzos del mes de septiembre. (viernes 2)

10


Las principales conclusiones del Estudio se refieren a los recursos del sistema en su conjunto y de las respectivas Áreas de Control de Tensión (ACT), los que permiten un adecuado control de la tensión y, en consecuencia, afrontar requerimientos adicionales de reactivos producto de contingencias. De acuerdo con lo señalado, el rango de requerimientos máximos de reactivos en los escenarios de operación y contingencias más exigentes varían entre 23 MVAr y 254 MVAr, dependiendo del ACT, los cuales deberán disponerse durante la operación como reserva. Los mayores requerimientos de potencia reactiva se presentan en la zona centro ante la pérdida de Central Nueva Renca o de un ciclo combinado de S/E San Luís, particularmente en escenarios con altas transferencias en el sistema de 500 kV.

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

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

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

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

Estudios Eléctricos S.A., son:

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

secundario.

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

EDAC, EDAG y otros actualmente en servicio.

• Estudio 3: Control y estabilidad de tensión.

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

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

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

Acorde con las observaciones planteadas por los CDEC, E.E entregó una actualización de los informes referidos a la metodología (Etapa A) de los Estudios 1 al 6, dándose por cumplido el hito de revisión y aprobación de dichos informes. Se llevó a cabo una reunión donde E.E detalló los avances referidos al análisis de resultados (Etapa B) de los Estudios 2, 3 y 4. (viernes 23)

III.4. Sistema de Subtransmisión

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

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

III.5. Cálculo de Potencia de Suficiencia y Procedimiento DO

En marzo de 2016 entró en vigencia el DS 62/2006, el que contempla realizar un cálculo de potencia

de suficiencia para las unidades generadoras del Sistema, para el año 2015-2016.

En este contexto, se publicó el Informe con los resultados de la Potencia de Suficiencia Definitiva 2015-2016. En sus Anexos se incluye la metodología que permite determinar las Potencias de Suficiencias de las centrales generadoras y las respuestas a las observaciones de los Coordinados a la versión del Procedimiento publicada el 24 de junio de 2016. (viernes 30)

11


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

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

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

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

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

implementado a mediados del año 2017.

Una de las actividades destacadas se refiere a la solicitud efectuada a las empresas Endesa, Colbún y AES Gener para que procedan a informar el estado de avance detallado del proyecto AGC, indicando cada una de las actividades realizadas y pendientes asociadas al cronograma de integración de las instalaciones de generación de su propiedad. En Anexo III de este informe se incluye un detalle con las actividades realizadas en esta materia.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Módulo de Medición Fasorial

• Finalizó la implementación y configuración del Concentrador de Datos Fasoriales (PDC) Corporativo del Módulo de Medición Fasorial del CDEC SIC. El PDC Corporativo quedó en condiciones de recibir, procesar y analizar los datos de las unidades de medición fasorial (PMU) requeridas en el Estudio de Diseño del Módulo de Medición Fasorial del CDEC SIC y que se encuentran actualmente en proceso de implementación por parte de las Empresas Coordinadas. (lunes 12).

• El proveedor ELPROS realizó en oficinas del CDEC SIC la capacitación para el uso de las aplicaciones y configuración del concentrador de datos fasoriales (PDC) Corporativo del CDEC SIC. (martes 13 al jueves 15).

Módulo de Registro de Protecciones

• Se aprobó el Informe de la Etapa 1 del Estudio de Diseño, Especificación y Programa para la Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones que está llevando a cabo el consultor SEIS. En esta etapa del estudio, se hizo una revisión general de los estándares y mejores prácticas utilizados en la industria respecto de las arquitecturas y procedimientos para el monitoreo y la adquisición de datos. (lunes 12).

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

12


III.8. Requerimientos de Mejoras de las Instalaciones de Transmisión para la Operación del SIC

De acuerdo a lo estipulado en el art 36 p (DS 291/2007), el CDEDC SIC debe elaborar un informe

anual con los requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión desde el punto de vista

de la operación, informe que debe ser considerado en los análisis de la expansión de la transmisión

por la Dirección correspondiente.

A fines de septiembre se publicó la versión final del Informe “Requerimientos de mejoras de las instalaciones de transmisión para la operación del SIC”. En este informe se identifican las instalaciones de transmisión del SIC que, a la fecha, requieren mejoras desde el punto de vista de la operación, tanto para no afectar la seguridad del sistema como también en la continuidad del suministro a clientes regulados. Para ello, se incorpora en los análisis las observaciones y comentarios recibidos de las Empresas Coordinadas, principalmente de aquellas propietarias de instalaciones que fueron identificadas en la versión preliminar de este informe. (viernes 30)

III.9. Certificación de Protecciones (relé diferencial de barras de 500 kV en S/E Ancoa)

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

• Para protecciones 87B conformadas por relés 7SS522 y función End Fault habilitada, plazo hasta octubre 2016. SS/EE: Cardones, Pan de Azúcar, Las Palmas, Alto Jahuel, Valdivia, Cautín, Rahue y Puerto Montt.

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

III.10. Principales Situaciones que Modificaron la Programación

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

- Energía generada por centrales en prueba (indicadas en el punto III.12) durante septiembre,

alcanzó 69,6 GWh.

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

13


Tabla 4.- Desacoples en el SIC durante septiembre 2016

N° DESCRIPCIÓN DÍA % HORAS DEL

MES

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

Jueves 1 a sábado 3

16,81%

Martes 6

Jueves 8 a sábado 10

Lunes 12 a martes 13

Jueves 15 a domingo 18

Miércoles 21

Viernes 23

Miércoles 28

Viernes 30

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

Sábado 3 a domingo 4

16,35%

Martes 6 a miércoles 7

Viernes 9 a domingo 11


Miércoles 28 a viernes 30

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

Domingo 4 a martes 6

12,85%


Miércoles 14

Jueves 22

Sábado 24 a martes 27

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

Lunes 12

1,86%

Domingo 18

martes 20

Domingo 25

Viernes 30

5 Control de transferencia por línea 500 kV Charrúa - Ancoa Jueves 1 a viernes 2

2,80% Lunes 5

6 Control de transferencia por línea 220 kV San Andrés - Carrera Pinto Jueves 22 a viernes 23 2,48%

7 Control de transferencia por línea 154 kV Sauzal - M.V. Central Domingo 11 1,78%

8 Control de transferencia por línea 110 kV Maitencillo - Algarrobo Miércoles 21 a jueves 22 0,37%

9 Control de transferencia por línea 110 kV Chonchi - Quellón Miércoles 14 0,28%

10 Control de transferencia por línea 500 kV Ancoa - A.Jahuel Jueves 1 0,26%

11 Control de transferencia por línea 66 kV Nirivilo - Constitución Miércoles 14 a jueves 15 0,21%

12 Control de transferencia por línea 220 kV Cardones - San Andrés Viernes 23 0,20%

13 Control de transferencia por línea 154 kV Maule - Yerbas Buenas

Viernes 9

0,14% Martes 13

Jueves 22

14 Control de transferencia por línea 66 kV Colcura - Enacar Lunes 12 0,14%

14


N° DESCRIPCIÓN DÍA % HORAS DEL

MES

15 Control de transferencia por línea 66 kV San Javier - Nirivilo Miércoles 14 a viernes 16

0,10% Martes 27

16 Control de transferencia por línea 154 kV A. Jahuel - Paine Domingo 11 0,05%

17 Control de transferencia por línea 66 kV Temuco - P. las Casas Miércoles 7 0,05%

18 Control de transferencia por línea 66 kV Pelequén - Rengo Viernes 9 0,05%

19 Control de transferencia por línea 110 kV C. Navia - T. Altamirano Miércoles 21 0,04%

20 Control de transferencia por línea 66 kV Espino - Combarbalá Lunes 5 0,04%

21 Control de transferencia por línea 110 kV San Pedro - Quilpué Jueves 22 0,04%

22 Control de transferencia por línea 110 kV Florida - Las Vizcachas Sábado 3 0,03%

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

Gráfico 7.- Control Transferencia línea 220 kV P. Colorada-Maitencillo (limitada a 350 MVA a 11°C con sol flujo de N->S).

Gráfico 8.- Control Transferencia línea 220 kV Los Vilos –Las Palmas (limitada a 380 MVA a 15°C con sol flujo de N->S).

15


Gráfico 9.- Control Transferencia línea 220 kV Pan de Azucar –Pta. Colorada (limitada a 380 MVA flujo de N->S).

III.11. SCADA

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

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

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

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

septiembre se han desarrollado las actividades que se indican:

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

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

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

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

MES ago-16 sep-16

Enlaces operativos

108 110

Pendientes 6 6

Total 114 116

16


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

MES ago-16 sep-16 VARIACIÓN

(%)

Señales Disponibles

25.472 25.648 0,7%

Pendientes 343 343 0,0%

Total 25.815 25.991 0,7%

Tabla 7.- Señales requeridas por el SITR (35.000 señales aproximadamente)

MES ago-16 sep-16 VARIACIÓN

(%)

Disponibles 25.815 25.991 0,7%

Pendientes 9.833 9.763 -0,7%

Total 35.648 35.754 0,3%

III.12. Programas de Mantenimiento y Desconexiones/Intervenciones

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

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

CENTRAL PROGRAMA ORIGINAL PROGRAMA MODIFICADO RESOLUCIÓN

Puntilla U-3 01/08/2016 - 10/08/2016 01/09/2016 - 11/09/2016 Aceptada

Nehuenco II 22/07/2016 - 11/08/2016 22/07/2016 - 15/09/2016 Aceptada

Nehuenco III 02/09/2016 - 11/09/2016 14/11/2016 - 23/11/2016 Aceptada

Arauco 18/10/2016 - 19/11/2016 02/11/2016 - 26/11/2016 Aceptada

La Higuera U-1 -------------- 11/10/2016 - 12/10/2016 Aceptada

La Higuera U-2 -------------- 13/10/2016 - 14/10/2016 Aceptada

CMPC Santa Fe -------------- 17/10/2016 - 01/11/2016 Aceptada

CMPC Santa Fe -------------- 14/02/2017 - 14/04/2017 Aceptada

CMPC Laja 05/10/2016 - 19/10/2016 21/10/2016 - 05/12/2016 Aceptada

CMPC Laja 05/10/2016 - 18/11/2016 13/10/2017 - 26/11/2017 Aceptada

CMPC Cordillera 03/10/2016 -03/10/2016 05/10/2016 - 05/10/2016 Aceptada

CMPC Cordillera 01/12/2016 - 01/12/2016 25/11/2016 - 25/11/2016 Aceptada

Santa Fe 17/11/2016 - 01/12/2016 07/11/2016 - 21/11/2016 Aceptada

Alfalfal (Central Completa)

-------------- 11/10/2016 - 15/10/2016 Aceptada

17


CENTRAL PROGRAMA ORIGINAL PROGRAMA MODIFICADO RESOLUCIÓN

Guacolda U-1 01/10/2016 - 18/10/2016 09/01/2017 - 28/01/2017 Aceptada






Nueva Ventanas 12/02/2017 - 25/02/2017 16/10/2016 - 29/10/2016 Aceptada

Campiche 16/10/2016 - 27/10/2016 07/05/2017 - 18/05/2017 Aceptada

Masisa -------------- 01/10/2016 - 04/10/2016 Aceptada

Queltehues U-1 -------------- 17/10/2016 - 21/10/2016 Aceptada

El Toro U-4 26/09/2016 - 03/10/2016 26/09/2016 - 09/10/2016 Aceptada

Las Vegas U-2 -------------- 07/11/2016 - 02/12/2016 Aceptada

Queltehues -------------- 28/09/2016 – 28/09/2016 Aceptada

Ventanas U-2 27/11/2016 – 07/12/2016 23/09/2016 – 04/10/2016 Aceptada

Nueva Renca 20/09/2016 – 22/09/2016 10/09/2016 – 12/09/2016 Aceptada

Cardones -------------- 10/10/2016 – 15/10/2016 Aceptada

Masisa 03/09/2016 – 08/09/2016 10/09/2016 – 15/09/2016 Aceptada

Placilla U1 - U2 22/08/2016 - 02/09/2016 29/08/2016 – 09/09/2016 Aceptada

Nehuenco I 19/07/2016 – 27/07/2016 27/08/2016 – 03/09/2016 Aceptada

Angostura U-3 22/08/2016 - 03/09/2016 26/09/2016 – 08/10/2016 Aceptada

Alfalfal N°2 22/08/2016 – 04/09/2016 20/09/2016 – 07/10/2016 Aceptada

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

San Ignacio -------------- 26/09/2016 - 13/10/2016 Aceptada

Ventanas N°2 23/09/2016 – 04/10/2016 23/09/2016 – 13/10/2016 Aceptada

Maitenes U-2 -------------- 22/08/2016 – 04/09/2016 Aceptada

III.13. Otros Estudios y Análisis DO

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

Tabla 9.- Principales estudios evaluados

Instalación Estudio Estado

Central Alto Renaico Informe de revisión y homologación de ajustes de

protecciones Revisión B

18


Instalación Estudio Estado

Proyecto Seccionamiento en Carrera Pinto, Línea 220kV Diego de Almagro - Cardones C2

Estudio de Ajuste de Protecciones (EAP) Revisión (estudio con aprobado)

Estudio de Flujo de Potencia (EFP) Revisión (estudio con aprobado)

Estudio de Desbalance de Tensiones (EDT) Revisión (estudio con aprobado)

III.14. Nuevas Instalaciones de Generación – Transmisión

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

Tabla 10.- Instalaciones de Generación

CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA

[MW]

Parque Eólico Renaico

Parque Eolico Renaico S.p.A.

Entregada Eólica Lunes 12/Sep16 88,00

Itata Puntilla Entregada Hídrico pasada Viernes 09/Sep16 20,40

Solar Conejo Pattern Energy Entregada Solar Jueves 08/Sep16 104,00

PMGD El Divisadero

Orion Power S.A Entregada PMGD Solar Miércoles 10/Ago16

3,00

PMGD Corral SAGESA S.A. En Pruebas PMGD Térmico Jueves 01/Sep16 0,80

PMGD HBS GNL

HBS Gas Natural Licuado S.A.

En Pruebas PMGD Térmico Jueves 01/Sep16 3,50

PMGD Cumpeo

Hidroeléctrica Cumpeo S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Jueves 25/Ago16 5,24

PMGD Colorado

Desarrollo de Energía S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Miércoles 24/Ago16

2,00

PMGD Cordillerilla

Teatinos Energía S.A. En Pruebas PMGD Solar Jueves 11/Ago16 1,30

Viña Tarapacá Andes Energy & Capital S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Martes 2/Ago16 0,25

Parque Eólico San Juan

San Juan En Pruebas Eólica Miércoles 29/Jul16 193,20

PMGD La Montaña I

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

Quilapilún Chungungo En Pruebas Solar Lunes 25/Jul16 46,00

PMGD El Agrio

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

PMGD Chuchiñi

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

Eólico Las Peñas

Eólico Las Peñas S.p.A. En Pruebas PMGD Eólico Miércoles 15/Jun16 8,40

Altos del Paico

Sun Enel Green En Pruebas PMGD Solar Martes 7/Jun16 0,50

19


CENTRAL PROPIETARIO ESTADO TIPO FECHA (DESDE) POTENCIA

[MW]

Central Hidroeléctrica Chanleufu

Central Hidroeléctrica Chanleufu S.A.

En Pruebas PMGD Hídrico Jueves 19/May16 3,40

El Galpón Eléctrica El Galpón SpA En Pruebas PMGD Hídrico Miércoles 27/Abr16 1,30

Santa Julia SPV P4 En Pruebas PMGD Solar Jueves 17/Mar16 3,00

Parque Eólico La Esperanza

Eólica La Esperanza En Pruebas Eólica Martes 5/Abr16 10,50

PV Pampa Solar Norte

Parque Eólico Renaico S.p.A

En Pruebas Solar Lunes 21/Mar16 69,30

Carilafquén Eléctrica Caren En Pruebas Hídrico pasada Domingo 7/Feb16 19,80

Malalcahuello Eléctrica Caren En Pruebas Hídrico pasada Martes 9/Feb16 9,20

Santa Marta (generador 9 y 10)

Consorcio Santa Marta En Pruebas Termoeléctrica Biogas

Miércoles 23/Dic15 3,93

Carrera Pinto (Segunda Entrega)

Parque Eólico Renaico S.p.A

En Pruebas Solar Miércoles 23/Dic15 73,50

Panguipulli PMGD

Latinoamericana S.A. En Pruebas PMGD Hídrico pasada

Jueves 3/Dic15 0,36

PE Lebu (Ampliación II)

Parque Eólico Lebu-Toro S.p.A.

En Pruebas PMG Eólico Martes 8/Nov15 3,50

El Pilar - Los Amarillos

RTS-Energy En Pruebas PMG Solar Miércoles 21/Oct15 2,90

Loma Los Colorados

KDM Energía S.A. En Pruebas PMG Solar Lunes 11/May15 1,00

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

Lunes 19/May14 1,50

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

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

En base a estos antecedentes, la potencia en pruebas a la fecha de elaboración de este informe, alcanza a. 472,7 MW.

Tabla 11.- Instalaciones de Transmisión

INSTALACIÓN PROPIETARIO FECHA COMENTARIO

S/E Lagunillas Transelec Viernes 30/Sep16 Nuevo transformador de potencial de la barra A de 220 kV

C. Emelda Emelda Jueves 22/Sep16 Entrada en operación TR 2 110/11.5 kV y 50 MVA

20


III.15. Indicadores (Solicitudes de Trabajos, Estudios Análisis de Falla, Demanda, Ventas, Producción de Energía)

Gráfico 10.- Programación Semanal

Gráfico 11.- Programación Semanal Acumulado

Gráfico 12.- Programas Diarios

Gráfico 13.- Programas Diarios Acumulados

Gráfico 14.- Solicitudes de Trabajo (miles)

Gráfico 15.- Solicitudes de Trabajo Acumulado (miles)

21


Gráfico 16.- Estudios de Análisis de Falla

Gráfico 17.- Estudios de Análisis de Falla Acumulado

22


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

Técnicas

IV.1.1. Proceso de licitación de Auditorías de los proyectos correspondientes al Decreto Exento Nº373 de 2016.

Las Auditorías Técnicas corresponden a los siguientes proyectos: a) “Nuevo Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva

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

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

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

Se publicó la Resolución Exenta N° 671 de la CNE que modifica las Bases de licitación y la carta CNE N° 585 que responde las consultas recibidas por el CDEC SIC y CDEC SING. (viernes 16)

Se publicaron en la web los documentos descritos anteriormente. (martes 20)

Se visitaron las SE Cardones y SE Maitencillo. (martes 27)

Se visitaron las SS/EE Punta Colorada y Pan de Azúcar. (miércoles 28)

IV.2. Obras Nuevas Sistema de Transmisión Troncal

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

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

Tabla 12.- Avance de las obras nuevas del STT del SIC (al 30 de septiembre de 2016)

Proyecto Titular Plan

Expansión

Fecha Entrada en Operación (programada)

% avance programado

% avance

real

Hitos cumplidos

Notas Comentarios

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

Eletrans S.A. (Consorcio Saesa-Chilquinta)

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

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

Eletrans S.A. (Consorcio Saesa-Chilquinta)

D.Ex. 115-2011 12-05-2018 45,24% 64,36% 1, 2, -, 4, - (1)

"Nueva Línea Cardones-Maitencillo 2x500 kV"

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P

D.Ex. 115-2011 02-12-2017 79,63% 77,22% 1, 2, -, -, - (1)

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


D.Ex. 115-2011 26-12-2017 79,68% 74,88% 1, 2, -, -, - (1)

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


D.Ex. 115-2011 16-01-2018 79,61% 71,65% 1, 2, -, -, - (1)

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

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

D.Ex. 115-2011 25-02-2018 76,12% 85,33% 1, 2, -, -, - (1)

23


Proyecto Titular Plan

Expansión

Fecha Entrada en Operación (programada)

% avance programado

% avance

real

Hitos cumplidos

Notas Comentarios

"Segundo Transformador Ancoa 500/220 kV"

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

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

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

D.Ex. 82-2012 16-10-2018 20,24% 24,46% 1, -, -, -, - (1)

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

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

D.Ex. 82-2012 16-10-2018 25,22% 36,34% 1, -, -, -, - (1)

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


D.Ex. 310-2013 30-01-2018 46,99% 63,97% 1, 2, -, -, - (1)

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


D.Ex. 310-2013 30-01-2018 46,99% 59,27% 1, 2, -, -, - (1)

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


D.Ex. 310-2013 30-01-2018 46,99% 63,08% 1, 2, -, -, - (1)

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

Transelec S.A. D.Ex. 310-2013 30-01-2018 53,16% 63,15% 1, -, -, -, - (1)

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

Transelec S.A. D.Ex. 82-2012 30-01-2019 13,29% 14,09% 1, -, -, -, - (1)

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

Transelec Concesiones S.A.

D.Ex. 201-2014 07-12-2018 22,92% 19,68% -, -, -, -, - (1)

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

Pichirropulli Transmisora de Energía S.A.

D.Ex. 201-2014 28-07-2021 7,24% 6,32% -, -, -, -, - (1)

"Subestación Seccionadora Nueva Diego de Almagro, Nueva línea 2x220 kV entre S/E Nueva Diego de Almagro – Cumbres y Banco de Autotransformadores 1x750 MVA 500/220 kV"

Diego de Almagro Transmisora de Energía S.A.

D.Ex. 158-2015 06-11-2019 7,90% 8,49% -, -, -, -, - (1) El 06-05-2016 se publica el Decreto que Fija los Derechos de Explotación y Ejecución.

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

Transelec Holding Rentas Ltda.

D.Ex. 158-2015 03-12-2020 - El 03-06-2016 se publica el Decreto que Fija los Derechos de Explotación y Ejecución.

24


IV.2.2. Hechos relevantes: Avance Obras Nuevas

Se recibió el informe definitivo de ABSG Consulting en el cual se concluye que Interchile S.A. cumplió el Hito Relevante N° 2: Obtención de la Resolución de Calificación Ambiental y presentación de la solicitud de Concesión definitiva, relacionado a los proyectos de las Obras “Banco Autotransformadores S/E Nueva Cardones, 500/220 kV, 750 MVA; Banco Autotransformadores S/E Nueva Maitencillo, 500/220 kV, 750 MVA; Banco Autotransformadores S/E Nueva Pan de Azúcar, 500/220 kV, 750 MVA”, del día 15 de diciembre de 2015 con la emisión por parte del SEA de la RCA. (martes 20) Se publicó en la página web del Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) el Informe Consolidado de Solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones y/o Ampliaciones (ICSARA) al Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto "Línea de Transmisión Lo Aguirre – Alto Melipilla y Alto Melipilla - Rapel" con plazo para la entrega de su ADENDA hasta el 30 de noviembre del 2016. (jueves 1)

IV.3. Peajes Troncales

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

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

No se registran novedades durante el mes.

IV.4. Peajes de Subtransmisión

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

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

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

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

Se emitió la versión preliminar de la reliquidación del año 2015 de los Pagos de Subtransmisión considerando, entre otros, la actualización de los precios de nudo de Corto y Largo Plazo, actualización de la Potencia de Facturación para 2015 y el cambio en los retiros de la S/E San Bernardo. Además, se incluyó el pago de las Instalaciones de Transmisión Adicional que abastecen directamente a consumos sometidos a regulación de precios correspondiente al año 2015. (miércoles 21)

IV.5. Información Técnica del SIC

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

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

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

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

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

25


• Se revisó, compiló y envió la información sobre las comunas en donde se encuentran las unidades generadoras del SIC con los antecedentes disponibles hasta el 31 de agosto del 2016, solicitados en la carta CNE N°583 del 15 septiembre del 2016.

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

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

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

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

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

En este ámbito, el viernes 30 de septiembre:

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

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

Además, en lo relacionado con el trabajo conjunto entre ambos CDECs para la interiorización de la plataforma en los procesos que realiza el CDEC-SING para gestionar la información de Calidad de Producto y Calidad de Suministro, los planes de acción conjunta se han enfocado en dejar disponible y operativo para el CDEC-SING la plataforma GESCAL (el día viernes 16 se emitió el documento acordado por ambos CDEC y que contiene el Plan de trabajo para lograr la operatividad de la aplicación GESCAL para el CDEC-SING). El detalle de las actividades realizadas durante el mes se presenta en Anexo VI.

IV.7. Indisponibilidades generación-transmisión

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

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

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

publicando el informe asociado en su página web.

• A fines de septiembre se emitieron los informes de índices de indisponibilidad Generación-Transmisión correspondiente al mes de agosto de 2016.

• Se realizó un trabajo de actualización de los tramos existentes en los informes publicados mensualmente, homologando la información a la existente en Infotécnica, junto con el correspondiente cálculo de indisponibilidades de transmisión.

IV.8. Estudio de continuidad de suministro 2015 (ECS-2015)

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

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

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

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

26


• El consultor, Estudios Energéticos, dejó disponible el VOL I del Informe Final (y también las nuevas versiones de cálculo de los índices de continuidad para el SIC y el SING). Por otro lado, el CDEC-SING hizo llegar información actualizada de eventos de generadores para su consideración en el informe. (viernes 23)

• CDEC SIC indica que revisó la versión final del informe y los modelos, manifestando su conformidad con los aspectos de fondo que fueron materia de observaciones. (viernes 30)

IV.9. Estudio de Continuidad de Suministro 2016

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

IV.10. Estados Operativos y Control Post Operativo

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

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

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

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

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

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

• Publicación del archivo que contiene la categorización de los estados operativos asociado a cada una de las desconexiones de unidades generadoras ocurridas durante agosto.

• Presentación de un registro detallado por unidad generadora, incluyendo los EO Normal (N) y Desconectada Normal (DN).

• Publicación del cálculo preliminar de IFOR con la estadística recopilada desde marzo a agosto del presente año. Este cálculo fue comunicado a los coordinados a través de la carta DP Nº810/2016, donde se solicita enviar observaciones a más tardar el día 14 de octubre.

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

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

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

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

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

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

• Durante el mes de septiembre se incorporaron 100 medidores para interrogación remota. Al cierre del mes de septiembre, se supera los 1.100 medidores interrogados diariamente, lo que representa un avance del 53% respecto de lo programado para este año 2016.

• Se continuó con el proceso de validación de claves de transferencias, dejándolas disponibles para los procesos respectivos.

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IV.12. Resumen de Otros cálculos e Informes Emitidos por la DP en el mes de Septiembre

Tabla 13.- Cálculos e Informes de la DP

Fecha Informe o Cálculo Emitido N° de Envío

30-09-2016 Reliquidación Distribución para pago CU Agosto 2016 Preliminar DP00808-16

29-09-2016 Pagos de Subtransmisión agosto 2016. Para pago. DP00799-16/DP00802-

16

28-09-2016 Balance Mensual ERNC, agosto 2016 -

27-09-2016 Reliquidación de Ingresos Tarifarios Troncales agosto 2016. Para pago. DP00793-16/DP00794-

16

27-09-2016 Reliquidación Ajustes y Recargos, agosto de 2016. Definitivo. DP00797-16/DP00791-

16

27-09-2016 Distribución Cargos Únicos agosto 2016. Para pago. DP00790-16/DP00789-

16

23-09-2016 Pagos de Subtransmisión agosto 2016. Para observaciones. DP00788-16

23-09-2016 Distribución Cargos Únicos agosto 2016. Preliminar. DP00787-16

23-09-2016 Reliquidación Ajustes y Recargos, agosto de 2016. Preliminar. DP00785-16

22-09-2016 Reliquidación de Ingresos Tarifarios Troncales agosto 2016. Para

observaciones. DP00786-16

21-09-2016 Reliquidación de pagos de Subtransmisión Periodo Enero a Diciembre 2015 -

Preliminar DP00779-16

20-09-2016 Balance de Transferencias Definitivo, agosto de 2016. Errata SSCC. DP00774-16

16-09-2016 Balance de Transferencias Definitivo, agosto de 2016. DP00769-16

14-09-2016 Balance Preliminar de Transferencias, agosto de 2016. DP00761-16

13-09-2016 Determinación del FDI hasta octubre de 2016. Enviado a subtransmisoras. DP00754-16

13-09-2016 Actualización del FDI hasta octubre de 2016. Enviado a CNE. DP00753-16/DP00756-

16

12-09-2016 Reliquidación de Peajes 23T y vertimiento ERNC ene16-may16 - Para Pago DP00748-16

09-09-2016 Actualización del FDI hasta octubre de 2016, para observaciones DP00755-16

08-09-2016 Facturación a Distribuidoras, según R. Exenta Nº2288 - julio 2016 (incluye

pagos de subtransmisión) - Definitiva provisional DP00745-16

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Fecha Informe o Cálculo Emitido N° de Envío

05-09-2016 Facturación a Distribuidoras, según R. Exenta Nº2288 - julio 2016 (incluye

pagos de subtransmisión) - Preliminar DP00734-16

05-09-2016 Liquidación de Peajes Troncales agosto 2016. DP00736-16/DP00739-

16

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

Gráfico 18.- Diego de Almagro 220 kV

Gráfico 19.- Pan de Azúcar 220 kV

Gráfico 20.- Quillota 220 kV

Gráfico 21.- A.Jahuel 220 kV

Gráfico 22.- Charrúa 220 kV

Gráfico 23.- Concepción 220 kV

Gráfico 24.- Pto. Montt 220 kV

Tabla 14.- Costo Marginal promedio septiembre

Costo Marginal Promedio Mensual (USD/MWh)

Barra 2015 2016 %

D.Almagro 32,7 28,0 (14,5%)

P.Azúcar 38,6 38,8 0,5%

Quillota 40,9 49,3 20,3%

A.Jahuel 41,2 49,9 21,2%

Charrúa 32,1 47,6 48,0%

Concepción 32,9 48,4 47,1%

Pto. Montt 34,4 47,6 38,2%

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V. DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO

V.1. Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal

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

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

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

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

SIC).

• Se están realizando los análisis estáticos y de factibilidad de ingeniería en la zona de Charrúa para condiciones de operación normal y bajo contingencias, con el supuesto de implementación de la solución de reducción de los niveles de cortocircuito.

• Se avanza en el cierre de detalles de los proyectos propuestos en el informe preliminar, lo que durante septiembre contempló una reunión con el desarrollador del parque eólico Ancud.

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

V.2. Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión

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

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

En el contexto de la implementación de la ley de transmisión, se preparó y despachó a la CNE una minuta que contiene un listado de los aspectos a considerar en el desarrollo de la Resolución Exenta que regulará la aplicación del artículo 13° Transitorio (participando en reuniones con la CNE sobre esta materia). Las principales actividades realizadas en esta materia se presentan en Anexo IX de este Informe.

V.3. Catastro de Proyectos

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

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

letra e).

• A comienzos de octubre fue enviada (y publicado en la Web CDEC) a la CNE la información solicitada por dicho organismo respecto de los proyectos declarados en construcción hasta agosto.

• A la fecha se han catastrado en la Plataforma DPD un total de 149 proyectos de generación, 60 proyectos de transmisión y 3 proyectos de consumo.

De los 149 proyectos de generación recién señalados, la siguiente tabla resume la capacidad de los proyectos declarados en construcción, en conformidad con la Resolución emitida por la CNE para esos efectos, y que tienen fecha esperada de conexión para los años 2016 y 2017.

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Tabla 15.-Proyectos de generación

Catastro Nuevos Proyectos 2016-2017 (MW)

Eólico 1.396

Hidroeléctrica 166

Solar 1.674

Térmica 927

Total 4163

V.4. Conexión al Sistema de Transmisión

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

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

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

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

el uso de dicha capacidad cuando ello es factible.

V.4.1. Determinación de Puntos de Conexión al STT

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

Proyecto Estado Fecha de Solicitud

Segmento Tramo Solicitado Potencia (MVA)

Central Frontera Generando respuesta

27-sep-16 STT

Línea: Duqueco-Temuco 220 kV Circuito: C1 Circuito: Duqueco - Tap Bureo 220kV C1

120,0

V.4.2. Sistemas de Transmisión Adicional Durante septiembre no se efectuaron actividades relacionadas con esta materia.

V.4.3. Sistemas de Subtransmisión

Tabla 17.- Solicitudes de conexión vía plataforma:

Proyecto Estado Fecha de Solicitud

Segmento Tramo Solicitado Potencia (MVA)

Subestación Libertadores Generando respuesta

12-sep-16 Sub Tx

Línea: Cerro Navia-Las Vegas 110 kV Circuito: C1 Circuito: Cerro Navia - Tap Batuco 110kV C1

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V.5. Regularización Tap-off del STT

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

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

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

Durante septiembre no se efectuaron actividades relacionadas con esta materia.

V.6. Estudio Integración de ERNC

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

generación ERNC intermitente en el sistema eléctrico, sobre:

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

• Requerimientos de reservas de potencia activa

• Control primario y secundario de frecuencia (rampas)

• Efectos en las restricciones del sistema de transmisión

De las presentaciones y análisis realizados a la fecha, las principales conclusiones se refieren a que se están obteniendo resultados preliminares viables para la operación del año 2021, además se ha levantado y analizado el estado de la información real de las unidades generadoras. A partir de los resultados que se obtengan en la fase final del estudio, se espera definir qué máquinas (tecnologías) están otorgando la flexibilidad.

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

V.7. Acceso Abierto

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

de transmisión.

• Durante septiembre, se publicó para comentarios los criterios de diseño de sistemas de comunicación con fines de teleprotección.

• En el contexto del acceso abierto a las instalaciones troncales, se desarrollaron visitas técnicas a las instalaciones con aprobación de punto de conexión o seccionamiento al STT (proyectos de conexión: PV Quilapilún, PV El Pelícano, PV El Romero, PV Abasol, PE Punta Sierra y PV Doña Carmen).

• Por otra parte, para efectos de revisar los impactos de las ampliaciones de instalaciones tipo GIS que pertenecen al STT, se visitó la S/E Lo Aguirre.

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VI. OTRAS ACTIVIDADES DE LAS DIRECCIONES TÉCNICAS

VI.1. Elaboración de Reglamentos de la Ley

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

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

Actividades DP

Durante septiembre se realizaron las siguientes actividades por parte de la DP:

• Envío de observaciones a Documentos de Segunda Jornada de Trabajo Reglamento "De los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión” (9-09-2016).

• Envío de observaciones a Documentos de Segunda Jornada de Trabajo Reglamento “Reglamento de Calificación, Valorización, Tarificación y Remuneración de las Instalaciones de Transmisión”

Actividades DPD


Actividades DO - Durante septiembre no se efectuaron actividades relacionadas con esta materia.

VI.2. Gestión de Anexos Técnicos y Normas Técnicas

Se asistió a reuniones de los distintos Reglamentos y Normas Técnicas que la CNE elaborará para efectos de implementar las modificaciones en La Ley General de Servicios Eléctricos. Estos se refieren a:

- Programación de la Operación - Valorización de Transferencias Económicas - Determinación de Costos Marginales para Transferencias de Energía - Declaración de Costos Variables - Funciones de Despacho y Control - Transferencias de Potencia entre Empresas Generadoras

VI.3. Gestión de Auditorías Técnicas

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

Tabla 18.- Auditorías técnicas

NOMBRE AVANCE REAL COMENTARIO

Agua refrigeración Central San Isidro 73% En proceso de análisis de antecedentes y preparación de informe preliminar.

Parámetros técnicos a centrales ciclo combinado

50% En proceso firma de contrato

Capacidad de regulación intradiaria 100% Proceso cerrado.

Fecha de entrada en operación de centrales

100% Proceso cerrado.

Costos combustibles 95% En proceso de publicación de informe final.

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VI.4. Informes Elaborados por la DTE

Tabla 19.- Otros informes elaborados por la DTE

FECHA DESTINATARIO MATERIA

Viernes 30 Directorio SEC-CNE

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

Lunes 12 Directorio SEC-CNE

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

Lunes 12 Directorio Informe Mensual de Operación del CDEC SIC.

Lunes 12 Directorio Informe de Gestión DO-DP-DPD

VI.5. Actividades de Integración de los CDEC

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

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

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

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

- Planificación de la Sub-transmisión: Se dio comienzo al proyecto el día 08 de septiembre (versus fecha planificada de inicio del 3 de octubre) con una primera reunión de trabajo en donde se realizó la Kick Off y la bajada en detalle de las tareas del proyecto.

- Revisión de las especificaciones funcionales de diseño y revisión de Ingeniería de la Interconexión SIC-SING: Se adjudicó el proyecto con fecha 29-08-2016 a la empresa SDI-IMA y su fecha de término será el 30 de noviembre de 2016.

Ya en el detalle de las actividades propiamente tal, se tiene:

- Puntos óptimos de seccionamiento del Troncal: Se retoma esta actividad, la cual tiene fecha de término hacia mediados de noviembre de 2016.

- Planificación de la Subtransmisión: Se dio inicio a esta actividad y se realizaron 2 reuniones de trabajo en el mes.

- Estudio “Revisión del Impacto en los Sistemas de Protecciones debido a la Interconexión SIC-SING”: El consultor Consorcio Sysred – Relé emitió el segundo entregable, el cual incorpora las observaciones realizadas durante septiembre.

VI.5.2. Eje mercado

- Portal de Seguimiento de Pagos: El día viernes 9 el Eje envió las bases de licitación a los

proponentes, con el siguiente cronograma :

• Etapa de consultas hasta el 28 de septiembre

• Etapa de respuestas a consultas hasta el 04 de octubre

• Cierre para presentación de propuestas al 19 de octubre y la Evaluación y Adjudicación al 26 de octubre.

Durante el mes se sostuvieron 6 reuniones con las respectivas empresas invitadas para la implementación del Portal de Pagos.

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- El viernes 16 el Eje entrega el informe final del proyecto con los planes de acción relacionada con la Plataforma de Gestión de Calidad de Producto

- El 16 de septiembre se envió al PMO y acordó con el CDEC-SING la versión final del

documento “ACUERDO PLAN DE TRABAJO GESCAL – CDEC - SING”, dando cumplimiento y cierre a la tarea contenida en la carta Gantt del Eje Mercado.

- El 21 de septiembre se envió al PMO y acordó con el CDEC-SING la versión final del

documento “Análisis de trabajo de implementación PRMTE y funcionalidades desarrolladas por ambos CDEC”, dando cumplimiento y cierre a la tarea Portal de Medidas contenida en la carta Gantt del Eje Mercado.

- El 30 de septiembre se envió al PMO y acordó con el CDEC-SING la versión final del documento “Análisis y propuesta conjunta para el diseño funcional en la automatización de los costos marginales. Entregables: informe de análisis de procesos, identificación de requerimientos funcionales.”, dando cumplimiento y cierre a esta tarea contenida en la carta Gantt del Eje Mercado.

VI.5.3. Eje operación

- Durante la primera quincena del mes de septiembre se realizaron las capacitaciones

‘Herramientas de Apoyo’.

VI.5.4. Eje Proyecto de Interconexión

- Ver punto III.3) de este informe. VI.6. Interconexión SIC-SING: Coordinación de los Proyectos de ampliación de la zona norte del SIC para

la Interconexión con el SING

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

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

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

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

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

a los aspectos relacionados con el acceso abierto.

Durante la última semana de septiembre se realizó una reunión de coordinación de proyectos, enfocada en la revisión de la solicitud de la conexión. (Solicitud ingresada vía plataforma el 23 de agosto).

VI.7. Seminarios y Visitas Técnicas


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VI.8. Guías de Aplicación

En conformidad con lo acordado por el Directorio del CDEC SIC, Acuerdo OR 10-2015-01, las

actividades rutinarias que realicen las Direcciones Técnicas, que no estén incorporadas en

Procedimientos, serán formalizadas a través de “Guías de Aplicación”.

En septiembre se publicó la Guía de Aplicación “Auditorías de las Direcciones Técnicas” (la cual excluye las auditorías a las que hacen referencia los decretos que fijan el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal).

VI.9. Procedimientos

VI.9.1. Procedimientos DO “Definición de los caudales a utilizar en la Programación de la Operación”

• Se recibió por parte del consultor Meteodata el Informe Final del Estudio de Caudales. (viernes 9).

• Se sostuvo una reunión con el consultor Meteodata para mostrar los principales resultados y recoger las observaciones del CDEC SIC para incorporarlas al informe final. (miércoles 28)

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VI.10. Respuestas a Cartas u Oficios SEC-CNE-MÍN.ENERGÍA

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

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

OFICIO/CARTA MATERIA FECHA RPTA / CARTA

CNE 534/2016 Solicita antecedentes que indica, relativos al activo fijo de las entidades a través de las cuales actúa el CDEC SIC.

12/Sep Presidencia CDEC-SIC N° 060/2016

R. Exta. CNE 638/2016 Apruébese "Norma Técnica para la programación y coordinación de la operación de las unidades que utilicen Gas Natural Regasificado.

OF ORD SEC 12148 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 223/2016 sobre falla en transformador Nº1 110/23 kV S/E Castro

Respondido vía sistema STAR de SEC

OF ORD SEC 12147 Solicita ingresar vía plataforma web, las acciones correctivas comprometidas en EAF 225/2016 sobre desconexión LT 110 kV Diego de Almagro - El Salado.


R. Exta. CNE 659/2016 Fija plazos, requisitos y condiciones para declarar en construcción las nuevas instalaciones de generación y transmisión que se interconecten al sistema eléctrico

R. Exta. CNE 668/2016 Establece procedimiento especial para la adecuada implementación del proceso ad-hoc de determinación de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria

CNE 583/2016 Solicita información de unidades generadoras para implementación de Ley de Equidad Tarifaria

27 Septiembre D.P. N° 0795/2016

R. Exta. CNE 675/2016 Declara y actualiza instalaciones de generación y transmisión en construcción.

OF ORD SEC 12313 Solicita información de EAF 39/2016 sobre falla en S/E Diego de Almagro


OF ORD SEC 12401

Solicita información de EAF 18 (Desconexión forzada de la línea 110 kV Puente Alto - Costanera), 19 (Desconexión forzada barra 12 kV Nº4 de S/E La Pintana), 133 (Desconexión transformadores 110/12 kV Nº1 y Nº2 SE Lord Cochrane), 177 (Desconexión transformador kV Nº1 66/15 kV de S/E Los Ángeles), 199 (Desconexión forzada de barra N°1 12 kV de S/E Alonso de Córdova), 226 (Desconexión transformador Nº1 66/23 kV de SE Constitución), 245 (Falla en línea 110 kV Pan de Azúcar - San Joaquín) del año 2016.

03 Octubre D.O. N° 1761/2016

OF ORD SEC 12402 Solicita información de EAF 39/2016 sobre falla en S/E Diego de Almagro

En Proceso

OF ORD SEC 12696

Solicita información de EAF 230 (Falla en línea 154 kV Charrúa - Los Ángeles), 237 (Falla en línea 154 kV Charrúa - Los Ángeles), 238 (Apertura intempestiva del 52J2 de S/E Duqueco) y 244 (Apertura intempestiva del 52J2 de S/E Duqueco) del año 2016

En Proceso

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OFICIO/CARTA MATERIA FECHA RPTA / CARTA

CARTA MINENERGIA N° 962

Solicitud de la empresa Cía Minera Nevada SpA para modificar la autorización para exportar energía eléctrica desde el SIC

En Proceso

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

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

Fecha Carta/email Empresa Referencia Estado

30-08-2016 D.O.

N°1644/2016 Transelec S.A

EAF 259/2016 Falla en línea 110 kV Diego de Almagro - Javiera

Respondida

30-08-2016 D.O.

N°1642/2016 Javiera SpA

EAF 259/2016 Falla en línea 110 kV Diego de Almagro - Javiera

En proceso

30-08-2016 D.O.

N°1643/2016 Minera Las Cenizas

S.A. EAF 259/2016 Falla en línea 110 kV Diego

de Almagro - Javiera En proceso

21-09-2016 D.O.

Nº1710/2016 Transnet

EAF 159/2016 "Desconexión forzada barra Nº2 66 kV S/E

Pullinque" Respondido

21-09-2016 D.O.

Nº1704/2016 Endesa

EAF 281/2016 "Apertura intempestiva del 52CT11 de S/E

Faenas Pangue" En proceso

12-09-2016 D.O. N°14/2016 Transnet S.A. EAF 277/2016 Falla en línea 66 kV Temuco

- Loncoche Respondida

08-09-2016 D.O. N°08/2016 Transnet S.A. EAF 268/2016 Desconexión forzada transformador N°1 154/66kV de S/E

Concepción Respondida

08-09-2016 D.O.

N°0011/2016 Transnet

Solicitud de antecedentes relacionados con falla en la línea 66 kV Pumahue - Chivilván

(EAF 270/2016) Respondida

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

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

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

II. Medidas para Aumentar la Capacidad de Transmisión del SIC

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Guacolda envió la programación de actividades para la puesta en servicio de la Etapa 2, en la cual

indicó las fechas de integración de celdas de generación para habilitar sus trips y la fecha de puesta

en servicio del DAG del Nodo de Control, fijada para el 7 de septiembre. (jueves 1)

• Se envió a los parques ERNC el Informe N°2 de puesta en servicio del Nodo de Control General del

SICT-ZN Etapa 1, realizado por SEIS. (jueves 1)

• ENEL envió el protocolo SAT de integración de la celda de generación al Nodo de Control de los

parques fotovoltaicos Pampa Solar Norte y Carrera Pinto. (jueves 1)

• Se instruyó a los parques ERNC para que habiliten el Trip de su respectiva celda de generación,

entre los días 5 y 9 de septiembre de 2016. (jueves 1)

• Se realizó la reunión N° 18 (jueves 1) y N° 19 (jueves 22) de seguimiento de implementación del

proyecto.

• Se envió a ENEL la aprobación de los protocolos SAT de la celda de generación de los parques

fotovoltaicos Pampa Solar Norte y Carrera Pinto. (viernes 2)

• Se envió a Guacolda la carta DO N°1657/2016, mediante la cual se solicitó la implementación en la

lógica del automatismo de un límite de transferencias de 380 MW, en régimen permanente, el cual

fue establecido en los estudios de análisis de protecciones de la Fase 2. (viernes 2)

• Se informó a Guacolda que sólo los parques Lalackama, PE Taltal, Talinay y Monte Redondo

habilitaron sus trips, Quedando pendientes los parques Javiera, Llano Llampos y Punta Palmeras.

• Se solicitó nuevamente a los parques ERNC la habilitación del trip de su respectiva celda de

generación. Además, se les informó que los problemas presentados en el Nodo de Control entre el

2 y 4 de septiembre fueron solucionados. (miércoles 7)

• Durante la puesta en servicio del Etapa 2, la empresa Guacolda informó:

1. El jueves 8 de septiembre se habilitaron las funciones DAG y RAG en las unidades de Guacolda

y se solicita el permiso para deshabilitar la Fase 2.

41


2. Al respecto, el CDEC SIC instruye deshabilitar las Fase 2 durante el día sábado 10 de

septiembre, con lo cual a partir de ese día queda plenamente operativa y entregada a la

coordinación del CDC, la Fase 3 del sistema integral de control de transferencias de la zona

norte. (sábado 10)

• A solicitud de Endesa, se le informaron los requisitos para integrar y habilitar la celda de generación

del parque eólico Canela I y II al Nodo de Control. (lunes 12).

• Endesa envía los protocolos FAT y SAT de la celda de generación, lo cuales fueron aprobados por

este CDEC para autorizar la habilitación de la celda en el Nodo de Control (martes 13).

• Se envió a las empresas propietarias de parques eólicos la carta DO N°1705/2016, mediante la cual

se les solicita corregir los problemas presentados relacionados con la respuesta a las órdenes

RAG/DAG y se les recuerda el procedimiento para habilitarse nuevamente al sistema. Además, se

les solicita informar el plan de normalización a más tardar el día 27 de septiembre (viernes 23).

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

1. Parque Eólico Monte Redondo (lunes 26)

2. Parque Eólico Los Cururos (miércoles 28)

II.2. Sistemas de Subtransmisión

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

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

• Se recibió comunicación de Transnet S.A. mediante la cual la empresa envió a la DO los protocolos de pruebas SAT del EDACxCE de S/E Coronel. (jueves 1)

• Se recibió comunicación de Transnet S.A. mediante la cual la empresa envió a esta Dirección el programa de segunda energización de las nuevas instalaciones asociadas al proyecto “S/E Fátima 220-154/66 kV”. (viernes 2)

• Se realizaron trabajos primarios de modificación de la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Tinguiririca Nº2 asociados a la conexión del arranque Nº2 para la conexión de las instalaciones del proyecto “S/E Fátima 220-154/66 kV”. El domingo 4 se realizó la primera toma de carga desde las nuevas instalaciones desde el Sistema de 154 kV. (sábado 3 al lunes 5)

• Se remitió comunicación a Transnet S.A. mediante la cual esta Dirección solicitó el envío de los antecedentes necesarios para la definición del listado de señales y alarmas SITR asociadas a las nuevas instalaciones del proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón, y solicita el envío del Anexo Nº6 asociado al ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión C” (recibido el día 30.09.2016), asociado al mencionado proyecto. ( jueves 8)

• Se recibió comunicaciones de Transnet S.A. mediante las cuales la empresa envió a esta Dirección los antecedentes necesarios para la definición del listado de señales y alarmas SITR asociadas a las nuevas instalaciones del proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón, además del Anexo Nº6 asociado al ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión C”. (viernes 9)

• Se remitió comunicación a Transnet S.A. mediante la cual esta Dirección envió sus observaciones respecto del ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión C”, asociado al proyecto

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de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón, recibido el día 30.08.2016. (miércoles 14)

• Se recibió comunicación de Transnet S.A. mediante la cual la empresa envió a esta Dirección sus respuestas a las observaciones realizadas por esta Dirección el día 14.09.2016, asociadas al ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión C”. (martes 20)

• Se remitió comunicación a Transnet S.A. mediante la cual esta Dirección envió sus observaciones respecto de los antecedentes proporcionados por dicha empresa el día martes 20, asociados al proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón. (jueves 29)

• Se recibieron comunicaciones de Transnet S.A. mediante las cuales la empresa envió a esta Dirección la Revisión F del Estudio de Ajuste de Protecciones EAP 30/2015” asociado al proyecto de seccionamiento de la línea 1x154 kV Itahue - Parral en S/E Maule, correspondiente a una etapa previa del proyecto “Apoyo a S/E Maule 220/154 kV”. (jueves 29)

• Se recibió comunicaciones de Transnet S.A. mediante las cuales la empresa envía el ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES EAP N° 01/2016 Revisión D”, asociado al proyecto de cambio de tensión de la línea 66 kV Pan de Azúcar - El Peñón y a la instalación de un transformador 110/69 kV 30 MVA en S/E El Peñón, que atiende las observaciones de esta Dirección enviadas el día 29.09.2016. (viernes 30)

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

Item Descripción Grado de avance

alcanzado (%)

1 Inicio de proyecto y gestión de compra 100%

2 Importación de equipos 100%

3 Instalación RTU dedicada para lógica EDAC 100%

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

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

Coronel 95%

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

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

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

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

Coronel 100%

9 Puesta en servicio final del sistema EDAC ( * )

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

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

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

43


• Se está a la espera de la documentación que dé cuenta de la exitosa realización de las pruebas asociadas a los tres terminales del esquema de teleprotecciones de la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel por parte de Transelec S.A.

En los siguientes cuadros se presenta el resumen actualizado de las medidas propuestas por los coordinados, su fecha estimada de ejecución, y su estado actual de ejecución, de acuerdo con la información recibida por la DO hasta el 30 de septiembre de 2016.

Instalación sistema de

Subtransmisión

Empresa propietaria

Acción correctiva señalada por empresa propietaria

Fecha estimada implementación acción correctiva

Estado de Ejecución

Tran

sfo

rmad

ore

s

Transformador Nº1 Itahue

154/69/13.9 kV 56 MVA

Transnet

Reemplazo del transformador por uno de 75 MVA

02-07-2012 Ejecutado

Maniobra de enmalle del sistema de 66 kV

Cuando se requiera No aplica (maniobra

operacional)

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

Fecha no actualizada por el propietario

En curso

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

MVA de S/E Itahue


Transformador Nº2 Itahue

154/69/13.9 kV 56 MVA

Transelec Instalación de un nuevo

transformador 220-154/66/13.8 kV 100 MVA

Diciembre 2016 En curso


MVA de S/E Itahue


Transformador Alto Jahuel

110/69/13.8 kV 30 MVA

Transelec

La empresa no ha declarado un plan de acción específico.

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

solucionar el problema

04/09/2016 (S/E Fátima Transnet)

Ejecutado** (S/E Fátima Transnet)

Transformador Nº4 220/110 kV

S/E Pan de Azúcar 75 MVA

Transelec

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

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

kV 150 MVA S/E Pan de Azúcar

No informada Octubre 2017

No ejecutado (en pre-evaluación técnico -

económica) En curso

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

Tabla AII-1: Medidas propuestas para transformadores


Subtransmisión

Empresa propietaria


Fecha estimada implementación acción correctiva


44



Empresa propietaria


Fecha estimada implementación


Lín

eas

Línea 2x66 kV Itahue - Talca

Transnet

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

02/07/2012 Ejecutado

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


En curso


MVA de S/E Itahue


Línea 2x66 kV Talca - Maule

Transnet

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



MVA de S/E Itahue


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


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


En curso

Línea 2x66 kV Temuco - Loncoche

Transnet Refuerzo de la línea

Indeterminada (debido a conflictos con comunidades

indígenas de la zona)

En curso (continuación de

trabajos realizados el año 2010)

Línea 2x66 kV Concepción -

Coronel Transnet

a) Normalización esquema de protecciones línea 154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel (Transelec) b) Implementación esquema automático de control tipo EDAC CE (Transnet)

a) Fecha no actualizada por el

propietario b) Sujeto a ejecución

de literal a

a) Ejecución parcial* b) Ejecución parcial

(Sujeto a ejecución de literal a)

Línea 66 kV Paine - San Francisco de

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

Línea 66 kV Rancagua - San

Francisco de Mostazal

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

Línea 66 kV San Javier -

Constitución Transelec

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

requerimientos de del art. 3-25 NTSyCS)

No informada No ejecutado

(empresa no declara acción correctiva)

45



Empresa propietaria


Fecha estimada implementación


Línea 66 kV Los Ángeles - Temuco, tramo Los Ángeles

- Victoria

Transnet

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

operacional)

Línea 66 kV Los Ángeles - Temuco,

tramo Temuco - Victoria

Refuerzo de la línea

Tramo de 0.93 km: indeterminado (por acciones legales con

propietario)

En curso

Línea 2x154 kV San Vicente –

Hualpén Transelec

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

Esquema de Cambio Automático de Topología (ECAT)

01/09/2013 No definida

Ejecutado En análisis

Línea 66 kV Pan de Azúcar - Ovalle

Transnet Cambio de tensión del

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

a) 19/10/2013 b) 19/10/2013 c) Fecha no actualizada por el propietario d) Fecha no actualizada por el propietario e) 20/10/2013

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

Línea 110 kV Pan de Azúcar - El

Peñón Transnet

Línea 110 kV El Peñón - Ovalle

Transnet

** A la espera de protocolos de pruebas para revisión

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

Tabla AII-2: Medidas propuestas para línea

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

Durante el mes de septiembre se tiene que:

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

correcto funcionamiento del estimador de estado.

• Mediante correspondencia electrónica, la empresa Endesa informó el estado de avance del plan de

trabajo para la integración de las centrales de su propiedad al AGC del CDEC SIC, correspondientes a

la fase II. Al respecto informa que: Se programarán pruebas en conjunto con el CDEC SIC de las

unidades generadoras de la central Quinteros durante el mes de Octubre. Asimismo, informa, que

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

(viernes 2)

• Se realizaron pruebas efectivas de envío de consignas de potencia desde el SCADA NM del CDEC SIC

hacia las unidades Pehuenche U-2, Cipreses U-1, Rapel U-4, y El Toro U-3. El resultado de las

pruebas resultó exitoso. (martes 6)

• Se realizaron pruebas efectivas de envío de consignas de potencia desde el SCADA NM del CDEC SIC

hacia la unidad generadora Antuco U-2. El resultado de las pruebas resultó insatisfactorio. La

empresa Endesa informó que investigará el problema de funcionamiento del regulador

carga/velocidad de esta unidad e informará la magnitud de las modificaciones y del tiempo para

resolverlas. (miércoles 7)

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

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

Durante el mes de octubre se efectuarán pruebas funcionales con el CDEC SIC para las centrales Los

Vientos y Guacolda. (miércoles 7)

• Fueron recibidos y almacenados por el CDEC SIC los equipos provenientes desde las oficinas de ABB

en Houston. (miércoles 21)

• Se realizó una teleconferencia con ABB, para efectos de verificar la resolución de algunos eventos

reportados durante las pruebas de pre – FAT, y FAT en el AGC y Despacho Económico. (jueves 22)

• Se solicitó a las empresas Endesa, Colbún y AES Gener informar el estado de avance detallado del

proyecto AGC, indicando cada una de las actividades realizadas y pendientes asociadas al

cronograma de integración de las instalaciones de generación de su propiedad, incluyendo aquellas

centrales pertenecientes a las fases 1, 2 y 3. Asimismo, se solicitó a las empresas la programación

de pruebas efectivas de envío de consignas desde el SCADA/EMS del CDEC SIC hacia las centrales

Guacolda y Los Vientos de propiedad de AES Gener y central Quinteros de Endesa durante el mes

de octubre. (martes 27)

• Se realizó, en oficinas del CDEC SIC, reuniones de coordinación y seguimiento del proyecto de

Upgrade del SCADA y AGC con un representante de ABB. (martes 27 y miércoles 28)

• La empresa Colbún informó sobre el estado de avance de su respectivo proyecto de integración de

sus unidades al AGC. (viernes 30)

47


ANEXO IV Estudio, Desarrollo e Implementación de Sistemas de Monitoreo

Durante el mes de septiembre se destacan las siguientes actividades:

Módulo de Medición Fasorial

• Las empresas Colbún Transmisión, Transquillota y A.J.T.E. (Celeoredes) respondieron sobre el estado de

avance de sus respectivos proyectos de implementación de PMU.

• Se recibió información sobre el estado de avance de implementación de PMU de las empresas Colbún

Transmisión y Transquillota (viernes 2). Además, TEN envió el cronograma de su proyecto de

implementación de PMU (lunes 5).

• Finalizó la implementación y configuración del Concentrador de Datos Fasoriales (PDC) Corporativo del

Módulo de Medición Fasorial del CDEC SIC. El PDC Corporativo queda en condiciones de recibir,

procesar y analizar los datos de las unidades de medición fasorial (PMU) requeridas en el Estudio de

Diseño del Módulo de Medición Fasorial del CDEC SIC y que se encuentran actualmente en proceso de

implementación por parte de las Empresas Coordinadas. (lunes 12).

• El proveedor ELPROS realizó en oficinas del CDEC SIC la capacitación para el uso de las aplicaciones y

configuración del concentrador de datos fasoriales (PDC) Corporativo del CDEC SIC. (martes 13 al jueves

15).

• Se solicitó mediante cartas DO N° 1726/2016, N° 1727/2016, N° 1728/2016, N° 1729/2016, N°

1730/2016 y N° 1731/2016, a las Empresas Coordinadas responsables de instalar las unidades de

medición fasorial y PDC locales para el Sistema de Medición Fasorial, informar a más tardar el día 30 de

septiembre el estado de avance de sus respectivos proyectos de implementación (miércoles 28).

Módulo de Registro de Protecciones

• Mediante carta SGOyM 2016/640, Chilectra reiteró que para realizar el cambio masivo de protecciones

para cumplir con lo requerido en el Anexo Técnico Sistema de Monitoreo requiere un proyecto con un

plazo de a lo menos 5 años, y cuyo plan de acción de acción será informado durante el mes de octubre

(miércoles 7).

• El CDEC SIC aprobó el Informe de la Etapa 1 del Estudio de Diseño, Especificación y Programa para la

Implementación del Sistema de Lectura Remota de Protecciones que está llevando a cabo SEIS. En esta

etapa del estudio, se hace una revisión general de los estándares y mejores prácticas utilizados en la

industria respecto de las arquitecturas y procedimientos para el monitoreo y la adquisición de datos

(lunes 12).

• Mediante carta DO N°1681/2016 se comunicó a las Empresas Coordinadas que se dio inicio a la marcha

blanca de la Plataforma Web del concentrador de registros oscilográficos bajo el nombre de Sistema de

Registro de Protecciones Eléctricas (SIREP). Se indicó que la plataforma entrará en operación definitiva

el día 25 de septiembre de 2016 (martes 13).

• Transelec solicitó en carta O N°0212/2016 extender el período de marcha blanca del SIREP hasta finales

de octubre de 2016 (jueves 15). Se respondió a Transelec que se mantendrá la fecha de entrada en

operación definitiva del SIREP, sin perjuicio que, posterior a dicha fecha, no existirán inconvenientes en

recibir observaciones que ameriten realizar mejoras al sistema (viernes 16).

48


• Colbún informó que se encuentra realizando un proyecto de adecuación de instalaciones para cumplir

con lo requerido por el módulo de registro de protecciones del Sistema de Monitoreo, por lo que

comenzará a subir datos a la plataforma web una vez concluido el proyecto. Este plazo considera 18

meses a partir de la solicitud del CDEC SIC de acuerdo a lo estipulado en el Artículo 65 del ATSM

(viernes 23).

• Entra en operación la Plataforma Web del concentrador de registros oscilográficos bajo el nombre de

Sistema de Registro de Protecciones Eléctricas (SIREP).

• Durante el mes de septiembre se han respondido diversas consultas de las Empresas Coordinadas

respecto de la implementación de la Plataforma Web del Concentrador de Registros Oscilográficos

SIREP. Además, se han enviado observaciones al consultor Synaptic relacionadas con las observaciones

del CDEC SIC y las enviadas por los Coordinados durante la marcha blanca del SIREP.

49


ANEXO V Información Técnica del SIC

Empresa Fecha Fecha

Instalación Detalle Solicitud Respuesta

IMELSA 23-09-2016 03-10-2016 Centrales Se ingresa las instalaciones a infotécnica de la central Doña Carmen, en espera de su completitud

Transelec 30-09-2016 30-09-2016 Varios solicita carga masiva en varias instalaciones para dar cumplimiento a requerimientos de SSCC

Departamento de Estudios

30-09-2016 30-09-2016 Barras se solicita carga masiva de barras (puntos de contro y conexión), para sistema GesCal

SUNPOWER 23-09-2016 29-09-2016 Centrales Se ingresa las instalaciones a infotécnica de la central el Pelicano, en espera de su completitud

Transelec 28-09-2016 28-09-2016 Varios solicita carga masiva en varias instalaciones para dar cumplimiento a requerimientos de SSCC

Chilectra 28-09-2016 28-09-2016 Sistemas de Protección

Se realiza carga masiva y ajuste de registros, respecto de los datos solicitados para el nuevo sistema SIREP, que deben ser cargados en infotécnica

Enel green Power 28-09-2016 28-09-2016 Sistemas de Protección


Genpacsa 28-09-2016 28-09-2016 Unidades Generadoras

Carga masiva de parámetros faltantes

Aes Gener 27-09-2016 27-09-2016 Sistemas de Protección


Cemento Polpaico

26-09-2016 26-09-2016 Sistemas de Protección


CMPC Celulosa 23-09-2016 26-09-2016 Sistemas de Protección


Transelec 23-09-2016 23-09-2016 Sistemas de Protección


Parque Solar Los Loros

16-09-2016 16-09-2016 Sistemas de Protección


Saesa 12-09-2016 16-09-2016 Sistemas de Protección

Se realizó carga masiva de información se los sistemas de protección para el sistema Sirep

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Empresa Fecha Fecha

Instalación Detalle Solicitud Respuesta

Transnet 14-09-2016 14-09-2016 Sistemas de Protección


COLBUN 12-09-2016 14-09-2016 Centrales Se ingresa las instalaciones a infotécnica de la central La Mina, en espera de su completitud

Chilectra 12-09-2016 14-09-2016 Sistemas de Protección


Chilquinta 12-09-2016 14-09-2016 Sistemas de Protección

Se realizó carga masiva de información se los sistemas de protección para el sistema Sirep

HIDROÉLECTRICA RÍO COLORADO SA

12-09-2016 13-09-2016 Centrales Se ingresa las instalaciones a infotécnica de la central Rio Colorado, en espera de su completitud

Anglo American - Los Bronces

12-09-2016 12-09-2016 Desconectadores Carga masiva de parámetros faltantes

Puntilla 12-09-2016 12-09-2016 Desconectadores


Transelec 12-09-2016 12-09-2016 Sistemas de Protección


grupo Saesa 06-09-2016 06-09-2016 Varios solicita descarga de planillas de todas las empresas del grupo (Saesa-STS-Luz Osorno y Frontel)

EEPA 02-09-2016 02-09-2016 Instalaciones Retiros

solicita carga masiva en varias instalaciones para dar cumplimiento a requerimientos de SSCC

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

- Se ha continuado trabajando en el desarrollo del Mapa de los Sistemas Eléctricos de Chile considerando las instalaciones en servicio, en pruebas y en construcción.

- Se ha apoyado a los coordinados en la carga de información en respuesta a la carta DP

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

- Se finalizó el proceso de revisión y normalización de las líneas, circuitos, tramos y sección tramos

en la Infotécnica con el Diagrama Unifilar del SIC.

51


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

- A fines de septiembre quedó disponible en la red CDEC y en el sitio web del CDEC SIC el diagrama

unilineal actualizado del SIC, incluyendo los medidores que están registrados en la plataforma PRMTE (Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Económicas).

Por otro lado, a comienzos de octubre:

- Quedó disponible en página web, las estadísticas generales de entrega de información técnica por parte de los coordinados al 30 de septiembre de 2016 en estado para observación.

- Se envió informe a cada coordinado, detallando los porcentajes de entrega de información

técnica al 30 de septiembre de 2016, para cada una de las instalaciones declaradas. Se establece hasta el 10 de octubre periodo de observaciones.

52


ANEXO VI Informes NTSyCS (Calidad de Producto y Suministro) Durante septiembre:

- Se publicaron los informes mensuales de calidad de producto (tensión y factor de potencia), correspondientes a agosto de 2016, quedando disponibles en el sitio web del CDEC SIC. (viernes 30)

- Se publicaron en el sitio web del CDEC SIC los informes mensuales correspondientes a calidad de suministro (FMIK-TTIK según metodología de la NTSyCS 2010), al igual que el reporte de los tiempos de restablecimiento luego de pérdida de suministro. (viernes 30)

- En lo referente a la Plataforma de Calidad de Producto y Suministro (GESCAL), se han levantado

una serie de incidencias relativas al desarrollo del módulo de indisponibilidad de Gx-Tx (Art. 6-17 I), aspectos relevantes de la carga histórica de la información de Calidad de Suministro y Calidad de Producto. El tratamiento de estas incidencias se ha canalizado a través del sistema de información establecido por el proveedor, en donde se han revisado en 2 conferencias telefónicas aspectos relativos al cumplimiento en el proceso de desarrollo de las incidencias, además de nuevos aspectos relativos a operatividad de la plataforma.

- En el ámbito del trabajo conjunto entre ambos CDECs para la interiorización de la plataforma en

los procesos que realiza el CDEC-SING para gestionar la información de Calidad de Producto y Calidad de Suministro, los planes de acción conjunta se han enfocado en dejar disponible y operativo para el CDEC-SING la plataforma GESCAL. El día viernes 16 de septiembre se emite el documento acordado por ambos CDEC y que contiene el Plan de trabajo para lograr la operatividad de la aplicación GESCAL para el CDEC-SING.

53


ANEXO VII Estudio de continuidad de suministro 2015 (ECS-2015)

En esta materia, durante el mes de septiembre:

- Se realizó reunión vía teleconferencia entre Consultor y CDECSIC para discutir acerca de las

observaciones realizadas al informe final. Se acuerda la utilización factores de intensidad reales para el periodo julio 2014 – junio 2015. (jueves 1)

- El consultor solicita a CDEC SIC información de Región y Nudo para 10 subestaciones incorporadas al registro. Esta información se envía el mismo día. (miércoles 7)

- El consultor deja disponible la planilla Excel con la modificación solicitada en las observaciones.

(jueves 15)

- CDEC SIC envía observaciones a la planilla “SIC Analisis IC v3.1.xlsx” indicando que hechas estas modificaciones, el consultor puede proceder a ajustar el informe en lo que respecta al CDEC SIC. Adicionalmente se solicita indicar una fecha tentativa para contar con la versión final del informe, teniendo en cuenta tanto las observaciones del CDECSIC como las del CDEC-SING. El mismo día el consultor responde que espera enviar la versión corregida del informe a más tardar el 23 de septiembre. (viernes 16)

- El consultor deja disponible el VOL I del Informe Final. También sube a la carpeta de Modelos, las

nuevas versiones de cálculo de los índices de continuidad para el SIC y el SING. El consultor hace notar que el mismo día recibe del CDEC-SING una base de datos actualizada de eventos de generadores que no ha sido incorporada en el modelo ni en el informe. Esperando incorporar lo antes posible estos cambios en los datos del modelo del SING para entregarse a mediados de la última semana de septiembre junto con los cambios pertinentes en la sección correspondiente del informe. (viernes 23)

- El consultor indica que dejó disponible una nueva versión del informe (v4) con las observaciones

realizadas. (lunes 26)

- CDEC SIC indica que revisó la versión final del informe y los modelos y manifiesta su conformidad con los aspectos de fondo que fueron materia de observaciones. Sin perjuicio de lo anterior, existen algunas observaciones menores que no han sido incorporadas en el documento, por lo que se solicita indicar fundadamente el porqué, subiendo una respuesta a todas las observaciones realizadas. (viernes 30)

Estudio de Continuidad de Suministro 2016

- El 12 de septiembre se recibe información de las interrupciones de suministro de Chilectra para el periodo agosto 2015 – mayo 2016 junto con la corrección del periodo julio 2014 – julio 2015. (lunes 12)

- El 14 de septiembre se recibe la información de las interrupciones de suministro de SAESA para el periodo julio 2014- julio 2015 corregidas. (miércoles 14)

- El 15 de septiembre se solicita a EEPA corregir algunas inconsistencias en las demandas previas

informadas para las interrupciones de suministro, tanto para el periodo agosto 2015 – mayo 2015 y julio 2014 – julio 2015. (jueves 15)

- El 16 se septiembre se contacta a Luz Linares, Luz Parral y Copelec para solicitar las interrupciones

de suministro, en respuesta a la carta DP N°0601/2016, ya que no se recibió información en la fecha indicada en carta. (viernes 16)

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- El 21 de septiembre Codelco Andina envía respuesta a carta DP N°0601/2016. Se envían

observaciones a la información enviada y se corrige el mismo día. (miércoles 21)

- El 21 se septiembre se contacta a Copelec y se envía planilla que contiene consolidado de interrupciones de suministro para el periodo julio 2014 – julio 2015 obtenidas de los EAF. Se solicita revisar esta información ya que fue pedida en cartas DP N° 303/2015, 500/2015 y 676/2015 pero no se obtuvo respuesta por parte de Copelec. (miércoles 21)

- El 22 de septiembre Moly-Cop envía respuesta a las observaciones de la información de

interrupciones de suministro del periodo agosto 2015 – mayo 2016. (jueves 22)

- El 23 de septiembre EEPA envía correcciones de las demandas previas informadas para las interrupciones de suministro, tanto para el periodo agosto 2015 – mayo 2015 y julio 2014 – julio 2015. (viernes 23)

- El 27 de septiembre Copelec envía información con las interrupciones de suministro para el

periodo agosto 2015 – mayo 2015 y julio 2014 – julio 2015. CDECSIC envía observaciones el 28 de septiembre. (martes 27)

- El 21 se septiembre se contacta a Luz Linares y Luz Parral y se envía planilla que contiene

consolidado de interrupciones de suministro para el periodo julio 2014 – julio 2015, obtenidas de los EAF. Se solicita revisar esta información ya que fue pedida en cartas DP N° 303/2015, 500/2015 y 676/2015 pero no se obtuvo respuesta por parte de la empresa. (miércoles 21)

- Se recibió información con las interrupciones de suministro para el periodo agosto 2015 – mayo

2015 y julio 2014 – julio 2015 de Copelec. (martes 27)

- El 28 de septiembre se contacta a Coelcha para para solicitar las interrupciones de suministro para el periodo agosto 2015 – mayo 2015 y julio 2014 – julio 2015. Esta información fue solicitada en cartas DP N°601/2016, 303/2015, 500/2015 y 676/2015 pero no se obtuvo respuesta por parte de Coelcha. (miércoles 28)

- El 30 de septiembre se recibe la información de las interrupciones de suministro de SAESA, Luz

Linares y Luz Parral para el periodo agosto 2015 - mayo 2016. (viernes 30)

- Se recibió la información de las interrupciones de suministro de SAESA, Luz Linares y Luz Parral para el periodo agosto 2015 - mayo 2016. (viernes 30)

- A solicitud de SAESA, se envía consolidado de interrupciones de suministro de junio y julio de

2016, obtenidas del sistema GESCAL, para su revisión. El mismo día se recibe respuesta.

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ANEXO VIII Revisión 2016 Estudio de Transmisión Troncal ETT

Las principales actividades del mes de septiembre se refieren a: Se avanzó en proceso de extracción y manejo de datos de resultados de las bases PLP para obtener la información necesaria para el informe de expansión troncal final y a futuro para publicar información adicional de largo plazo relevante para la industria. Se trabajó en conjunto con el área de TI para adquirir conocimiento respecto de soluciones para manejo de grandes volúmenes de datos y se elaboraron las primeras maquetas de reportes estadísticos.

Se modeló un proyecto para la zona Chiloé – Melipulli en el PLP considerando elementos de ingeniería y se están chequeando las posibles injerencias sobre el resto de los proyectos evaluados en la zona. Se comenzó a revisar los posibles requerimientos de obras asociadas a los análisis del informe DO del artículo 36 p del DS 291/2007. Se elaboró una presentación de la propuesta preliminar de la revisión anual del ETT 2016. Se subieron a la página web del CDECSIC las Bases de la propuesta preliminar de expansión del Sistema Troncal (Power Factory y PLP). Se analizaron y compararon los resultados de las licitaciones de suministro con el plan de obras modelado en el ETT y se definió la implementación de un nuevo escenario que recoja los resultados de dichas licitaciones. Se está elaborando una minuta que detalla la metodología empleada para la elaboración por parte de la DPD de los planes de obras. Se sostuvo una reunión con Transelec para resolver dudas e inquietudes de ambas partes respecto de las obras troncales que se propusieron en el informe preliminar.

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ANEXO IX Estudio de Recomendaciones para la Subtransmisión

Se emitió el informe final correspondiente al estudio de requerimientos de regularización de instalaciones de subtransmisión. Se dio inicio al análisis del segundo grupo de SSEE a desarrollar durante el segundo semestre de 2016, las cuales corresponden a: Diego de Almagro, Cardones, Maitencillo, Pan de Azúcar, Hualpén y Chiloé. Adicionalmente se dio inicio del análisis de severidad 8 y 9 de las SSEE Diego de Almagro, Cardones y Hualpén (con análisis de SE Hualpén se analizó proyecto conceptual de expansión para el desarrollo de Concepción). En relación con el desarrollo de la metodología para diagnosticar el uso de líneas de subtransmisión y determinar los requerimientos de expansión, se continuó trabajando en el desarrollo de la metodología e incorporando las observaciones a los avances.

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ANEXO X Estudio Integración de ERNC

Las principales actividades desarrolladas en septiembre, se refieren a: El consultor (CE-FCFM Universidad de Chile) realizó la presentación de los resultados del Informe de Avance 2, los cuales fueron a su vez presentados ante la Dirección de Operación y posteriormente se enviaron al consultor observaciones al Informe de Avance 2, incluyendo comentarios realizados por la DO. El consultor presentó los resultados preliminares para el año 2021 (8760 h), para el escenario base y las tres hidrologías definidas preliminarmente para revisión por parte de la DPD. Se redefinieron las hidrologías a simular debido a que la definición original se basaba exclusivamente en años hidrológicos (abr-mar) mientras que el horizonte a analizar corresponde a un año cronológico (ene-dic). Se recibieron los resultados preliminares incorporando la actualización anterior, las cuales están siendo revisadas por la DPD. De las presentaciones y análisis realizados a la fecha, las principales conclusiones se refieren a que se están obteniendo resultados preliminares viables para la operación del año 2021, además se ha levantado y analizado el estado de la información real de las unidades generadoras. A partir de los resultados que se obtengan en la fase final del estudio, se espera definir qué máquinas (tecnologías) están otorgando la flexibilidad. Por último se espera encontrar costos totales de la operación esperada, costos marginales de energía y costos sombra asociados a las restricciones de reserva. El día jueves 29 se recibe el documento del Informe Preliminar del Estudio, conforme al cronograma definido al inicio del Estudio, el cual será revisado durante las primeras semanas de octubre.

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