INFORME DIARIO - sic.coordinador.cl · Diario Mensual Acumulado Anual Sáb 25/mar 2017 2017 Biogas...

INFORME DIARIOSábado 25 de Marzo del 2017

1RESUMEN DIARIO OPERACIÓN

Generación horaria bruta por tecnología (MW)

Generación por FuenteDiario (GWh) Mensual (GWh) (*) Acumulado Anual (TWh) (*)Sáb 25/mar 2017 2016 var% (**) 2017 2016 var%

Bess 0.0 0.0% 0.5 0.4 36.21 0.00 0.00 95.89Eólica 5.3 2.8% 201.3 91.8 90.10 0.67 0.41 64.49Hidráulica 36.6 19.0% 1019.8 1185.3 -9.37 4.62 5.11 -8.49Solar 11.4 5.9% 255.0 141.4 78.38 0.89 0.49 83.59Térmica 139.1 72.3% 3469.0 3782.6 -8.05 10.85 11.34 -3.23Total 192.4 100% 4945.5 5201.5 -4.09 17.03 17.36 -0.71

Generación Renovable no ConvencionalDiario (GWh) Mensual (GWh) (*) Acumulado Anual (TWh) (*)Sáb 25/mar 2017 2016 var% (**) 2017 2016 var%

BioGas 0.7 2.1% 19.3 14.1 36.54 0.06 0.05 38.84Biomasa 6.3 19.9% 145.1 122.2 18.50 0.47 0.37 27.13Eólica 5.3 16.9% 201.3 91.8 90.10 0.67 0.41 64.49Minihidro 3.7 11.9% 104.0 70.9 44.63 0.42 0.26 62.11Pasada 4.1 12.9% 110.5 5.2 1943.15 0.44 0.02 2209.05Solar 11.4 36.3% 255.0 141.4 78.38 0.89 0.49 83.59Total 31.5 100% 835.1 445.6 80.41 2.95 1.60 86.22

Generación TérmicaDiario (GWh) Mensual (GWh) (*) Acumulado Anual (TWh) (*)Sáb 25/mar 2017 2016 var% (**) 2017 2016 var%

BioGas 0.7 0.5% 19.6 14.1 39.30 0.07 0.05 41.32Biomasa 6.7 4.8% 161.9 177.0 -8.76 0.53 0.55 -2.16Carbón 84.9 61.0% 2028.32374.9 -13.25 6.70 7.39 -8.20Cogeneracion 0.4 0.3% 9.5 7.1 27.72 0.03 0.02 79.24Diésel 0.1 0.0% 64.4 166.8 -64.83 0.10 0.50 -78.85Fuel Oil 0.2 0.1% 3.5 0.1 2108.49 0.01 0.00 2211.01Gas Natural 46.1 33.2% 1181.81041.4 11.53 3.40 2.84 21.07Total 139.1 100% 3469.03781.5 -8.03 10.85 11.34 -3.21

1 4 7 10 13 16 19 22

MW

0100020003000400050006000700080009000

Eólica Hidráulica Térmica Solar

Generación horaria bruta por tecnología (%)

Reducción Energía Eólica y SolarDiario (MWh) Mensual (GWh) (*) Acumulado Anual (GWh) (*)Sáb 25/mar 2017 2016 var% (**) 2017 2016 var%

Eólica 82.5 3.9% 16.2 0.7 1902.03 48.09 6.25 678.38Solar 2023.0 96.1% 70.4 3.0 1427.77 232.52 33.90 594.08Total 2105.5 100% 86.5 3.7 1492.73 280.61 40.15 607.21

Consumo de Combustible TeóricoDiario Mensual Acumulado Anual

Sáb 25/mar 2017 2017Biogas Nm3 480168.34 11027203.93 37089318.44Biogas m3 0.00 63056.00 213898.00Biomasa m3 3152.41 67203.10 199837.40Biomasa m3 st 11790.22 223181.31 696876.66Biomasa ton 5176.69 130473.83 460889.35Biomasa Tss 901.04 23526.16 54542.88Butano ton 0.00 0.00 0.00Carbón + Petcoke ton 17353.56 411264.20 1256029.94Diésel ton 10.94 14070.51 19275.78Gas Natural dam3 1.92 1825.98 5434.55GLP ton 0.00 177.08 177.08GNL dam3 8350.20 220842.21 591770.87HFO ton 37.86 2435.67 4732.49Licor Negro Tss 1578.11 55251.12 187793.40Otro 0.00 0.00 0.00IFO ton 0.00 1.31 1.31Propano dam3 0.00 0.00 113.22

1 4 7 10 13 16 19 22

%

0102030405060708090

100


Generación por Regiones (GWh)

Arica y Parinacota: 0.27 GWh (0.1%)

Tarapacá: 3.65 GWh (1.9%)

Antofagasta: 44.55 GWh (23.2%)

Atacama: 17.28 GWh (9.0%)

Coquimbo: 1.02 GWh (0.5%)

Valparaíso: 56.30 GWh (29.3%)

Metropolitana: 14.55 GWh (7.6%)

O'Higgins: 3.99 GWh (2.1%)

Maule: 6.60 GWh (3.4%)

Bío-Bío: 37.71 GWh (19.6%)

La Araucanía: 1.88 GWh (1.0%)

Los Ríos: 1.53 GWh (0.8%)

Los Lagos: 3.05 GWh (1.6%)

Total: 192.4 GWh (100%)

(*) Representa el acumulado a igual fecha 2017 y 2016

(**) Variación de los últimos 30 días a igual fecha 2017 y 2016

Crecimiento anual

-0.71%

Participación anual ERNC

14.75%

Importación

0.0 GWh

Exportación

0.0 GWh

Eventos energéticos según Oficio Ordinario 1245/2014 del Ministerio de Energía.Sistema Tipo Fecha F/S Hora F/S Detalle Fecha E/S Hora E/S

2RESUMEN DIARIO OPERACIÓN SING


1 4 7 10 13 16 19 22

MW

0200400600800

100012001400160018002000


Costo Marginal Real Preliminar (USD/MWh)

1 4 7 10 13 16 19 22

US

D/M

Wh

0102030405060708090

100Promedio:—65.56 Crucero


Bess 0.0 0.0% 0.5 0.4 36.21 0.00 0.00 95.89Eólica 1.0 2.3% 32.6 16.4 100.71 0.11 0.06 86.67Hidráulica 0.3 0.7% 6.6 5.2 19.78 0.02 0.02 3.75Solar 3.9 8.5% 83.0 54.4 50.72 0.28 0.16 76.65Térmica 40.7 88.5% 955.9 1265.1 -23.43 3.58 4.32 -15.98Total 45.9 100% 1078.6 1341.4 -18.79 3.99 4.55 -11.28


Eólica 0.0 -- 0.0 0.0 - 0.00 0.00 -Solar 0.0 -- 0.0 0.0 - 0.00 0.00 -Total - -- - - - - - -


Eólica 1.0 19.7% 32.6 16.4 100.71 0.11 0.06 86.67Pasada 0.3 6.0% 6.6 5.2 19.78 0.02 0.02 3.75Solar 3.9 74.3% 83.0 54.4 50.72 0.28 0.16 76.65Total 5.3 100% 122.2 76.0 59.43 0.41 0.24 73.33

Evaluación de frecuencia diaria (Hz)[f] < 49.349.3 <= [f] < 49.8 49.8 <= [f] <= 50.2 50.2 < [f] <= 50.7 [f] > 50.7

Registrosválidos

0 354 7384 901 0

Horas 0.00 0.98 20.51 2.50 0.00

Porcentajes0 % max 1,5 % min 97 % max 1,5 % 0 %

0.00% 4.10% 85.47% 10.43% 0.00%Límites Mínimo 49.65 Máximo 50.39


Carbón 35.6 87.5% 858.9 1061.2 -16.76 3.13 3.53 -10.13Cogeneracion 0.4 1.0% 9.5 7.1 27.72 0.03 0.02 79.24Diésel 0.0 0.0% 0.7 53.9 -99.00 0.02 0.29 -94.03Fuel Oil 0.2 0.5% 3.5 0.1 2108.49 0.01 0.00 2211.01Gas Natural 4.5 11.1% 83.3 142.8 -47.02 0.39 0.48 -18.37Total 40.7 100% 955.9 1265.1 -23.43 3.58 4.32 -15.98

Demanda Máxima (MW) y Generación (GWh)Diario Máximo Anual (*)

Sáb 25/mar Vie 24/mar var% 2017 2016 var%Máxima Horaria 1993.3 1997.3 -0.20 2428.8 2557.7 -5.04

Programado Hora Real Hora var%Demanda Máx. 1960.8 23 1993.3 22 1.66Demanda Punta - - - - -Generación Total 45.1 - 45.9 - 1.96

Resumen diario empresas

EmpresaRealMWh

ProgramadaMWh

Desv%

Participaciónsobre el total

AES GENER 5782.58 6514.40 -11.23 12.58ANDINA 0.00 0.00 - 0.00ANGAMOS 11670.50 11348.00 2.84 25.40CAVANCHA 48.27 53.00 -8.92 0.11COCHRANE 7257.27 9419.20 -22.95 15.79EGP SUR 1656.36 1542.70 7.37 3.60ENERNUEVAS 57.47 48.00 19.74 0.13ENGIE 8168.33 6792.40 20.26 17.78ENORCHILE 188.90 22.90724.87 0.41EQUIPOS DE GENERACION 0.00 8.50 -

100.000.00

FOTOVOLTAICA NORTEGRANDE 5

437.69 421.70 3.79 0.95

GASATACAMA 2902.83 2640.00 9.96 6.32GENERACION SOLAR SpA. 536.56 521.00 2.99 1.17HELIO ATACAMA TRES 607.43 166.90263.95 1.32HORNITOS 3263.00 3713.00 -12.12 7.10LOS PUQUIOS 8.06 0.00 - 0.02NORACID 405.48 432.00 -6.14 0.88ON GROUP 0.00 0.00 - 0.00PLANTA SOLAR SAN PEDROIII

471.75 458.20 2.96 1.03

PMGD PICA PILOT 3.14 0.00 - 0.01POZO ALMONTE SOLAR 1 82.96 0.00 - 0.18POZO ALMONTE SOLAR 2 60.94 61.00 -0.10 0.13POZO ALMONTE SOLAR 3 129.28 136.00 -4.94 0.28SPS LA HUAYCA 174.18 166.90 4.36 0.38TAMAKAYA ENERGIA 1507.10 0.00 - 3.28TECNET 0.00 0.00 - 0.00VALLE DE LOS VIENTOS 529.41 600.00 -11.77 1.15

Totales MW 45949.48 45065.80 1.96 100.00%

Crecimiento anual

-11.28%

(*) Representa el acumulado a igual fecha 2017 y 2016(**) Variación de los últimos 30 días a igual fecha 2017 y 2016

Costo Marginal Real Preliminar Barra 220 kV Crucero

65.56 USD/MWh


9.75%

3RESUMEN DIARIO OPERACIÓN SIC


1 4 7 10 13 16 19 22

MW

01000200030004000500060007000


Costo Marginal Real Preliminar (USD/MWh)

1 4 7 10 13 16 19 22

US

D/M

Wh

0102030405060708090

100Promedio:—46.0 Diego de Almagro—45.7 Cardones—74.5 Pan de Azúcar—75.4 Quillota—78.9 Alto Jahuel—76.4 Charrua—80.9 Puerto Montt

Energía Embalsada en los Últimos 12 Meses (GWh)

ene marmay jul sep nov

GW

h

0500

100015002000250030003500

2016 2017


Bess 0.0 0.0% 0.0 - - 0.00 - -Eólica 4.3 2.9% 168.6 75.4 88.01 0.56 0.35 60.68Hidráulica 36.2 24.7% 1013.2 1180.1 -9.50 4.60 5.09 -8.54Solar 7.5 5.1% 171.9 87.1 95.06 0.61 0.33 86.91Térmica 98.4 67.2% 2513.1 2517.5 -0.09 7.27 7.03 4.60Total 146.4 100% 3866.8 3860.0 1.09 13.04 12.80 3.05


Eólica 82.5 3.9% 16.2 0.7 1902.03 48.09 6.25 678.38Solar 2023.0 96.1% 70.4 3.0 1427.77 232.52 33.90 594.08Total 2105.5 100% 86.5 3.7 1492.73 280.61 40.15 607.21

Generación HidráulicaDiario (GWh) Mensual (GWh) (*) Acumulado Anual (TWh) (*)Sáb 25/mar 2017 2016 var% (**) 2017 2016 var%

Embalse 13.9 38.2% 422.5 472.9 -4.52 1.65 2.06 -19.08Pasada 22.4 61.8% 590.7 707.2 -12.80 2.96 3.03 -1.38Total 36.2 100% 1013.2 1180.1 -9.50 4.60 5.09 -8.54


BioGas 0.7 2.6% 19.3 14.1 36.54 0.06 0.05 38.84Biomasa 6.3 23.9% 145.1 122.2 18.50 0.47 0.37 27.13Eólica 4.3 16.3% 168.6 75.4 88.01 0.56 0.35 60.68Minihidro 3.7 14.3% 104.0 70.9 44.63 0.42 0.26 62.11Pasada 3.7 14.3% 104.0 - - 0.42 - -Solar 7.5 28.7% 171.9 87.1 95.06 0.61 0.33 86.91Total 26.2 100% 712.9 369.7 84.57 2.54 1.36 88.48

Costos Marginales Promedios Programados (USD/MWh)Diario Promedio Anual (*)

Sáb 25/mar Vie 24/mar var% 2017 2016 var%Maitencillo 51.7 66.0 -21.60 46.1 51.8 -11.09Quillota 74.6 115.0 -35.15 59.0 58.5 0.79Charrúa 74.6 115.0 -35.15 58.2 58.2 0.07Promedio 66.9 98.6 -32.13 54.4 56.2 -3.11

Precipitaciones (mm)Diario Acumulado Anual (*)

Sáb 25/mar Vie 24/mar 2017 var% 2016 var% Año NormalRapel 0.0 0.0 0.0 - -100.00Invernada 0.0 0.0 6.0 -32.54 -85.08Melado 0.0 0.0 13.3 34.58 -72.59Colbún 0.0 0.0 7.8 -4.94 -87.04Laja 0.0 0.0 117.1 777.73 -8.48Pangue 0.0 0.0 134.7 999.22 -27.76Chapo 0.0 0.0 665.5 331.68 32.99


BioGas 0.7 0.7% 19.6 14.1 39.30 0.07 0.05 41.32Biomasa 6.7 6.8% 161.9 177.0 -8.76 0.53 0.55 -2.16Carbón 49.3 50.1% 1169.31313.7 -10.32 3.57 3.86 -6.45Cogeneracion 0.0 0.0% 0.0 - - 0.00 - -Diésel 0.1 0.1% 63.7 113.0 -47.81 0.09 0.21 -57.74Fuel Oil 0.0 0.0% 0.0 - - 0.00 - -Gas Natural 41.6 42.3% 1098.5 898.6 21.64 3.02 2.36 29.04Total 98.4 100% 2513.12516.4 -0.05 7.27 7.03 4.63

Demanda Máxima (MW), Generación (GWh) y Frecuencia (Hz)Diario Máximo Anual (*)

Sáb 25/mar Vie 24/mar var% 2017 2016 var%Máxima Horaria 6794.4 7366.9 -7.77 8079.8 7784.6 3.79

Programado Hora Real Hora var%Demanda Máx. 6645.0 22 6794.4 21 2.25Demanda Punta - - - - -Generación Total 144.6 - 146.4 - 1.25

Hz HoraFrecuencia Máxima 50.23 08:23:38Frecuencia Mínima 49.76 14:39:32

Cotas (msnm)Diario Máxima Mín. Operacional

Sáb 25/mar Vie 24/mar 2017 2017Rapel 102.60 102.58 105.00 100.50Invernada 1291.87 1292.00 1318.00 1282.80Melado 641.73 642.09 648.00 641.00Colbun 422.37 422.32 437.00 397.00Maule 2157.99 2157.98 2180.85 2152.10Laja 1309.36 1309.42 1368.00 1308.48Ralco 704.53 704.78 725.00 692.00Pangue 509.24 509.17 510.00 501.00Chapo 227.53 227.58 243.00 222.00

Crecimiento anual

3.05%

(*) Representa el acumulado a igual fecha 2017 y 2016 (**) Variación de los últimos 30 días a igual fecha 2017 y 2016

Costo Marginal Real Preliminar Barra 220 kV Quillota

75.4 USD/MWh


16.28%

Fecha de generación: 26 de marzo de 2017www.coordinadorelectrico.cl Twitter: @coord_electrico

1.1. Centrales

Unidad Real MWHProgramada

MWHDesv % Unidad Real MWH

Programada MWH

Desv %

ANDES SOLAR 185.372 169.2 9.56% U14 1265.146 1800 ‐29.71%BESS Andes U15 1906.68 1846.1 3.28%CC SALTA U16 2950.798 2999.9 ‐1.64%NTO1 2692.459 3179.6 ‐15.32% MIMB 0NTO2 2904.749 3165.6 ‐8.24% UG1 27.814 0 100%CTA UG2 27.958 0 100%ANG1 5841.914 5492 6.37% UG3 28.306 13.4 111.24%ANG2 5822.417 5856 ‐0.57% UG4 28.533 6.7 325.87%BESS Angamos 6.166 100% UG5 38.273 2.8 1266.89%CAVA 48.271 53 ‐8.92% UG6 38.011 0 100%BESS Cochrane 9.026 100% ZOFRI_1 0CCH1 4606.239 5155.2 ‐10.65% ZOFRI_13 0CCH2 2642.008 4264 ‐38.04% ZOFRI_2‐5 0EÓLICO SIERRA GORDA 506.421 605.3 ‐16.34% ZOFRI_6 0FINIS TERRAE 1149.936 937.4 22.67% ZOFRI_7‐12 0MHAH 23.001 24 ‐4.16% INACAL 8.5MHT2 22.756 24 ‐5.18% URIBE SOLAR 437.689 421.7 3.79%SANTAROSA 11.716 100% CC1 0AGUILA 13.397 100% CC2 0CHAP 209.1 98 113.37% CTTAR 2902.832 2640 9.96%CTM1 0 TGTAR 0CTM2 1725 100% MARIAELENA_FV 536.564 521 2.99%CTM3 0 FV BOLERO 607.434 166.9 263.95%ENAEX CUMMINS CTH 3263 3713 ‐12.12%ENAEX DEUTZ LOS PUQUIOS 8.059 100%GMAR 0 PAM 405.48 432 ‐6.14%M1AR 0 AGB 0M2AR 0 SOLAR JAMA 279.696 265.7 5.27%MAIQ SOLAR JAMA 2 192.055 192.5 ‐0.23%MIIQ PICA 3.136 100%MSIQ PAS1 82.958 100%SOLAR PAMPA 47.07 48.4 ‐2.75% PAS2 60.937 61 ‐0.1%SUIQ PAS3 129.275 136 ‐4.94%SUTA HUAYCA1TG1 0 LA HUAYCA II 174.18 166.9 4.36%TG2 0 CC KELAR 1507.1 0 100%TG3 51.136 0 100% LA PORTADA 0TGIQ VDLV 529.41 600 ‐11.77%U12 0 TOTALES MW 45949.48 45065.8 1.96%U13

DESVIACIONES DE LA PROGRAMACION SING

1DESVIACIONES DE LA PROGRAMACION SIC

1.1. Centrales

Centrales Prog. Real Desv % Estado

Abanico 552.0 547.0 -0.91 %Alfalfal 2515.0 2499.3 -0.62 %Alto Renaico - 28.8 - PMGAndes Generación Diésel 0.0 0.0 -Andes Generación FO6 0.0 0.0 -Angostura 1136.0 967.0 -14.88 %Antilhue TG 0.0 0.0 -Antuco 2496.0 2519.0 +0.92 %Arauco 420.0 178.6 -57.48 %Blanco 524.0 548.7 +4.71 %Bocamina 3072.0 2353.0 -23.40 %Bocamina 2 8400.0 8106.0 -3.50 %Callao 0.0 5.2 GNPCalle Calle 0.0 0.0 -Campiche 6528.0 6518.0 -0.15 %Candelaria 1 0.0 0.0 -Candelaria 1 Diésel 0.0 0.0 -Candelaria 1 GNL 0.0 0.0 -Candelaria 2 0.0 0.0 -Candelaria 2 Diésel 0.0 0.0 -Candelaria 2 GNL 0.0 0.0 -Canutillar 2240.0 1392.0 (*) -37.86 %Capullo 100.0 107.7 +7.70 %Cardones 0.0 0.0 -Carena 216.0 209.6 -2.96 % ILCarilafquén 187.0 202.1 +8.06 %Celco 108.0 160.9 +48.98 %Cementos Bío Bío 27.0 3.5 -87.04 % ILCenizas 0.0 0.0 -Chacabuquito 372.0 409.5 +10.08 %Chacayes 1260.0 1356.3 +7.64 % ILChiburgo 216.0 205.0 -5.09 %Chiloé 0.0 0.0 -Cholguán 0.0 314.5 GNPChuyaca 0.0 0.0 -Cipreses 280.0 684.0 +144.29 %CMPC Cordillera 288.0 0.0 -100.00 % PMMCMPC Laja 360.0 491.6 +36.56 %CMPC Pacífico 0.0 0.0 -CMPC Santa Fe 120.0 185.4 +54.50 %CMPC Tissue - 8.2 GNP


Los Hierros 98.0 164.3 +67.65 %Los Hierros II 14.0 31.3 +123.71 %Los Molles 195.0 208.0 +6.67 % PMMLos Pinos 700.0 33.0 -95.29 %Los Quilos 622.0 674.3 +8.41 %Los Vientos 0.0 0.0 -Machicura 288.0 288.0 - IL, PMMMaitenes 285.0 286.0 +0.35 %Malalcahuello 24.0 22.8 -5.00 %Mampil 0.0 0.0 - PMMMariposas 24.0 52.3 +117.92 %Masisa 120.0 175.4 +46.18 % ILMaule 0.0 0.0 -Nalcas 48.0 46.5 -3.08 %Nehuenco 9B Diésel 0.0 0.0 -Nehuenco 9B Gas 0.0 0.0 -Nehuenco 9B GNL 0.0 0.0 -Nehuenco Diésel 0.0 0.0 -Nehuenco Gas 0.0 0.0 -Nehuenco GNL 7320.0 7246.0 -1.01 %Nehuenco II Diésel 0.0 0.0 -Nehuenco II Gas 0.0 0.0 -Nehuenco II GNL 6360.0 6537.0 +2.78 %Newen Diésel 0.0 0.0 -Newen Gas 0.0 0.0 -Nueva Aldea 1 336.0 140.4 -58.21 %Nueva Aldea 2 0.0 0.0 - IFNueva Aldea 3 888.0 461.9 -47.98 %Nueva Renca Diésel 0.0 0.0 -Nueva Renca GNL 7440.0 7634.0 +2.61 %Nueva Ventanas 6528.0 6542.0 +0.21 %Ojos de Agua 96.0 105.1 +9.44 %Olivos 0.0 0.0 -Palmucho 648.0 648.0 -Pangue 1840.0 1965.0 +6.79 %Pehuenche 1844.0 2137.0 +15.89 % PMMPetropower 0.0 0.0 - SDCFPeuchén 162.0 120.3 -25.74 %Picoiquén 24.0 40.4 +68.37 %Pilmaiquén 360.0 372.7 +3.52 % ILPlacilla 0.0 0.0 -

Colbún 0.0 488.0 GNP PMMColihues Diésel 0.0 0.0 -Colihues HFO 0.0 0.0 -Colmito Diésel 0.0 0.0 -Colmito GNL 0.0 0.0 -Concón 0.0 0.0 -Constitución 0.0 0.0 - PMGCoronel TG 0.0 0.0 -Coronel TG Diésel 0.0 0.0 -Coya 0.0 0.0 - PMMCurillinque 452.0 494.0 +9.29 %Degañ 0.0 0.4 GNPDiego de Almagro 0.0 0.0 -El Paso 290.0 264.8 -8.69 %El Peñón 0.0 0.0 -El Rincón 0.0 6.0 GNPEl Salvador 0.0 0.0 -El Toro 3810.0 3829.0 +0.50 %El Totoral 0.0 0.0 -Emelda 1 0.0 0.0 -Emelda 2 0.0 0.0 -Energía Pacífico 384.0 360.1 -6.22 % ILEólica Canela 0.0 0.0 -Eólica Canela 2 15.0 1.1 -92.67 %Eólica Cuel 111.0 57.9 -47.84 %Eólica El Arrayán 118.0 58.4 -50.51 %Eólica La Esperanza 27.0 24.2 -10.56 % PMGEólica Lebu 64.0 44.4 -30.63 %Eólica Los Buenos Aires 85.0 60.2 -29.16 %Eólica Los Cururos 0.0 98.1 GNPEólica Monte Redondo 18.0 14.1 -21.67 %Eólica Punta Colorada 37.0 45.6 +23.22 %Eólica Punta Palmeras 13.0 3.2 -75.45 %Eólica Renaico 435.0 346.8 -20.27 %Eólica San Juan 459.0 1710.0 (*) +272.55 %Eólica San Pedro 327.0 436.2 +33.38 % ILEólica San Pedro II - 525.6 GNPEólica Talinay Oriente 214.0 219.8 +2.71 %Eólica Talinay Poniente 101.0 112.4 +11.27 %Eólica Taltal 986.0 468.2 -52.52 %Eólica Totoral 20.0 4.4 -78.00 %Eólica Ucuquer 2 16.0 22.8 +42.31 % IFEscuadrón 144.0 251.0 +74.31 % ILEsperanza 1 0.0 0.0 -Esperanza 2 0.0 0.0 -Esperanza TG 0.0 0.0 -Espinos 0.0 0.0 -Florida 267.0 310.3 +16.22 % IFGuacolda 1 2848.0 2712.0 -4.78 %Guacolda 2 2400.0 2528.0 +5.33 % ILGuacolda 3 0.0 0.0 - IF

Centrales Prog. Real Desv % EstadoPlanta Valdivia 912.0 794.0 -12.94 %Providencia 24.0 20.3 -15.42 %Pulelfu 96.0 87.4 -8.96 % PMGPullinque 210.0 215.4 +2.55 %Punta Colorada Diésel 0.0 0.0 -Punta Colorada IFO 0.0 0.0 -Puntilla 434.0 436.6 +0.60 %Quellón 2 0.0 0.0 - ILQueltehues 1025.0 1017.0 -0.78 %Quilleco 384.0 370.0 -3.65 % PMMQuintay 0.0 0.0 -Quintero Diésel 0.0 0.0 -Quintero GNL 2400.0 3736.0 (*) +55.67 %Ralco 2304.0 2638.0 +14.50 %Rapel 120.0 235.0 +95.83 % PMMRenaico 136.0 128.7 -5.37 %Renca 0.0 0.0 -Rio Colorado - 33.7 GNPRío Huasco 120.0 129.0 +7.52 %Rucatayo 385.0 372.1 -3.35 %Rucúe 888.0 896.0 +0.90 % PMMSan Andrés 590.0 565.9 -4.08 %San Clemente 0.0 0.0 -San Gregorio 0.0 0.0 -San Ignacio 0.0 0.0 -San Isidro Diésel 0.0 0.0 -San Isidro Gas 0.0 0.0 -San Isidro GNL 7540.0 7457.0 -1.10 %San Isidro II Diésel 0.0 0.0 -San Isidro II Gas 0.0 0.0 -San Isidro II GNL 9120.0 8995.0 -1.37 % ILSan Lorenzo U1 0.0 0.0 -San Lorenzo U2 0.0 0.0 -San Lorenzo U3 0.0 0.0 -Santa Lidia 0.0 0.0 -Santa María 8880.0 8740.0 -1.58 %Santa Marta 240.0 246.7 +2.79 % ILSauzal 1025.0 958.0 -6.54 %Sauzal 60 Hz 0.0 0.0 -Sauzalito 218.0 214.0 -1.83 %SF Energía 1464.0 1186.5 -18.95 %Solar Carrera Pinto 673.0 639.7 -4.94 %Solar Chañares 214.0 273.5 +27.78 %Solar Diego de Almagro 178.0 212.4 +19.34 %Solar El Romero 823.0 408.9 -50.31 %Solar Javiera 429.0 516.6 +20.42 %Solar Lalackama 317.0 456.9 +44.14 %Solar Lalackama 2 91.0 137.9 +51.56 %Solar La Silla 11.0 14.0 +27.27 %Solar Llano de Llampos 671.0 742.9 +10.72 %Solar Loma Los Colorados - 4.2 - PMG


Guacolda 4 2560.0 2710.4 +5.88 %Guacolda 5 2750.0 2727.0 -0.84 % ILGuayacán 189.0 212.1 +12.24 %Horcones Diésel 0.0 0.0 -Horcones TG 0.0 0.0 -Hornitos 645.0 756.5 +17.29 %Huasco TG 0.0 0.0 -Huasco TG IFO 0.0 0.0 -Isla 380.0 539.0 +41.84 %Itata 0.0 0.0 -Juncal 410.0 425.3 +3.73 %La Confluencia 0.0 0.0 - SDCFLaguna Verde TG 0.0 0.0 -Laguna Verde TV 0.0 0.0 -La Higuera 0.0 0.0 - SDCFLaja Energía Verde 216.0 139.0 -35.65 %Laja I 0.0 0.0 -Las Vegas 0.0 0.0 -Lautaro 1 624.0 620.2 -0.61 %Lautaro 2 528.0 515.5 -2.37 %Licán 55.0 55.6 +1.16 %Licantén 0.0 0.0 - PMMepLinares Norte 0.0 0.0 - PMGLircay 192.0 205.2 +6.87 %Llauquereo 0.0 0.4 - PMGLoma Alta 137.0 172.0 +25.55 %Loma Los Colorados I 0.0 0.0 - IFLoma Los Colorados II 384.0 424.7 +10.60 %Los Guindos 0.0 14.3 GNP


Solar Los Loros 330.0 24.8 -92.48 %Solar Luz del Norte 1010.0 1145.4 +13.40 %Solar Pampa Solar Norte 549.0 605.6 +10.32 %Solar Piloto Cardones 0.0 0.5 - PMGSolar PV Conejo 866.0 831.5 -3.98 %Solar PV Salvador 462.0 546.2 +18.22 %Solar Quilapilún 659.0 555.6 -15.69 %Solar San Andrés 238.0 210.0 -11.76 % ILSolar SDGx01 0.0 0.0 - PMGTaltal 1 Diésel 0.0 0.0 -Taltal 1 Gas 0.0 0.0 -Taltal 1 GNL 0.0 4.0 GNPTaltal 2 Diésel 0.0 0.0 -Taltal 2 Gas 0.0 0.0 -Taltal 2 GNL 0.0 18.0 GNPTeno 0.0 0.0 - ILTermopacífico 0.0 0.0 -Trapén 0.0 0.0 -Ventanas 1 1632.0 1729.0 +5.94 % ILVentanas 2 4560.0 4665.0 +2.30 % ILViñales 528.0 755.2 +43.03 %Volcán 306.0 306.0 -Yungay 1 Diésel 0.0 0.0 -Yungay 1 Gas 0.0 0.0 -Yungay 2 Diésel 0.0 0.0 -Yungay 2 Gas 0.0 0.0 -Yungay 3 Diésel 0.0 0.0 -Yungay 3 Gas 0.0 0.0 -Yungay 4 0.0 0.0 -Total 143454.0 145222.7 +1.23 %


1.2. PMGD

Centrales Prog. Real Desv %

Allipén 72.0 51.0 -29.17 %Ancali 0.0 0.0 -Arrayán - 0.0 -Auxiliar del Maipo 96.0 101.2 +5.46 %Bellavista 0.0 0.0 -Biocruz 0.0 0.0 -Biomar 0.0 0.0 -Boquiamargo 0.0 0.0 -Bureo 24.0 21.4 -11.04 %Cañete 0.0 0.0 -Casablanca 1 0.0 0.0 -Casablanca 2 0.0 0.0 -Chuchiñi 16.0 18.1 +12.87 %Chufkén (Traiguén) 0.0 0.0 -Collil 0.0 6.6 -Contra - 0.0 -Contulmo 0.0 0.0 -Curacautin 0.0 0.0 -Curauma 0.0 0.0 -Curileufu - 0.0 -Danisco 0.0 0.0 -Doña Hilda 0.0 0.0 -Dongo 0.0 0.0 -Donguil 0.0 1.0 -Don Walterio 0.0 0.0 -Eagon 0.0 0.0 -El Agrio 0.0 0.0 -EL BOCO - 0.0 -El Canelo 24.0 22.1 -7.86 %El Canelo 1 - 0.0 -El Colorado 0.0 4.8 -El Diuto 58.0 54.0 -6.90 %El Divisadero 0.0 0.0 -El Llano 24.0 13.0 -46.00 %El Manzano 48.0 27.3 -43.19 %El Mirador 0.0 0.0 -El Molle - 0.0 -El Tártaro 0.0 0.0 -Energía León (Coelemu) 0.0 0.0 -Ensenada 0.0 0.0 -Eólica Huajache 0.0 0.0 -Eólica Lebu III 0.0 3.7 -Eólica Raki 0.0 0.0 -Eólica Ucuquer 7.0 17.5 +150.43 %Estancilla 0.0 0.0 -Eyzaguirre 24.0 17.5 -27.00 %Galpon 0.0 4.8 -gr-chanleufu 0.0 0.0 -HBS 0.0 0.0 -


Los Álamos 0.0 0.0 -Los Bajos 118.0 119.7 +1.40 %Los Colonos - 0.0 -Los Corrales 16.0 16.9 +5.62 %Los Corrales II 24.0 18.3 -23.71 %Los Morros 40.0 35.2 -12.00 %Los Padres 0.0 0.0 -Louisiana Pacific 0.0 0.0 -Louisiana Pacific II 0.0 0.0 -Maisan 0.0 2.3 -Mallarauco 72.0 72.4 +0.56 %María Elena 0.0 0.0 -MCH-Dosal - 0.0 -Molinera Villarrica 0.0 0.0 -Monte Patria 0.0 0.0 -Muchi 0.0 0.5 -Multiexport I 0.0 0.0 -Multiexport II 0.0 0.0 -Munilque 1 - 9.3 -Munilque 2 - 9.8 -Panguipulli - 0.0 -Pehui 0.0 0.0 -Pichilonco 0.0 0.0 -Puclaro 94.0 141.1 +50.13 %Punitaqui 0.0 0.0 -Purísima 0.0 0.0 -Quillaileo 0.0 0.0 -Raso Power - 0.0 -Reca 0.0 7.1 -Rey - 0.0 -Riñinahue - 20.7 -Robleria 24.0 21.0 -12.40 %Salmofood I 0.0 0.0 -Santa Irene 0.0 0.0 -Santa Julia 19.0 24.4 +28.58 %Sauce Andes 0.0 0.0 -Skretting 0.0 0.0 -Skretting Osorno 0.0 0.0 -Solar Alturas de Ovalle 0.0 0.0 -Solar Cordillerilla - 7.8 -Solar El Pilar - Los Amarillos - 0.0 -Solar Esperanza 0.0 0.0 -Solar Lagunilla 0.0 0.0 -Solar Las Terrazas 20.0 20.2 +1.05 %Solar Luna 22.0 0.0 -100.00 %Solar Ñilhue 0.0 0.0 -Solar Pama 10.0 14.2 +42.30 %Solar PSF Lomas Coloradas 4.0 14.5 +262.00 %Solar San Pedro 0.0 0.0 -

GNP:Generación no programadaIF:Indisponibilidad por FallaIL:Informe de Limitación de Unidades GeneradorasPMG:Pequeño Medio de Generación

PMGD:Pequeño Medio de Generación DistribuidaPMM:Programa de Mantenimiento MayorPMMep:Programa de Mantenimiento Mayor con extensión de plazoSDCF:Solicitud de desconexión de curso forzosoSI:Sin información

Abreviaturas:

JUSTIFICACIÓN DE PRINCIPALES DESVIACIONES (*)

HBS-GNL - 0.0 -Hidrobonito MC1 48.0 51.1 +6.49 %Hidrobonito MC2 24.0 15.2 -36.74 %Hidroelectrica Cumpeo 24.0 23.8 -0.75 %Hidroeléctrica Rio Mulchen 0.0 2.2 -Hormiga Solar 14.0 12.8 -8.87 %JCE 0.0 0.0 -Juncalito 24.0 18.7 -22.08 %La Arena 0.0 0.0 -La Chapeana 11.0 19.0 +72.70 %La Montaña 1 0.0 0.0 -La Paloma 41.0 21.6 -47.32 %Las Araucarias - 0.6 -Las Flores 21.0 23.2 +10.51 %Las Mollacas 7.0 17.0 +142.39 %Las Pampas 0.0 0.0 -Las Vertientes 24.0 23.1 -3.75 %Lebu 0.0 0.0 -Lonquimay 0.0 0.0 -

Centrales Prog. Real Desv %Solar Santa Cecilia 17.0 17.6 +3.62 %Solar Sol 19.0 0.0 -100.00 %Solar Tambo Real 0.0 0.0 -Solar Techos de Altamira 0.0 0.0 -Southern 0.0 0.0 -Tamm 0.0 0.0 -Tapihue 0.0 0.0 -Til Til Solar 18.0 15.3 -14.78 %Tirúa 0.0 0.0 -Tomaval 0.0 0.0 -Trailelfú 0.0 6.3 -Tránquil 0.0 8.0 -Trebal Mapocho 0.0 0.0 -Trongol 0.0 0.0 -Trueno 10.0 11.5 +15.00 %Truful Truful 21.0 12.4 -40.95 %Watts I 0.0 0.0 -Watts II 0.0 0.0 -Total 1179.0 1218.7 +3.36 %


Canutillar Menor generación real por costo marginal.Eólica San Juan Mayor generación real por mayor carga eólica.Quintero GNL Mayor generación real por disponibilidad de gas.

2.1 Generación Bruta Real vs Programada

HoraGeneración Programada

Generación Real Desviación MW Desviación % Observ. Desv >5% Pegar en este espacio el grafico "Generación Bruta Real v/s Programada"

1 1928.4 1947.49 19.09 0.99%2 1902.2 1927.01 24.81 1.3%3 1884.1 1880.28 ‐3.82 ‐0.2%4 1887.1 1856.81 ‐30.29 ‐1.61%5 1883.8 1871.25 ‐12.55 ‐0.67%6 1876 1888.45 12.45 0.66%7 1893.8 1892.04 ‐1.76 ‐0.09%8 1877.1 1878.57 1.47 0.08%9 1838.9 1872.57 33.67 1.83%10 1848.4 1881.99 33.59 1.82%11 1844.8 1888.42 43.62 2.36%12 1841.7 1913.12 71.42 3.88%13 1834.4 1911.27 76.87 4.19%14 1829.6 1908.33 78.73 4.3%15 1824.8 1916.75 91.95 5.04% Sistema.16 1833.3 1937.32 104.02 5.67% Sistema.17 1842.6 1933.24 90.64 4.92%18 1846.7 1889.65 42.95 2.33%19 1866.1 1902.48 36.38 1.95%20 1888.8 1931.85 43.05 2.28%21 1924.1 1978.63 54.53 2.83%22 1960.2 1993.32 33.12 1.69%23 1960.8 1989.15 28.35 1.45%24 1948.1 1959.47 11.37 0.58%TOTAL 45065.8 45949.48 883.68 1.96%

ESTADÍSTICAS DEMANDAS SING

Hora Frecuencia Unidad Antecedentes Hora Frecuencia Unidad Antecedentes

20:18 49.82 CCR2 (Carbón)Desde el día anterior: CDC solicita ir a carga base con la unidad CCR1 (Carbón).

3:11 50.27 CCR1 (Carbón)CDC solicita ir a mínimo técnico con la unidad CCR2 (Carbón).

6:15 49.92 CCR2 (Carbón) CDC solicita ir a carga base con la unidad CCR1 (Carbón).

7:21 50.12 CCR1 (Carbón)CDC solicita ir a mínimo técnico con la unidad CCR2 (Carbón).

7:49 50.24 CTHCDC solicita ir a mínimo técnico con la unidad CCR1 (Carbón).

7:56 50.27 NTO1 (Carbón) CDC solicita ir a mínimo técnico con la unidad CTH.9:02 50.17 CTH CDC solicita ir a carga base con la unidad NTO1 (Carbón).9:18 49.81 CCR1 (Carbón) CDC solicita ir a carga base con la unidad CTH.

9:49 50.17 NTO1 (Carbón)CDC solicita ir a mínimo técnico con las unidades CCR1 (Carbón) y CTH.

12:56 50.21 NTO2 (Carbón) Al mínimo técnico la unidad NTO1 (Carbón).

14:06 50.12 ANG2 Al mínimo técnico la unidad NTO2 (Carbón).

15:05 49.81 NTO1 (Carbón)CDC solicita ir a carga base con las unidades ANG2 y NTO2 (Carbón).

16:21 50.30 NTO2 (Carbón)CDC solicita ir a mínimo técnico con la unidad NTO1 (Carbón).

17:24 50.10 ANG2 CDC solicita ir a mínimo técnico con la unidad NTO2

18:16 49.76 NTO2 (Carbón) CDC solicita ir a carga base con la unidad ANG2.

18:24 49.77 U16‐TG + U16‐TV CDC solicita ir a carga base con la unidad NTO2 (Carbón).

18:36 50.08 NTO1 (Carbón) En carga base la unidad U16‐TG + U16‐TV.

19:00 49.73 CTM2 (Carbón)CDC solicita ir a carga base con las unidades NTO1 (Carbón) y CTH(Carbón).

19:14 49.69 CCR1 (Carbón) CDC solicita ir a carga base con la unidad CTM2 (Carbón).

20:17 49.85 U15 (Carbón) CDC solicita ir a carga base con la unidad CCR1 (Carbón).

CONTROL DE FRECUENCIA SING

2ESTADO DE LAS CENTRALES SIC

2.1. Indisponibilidad por Falla

CENTRALES (≥100 MW) Disponibilidad (%) Observaciones

Guacolda 3 0.0 Indisponibilidad por falla.

2.2. Informe de Limitación de Unidades Generadoras


Chacayes 92.7 Canal de aducción limitado a un máximo de 65.5 m3/s.Guacolda 2 96.6 Por control temperatura descarga agua de mar.Guacolda 5 97.0 Por control de parámetros del sistema de circulación.San Isidro II GNL 100.0 TG con restricción de subida y bajada de generación entre 130 a 170 MW por inestabilidad de la combustion.Ventanas 1 57.0 Por falla en descanso del motor de bomba de agua de alimentación 1C.Ventanas 2 88.3 Desbalance térmico en sobrecalentador secundario.

2.3. Programa de Mantenimiento Mayor


Colbún 50.0 U-1 en mantenimiento mayor.Pehuenche 50.0 U-1 en mantenimiento mayor.Rapel 80.0 U-4 en mantenimiento mayor.Rucúe 50.0 U-1 en mantenimiento mayor.

2.4. Solicitud de desconexión de curso forzoso


La Confluencia 0.0 Crecida del río Tinguiririca con exceso de sedimento y materiales.La Higuera 0.0 Crecida del río Tinguiririca con exceso de sedimento y materiales.

HORA EMPRESA CRONOLOGIA EVENTOS0:00 CDC: TCV vigente para el 25‐03‐2017, según fax DE Nº 01278/2017. Programa de generación vigente para el 25‐03‐2017, según fax DE Nº 01277/2017.0:00 CDC: CDC ajusta despacho máximo del SING a 244 MW según programa.

0:00 ENEL: Desconexión de la Línea 220 kV Conchi ‐ Cerro Pabellón, por Conexión primera línea 220kV Conchi ‐ Cerro Pabellón, según la solicitud de desconexión N° 192357. Se cancela la solicitud de desconexión N° 192356.

0:00 ENEL: Desconexión de la Sub Estación Cerro Pabellón, por Primera energización S/E Cerro Pabellón sin inyección de energía, según la solicitud de desconexión N° 192365. Se cancela la solicitud de desconexión N° 192364.

0:08 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Centinela Esperanza bajo 8 MW con el SIAM por alto nivel de piscina, sin apronte de normalización.0:08 ENORCHILE: Conexión de la Línea 220 kV Calama ‐ Solar Jama. Se cancela la solicitud de desconexión N° 192506.0:22 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Centinela bajó 20 MW con el molino SAG, por 30 minutos.0:53 CDC: CDC solicita al CC de Engie bajar la unidad U16 de 200 a 170 MW.2:00 CDC: CDC solicita al CC de Engie bajar la unidad U16 de 170 a 140 MW.2:00 ENGIE: CC de Engie informa que la unidad U14 tiene un nuevo apronte de sincronización para las 05:00 horas. y la unidad CTM2 entre las 03:30 horas. de hoy.2:14 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Centinela Esperanza bajo 7 MW con el SIAM por alto nivel de piscina, sin apronte de normalización.3:49 CDC: CDC solicita al CC de Engie subir la unidad U16 de 140 MW a 180 MW.3:52 ENGIE: E/S la unidad CTM2.6:02 ENGIE: CC de Engie informa que la unidad U14 tiene un nuevo apronte de sincronización para las 07:30 horas. de hoy.

6:02 ENGIE: Desenganche de la unidad CTM2 con 47 MW. Causa: se investiga. Frecuencia:49.75 Hz. Informe de Falla N°4432.

6:24 ENGIE: CC de Engie informa que la unidad CTM2 desenganchó por pérdida de llama en caldera al poner un segundo molino en servicio. La unidad se encuentra disponible y con apronte de sincronización de una hora. 6:49 ENGIE: E/S la unidad U14.6:51 CDC: CDC solicita al CC de Engie bajar la unidad U16 de 180 a 140 MW.7:15 ENGIE: E/S la unidad CTM2.7:45 ‐ 19:45 AES GENER: E/S la Central Andes Solar.7:42 ‐ 19:50 ENEL: E/S la Central Parque Solar Finis Terrae por Pruebas de conexión, verificación de performance y continuidad operativa de inversores, según la solicitud de conexión N° 190643.7:45 ‐ 19:41 ENORCHILE: E/S la Central Solar Jama I.7:45 ‐ 19:41 ENORCHILE: E/S la Central Solar Jama II.7:45 ‐ 19:42 ENGIE: E/S la Central Solar El Águila I por Operación en periodo de puesta en marcha (2 MW), según la solicitud de conexión N° 191782.7:49 ‐ 19:42 ENORCHILE: E/S la Central Solar María Elena7:53 ‐ 19:45 ENGIE: E/S la Central Solar Pampa Camarones.7:55 ‐ 19:38 ENORCHILE: E/S la Central Solar Bolero por pruebas de puesta en servicio, según la solicitud de conexión N° 190220.7:57 ‐ 19:40 ENORCHILE: E/S la Central Solar PAS2.7:57 ‐ 19:40 ENORCHILE: E/S la Central Solar PAS3.7:58 ‐ 19:41 ENORCHILE: E/S la Central Uribe Solar por Periodo de pruebas de puesta en servicio, según la solicitud de conexión N° 189403.8:00 ‐ 19:38 ENORCHILE: E/S la Central Solar La Huayca 2 por pruebas de puesta en servicio, según la solicitud de conexión N° 187521.8:32 CDC: CDC solicita al CC de Kelar el retiro de la unidad KELAR TG1+ KELAR TV.8:35 ENGIE: CC de Engie informa que la unidad U14 se encuentra en mínimo técnico, estable y corrector de frecuencia habilitado.8:45 KELAR: F/S la componente KELAR TV.

9:00 KELAR: F/S la componente KELAR TG1.

9:02 CDC: CDC solicita al CC de Engie el retiro de la unidad U16.9:13 ENGIE: F/S la componente U16‐TV.9:17 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Chuquicamata baja 7 MW con el molino SAG16 por problemas operacionales por 3 horas. Los 7 MW están asociados al 7º escalón del EDAC de subfrecuencia.9:25 ENGIE: F/S la componente U16‐TG.10:05 CDC: CDC ajusta despacho máximo del SING a 238 MW.10:36 AES GENER: CC de AES Gener informa que su cliente minera Sierra Gorda baja 15 MW por problemas operacionales, sin apronte de normalización.10:48 COLLAHUASI: CC de Collahuasi informa que bajó 16 MW con los molinos SAG1 y SAG2 por problemas internos y solicitan autorización para retomar. CDC autoriza.11:01 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Chuquicamata solicita autorización para retomar 14 MW con el molino SAG16, normalizando los consumos asociados al 7º escalón del EDAC de subfrecuencia.

BITÁCORA OPERACIÓN DIARIA SING

HORA EMPRESA CRONOLOGIA EVENTOS11:01 AES GENER: CC de AES Gener informa que su cliente minera Sierra Gorda baja 20 MW para revisión de correa, por 15 minutos.11:10 CDC: CDC ajusta despacho máximo del SING a 244 MW según programa.11:16 AES GENER: CC de AES Gener informa que su cliente minera Sierra Gorda solicita autorización para retomar 20 MW. CDC autoriza.

13:08 AES GENER: CC de AES Gener informa que su cliente minera Sierra Gorda solicita autorización para retomar 15 MW. CDC autoriza.

13:50 ENGIE: CC de Engie informa que la unidad CTM2 se encuentra al mínimo técnico estable y con el corrector de frecuencia estable. CDC solicita dejar en esa carga a la unidad por orden de mérito.

14:01 COLLAHUASI: CC de Collahuasi informa que bajó 16 MW con los molinos SAG1 y SAG2 por falla en Harnero y solicitan autorización para retomar. CDC autoriza.

14:44 CDC: CDC solicita al CC de Engie el despacho de la unidad U16, según Redespacho vigente, DE 01293/2017.

14:45 CDC: CDC solicita al CC de AES Gener el retiro de la unidad CCR2, según Redespacho vigente fax DE 01293/2017.

16:07 ENGIE: E/S la componente U16‐TG.

16:55 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Radomiro Tomic baja 5 MW en el área de ripio por condiciones operacionales, por 3 horas. De éstos 3 MW están asociados al 1° escalón del EDAC de subfrecuencia.17:05 ENGIE: E/S la componente U16‐TV. La unidad queda en configuración U16‐TG+U16‐TV y en proceso hasta mínimo técnico.

17:05 AES GENER: F/S la unidad CCR2 de acuerdo a Redespacho.

17:31 ENGIE: CC de Engie informa que la unidad U16 se encuentra en mínimo técnico 140 MW según IRO N° 13068, estable y corrector de frecuencia habilitado. CDC solicita mantener en 140 MW la unidad por orden de 18:41 CDC: CDC ajusta el despacho máximo a 241 MW.18:47 CDC: CDC ajusta el despacho máximo a 244 MW.18:51 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Radomiro Tomic retomo a las 18:40 horas, los 5 MW que había bajado.19:18 CDC: CDC solicita al CC de Enorchile el despacho de las unidades Ujina.

19:18 CDC: CDC solicita al CC de Engie el despacho de la unidad TG3.

19:22 ENORCHILE: E/S la unidad UG6.19:22 ENORCHILE: E/S la unidad UG5.19:26 ENORCHILE: E/S la unidad UG4.19:30 ENORCHILE: E/S la unidad UG3.19:36 ENGIE: E/S la unidad TG3.19:36 ENORCHILE: E/S la unidad UG2.

19:42 ENORCHILE: E/S la unidad UG1.

19:51 CDC: CDC solicita al CC de Engie bajar la unidad U16 de 244 a 200 MW.19:51 COLLAHUASI: CC de Collahuasi informa que bajó 17 MW con los molinos SAG1 y bolas 3 por una falla interna y sin apronte de normalización.19:55 COLLAHUASI: CC de Collahuasi informa que solicita autorización para retomar 17 MW con los molinos SAG1 y bolas 3. CDC autoriza.20:30 CDC: CDC solicita al CC de Engie subir la unidad U16 de 200 MW a 244 MW.20:44 CDC: CDC solicita al CC de Kelar el despacho de la componente KELAR‐TG1. Por Déficit de Potencia.20:45 ESTADO DEL SING Estado del SING: Demanda: 2018 MW; VDLV: 39, PESG 31 MW; RGU: 98 MW; RP: 109 MW; CSF: U15 en 102 MW; Frecuencia: 49.87 HZ, RDCP. Programado 1924 MW.21:00 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Centinela Esperanza baja 12 MW con el molino SAG1 por problemas operacionales por 1 hora.21:06 KELAR: E/S la componente KELAR‐TG1.21:08 CDC: CDC solicita al CC de Engie bajar la unidad U16 de 244 a 180 MW.21:19 KELAR: CC de Kelar informa que la componente KELAR‐TG1 se encuentra en mínimo técnico estable y corrector de frecuencia habilitado.21:30 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Centinela Esperanza solicita autorización para retomar 12 MW con el molino SAG1. CDC autoriza.21:58 CDC: CDC solicita al CC de Engie subir la unidad U16 de 180 MW a 200 MW.22:57 ENGIE: CC de Engie informa que su cliente minera Centinela Esperanza bajo 7 MW con el SIAM por alto nivel de piscina. Por 4 horas.

3ANTECEDENTES DE LA OPERACIÓN DIARIA SIC

3.1. Observaciones

Hora Observación

00:00 C. Ralco U-1 regula frecuencia.00:00 Cs. Alto Renaico, PFV Loma Los Colorados, PE Lebu (ampliación de 6,5 a 10 MW), PE San Pedro 2, Loma los Colorados 2 U15-16 y C. Río Colorado continúan en pruebas.00:00 Cs. Colbún, Rapel y Pehuenche continúan en condición de agotamiento.00:00 S/E C. Navia deshabilitado trip por contingencia específica del ATR Nº 5 ó 2 de 220/110 kV, 400 MVA sobre la línea de 110 kV C. Navia - Chena 1 y 2.00:14 S/E Chillán cerrado interruptor B2 y abierto interruptor B3 en S/E Monterrico, transfiriendo los consumos de S/E Santa Elvira y la generación de Central Nueva Aldea hacia S/E Chillán, para mitigar

profundidad de falla en caso de robo de conductor en el sistema de 154 kV.01:21 C. Gualcolda U-5 limitada a 145 MW. Causa informada: Control de parámetros del sistema de circulación, según IL 348.01:45 C. Bocamina II baja a 290 MW con solicitud de intervención de curso forzoso. Causa informada: Realizar lavado de la cámara de combustión para eliminar escoriamiento por alta temperatura de

metales del sobrecalentador N°4, según SICF 13313.01:55 Línea de 220 kV Carrera Pinto - Diego de Almagro 1 cerrada en pruebas.02:25 S/E Ancoa Barra de 500 kV sección B con solicitud de desconexión de curso forzoso. Causa informada: Desvinculación primaria del TT/PP del sistema MAIS debido a anormalidad en la medida

secundaria de la fase 3 lo cual podría causar su explosión. Las medida de tensión para el sistema MAIS serán tomadas desde la sección A, según SDCF 13314.02:25 S/E Ancoa paño K4 de línea de 500 kV Charrúa - Ancoa 2 con solicitud de intervención de curso forzoso. Causa informada: Transferencia de paño por riesgo de acortamiento de distancia asociados

a trabajos de desvinculación primaria de TT/PP de sistema MAIS, según SICF 13310.03:16 C. Energía Pacífico sale de servicio en forma intempestiva con 17 MW. Causa informada: Falla en sistema de alimentación de biomasa, según IF 982.03:24 Línea de 220 kV Diego de Almagro - Carrera Pinto finaliza trabajos de reemplazo de conductor por obra aumento de capacidad de la línea, según SD 3008. Queda en servicio y no se autoriza su

entrada en operación por tener requisitos pendientes.03:54 C. Energía Pacífico sincronizada en pruebas.06:18 C. Bocamina II cancelada solicitud de intervención de curso forzoso.06:45 S/E Monterrico cerrado interruptor B3 y abierto interruptor B2 en S/E Chillán, transfiriendo los consumos de la S/E Santa Elvira y Central Nueva Aldea hacia S/E Monterrico, normalizando la

topología.07:10 C. Energía Pacífico disponible, E/S y continúa limitada a plena generación. Causa informada: Mantener suministro de vapor a planta papelera CPP, según IL 100.07:57 S/E Ancoa Barra de 500 kV sección B cancelada solicitud de desconexión de curso forzoso.07:57 S/E Ancoa sin medidas de respaldo para el sistema MAIS. Causa informada: Desvinculación primaria del TT/PP de la barra B de 500 kV del sistema MAIS debido a anormalidad en la medida

secundaria de la fase 3 que podría causar su explosión. Las medida de tensión para el sistema MAIS serán tomadas desde la sección A. Informe de limitación pendiente.08:22 S/E Ancoa paño K4 de línea de 500 kV Charrúa - Ancoa 2 cancelada solicitud de intervención de curso forzoso.08:59 S/E Talca TR-2 de 66/15 kV, 30 MVA interrupción forzada por protecciones, se pierden 14 MW de consumos. Causa informada: Intervención fortuita, según IF 984.08:59 S/E Talca 52CE2 del banco de CCEE N° 2 de 2,5 MVAr indisponible. Causa informada: Interruptor con daño después de operación fortuita, según IF 983.09:03 S/E Talca TR-2 de 66/15 kV, 30 MVA disponible, E/S y normalizados la totalidad de los consumos.09:14 Línea de 220 kV Diego de Almagro - Carrera Pinto 1 abierta para optimizar recursos de ERNC.09:17 S/E Carrera Pinto abierto 52JS para optimizar recursos de ERNC.09:38 Inicio prorrata por control transferencia líneas 220 kV Maitencillo - Punta Colorada, tramo Tap El Romero - Punta Colorada con SICT-ZN.11:27 C. Pehuenche U-2 toma la regulación de frecuencia.13:04 Inicio prorrata por control de transferencia de la línea 220 kV San Andrés - Cardones.15:41 C. Nueva Renca TV sale del servicio en forma intempestiva con 103 MW, según IF 985.15:51 C. Nueva Renca TV sincronizada en pruebas.16:51 C. Nueva Renca TV disponible.17:53 Finaliza prorrata por control de transferencia de la línea 220 kV San Andrés - Cardones.18:16 Finaliza prorrata por control transferencia líneas 220 kV Maitencillo - Punta Colorada, tramo Tap El Romero - Punta Colorada.19:34 C. Guacolda U-5 sin limitación cancelada IL 348.19:35 S/E Carrera Pinto cerrado 52JS.19:54 Cerrada línea de 220 kV Carrera Pinto - Diego de Almagro 1.

21:47 Línea de 220 kV Carrera Pinto - Diego de Almagro queda limitada a 197 MVA con sol a 25°C. Causa informa: En la S/E Diego de Almagro queda pendiente el cambio de conductor entre la Barra de220 kV y paño J1. Según IL 349.

22:11 C. Los Guindos sincronizada en pruebas.22:17 C. Los Guindos disponible. Cancelado IF 981.23:03 Línea de 220 kV Canutillar - Puerto Montt 2 abierta por regulación de tensión.23:46 S/E Chillán cerrado interruptor B2 y abierto interruptor B3 en S/E Monterrico, transfiriendo los consumos de S/E Santa Elvira y la generación de Central Nueva Aldea hacia S/E Chillán, para mitigar

profundidad de falla en caso de robo de conductor en el sistema de 154 kV.

Hora Observación

3.2. Otras Observaciones

Observación

Bocatoma Maule de Pehuenche cierra compuertas. — 08:00Bocatoma Maule de Pehuenche abre compuertas para extraer 6 m3/s. — 19:00Bocatoma Maule promedio de extracción diaria de 3.25 m3/s.

3.3. Nuevas Instalaciones

Hora Empresa Instalación

No hay registros para esta fecha.

4INDISPONIBILIDAD SCADA SIC

Empresa Instalación Fecha F/S Hora F/S Fecha E/S Hora E/S

COLBUN SS/EE Chagres, Calera Centro, Cerro Calera y Esperanza. 10/08/2010 14:30COYANCO C. Guayacán datos scada P, Q y S de las unidades generadoras (señales no implementadas). 28/09/2015 12:13Transquillota S/E San Luis datos scada. 29/10/2015 00:00Cia. Minera Franke S/E Diego de Almagro paño H7 datos scada. 06/01/2016 09:22SGA C. Cementos Bio Bio datos scada. 21/01/2016 07:15CGE SS/EE San Javier y Constitución dato scada de Tº con indicación errónea. 09/02/2016 11:26Los Guindos C. Los Guindos TR1 de 220/15 kV, 160 MVA datos scada. 08/06/2016 18:56Hidroelectrica San Andrés C. San Andrés datos de scada. 13/06/2016 00:00CGE Scada con error en la estampa de tiempo en las apertura/cierre de los equipos con 3 horas de atraso de acuerdo a

horario real.12/10/2016 00:00

CGE S/E Constitución datos scada de tensión en barra de 66 kV. 08/11/2016 07:15CGE S/E La Palma datos scada. 13/11/2016 22:53Cía. Minera Caserones S/E Maitencillo líneas de 220 kV Maitencillo - Caserones. 16/11/2016 21:00CGE S/E Molina datos scada. 16/11/2016 21:38CGE S/E Los Ángeles paño BR data scada. 26/01/2017 12:00Eléctrica Cenizas S/E Cenizas datos scada. 06/02/2017 18:50Puntilla C. Florida datos scada indisponibles. Fibra Óptica cortada por poste chocado. 23/02/2017 14:56Consorcio Sta Marta C. Santa Marta datos scada. 01/03/2017 14:30Enlasa C. San Lorenzo datos scada. 07/03/2017 19:55Gas Sur C. Newen datos scada congelados. 09/03/2017 06:27COLBUN C. Nehuenco II horario de datos scada con desfase de 3 horas. 11/03/2017 07:19COLBUN C. Nehuenco III 9B 23/03/2017 13:01CGE S/E Victoria 52 B1 25/03/2017 07:15 25/03/2017 10:47Transelec S/E Punta Colorada 25/03/2017 09:28

5COMUNICACIONES SIC

Empresa Instalación Fecha F/S Hora F/S Fecha E/S Hora E/S

Hidrolircay Hot line a despacho principal. 12/09/2016 19:50Andes Generación SpA Hot line a despacho de respaldo. 07/03/2017 19:30Eléctrica Cenizas Hot line dirección despacho principal a Central Cenizas. 15/03/2017 16:30

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