INFORME PRELIMINAR ESTUDIO DE CONTINUIDAD DE … · 2. Análisis de la evolución de los IC respecto de años anteriores y causas de sus variaciones La estadística de interrupciones

INFORME PRELIMINAR

ESTUDIO DE CONTINUIDAD DE SUMINISTRO 2015

Departamento de Estudios

Dirección de Peajes

28 de octubre de 2016

Informe Preliminar Estudio de Continuidad de Suministro 2015

Contenido

1. Introducción .............................................................................................................................................................. 3

2. Análisis de la evolución de los IC respecto de años anteriores y causas de sus variaciones ....................................... 6

2.1. Evolución respecto a años anteriores .................................................................................................................... 6

2.2. Causas de sus variaciones ..................................................................................................................................... 9

2.2.1. Indisponibilidades de Gx-Tx excesivamente permisivas .................................................................................... 9

2.2.2. Inversiones insuficientes ................................................................................................................................. 13

2.2.3. Operación insegura ......................................................................................................................................... 15

2.2.4. Otras causas .................................................................................................................................................... 16

3. Índices de continuidad aceptables FMIK y TTIK en los Puntos de Control de Clientes .............................................. 19

4. Comparación de índices de indisponibilidad registrados y límites de la NTSyCS ..................................................... 20

4.1. Instalaciones de Generación ............................................................................................................................... 20

4.2. Instalaciones de Transmisión .............................................................................................................................. 22

5. Índices aceptables TTIK en barras troncales ............................................................................................................ 24

6. Resumen de recomendaciones ................................................................................................................................ 27

7. Anexo 1 – Estudio de continuidad 2015 y Análisis Complementario ........................................................................ 29

8. Anexo 2 – Instalaciones de STx con dificultades en el cumplimiento del criterio N-1 y sin redundancia de vínculo . 30


1. Introducción

De acuerdo a lo establecido en los artículos 6-26 y 6-27 de la versión de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), publicada el 21 de julio de 2014 mediante la Resolución Exenta N° 321 y modificada el 20 de enero de 2016 por Resolución Exenta N°37, le corresponde a la Dirección de Peajes (DP) el desarrollo del Estudio de Continuidad de Suministro.

En efecto, según lo indicado en el artículo 6-26 de la NTSyCS la DP deberá realizar anualmente un Estudio de Continuidad de Suministro. En él se efectuará un análisis de la evolución de los índices de continuidad FMIK y TTIK en los Puntos de Control de Clientes (obtenidos según lo establecido en el Artículo 6-18 de la NTSyCS) respecto de años anteriores y de las causas de las variaciones. Los análisis anteriores deben identificar si las diferencias entre los índices de continuidad (IC) por barra registrados tienen su origen en:

a) indisponibilidades aceptables definidas en el Artículo 5-59 o Artículo 5-60 excesivamente permisivas para las instalaciones.

b) inversiones insuficientes.

c) operación insegura.

d) otras causas. Sobre la base de este Estudio, la DP deberá proponer a la Comisión Nacional de Energía (CNE) índices de continuidad aceptables FMIK y TTIK en los Puntos de Control de Clientes. Adicionalmente, la DP elaborará un Informe anual en que comparará los valores registrados de los índices de Indisponibilidad (II) con los valores límites fijados en el Artículo 5-59 y Artículo 5-60, entregando una recomendación a la CNE acerca de su modificación o ratificación, zonificación, u otra medida que estime conveniente considerar. El artículo 6-27 establece que en el Estudio de Continuidad de Suministro se incluirá la determinación de la indisponibilidad aceptable TTIK, en aquellas barras del ST en las cuales la CNE efectúe fijación de precios de nudo de corto plazo, con el desglose de acuerdo al origen de la indisponibilidad (generación; transmisión troncal; y transmisión adicional y subtransmisión). Por otro lado, el artículo 10-3 transitorio indica que el Estudio de Continuidad de Suministro deberá realizarse una vez que se cuente con un año de estadísticas para los índices FMIK y TTIK, de acuerdo a la metodología de cálculo indicada en el Artículo 5-62, es decir no antes de julio de 2015. En el mismo artículo se señala que en este primer estudio, en virtud de lo dispuesto en el Artículo 6-27, se efectuará la determinación aproximada de los índices TTIK aceptables sobre la base de las estadísticas existentes. Este método aproximado se deberá aplicar hasta disponer de una estadística real de 5 años por instalación.


Para dar cumplimiento a los requerimientos de la NTSyCS, durante el año 2015, el CDEC SIC en conjunto con el CDEC-SING realizaron un proceso de licitación internacional, en el cual fueron invitadas empresas consultoras nacionales e internacionales con experiencia en la materia. Al finalizar este proceso, se adjudicó a la empresa Estudio Energéticos Consultores la elaboración de un estudio que cumpla con los siguientes objetivos, derivados de los requerimientos normativos descritos anteriormente:

1. Analizar los resultados de los índices de continuidad de suministros obtenidos e identificar el origen de éstos en: a) indisponibilidades aceptables o excesivamente permisivas para las instalaciones; b) inversiones insuficientes; c) operación insegura, d) otras causas.

2. Definir y validar una metodología que permita proponer índices de continuidad de suministro FMIK y TTIK aceptables en los puntos de control de clientes.

3. Definir y validar una metodología que permita referir el índice de continuidad de suministro TTIK aceptable desde los puntos de control de clientes hasta las barras del sistema de transmisión donde la Comisión Nacional de Energía fija los precios de nudo de corto plazo, incluyendo el desglose de acuerdo al origen de la indisponibilidad (generación, transmisión troncal, transmisión adicional y subtransmisión).

4. Comparar los valores registrados de índices de indisponibilidad de generación y transmisión (Gx-Tx) de las instalaciones del SIC y del SING con respecto a los valores límites establecidos en los artículos 5-59 y 5-60 de la NTSyCS, entregando un análisis exhaustivo y recomendaciones respecto de los lineamientos del Artículo 6-26 de la NTSyCS.

5. Adicionalmente se desarrollará una metodología de simulación de confiabilidad compatible con la información utilizada por los CDEC con el fin de identificar la relación entre los índices de indisponibilidad Gx-Tx y los índices de continuidad FMIK/TTIK en los puntos de control. Al ser el primer año de ejecución del estudio de continuidad de suministro según la nueva versión de la NTSyCS, y considerando que se cuenta sólo con un año de estadísticas de los índices de continuidad FMIK y TTIK, el estudio y las recomendaciones que de él se desprenden, enfatizan las propuestas metodológicas necesarias para realizar las diferentes recomendaciones y análisis que la normativa establece. Los análisis realizados corresponden a una aproximación que considera la estadística de las interrupciones de suministro desde julio de 2014 hasta junio de 2015, complementada con la información histórica desde enero de 2007 hasta junio de 2014, disponible de acuerdo a los requerimientos establecidos en el Oficio SEC 2853, que con fecha 13 de mayo de 2003 establece


procedimiento de información de eventos en el sistema eléctrico. Adicionalmente se realiza un análisis complementario mediante simulaciones con el módulo de confiabilidad del software DigSILENT Power Factory para determinar la relación entre los índices de indisponibilidad de generación-transmisión y los índices de continuidad FMIK y TTIK. En este documento se presentan los principales resultados y conclusiones del estudio de continuidad de suministro 2015, las metodologías utilizadas, las recomendaciones correspondientes y el informe realizado por el consultor.


2. Análisis de la evolución de los IC respecto de años anteriores y causas de sus variaciones

La estadística de interrupciones de suministro disponible, según la nueva NTSyCS, corresponde a un año desde julio de 2014 hasta junio de 2015.

Para complementar esta información no es posible utilizar directamente los índices de continuidad previos a julio de 2014 ya que en la antigua versión de la NTSyCS se definía una metodología de cálculo diferente para estos indicadores y no existe la información necesaria para realizar su homologación a los índices actuales.

Por lo anterior, para ampliar la estadística existente y realizar los análisis correspondientes, se incorpora la información histórica desde enero de 2007 hasta junio de 2014 de acuerdo a los requerimientos del Oficio SEC 2853, que con fecha 13 de mayo de 2003 establece procedimiento de información de eventos en el sistema eléctrico, y se determinan los índices de continuidad por subestaciones aplicando un factor que da cuenta de la profundidad de la falla por cada zona del sistema, obtenido de los datos de julio de 2014 hasta junio de 2015. Los análisis realizados corresponden a una aproximación que será aplicada hasta completar una estadística real de 5 años.

Adicionalmente, cabe destacar que para determinar la relación entre los índices de continuidad e índices de indisponiblidad Gx-Tx se realizan simulaciones con el módulo de confiabilidad del software DigSILENT PowerFactory.

2.1. Evolución respecto a años anteriores

Para apreciar la evolución temporal de los índices es necesario considerar períodos de varios años, pues de otro modo los parámetros estadísticos que los caracterizan resultan poco representativos por insuficiente tamaño de la muestra. Para estos efectos se dispone de ocho años y medio de registros a nivel de los puntos de interés (identificados genéricamente como SPD, Subestaciones Primarias de Distribución y que incluyen los puntos de retiro de Clientes Libres), lo que se considera suficientemente representativo. Se adoptaron así dos periodos de comparación: los cuatro años completos de 2007 a 2010, y los cuatro años y medio desde el inicio de 2011 a mediados de 2015, ponderando los cálculos por la duración de ambos períodos. En la tabla siguiente se presenta la evolución temporal entre ambos períodos, con un desglose por zona1.

1 El detalle de la asociación entre las SPD y la zona se encuentra en el Anexo 1 - parte e) Modelos de cálculo: SIC Análisis IC


Tabla 1 FMIK y TTIK Evolución entre períodos por Zona2 (Región)

Región SPD

FMIK [#/año/punto]

2007-2010

FMIK [#/año/punto]

2011-2015

%∆

TTIK [h/año/punto]

2007-2010

TTIK [h/año/punto]

2011-2015

%∆

Zona Atacama 37 1,44 2,15 +49% 6,21 8,41 +35%

Zona Coquimbo

58 0,89 1,12 +26% 2,96 2,77 -6%

Zona Chilquinta-Aconcagua

53 1,36 1,82 +34% 2,29 3,01 +31%

Zona Chilectra 58 0,59 0,61 +3% 0,98 1,75 +79%

Zona Central 136 3,73 2,37 -36% 4,77 2,83 -41%

Zona Colbún 3 0,99 0,95 -4% 8,73 1,66 -81%

Zona Charrúa 23 0,82 0,93 +13% 2,49 2,05 -18%

Zona Concepción

51 0,64 0,77 +20% 2,01 1,85 -8%

Zona Araucanía

67 3,00 1,13 -62% 6,67 2,55 -62%

SIC 486 2,00 1,52 -24% 3,83 2,95 -23%

Se puede apreciar que los índices de continuidad en las zonas de Atacama, Chilquinta-Aconcagua, Chilectra no presentan mejoras; sin embargo, en las zonas Central y Araucanía, que contienen el mayor número de SPD, para el período 2011-2015 se presentan disminuciones de los tiempos de interrupción de 41% y 62% respectivamente provocando una disminución global de 23% respecto del período anterior (2007-2010).

Complementariamente, para apreciar la progresión anual de esta evolución temporal se presentan los promedios quinquenales sucesivos de los índices de continuidad agregados a nivel de las Zonas Eléctricas, considerando una ventana móvil de 5 años con paso anual, iniciando en 2007 y finalizando en 2015.

2 La distribución de zonas se basa en la utilizada para representar el SIC en las bases de datos del programa PowerFactory

de DigSILENT


Figura 1 Evolución de FMIK promedio quinquenal por zona eléctrica

Figura 2 Evolución de TTIK promedio quinquenal por zona eléctrica


2.2. Causas de sus variaciones

2.2.1. Indisponibilidades de Gx-Tx excesivamente permisivas

Se realizaron simulaciones utilizando el módulo de confiabilidad de DigSILENT y los valores límites para los índices de indisponibilidad establecidos en la NTSyCS, obteniéndose los valores de FMIK y TTIK a nivel de punto de control3. A continuación se presenta un resumen de los resultados promedios agrupados por zona de los índices FMIK y TTIK y la participación de cada segmento (G: Generación, TT: Transmisión Troncal y TS: Transmisión Secundaria4).

Tabla 2 Resultados FMIK y TTIK y participación de los estratos

Zona FMIK Total FMIK G FMIK TT FMIK TS TTIK Total TTIK G TTIK TT TTIK TS

01-Atacama 13,50 8,68 0,60 4,22 54,77 1,30 2,90 50,56

02-Coquimbo 5,99 2,08 0,05 3,87 39,41 0,30 0,42 38,69

03-Aconcagua 1,83 0,00 0,03 1,80 14,51 0,00 0,92 13,59

03-Chilquinta 2,97 0,01 0,04 2,93 23,62 0,06 0,24 23,32

04-Chilectra 3,73 0,00 0,04 3,68 15,54 0,00 0,52 15,02

05-Colbún 0,56 0,00 0,28 0,28 13,29 0,00 1,08 12,20

06-Troncal_Qui-Cha 3,73 0,00 0,01 3,72 27,60 0,00 0,22 27,37

07-Sistema154 - 66 kV 3,81 0,04 0,02 3,74 31,70 0,09 0,29 31,31

08-Charrúa 1,22 0,01 0,02 1,20 16,69 0,12 0,46 16,11

09-Concepción 3,41 0,00 0,01 3,40 26,24 0,00 0,24 26,00

10-Araucanía 0,75 0,00 0,03 0,72 13,29 0,00 1,16 12,13

11-Araucanía 66 kV 2,70 0,11 0,01 2,58 27,82 0,02 0,23 27,57

SIC 4,13 0,78 0,07 3,28 26,92 0,15 0,55 26,22

3 El detalle de la asociación entre cada Punto de Control y las diferentes zonas se encuentra en el Anexo 1 - parte e)

Modelos de cálculo: SIC Analisis Compl Sensibilidad. 4 Transmisión Secundaria corresponde a las instalaciones de Subtransmisión y Transmisión Adicional


De la tabla anterior se puede desprender que, con respecto a los índices FMIK, la componente que tiene origen en eventos de Generación representa el 19 %, un 2% le corresponde a la Transmisión Troncal, y el 79% se explica por la Transmisión Secundaria, dando como resultado que el segmento de Tx es el que origina el 81% de la frecuencia de las interrupciones.

Los eventos originados en Transmisión Troncal y Generación representan el 21% del indicador FMIK, esto se explica por la red desarrollada en el sistema troncal con redundancia de vínculos para la aplicación del criterio de seguridad N-1 en su operación, y debido a la capacidad de reserva remanente en los despachos correspondientes. Esto determina que las características de la topología de red, e indisponibilidad de sus elementos, no generen interrupciones sustanciales en el sistema, salvo en la zona de Atacama y Coquimbo, donde el sistema de transmisión troncal es más débil. Por el contrario, a nivel de Transmisión Secundaria, las interrupciones generan impacto sobre la demanda en forma directa en los casos de alimentación de consumos con único vínculo.

Es del caso mencionar que los valores simulados no dan cuenta de la actuación de EDAG (baja frecuencia relacionado con Gx) y EDACxCE (relacionado con automatismos asociados a salida de circuitos en el STT).

En cuanto al TTIK, el principal causante es la Transmisión Secundaria, con el 97%, y en menor medida los eventos que tienen origen en Generación (1%) y Transmisión Troncal (2%).

La indisponibilidad de elementos de Generación y Transmisión Troncal representa el 3% en la formación de TTIK, debido a que los tiempos involucrados en elementos que generaron la indisponibilidad son bajos respecto del resto de elementos. Por el contrario la alta participación de la Transmisión Secundaria se debe a la importante cantidad de desconexiones que se tiene en este nivel de red, y que involucran interrupción de demanda de forma directa, en algunos casos sin redundancia de vínculo, y con mayores valores de tiempos de reposición.

Adicionalmente, en muchos casos en el nivel de Transmisión Secundaria no existe enmallamiento de la red, y la indisponibilidad del elemento queda directamente determinada por la tasa de falla y tiempo de reposición de estos vínculos. Cabe mencionar que las simulaciones no consideraron transferencia de carga entre subestaciones, que en algunos casos se pueden presentar en redes de distribución y/o subtransmisión.

Estos resultados son importantes para verificar el grupo de elementos que tiene impacto en los indicadores formados a nivel punto de control. En este caso, el grupo Transmisión Secundaria es el más relevante, ya que por sí solo da cuenta del 79% y 97% los valores de FMIK y TTIK respectivamente.


Finalmente, se realizó una sensibilidad de los índices de continuidad para encontrar la relación existente entre estos índices y los valores de FMIK y TTIK. Para esto se redujeron en un 10% las tasas de falla o tiempos de reposición (uno por vez), que representan los índices de indisponibilidad, y se evaluó el impacto porcentual sobre los FMIK y TTIK. En la siguiente tabla se presentan los resultados:

Tabla 3 Sensibilidad de los índices de continuidad FMIK y TTIK ante variación de los índices de indisponibilidad

Variación en Índice de Indisponibilidad

Elemento Variación en

FMIK Variación en

TTIK

-10% en Tasa de Falla (FFOR)

Líneas nivel de tensión >= 220 kV -0,33% -0,14%

Líneas nivel de tensión >=100 y <220 kV

-3,67% -0,76%


-2,72% -1,92%

Transformadores -1,30% -6,72%

-10% en Tiempo de Reposición (HFOR)

Líneas nivel de tensión >= 220 kV - -0,14%


- -0,76%


- -1,92%

Transformadores - -6,72%

De la tabla anterior se desprende que existe una correspondencia entre ambos indicadores, de forma que al reducir los índices de indisponibilidad, los índices de continuidad se verán reducidos pero en una menor proporción y dependiendo del elemento de red. El mayor impacto se produce por los transformadores obteniendo una disminución del 1,3% en el FMIK y 6,7% en el TTIK, esto se puede explicar por la conexión directa de este elemento con los consumos y la falta de redundancia de vínculo de los mismos. Respecto a las líneas de transmisión con nivel de tensión menor a 100 kV se aprecian disminuciones de 2,7% y 1,9% del FMIK y TTIK respectivamente. Para las líneas con niveles de tensión mayores a 100 kV y menores 220 kV las diminuciones son de 3,7% para el FMIK y 0,8% para el TTIK. Las diferencias entre ambas, en particular el TTIK, responden a los tiempos de restablecimiento HFORt límites


establecidos en la NTSyCS (30 horas para las líneas con niveles de tensión mayores a 100 kV y menores 220 kV versus 15 horas para las líneas con nivel de tensión menor a 100 kV). La variación en las tasas de falla y tiempo de reposición en Las líneas con nivel de tensión mayor o igual a 220 kV no influyen significativamente en los índices de continuidad, presentando una disminución menor al 1%, producto del enmallamiento de red presente en este nivel de tensión. Si bien gran parte de las líneas de transmisión con niveles de tensión menores a 220 kV pertenecen al segmento de Transmisión Secundaria, existe una influencia importante de los transformadores en el dicho segmento y en la formación de los resultados de los índices de continuidad. Por lo anterior, uno de los aspectos a considerar en futuros estudios corresponde a la revisión de los valores límites establecidos en la NTSyCS para los transformadores y su posible estratificación por niveles de tensión y/o segmento del sistema de transmisión al que pertenece.


2.2.2. Inversiones insuficientes

Los resultados presentados en 2.2.1 evidencian que las principales causas de las interrupciones de suministro se concentran en el sector de transmisión (81% del FMIK y 99% del TTIK), en particular en el segmento de la Transmisión Secundaria que concentra el 79% del FMIK y 97% del TTIK. Si bien la planificación de la transmisión troncal responde a procesos centralizados dirigidos por la Autoridad, ésta no ha estado exenta de problemas que dificultan el desarrollo de las inversiones, lo que ha implicado ir aumentando los plazos que se requieren para la construcción de los respectivos proyectos. A continuación se presentan algunos proyectos de líneas y transformadores que se han desarrollado en los últimos años:

Tabla 4 Principales proyectos troncales desarrollados en los últimos años

Proyecto VI MMUSD Fecha de puesta

en servicio

Línea de Transmisión Charrúa - Nueva Temuco 2x220 kV 58,9 ene-2010

Nuevo Tramo de línea El Rodeo - Chena 1x220 kV 10,45 may-2010

Línea Punta de Cortés - Tuniche 2x220 [kV] 2,67 En construcción

S/E Polpaico 220 [kV]: Instalación Segundo Autotransformador 750 MVA

20,15 sep-2011

Línea Nogales - Polpaico 2x220 [kV] 46,58 nov-2011

Línea Ancoa - Polpaico 1x500 [kV]: Seccionamiento + Línea Entrada a Alto Jahuel 2x500 [kV]

21,87 feb-2014

S/E Cerro Navia 220 [kV]: Instalación de Equipos de Control de Flujos 29,94 may-2012

Banco Autotransformador S/E Charrúa 500/220 kV, 750 MVA 30,3 nov-2013

Interconexión S/E Colbún - Ancoa 220 kV 4,2 may-2013

Línea Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV: Primer Circuito 184,2 sep-2015

Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa I 69,02 may-2015

Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x220 kV: tendido del primer circuito

37,0 nov-2015

Es importante destacar que los proyectos “Línea de Transmisión Charrúa - Nueva Temuco 2x220 kV” y “Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro 2x220 kV: tendido del primer circuito” aportaron redundancia de vínculo a tramos que operaban con un solo circuito y era esperable una disminución de las interrupciones de suministros en las zonas de Atacama y Araucanía. Con la entrada en servicio de la línea Charrúa - Nueva Temuco 2x220 kV, en enero de 2010, en la zona de la Araucanía se aprecia una disminución del 61,8% (de 6.67 a 2,55) del índice TTIK comparando los periodos 2007-2010 y 2011-2015.


Por otro lado, los efectos en la zona de Atacama se espera sean visibles en los futuros estudios, ya que el primer circuito de la línea Nueva Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV entró en operación en noviembre de 2015. Otra de las mejoras relevantes, pero que involucra a un número reducido de puntos de control, se visualiza en la zona de Colbún donde el índice FMIK disminuyó un 81% (de 8,73 a 1,66). Este efecto puede ser atribuido al proyecto Interconexión S/E Colbún - Ancoa 220 kV que permitió unir ambas subestaciones a través de un cable enmallando el Sistema de Transmisión Troncal. Respecto a la subtransmisión, que de acuerdo a los análisis realizados sería la que afectaría mayormente los índices de continuidad, hasta el año 2015 no existía una planificación estrictamente centralizada y aunque para la tarificación se realizan estudios que proyectan las inversiones requeridas, esta no generaba los incentivos necesarios para el desarrollo de nuevos proyectos. Al respecto, se pueden mencionar los siguientes aspectos que dificultan las inversiones y fueron recogidos en el documento preparado por la CNE “Diagnóstico de la Transmisión”:

No existe obligación de ampliación, lo que provoca congestión y dificultades para la conexión de otra generación.

Regulación con diferencias conceptuales al troncal en cuando a ampliación efectiva, seguridad, remuneración y señales de expansión, dificulta desarrollo integral de la red: calificación de instalaciones, acceso de PMGD, etc.

Falta coordinación con desarrollo del troncal. Los índices de continuidad de suministro dejan de manifiesto esta situación al representar una participación del 79% en el FMIK y 97% en el TTIK. Los diagnósticos realizados por el regulador y los incumbentes facilitaron el desarrollo de la Ley 20.936 que “Establece un Nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea una Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional”, publicada el 20 de julio de 2016. Una de las modificaciones realizadas en la ley eléctrica apuntan a desarrollar un proceso de planificación de la transmisión coordinado, que integre el Sistema de Subtransmisión (Zonal) con el Sistema de Transmisión Troncal (Nacional), para asegurar que los criterios de planificación y tarificación de los mismos sean consistentes con los estándares de seguridad y calidad se servicio que se exigen en la normativa.


2.2.3. Operación insegura

La operación del sistema se rige de acuerdo a los criterios establecidos en la NTSyCS donde, en su actualización del año 2014, se realizaron una serie de modificaciones relevantes, entre ellas el nuevo enfoque del Estudio de Continuidad de Suministro y la incorporación de las fallas de severidad 8 y 9 dentro de las exigencias de las instalaciones la que deben ser consideradas en el desarrollo de los nuevos proyectos de transmisión. Los efectos de estas modificaciones sobre los índices de continuidad de suministro se verán reflejados a futuro una vez que se desarrollen los proyectos necesarios para adecuar las instalaciones al nuevo estándar. Sin perjuicio de lo anterior, pueden existir situaciones puntuales en que el sistema debió operarse con la relajación de ciertas restricciones de seguridad y calidad de servicio, como por ejemplo durante la vigencia del Decreto de Racionamiento 26/2011 desde el 17 de febrero de 2011 hasta el 31 de agosto de 2011, extendido hasta el 30 abril de 2012 mediante Decreto 38/2012. Por otro lado, una de las principales problemáticas detectadas corresponde al segmento de subtransmisión, donde existen instalaciones que no se diseñaron para operar con el cumplimiento del criterio N-1 estricto en líneas y estarían más expuestas sobrecargas en transformadores ante la contingencia de algún elemento de la red. Esta situación ha sido debidamente identificada e informada a las empresas respectivas solicitando un plan de acción que permita resolver el problema y así dar cumplimiento a los estándares de seguridad especificados en la NTSyCS. Desde el año 2012, la situación descrita anteriormente ha sido debidamente identificada e informada por el CDEC SIC a las empresas coordinadas solicitando las acciones correctivas necesarias para dar cumplimiento a la normativa. En el “Informe Mensual de Gestión DO-DP-DPD” del CDECSIC, de septiembre de 2016, se presentan los cuadros con 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 (ver Anexo 2).

Finalmente, según lo estipulado en el Artículo 36, literal p) del Decreto 291/2007, en el Informe DO N°37/2016: “Requerimientos de Mejoras de las Instalaciones de Transmisión para la operación del SIC”, de septiembre de 2016, se identifican las instalaciones de transmisión que requieren mejoras para la operación, junto con las instalaciones que carecen de redundancia para el abastecimiento de consumos regulados (ver Anexo 2). Es esperable que estas últimas afecten directamente los índices de continuidad presentando interrupciones de suministro en caso de falla de la instalación; sin embargo, aún no existe estadística suficiente para evaluar cada uno de los puntos de control que afectarían.

Por otro lado es del caso señalar que en los últimos años se ha producido un aumento en la afectación de los clientes producto de los eventos de robo de conductor en algunas zonas del segmento de subtransmisión del SIC. Lo anterior conlleva la frecuente toma de medidas operacionales y modificaciones topológicas en la red que afectan potencialmente la confiabilidad de ésta y en


consecuencia la calidad de servicio. A modo de ejemplo citamos las siguientes medidas (que normalmente se realizan entre las 00:00 y las 06:00 hrs.):

Apertura interruptores de línea de 154 kV Tinguiririca - Rancagua - Alto Jahuel 1 y 2 S/E Punta de Cortés para mitigar profundidad de falla en caso de robo de conductor.

Cierre de interruptor B2 en S/E Chillán y apertura 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 sistema de 154 kV.

Cierre interruptor seccionador de barras de 66 kV en S/E Talca y apertura interruptor BT en S/E Maule, para transferir los consumos de las SS/EE Maule, San Miguel, La Palma, Piduco, TR-2 de Talca, San Javier, Nirivilo y Constitución hacia S/E Itahue, para mitigar profundidad de falla en caso de robo de conductor en sistema de 154 kV.

2.2.4. Otras causas

Para evaluar otros aspectos que pueden influir en la evolución de los IC, se analizaron las características generales de las causas de las interrupciones. En efecto, durante enero de 2007 y junio de 2015 se generaron interrupciones sobre la demanda por 195.277 MWh con origen en los siguientes tipos de elementos:

Tabla 5 Energía y Potencia interrumpida por origen

Origen MWh interrumpidos %MWh MW interrumpidos %MW

Generación 7.593 3,9% 3.091 4,6%

Transmisión 173.858 89,0% 62.424 92,5%

Distribución5 107 0,1% 119 0,2%

Cliente Libre 955 0,5% 487 0,7%

Sin identificación 12.764 6,5% 1.377 2,0%

Total 195.277 100% 67.498 100%

Nota: La identificación de Transmisión Adicional, Troncal, Subtransmisión y Otro se encuentra solamente en el grupo de eventos a partir de julio de 2014, y están agrupados en el concepto de

5 Corresponde a eventos que se originaron en instalaciones de distribución y que tuvieron efectos en instalaciones de

clientes que se abastecen desde el sistema de transmisión


Transmisión. Los orígenes de los eventos anteriores a julio de 2014 (Oficio SEC 2853) eran clasificados como: Generación, Transmisión, Distribución y Cliente Libre.

En cuanto al origen de las fallas, se observa que la gran mayoría de las interrupciones de energía (89.0%) son causadas por elementos de transmisión (incluyendo TA, TT y ST), seguidas por fallas en generación (3.9%), clientes libres (0.5%), distribución (0.1%) y otras sin identificación (6.5%).

Tabla 6 Cantidad de eventos (no programados con desconexión de consumo) por tipo de causa

Tipo de Causa Cantidad de Eventos

Potencia Interrumpida MW

Energía Interrumpida MWh

Otros 2.019 23.090 87.306

Interrupción forzada por operación de protecciones

4.261 28.359 48.739

Falla en subestación 12 85 21.195

S/I 381 8.793 19.487

Conductor cortado 131 1.722 8.902

Intempestivas de transmisión 637 1.695 3.047

Falla en sistema de control 519 379 1.884

Intempestivas de subtransmisión (Transmisión secundaria)

61 798 1.853

Acción de terceros 39 591 1.280

Baja frecuencia 96 578 885

Trabajo en instalaciones 4 191 231

Intempestivas de generación 314 352 126

Operación errónea de interruptor/relé/protecciones

32 328 123

Flash-over en línea 7 81 95

Falla en servicios auxiliares de la central 215 62 78

Sobrefrecuencia 22 6 16

Pérdida de llama en unidad generadora 18 10 13

Operación de bloque de baja frecuencia 6 367 7

Baja tensión en subestación 15 9 5

Sobretensión en subestación 6 2 4

Falla en cliente no regulado o libre 1 0 2

Total 8.796 67.498 195.277

En cuanto a los tipos de eventos se destacan los causados por "interrupción por operación de protecciones" (25%), “fallas de subestaciones” (11%) y "conductor cortado" (5%). Una gran proporción (55%) está clasificada como "otros" o sin identificación.


Se estudiaron con más detalle los reportes de falla de los eventos de desconexión forzada que originaron interrupción de demanda entre 100MW y 300 MW, con origen en una causa identificada como: “Interrupción forzada por operación de protecciones” y “otros” (total de 67 eventos de los cuales 6 no tienen reporte). Los resultados principales y sus conclusiones son las siguientes:

Tabla 7 Caracterización del origen de la falla

Caracterización del origen de la falla Cantidad Porcentaje

Evento externo 16 26,2%

Robos 9 14,8%

Errores durante tareas de operación/maniobras 12 19,7%

Falta de mantenimiento 2 3,3%

Actuación por ajuste incorrecto 13 21,3%

Falla de elemento 2 3,3%

Evento externo: incendio bajo línea 7 11,5%

Total 61 100%

Un 26,2% corresponde a eventos externos (sismos, descargas atmosféricas, fuertes vientos); un 21,3% responde a la actuación de elementos de red por un ajuste incorrecto o calibración; un 20% corresponde a errores durante tareas de operación, maniobra o de mantenimiento; un 15% responde a robos, o intento; un 11,5 % por incendio y un 6% por falta de mantenimiento y fallas de elementos (tarjetas de control). Un número importante de eventos (44,3%) corresponde a situaciones que plausiblemente pudieran mejorar con algún tipo de acción correctiva o revisión de las políticas de operación y mantenimiento, en particular, los eventos debidos a la "actuación de elementos de red por un ajuste incorrecto o calibración" (21,3%), aquellos que corresponden a "errores durante tareas de operación, maniobra o de mantenimiento" (20%) y los relacionados con falta de mantenimiento (3%).


3. Índices de continuidad aceptables FMIK y TTIK en los Puntos de Control de

Clientes

A continuación se presenta una propuesta metodológica para definir de la manera más objetiva posible los índices aceptables de continuidad, sin perder de vista que está la responsabilidad de este CDEC es realizar una recomendación por lo que el regulador podría adoptar una convención que permita cuantificar el concepto “aceptable” para determinar el valor del umbral.

De acuerdo a lo propuesto por el consultor, se debe partir fijando límites que, en lo inmediato, puedan ser cumplidos por al menos el 80% a 90 % de los casos y, periódicamente, revisar estos estándares para adecuarlos (presumiblemente en disminución) a la evolución del desempeño (mejora) que muestren las estadísticas.

Sobre la base de las estadísticas analizadas, se pueden establecer de dos maneras los valores límite mencionados en el párrafo anterior: (i) tomando directamente los valores de índice de continuidad de los dos deciles superiores de la estadística; (ii) calculándolos mediante una expresión analítica que representa la distribución de probabilidad exponencial, inferida por el valor medio y la proporción de registros “no nulos” en el total de SPD y años de la estadística.

Teniendo en cuenta tanto la consideración directa de la estadística (i) como la inferencia por cálculos (ii), podrían recomendarse unos valores de FMIK_lim y TTIK_lim como los sugeridos a continuación (basados en el promedio de la intersección de los rangos determinados en las dos maneras mencionadas):

Tabla 8 Límites sugeridos para FMIK [#/año] y TTIK [h/año]

Grupo SPD FMIK límite TTIK límite

SIC Norte 4 8

SIC Centro 4 5

SIC Sur 2 5

En última instancia, la eventual fijación de límites es potestad del ente regulador. De modo que lo aquí expuesto debe tomarse como un método para fijar los límites con un criterio racional objetivo y paramétrico, basado en la realidad técnica del sistema eléctrico.

El detalle de la metodología presentada se puede encontrar en el capítulo 7.6 “Criterio de Límites Regulatorios para FMIK y TTIK” del Informe Final “Estudio de continuidad 2015 y Análisis Complementario”.


4. Comparación de índices de indisponibilidad registrados y límites de la NTSyCS

4.1. Instalaciones de Generación

Se analizan los eventos que afectaron a unidades generadoras del SIC entre octubre de 2010 y septiembre de 2015. Las principales conclusiones de este análisis se muestran a continuación donde los valores porcentuales se miden respecto del total de elementos que constituyen la muestra (número de unidades):

Tabla 9 Conclusiones de los análisis del consultor para instalaciones de generación

Tipo de Central Conclusiones

Hidráulicas de Embalse El porcentaje de incumplimientos del límite es razonable para HFORg (3,4%) y para FFORg (1,7%), mientras que es excesivo para HPROg (18,9%)

Hidráulicas de Pasada Los porcentajes de incumplimiento de todos los índices son excesivos (18% o más)

Centrales Térmicas de Vapor El porcentaje de incumplimiento del límite HFORg excede ampliamente (73%) los límites de la NTSyCS. Para HPROg y FFORg los porcentajes de incumplimiento de los índices son razonables (4,6% y 5,3% respectivamente)

Centrales Turbogás Todos los índices exceden los límites de la NTSyCS

Centrales de Motores Diésel Los índices HPROg son sumamente reducidos, mientras que los Hfor exceden, con mucho, el límite HFORg de la NTSyCS. En este caso la diferencia entre HFOR y HPRO se explica básicamente por el régimen despacho de estas unidades. Cabe considerar que los límites establecidos en la NTSyCS resultan inusualmente bajos (por ejemplo al compararlos con NERC).

Ciclos Combinados Se advierte que las conclusiones pueden ser imprecisas debido a lo reducido de la muestra (sólo 5 unidades). El límite HFORg es superado en todos los casos, mientras que el HPROg lo es con gran probabilidad (46%). El límite FFORg presenta una menor probabilidad de ser excedido (10%)

Eólicas y Solares El índice FFORg se mantuvo por debajo del límite. Sin embargo, los índices de duración excedieron en todos los casos los límites de la NTSyCS. Estos resultados sugieren que los límites de duraciones dados en la NTSyCS son excesivamente exigentes para el estado actual de la tecnología.

Los nuevos límites normativos para estos índices deberían ser determinados según un criterio que tenga en cuenta tanto los límites hoy vigentes como la información aportada por los análisis estadísticos de los propios sistemas SIC y SING y el benchmarking de NERC. Tal como establece la NTSyCS actual, estos límites serán los mismos tanto para el SIC como para el SING. Para la determinación de los nuevos límites de cada uno de los indicadores, se define primero un rango de referencia para cada uno de ellos (valor inferior y superior). Este rango se define entre los valores actuales de la NTSyCS y el X25% (valor que se excede con un 25% de probabilidad) de la


estadística NERC. Comparando la estadística X10% del indicador en cuestión para el SIC y el SING con este rango se determina el nuevo límite. El detalle de la metodología propuesta se presenta a continuación:

1) En cada caso se toma como referencia el rango entre el valor límite actual y un valor tal que en la estadística NERC resulta excedido con una frecuencia relativa de 25% para HPROg, 15% para HFORg y 20% para FFORg.

2) Se compara el rango de referencia con un valor objetivo del índice tal que en las estadísticas

de SING y SIC resulta excedido 10% en frecuencia relativa.

3) Si los valores objetivos de ambos sistemas (SING y SIC) son menores que el rango de referencia, entonces se adopta como límite normativo para ese indicador el valor inferior del rango.

4) Si cualquiera de los dos valores objetivo de SING y SIC excede el rango de referencia, entonces

se adopta como límite normativo el valor superior del rango

5) En cualquier condición diferente a 3) y 4) se adopta como límite normativo el mayor de los respectivos valores objetivo del SING y SIC

6) Para ser inscritos en la normativa, los valores límites de HPROg y HFORg determinados según lo anterior se redondean en fracciones enteras de 50 h y los de FFORg al entero superior más próximo.

A continuación se resumen los límites actuales y los sugeridos de acuerdo a la aplicación de la metodología descrita anteriormente:

Tabla 10 Índices de Indisponibilidad Gx establecidos en NTSyCS y sugeridos

Índice de Indisponibilidad

Hidráulica Embalse

Hidráulica Pasada

Térmica Vapor

Ciclo Combinado

Turbina a Gas

Motor Diésel

Eólico y Fotovoltaico

HPROg NTSyCS 400 300 750 500 300 300 20

HPROg Sugerido 500 400 1000 950 450 150 80

HFORg NTSyCS 100 50 200 200 50 100 10

HFORg Sugerido 100 150 850 450 550 550 30

FFORg NTSyCS 8 4 12 12 4 8 4

FFORg Sugerido 5 5 12 12 5 8 4


4.2. Instalaciones de Transmisión

Se analizan los eventos que afectaron a elementos de transmisión del SIC entre octubre de 2010 y septiembre de 2015. Las principales conclusiones de este análisis son las siguientes:

Tabla 11 Conclusiones de los análisis del consultor para instalaciones de transmisión

Tipo de Instalación Conclusiones

LÍNEAS DEL RANGO [44, 100) kV El porcentaje de incumplimientos del límite es razonable para HFORt (5,8%), un poco excesivo para FFORt (17,7%) y muy excedido para HPROt (47%)

LÍNEAS DEL RANGO [100, 220) kV El porcentaje de incumplimientos del límite es razonable para FFORt (2,6%), excesivo para HFORt (19,1%) y muy excedido para HPROt (71,5%). Considerando que cerca del 70% de la muestra excedió el límite HPRO normado y cerca de 20% excedió HFOR, se recomienda analizar los procedimientos operativos actuales. Si esto no fuera posible, se debería considerar una adecuación de la norma.

LÍNEAS DEL RANGO [220, 500) kV El porcentaje de incumplimientos del límite es razonable para FFORt (6,5%), mientras que es excesivo tanto para HFORt (44%) como para HPROt (46,2%). Se requiere una adecuación de los procedimientos operativos actuales tendiendo a reducir significativamente y con prontitud los tiempos de indisponibilidad. Si esto no fuera posible, se debería considerar una adecuación de la norma.

LÍNEAS DEL RANGO 500 kV o MÁS La muestra consiste en sólo 8 líneas, de las cuales una no registró ninguna indisponibilidad en el lapso de 5 años estudiado. Esta muestra es insuficiente para un análisis similar al de las líneas de otros niveles de tensión. No obstante, para tener una apreciación cualitativa, se observa que todos los límites de los índices de indisponibilidad fueron excedidos en el 28,6% de los casos para las líneas ALTO JAHUEL - LO AGUIRRE 500KV C1 y ALTO JAHUEL - POLPAICO 500KV C2

TRANSFORMADORES (todas las tensiones) El desempeño de los transformadores en su conjunto no se aparta demasiado de los niveles de indisponibilidad máximos establecidos en la NTSyCS.

EQUIPOS DE COMPENSACIÓN DE REACTIVO Estos equipos son de naturaleza variada, con conceptos de diseño singulares y algunos son únicos, de modo que las inferencias derivadas del enfoque estadístico son limitadas. En general, se observa que para el conjunto de equipos todos los índices de indisponibilidad exceden significativamente los límites de la NTSyCS. La estimación global es que alrededor de un tercio de estas instalaciones exceden los límites de indisponibilidad de la NTSyCS.


Se realizó el análisis de los índices de indisponibilidad programada y forzada (HPROt, FFORt y HFORt) de equipos de transmisión para los últimos 5 años con información disponible, buscando relacionar estos índices con un atributo que describe el ambiente de implantación de las líneas (Costa, Desierto, Montaña, Valle). Recurriendo a un análisis de varianzas mediante RSDC se evalúa hasta qué grado son determinantes o no las categorías de clasificación propuestas a los datos estadísticos disponibles. Las conclusiones de este análisis fueron que, tanto para el SIC como el SING, no hay evidencia estadística cuantitativa que justifique una diferenciación según el ambiente de implantación de las líneas -caracterizado por la geografía en Costa, Desierto, Montaña, Valle- para los valores límites admisibles de esos índices dados en la NTSyCS.

Es del caso mencionar que, según la información entregada por los coordinados, para cada clase de geografía son dominantes no más de tres fenómenos atmosféricos: Costa: alta salinidad (29%), vientos fuertes (24%), lluvias intensas (20%). Desierto: alta temperatura (47%), camanchaca y neblina (31%), tormentas eléctricas (10%). Montaña: alta temperatura (24%), vientos fuertes (26%), tormentas de arena (10%). Valle: alta temperatura (32%), neblina (29%), vientos fuertes (15%). Por lo tanto, los índices de indisponibilidad son significativamente afectados por los fenómenos atmosféricos mencionados. Esta influencia se verá reflejada de distinta forma en los cuatro ambientes geográficos, por lo que el análisis estadístico se ha realizado en base a esa caracterización.


5. Índices aceptables TTIK en barras troncales

Para llevar los valores de los índices TTIK calculados en los Puntos de Control, en el periodo julio 2014 – junio 2015, a índices agregados a nivel de las Barras Troncales a las que están vinculados, se propone la siguiente metodología:

Asociar a cada barra Troncal los puntos de control de acuerdo a los factores “fi” del Decreto N°14-2013 que fija tarifas de sistemas de subtransmisión y de transmisión adicional.

Calcular para cada Barra Troncal el promedio ponderado por kW medio anual de los Puntos de Control asociados de acuerdo al punto anterior (análogo a ponderar por los MWh de consumo anual).

A continuación se entrega una tabla con los índices de Continuidad TTIK calculados a nivel de Barras Troncales, de acuerdo a la metodología indicada anteriormente, para el periodo julio 2014 – junio 20156:

Tabla 12 Índices de Continuidad TTIK calculados a nivel de Barras Troncales

SUBESTACIÓN TRONCAL STx TT TA G Otros EDAC TOTAL NTSyCS Art 10-3

Diego de Almagro 220 4,02 0,01 - 0,12 0,00 - 4,16 11,03

Carrera Pinto 220 - - - - - - 0,00 11,03

Cardones 220 0,91 0,13 - 0,02 1,20 0,29 2,27 10,73

Maitencillo 220 0,22 0,04 - - 0,02 - 0,28 9,03

Pan de Azucar 220 5,01 0,16 4,42 0,04 0,60 0,22 10,23 9,15

Los Vilos 220 0,86 0,00 0,76 0,07 0,49 0,13 2,18 9,15

Nogales 220 0,40 0,03 0,04 0,02 0,02 0,04 0,52 9,15

Quillota 220 0,42 0,00 0,05 0,02 0,02 0,06 0,52 7,35

Polpaico 220 0,09 0,00 0,01 0,01 0,50 0,02 0,61 7,09

Lampa 220

- - - - - - 0,00 7,09

Cerro Navia 220 0,03 0,00 - 0,01 1,79 0,01 1,83 7,09

Alto Jahuel 220 0,42 0,02 0,09 0,04 0,33 0,13 0,90 9,9

Chena 220 0,04 0,00 - 0,01 0,92 0,02 0,97 7,09

Candelaria 220 - - - - - - 0,00 8,5

Colbun 220

- - - - - - 0,00 8,5

Melipilla 220 4,21 2,33 - 0,02 0,02 0,02 6,58 7,09

Rapel 220

8,41 0,53 - 0,05 0,03 0,05 9,02 7,09

6 El detalle de la asociación entre cada Punto de Control y las Subestaciones Troncales se encuentra en el Anexo 1 - parte

e) Modelos de cálculo: SIC TTIK en BT.


SUBESTACIÓN TRONCAL STx TT TA G Otros EDAC TOTAL NTSyCS Art 10-3

Itahue 220

1,17 0,05 0,16 0,07 0,72 0,35 2,18 7,15

Ancoa 220

2,92 - 0,21 0,22 0,26 0,83 3,61 8,5

Charrua 220 0,63 0,01 0,04 0,02 0,03 0,04 0,74 8,42

Lagunilla 220 2,43 - - 0,00 0,13 0,00 2,56 12,45

Hualpen 220 0,70 0,00 0,00 0,04 0,00 0,04 0,75 12,45

Temuco 220 2,62 - - 0,04 0,61 0,04 3,26 8,92

Ciruelos 220 0,32 - - - - - 0,32 11,24

Valdivia 220 0,29 - 0,02 - 0,05 - 0,36 11,24

Rahue 220 0,19 - 0,03 - 0,06 - 0,28 11,62

Puerto Montt 220 0,69 - - 0,00 0,05 0,00 0,74 11,62

De la tabla anterior se obtienen los siguientes porcentajes de participación de cada segmento en la formación del índice TTIK:

Tabla 13 Porcentaje de participación del índice TTIK según el origen de la indisponibilidad

Segmento Porcentaje en TTIK

Subtransmisión (STx) 67%

Transmisión Troncal (TT) 6%

Transmisión Adicional (TA) 11%

Generación (G) 2%

Otros 14%

Considerando los índices TTIK aceptables propuestos en 3, utilizando la metodología descrita se pueden llevar estos valores a las barras del ST en las cuales la CNE efectúe fijación de precios de nudo de corto plazo. El desglose de acuerdo al origen de la indisponibilidad se obtiene de la estadística disponible desde julio de 2014 hasta junio de 2015. A continuación se presentan los índices TTIK propuestos en barras troncales:

Tabla 14 Índices de Continuidad TTIK aceptables determinados a nivel de Barras Troncales

SUBESTACIÓN TRONCAL

STx TT TA G Otros TOTAL NTSyCS Art 10-3

Diego de Almagro 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0 11,03

Carrera Pinto 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0 11,03

Cardones 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0 10,73

Maitencillo 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0 9,03

Pan de Azucar 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0 9,15


SUBESTACIÓN TRONCAL

STx TT TA G Otros TOTAL NTSyCS Art 10-3

Los Vilos 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0 9,15

Nogales 220 5,38 0,48 0,85 0,12 1,14 8,0 9,15

Quillota 220 5,36 0,48 0,85 0,12 1,14 7,9 7,35

Polpaico 220 3,60 0,32 0,57 0,08 0,76 5,3 7,09

Lampa 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 7,09

Cerro Navia 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 7,09

Alto Jahuel 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 9,9

Chena 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 7,09

Candelaria 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 8,5

Colbun 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 8,5

Melipilla 220 4,39 0,39 0,69 0,10 0,93 6,5 7,09

Rapel 220

3,38 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 7,09

Itahue 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 7,15

Ancoa 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 8,5

Charrua 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 8,42

Lagunilla 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 12,45

Hualpen 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 12,45

Temuco 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 8,92

Ciruelos 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 11,24

Valdivia 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 11,24

Rahue 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 11,62

Puerto Montt 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0 11,62


6. Resumen de recomendaciones

A continuación se resumen las recomendaciones del CDEC SIC de acuerdo a lo dispuesto en la NTSyCS. Es relevante señalar que considerando que ésta es la primera versión de este estudio y que sólo se cuenta con un año de estadística relativa a los Índices de Continuidad en Puntos de Control (también referidas como SPD), estas recomendaciones, más allá de los resultados, apuntan a consolidar una metodología que permite objetivar la obtención de los estándares descritos en la NTSyCS y cuyos valores finalmente son definidos por la autoridad.

a) Índices de continuidad aceptables FMIK y TTIK en los Puntos de Control de Clientes

Grupo SPD FMIK límite TTIK límite

SIC Norte 4 8

SIC Centro 4 5

SIC Sur 2 5

b) Índices de Indisponibilidad de Generación

Índice de Indisponibilidad

Hidráulica Embalse

Hidráulica Pasada

Térmica Vapor

Ciclo Combinado

Turbina a Gas

Motor Diésel

Eólico y Fotovoltaico

HPROg 500 400 1000 950 450 150 80

HFORg 100 150 850 450 550 550 30

FFORg 5 5 12 12 5 8 4

c) Índices de Indisponibilidad de Transmisión

Considerando la evidencia estadística y los análisis realizados por el consultor se recomienda mantener los valores actuales de la NTSyCS, sin perjuicio que las siguientes versiones del estudio se podrían modificar o adoptar otros criterios de zonificación.

d) Indisponibilidad aceptable TTIK, en aquellas barras del ST en las cuales la CNE efectúe fijación de precios de nudo de corto plazo con el desglose de acuerdo al origen de la indisponibilidad (generación; transmisión troncal; y transmisión adicional y subtransmisión


BARRA TRONCAL

STx TT TA G Otros TOTAL

Diego de Almagro 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0

Carrera Pinto 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0

Cardones 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0

Maitencillo 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0

Pan de Azucar 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0

Los Vilos 220 5,40 0,48 0,85 0,12 1,15 8,0

Nogales 220 5,38 0,48 0,85 0,12 1,14 8,0

Quillota 220 5,36 0,48 0,85 0,12 1,14 7,9

Polpaico 220 3,60 0,32 0,57 0,08 0,76 5,3

Lampa 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Cerro Navia 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Alto Jahuel 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Chena 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Candelaria 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Colbun 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Melipilla 220 4,39 0,39 0,69 0,10 0,93 6,5

Rapel 220

3,38 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Itahue 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Ancoa 220

3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Charrua 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Lagunilla 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Hualpen 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Temuco 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Ciruelos 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Valdivia 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Rahue 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0

Puerto Montt 220 3,37 0,30 0,53 0,08 0,72 5,0


7. Anexo 1 – Estudio de continuidad 2015 y Análisis Complementario

El anexo 1 corresponde al “Informe Final: Resultados del Estudio de Continuidad de Suministro 2015” preparado por Estudios Energéticos Consultores. Adicionalmente se adjunta el “Informe de Avance 1 (Final): Análisis de Experiencias y Metodología Preliminar” que contiene un análisis de las experiencias nacionales e internacionales. Los archivos contenidos son los siguientes:

a) Informe Final Volumen I b) Informe Final Volumen I - Anexos c) Informe Final Volumen II d) Informe Final Volumen II - Anexos e) Modelos de cálculo

NERC Indisp Gx

SIC Analisis Ambiental

SIC Analisis Compl Sensibilidad

SIC Análisis IC

SIC Factores Intensidad

SIC Indisp Gx

SIC Indisp Tx

SIC TTIK en BT f) Informe de Avance 1


8. Anexo 2 – Instalaciones de STx con dificultades en el cumplimiento del criterio N-1 y sin redundancia de vínculo

Tabla 15 Instalaciones de STx con dificultades en el cumplimiento del criterio N-1 y medidas propuestas por los

coordinados




Tabla 16 Instalaciones que carecen de redundancia para el abastecimiento de consumos regulados

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INFORME PRELIMINAR ESTUDIO DE CONTINUIDAD DE … · 2. Análisis de la evolución de los IC respecto de años anteriores y causas de sus variaciones La estadística de interrupciones