INFORME Acuerdos del Directorio EX 4.2 2012-06 y EX 4.2 2012-07 ENERO 2014 I. MEDIDAS PARA AUMENTAR LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN 1. Estudio de Operación de la Zona Norte 2014 2017 con Incorporación de Parques Eólicos y Solares Este estudio de operación de la Zona Norte analiza la incorporación de parques eólicos y solares fotovoltaicos, cuya capacidad instalada prevista para el período es del orden de 2000 MW. El día 09 de enero Estudios Eléctricos envió el informe final del estudio. Dicho informe incorpora las etapas A, B y C correspondientes a las etapas de determinación confección de escenario y máximos niveles de transferencia por el sistema de transmisión; análisis de operación de la Zona Norte y Evaluación de Recursos Específicos, respectivamente. En este informe se realizó un cálculo estimativo de la máxima inyección de potencia simultánea por tramos, proveniente de fuentes renovables, que permite la operación del sistema de transmisión del SIC desde S/E Nogales al norte. Durante la primera semana de febrero de 2014 el Consultor emitirá un informe con el diseño de detalle del automatismo que permite mayores transferencias en operación normal (precontingencia) de Norte a Sur, considerando las centrales ERNC que estarían en servicio durante el 2014, de acuerdo con la información actualizada a diciembre de 2013.
2. Sistemas de Subtransmisión En relación con el estudio normativo relativo a la seguridad operativa de los sistemas de subtransmisión, el Consultor entregó el informe final preliminar para observaciones el viernes 24 de enero de 2014 y se encuentra en revisión. Posteriormente se enviará una versión revisada del informe final para conocimiento de los señores Directores y se coordinará una presentación al Directorio durante febrero o principios de marzo, en horario y fecha a convenir. Por otra parte, durante el mes de Enero de 2014 esta Dirección ha recibido los siguientes antecedentes relacionados con las instalaciones del sistema de Subtransmisión: Jueves 02 de Enero de 2014: se remitió comunicación a S.A. mediante la cual esta Dirección informó la aprobación del estudio de ajustes de protecciones asociado al nuevo transformador Nº 3 154/66 kv 75 MVA de S/E Teno. Domingo 05 de Enero de 2014: se realizaron los trabajos programados para la puesta en servicio del nuevo transformador Nº3 154/66 kv 75 MVA de S/E Teno, quedando entregado a la explotación. Lunes 06 de Enero de 2014: se recibió comunicación de STS S.A. mediante la cual la empresa envió el estudio de ajustes de protecciones (revisión D) asociado al nuevo transformador Nº 1 66/23 kv 30 MVA de S/E Barro Blanco, que recoge las observaciones planteadas por esta Dirección. Lunes 20 de Enero de 2014: se remitió comunicación a STS S.A. mediante la cual esta Dirección informó la aprobación del estudio de ajustes de protecciones (revisión D) asociado al nuevo transformador Nº 1 66/23 kv 30 MVA de S/E Barro Blanco. Miércoles 29 de Enero de 2014: comenzaron los trabajos programados de energización y puesta en servicio del nuevo transformador Nº 1 66/23 kv 30 MVA de S/E Barro Blanco, barra de 23 kv y cable aislado de salida de alimentadores. Miércoles 29 de Enero de 2014: se recibió comunicación de S.A. mediante la cual la empresa envió actualización de las acciones correctivas, fechas de implementación y estados de ejecución de sus instalaciones de subtransmisión incluidas en el informe Acuerdos del Directorio EX-4.2-2012-06 y EX-4.2-2012-07 correspondiente al mes de diciembre del 2013. Jueves 30 de Enero de 2014: se remitió comunicación a S.A., mediante la cual esta Dirección envió documento con la definición de alcances, escenarios de operación y contingencias para el desarrollo de los estudios sistémicos asociados al proyecto Apoyo 220/154kV a S/E Maule. En los siguientes cuadros se presenta el resumen actualizado de las medidas propuestas por los coordinados, su fecha estimada de ejecución, y su estado actual de ejecución, de acuerdo con la información recibida por esta Dirección hasta el 30 de Enero de 2014.
Transformadores Instalación sistema de Subtransmisión Transformador Nº1 Concepción 154/69/13.2 kv 30 MVA Transformador Nº2 Concepción 154/69/13.2 kv 30 MVA Transformador Nº3 Concepción 154/69/13.2 kv 30 MVA Transformador Nº1 Itahue 154/69/13.9 kv 56 MVA Transformador Nº2 Itahue 154/69/13.9 kv 56 MVA Transformador Alto Jahuel 110/69/13.8 kv 30 MVA Transformador Nº55 220/110 kv S/E Melipulli 60 MVA Transformador de 154/66 kv S/E Chillán 75 MVA Transformador 110/23 kv S/E Degañ 40 MVA Transformador Nº2 110/110 kv S/E Ancud 40 MVA (regulador) Transformador Nº4 220/110 kv S/E Pan de Azúcar 75 MVA Transformador 110/66 kv S/E Pan de Azúcar 60 MVA Empresa propietaria Ver transformadores N 1 y N 2 STS STS STS Acción correctiva señalada por empresa propietaria Reemplazo del transformador N 2 por uno de 56 MVA Reemplazo del transformador N 3 por uno de 56 MVA Reemplazo del transformador por uno de 75 MVA Maniobra de enmalle del sistema de 66 kv S/E Santa Isabel (Apoyo a S/E Maule 220/154 kv) La empresa no ha declarado un plan de acción especifico para la instalación solicitada. Soló declara realizar una evaluación de ampliación de la capacidad de transformación sin fecha determinada La empresa no ha declarado un plan de acción especifico para la instalación solicitada Proyecto de conexión paralela de los transformadores T55 y T11 de S/E Melipulli Maniobra de transferencia de cargas hacia S/E Parral Maniobra de conexión de transformador de reserva de 154/66 kv 75 MVA en paralelo con el transformador N 3 Nueva S/E Monterrico 220-154/66 kv La empresa no ha declarado un plan de acción especifico para la instalación solicitada Proyecto de línea 220 kv Melipulli - Chiloé Instalación de ventiladores adicionales en equipo (y aumento de pick protección de sobrecorriente) Instalación de paños 220 kv y 110 kv (JT9 y HT9) para la separación de los transformadores Nº3 y Nº9 220/110 kv de S/E Pan de Azúcar Instalación de protección de sobrecarga en el paño B4 en S/E Pan de Azúcar Habilitación de un segundo transformador 110/66 kv en reserva conectada Fecha estimada implementación acción correctiva 26-08-2013 25-02-2013 02-07-2012 Cuando se requiera Septiembre 2014 No declara acción correctiva No declara acción correctiva No aplica (maniobra operacional) En curso No ejecutado (empresa no declara acción correctiva) No ejecutado (empresa no declara acción correctiva) 20-11-2012 Cuando se requiera Cuando se requiera 08-09-2013 (energización en vacío) 11-12- 2013 (toma de carga) -------- No aplica (maniobra operacional) No aplica (maniobra operacional) No ejecutado (empresa no declara acción correctiva) 01-12-2013 Septiembre 2012 (y 20/11/2012) No informada No Aplica. Cuadro Nº1: Medidas propuestas para Transformadores Estado de Ejecución No ejecutado (en pre-evaluación técnico - económica) La acción correctiva ya no es requerida, por cambio de nivel de tensión en la LT Ovalle - El Peñon de 66 kv a 110 kv. Ejecutada el 19/10/2013. 07-09-2013
Líneas Instalación sistema de Subtransmisión Línea 2x66 kv Itahue - Talca Línea 2x66 kv Talca - Maule 02/07/2012 Septiembre 2014 En curso 02-07-2012 11-11-2013 Septiembre 2014 Línea 2x66 kv Osorno -La Unión STS No ha señalado acción correctiva -------- Línea 2x66 kv Barro Blanco - Osorno Acción correctiva señalada por empresa Empresa propietaria propietaria Aumento Potencia ATR1 S/E Itahue de 56 a 75 MVA Proyecto Santa Isabel (apoyo 220/154 kv a S/E Maule) Aumento Potencia ATR1 S/E Itahue de 56 a 75 MVA Aumento de potencia T2 S/E Maule de 23 a 60 MVA Proyecto Santa Isabel (apoyo 220/154 kv a S/E Maule) STS Aumento de capacidad por circuito a 42MV a 25 C con sol Nuevo transformador de 30 MVA, 66/23 kv en S/E Barro Blanco Fecha estimada implementación acción correctiva En curso No ejecutado (empresa no declara acción correctiva) 01-07-2012 a) 03-12-2013 (energización en vacío) b) 31-01-2014 (Programada puesta en servicio de transformador, barra y alimentadores 23 kv) Estado de Ejecución a) b) En curso Nuevo circuito 66 kv Pilauco La Unión 13-10-2013 Puesta en servicio de esquema EDACxCE 02-07-2013 Línea 2x66 kv Temuco - Loncoche Refuerzo de la línea Indeterminada, debido a conflictos con comunidades indígenas de la zona En curso (continuación de trabajos realizados el año 2010). Línea 2x66 kv Concepción - Coronel No ha señalado acción correctiva -------- Línea 66 kv Paine - San Francisco de Mostazal Línea 66 kv Rancagua - San Francisco de Mostazal Línea 154 kv Charrúa - Chillán Línea 154 kv Itahue - Parral Línea 110 kv Melipulli - Los Molinos Línea 154 kv Alto Jahuel - Rancagua - Tinguiririca STS S/E Fátima 220/154 kv S/E Fátima 220/154 kv Cambios de aislación (aumento de capacidad de 22 MVA adicionales@35ºc CS) Levantamiento de línea (cambio de aisladores y/o extensiones en portales de suspensión) Nueva línea 220 kv Melipulli - Colaco energizada en 110 kv Nueva línea 220 kv Melipulli Chiloé y nueva S/E Chiloé de 90 MVA 220/110 kv. Realización del cambio de conductores del sistema de 154 kv entre S/E Tinguiririca y S/E Punta de Cortés. Segundo Semestre 2015. Segundo Semestre 2015. No ejecutado (empresa no declara acción correctiva) En curso En curso 23-12-2011 Diciembre 2012 21-01-2013 01-12-2013 23-12-2012 Línea 2x66 kv Itahue -Curicó a) Cambio de Transformador Nº3 de S/E Teno. Aumento de 25 MVA a 75 MVA. b) Refuerzo LT 66 kv Teno Rauquén. c) Instalación Interruptor 66 kv en S/E Curicó. Transferencias de carga post contingencia hacia S/E Teno a) 05/01/2014. b) Febrero 2014. c) 20/12/2013. Cuando se requiera a). b) En curso. c). No aplica (maniobra operacional) Línea 66 kv San Javier - Constitución No ha señalado acción correctiva hasta el momento ( entiende que cumple con los requerimientos de del art. 3-25 NTSyCS) No informada No ejecutado (empresa no declara acción correctiva) Línea 66 kv Chillán - Santa Elvira Nueva S/E Monterrico 220-154/66 kv Línea 66 kv Los Ángeles - Temuco, tramo Los Ángeles - Victoria Línea 66 kv Los Ángeles - Temuco, tramo Temuco - Victoria Línea 2x66 kv Pilmaiquén - Osorno Línea 2x154 kv San Vicente Hualpén E. Pilmaiquén 08-09-2013 (energización en vacío) 11-12- 2013 (toma de carga) Eventual apoyo de PMGDs de la zona ---- No aplica (maniobra operacional) Refuerzo de la línea Traslado de Central Licán hacia S/E Antillanca Cambio de TTCC 500/5 por TTCC 1200/5 extremo San Vicente Esquema de Cambio Automático de Topología (ECAT) a) Tramo pendiente de 1,4 km, Marzo 2014. b) Tramo pendiente de 400 mts, indeterminado por acciones legales con un propietario del predio. a) En curso b) En curso 24-06-2012 01/09/2013 No informada En curso Línea 66 kv Pan de Azúcar - Ovalle Línea 110 kv Pan de Azúcar - El Peñón Línea 110 kv El Peñón - Ovalle Cambio de tensión del subsistema 66 kv Pan de Azúcar - Ovalle: a) Cambio de aislación de 66 kv a 110 kv del tramo El Peñón - Ovalle b) Nuevos Paños de 110 kv en SS/EE El Peñón y Ovalle c) Nuevos Paños de 110 kv en SS/EE Pan de Azúcar y El Peñón d) Nuevo Paño 110 kv y nuevo transformador 110/66 kv en S/E El Peñón, para alimentar Línea 66 kv El Peñón - Andacollo. e) Cambio de topología transformador Nº2 y Nº3 S/E Ovalle a) 19/10/2013 b) 19/10/2013 c) Segundo semestre 2015 d) Segundo semestre 2015 e) 20/10/2013 a) b) c) En curso d) En Curso e) Cuadro Nº2: Medidas propuestas para Líneas
II. PLAN DE DEFENSA CONTRA CONTINGENCIAS EXTREMAS A. Implementación PDCE Descripción de las etapas del proyecto de implementación del PDCE El proyecto de implementación contempla lo siguiente: Planificación, coordinación y programación de las tareas, Desarrollo de la ingeniería básica y de detalle, Aprovisionamiento, montaje e instalación del equipamiento, y Elaboración de pruebas y puesta en servicio de los esquemas requeridos en cada fase. Fases 1 y 3 Corresponde a la implementación del esquema de defensa para atender la falla y desvinculación de la línea de doble circuito Quillota Polpaico 220 kv (Fase 1) y la implementación del esquema de defensa para afrontar la falla y desvinculación de la línea San Luís Quillota 220 kv Fase 3). La fase 1 requiere la implementación de los siguientes recursos: EDAG en las centrales que inyectan en S/E San Luis para reducir la transferencia post contingencia por la línea Quillota- Nogales 220 kv. Modificaciones a los PSS de las unidades de la Central Guacolda, para una adecuada estabilización del sistema. La fase 3 requiere la implementación de los siguientes recursos: Esquema automático de desconexión de la línea San Luis Agua Santa, para evitar la sobrecarga del sistema de la Quinta región costa (Chilquinta). Modificación de ajustes de protecciones en líneas de 110 kv del sistema mencionado. EDACxCEx para compensar el déficit de potencia originado por la desconexión de las centrales que inyectan en San Luis. Este corresponde al mismo esquema que será implementado en la fase 2 del PDCE. En estas fases se requiere celdas de control y medidas en S/E San Luis, S/E Quillota y en centrales San Isidro I y II, Nehuenco I, II y III, y Quintero. Esquemas de medidas en SS/EE Nogales y Polpaico, y además, sistemas de comunicaciones en SS/EE Nogales, Quillota, Polpaico, San Luis, Quinteros, Nehuenco y San Isidro. Las empresas involucradas en esta fase corresponden a, Transquillota, Endesa y Colbún. A continuación se presenta una tabla descriptiva de las actividades realizadas durante el mes de enero:
Fecha Empresas Involucradas Actividades 06 de enero CDEC-SIC CONECTA 08 de enero COLBÚN TRANQUILLOTA 09 de enero TRANSQUILLOTA COLBÚN 10 de enero CDEC-SIC CONECTA 15 de enero COLBUN 10 de enero COLBÚN TRANSQUILLOTA 23 de enero COLBÚN TRANSQUILLOTA CDEC-SIC Se realizó la reunión de coordinación mensual La DO envió la segunda revisión del documento de Protocolos de Pruebas FAT, para comentarios y observaciones hasta el 10 de enero. Empresas involucradas informaron que no tienen observaciones a la segunda revisión de los Protocolos de Pruebas FAT Colbún no entregó observaciones. Se realizó reunión entre el Contratista y el CDEC-SIC en la que se analizaron las modificaciones adicionales, atendiendo los planteamientos de Colbún y Endesa. La DO informó a las empresas los costos adicionales correspondientes a las modificaciones adicionales solicitadas por Colbún y Endesa. La DO envió a las empresas involucradas el documento de Protocolos de Pruebas SAT, para comentarios y observaciones hasta el día 23 de enero. Empresas involucradas informaron que no tienen observaciones respecto del documento de Protocolos de Pruebas SAT. CDEC-SIC solicitó a Conecta actualizar documentos que incorporen las modificaciones solicitadas por Colbún y Endesa. 30 de enero CONECTA El Contratista envió documentación actualizada. 30 de enero COLBÚN TRANSQUILLOTA La DO envió documentación actualizada a las empresas y solicitó observaciones a Colbún, Endesa y Transquillota, hasta el día 06 de febrero.
Avances respecto de las actividades programadas Actividad Principal Avance Programado Avance Real Observaciones Actividades Iniciales 100% 100% Actividad realizada en el plazo programado. Ingeniería Básica 100% 100% Actividad presentó un retraso de una semana debido a dificultad en manejo del gran volumen de información. De acuerdo con lo indicado por el Contratista, esto no afectaría los plazos para las actividades siguientes. Ingeniería de Detalle 100% 95% Con motivo de las observaciones planteadas por y COLBUN, están en desarrollo las actividades correspondientes a las modificaciones necesarias para la implementación del esquema de defensa relacionado con las centrales San Isidro (1 y 2), Quintero (1 y 2) y Nehuenco (1, 2 y 3). Lógica de Control 100% 100% Actividad finalizada. Ensayos FAT 100% 60% Actividad en desarrollo debido a modificaciones solicitadas por Colbún y Endesa. De acuerdo con lo indicado por el Contratista, esto no afectaría el plazo para las actividades siguientes. Montaje 20% 0% Se requiere de ensayos FAT, los cuales no están finalizados. Ensayos SAT 0% 0% - Puesta en servicio 0% 0% - Fase 2 Esto corresponde a la implementación del esquema de defensa para afrontar la falla y pérdida del vínculo Charrúa Ancoa 500 kv (falla en ambos circuitos o en las transformaciones 220/500 kv). Los recursos requeridos en esta fase corresponden entre otros a: Implementación de EDACxCEx en la zona centro del SIC, al norte de S/E Ancoa y hasta S/E Quillota, que permita compensar el déficit de potencia originado por la falla. Este esquema también será utilizado en las Fases 3 del PDCE. Esquema de control de tensión en las SS/EE Alto Jahuel y Ancoa, que actuarán una vez estabilizadas las sobretensiones (post-contingencia) con motivo de la desconexión de carga. Esquema de EDAGxCEx para las centrales que inyectan en S/E Charrúa con el fin de compensar las sobrefrecuencia en el sistema sur.
A continuación se presenta una tabla descriptiva de las actividades realizadas durante el último mes. Fecha Empresa Involucrada Actividades 06 de enero SEIS El contratista entregó el cronograma mensual junto al informe de avance del proyecto 10 de enero SEIS CDEC-SIC 13 de enero COLBÚN DUKE ENERGY 14 de enero COLBÚN SEIS Se realizó la reunión de coordinación mensual. La DO envió a las empresas involucradas la versión final aprobada de los Diagramas Elementales y Esquemas de Construcción. Colbún envió observaciones a los documentos Diagramas Elementales y Esquemas de Construcción correspondientes a la Ingeniería de Detalle. En particular, Colbún señaló que el trip o desenganche será sobre el interruptor de la unidad de la central Los Pinos y no sobre el paño correspondiente en S/E Charrúa. El Contratista respondió que una vez confirmada la información solicitada a Colbún el 07 de enero, este procederá a actualizar los planos correspondientes. 14 de enero envió observaciones a los documentos Listado de Materiales y Protocolo de Pruebas FAT de la Ingeniería de Detalle. 15 de enero SEIS La DO envió a SEIS las observaciones a los documentos Listado de Materiales y Protocolo de Pruebas FAT. 20 de enero SEIS SEIS envió la versión final de los documentos Listado de Materiales y Protocolo de Pruebas FAT 20 de enero COLBÚN DUKE ENERGY La DO envió a las empresas involucradas la Protocolos de Ensayos SAT, Planillas de Alambrado y Manuales de Equipos correspondientes a la ingeniería de detalle, para comentarios y observaciones hasta el día 31 de enero. 31 de enero envió observaciones a los documentos Protocolos de Ensayos SAT, Planillas de Alambrado y Manuales de Equipos de la Ingeniería de Detalle.
Actividades pendientes Fecha Empresa Involucrada Actividades 07 de enero La DO solicitó a enviar la información pendiente, hasta el día 09 de enero, de acuerdo con la solicitud de SEIS realizada el 18 de diciembre. Esta información corresponde a planos específicos de S/E Charrúa 220 y 154 kv. 09 de enero indicó que la información solicitada por SEIS no se encuentra disponible, proponiendo realizar una visita a terreno para efectuar un levantamiento de la información y además tomar contacto directo con los supervisores de cada SS/EE para aclarar dudas. 14 de enero SEIS El Contratista indicó que no se disponen de algunos planos elementales de S/E Charrúa en los formatos requeridos. Por esta razón no es posible indicar el detalle de los trabajos (de responsabilidad de ) de adecuación de señales para los paños de Antuco 2, ATR 5 y Abanico. 07 de enero La DO solicitó a informar, hasta el día 09 de enero, la fecha final de entrega de los planos pendientes solicitados por SEIS, correspondientes a la red de comunicaciones de. 09 de enero Endesa respondió que los planos solicitados están siendo elaborados y serán entregados a más tardar el próximo 20 de enero. 20 de enero SEIS Endesa entregó la información de los planos pendientes solicitados el día 09 de enero. Por su parte, el Contratista se encuentra revisando el detalle de lo proporcionado por Endesa para informar si lo entregado corresponde a lo solicitado. 18 de diciembre COLBUN COLBUN envía set de planos solicitados por SEIS. 07 de enero SEIS COLBUN El contratista solicitó a COLBÚN enviar los planos faltantes de disposición y elementales de la Central Los Pinos. 07 de enero COLBUN COLBÚN respondió que lo solicitado por SEIS ya fue entregado e indica que, si la información no es suficiente propone realizar una visita técnica para efectuar un levantamiento en terreno. 14 de enero SEIS El Contratista indicó que no se disponen de algunos planos elementales de las instalaciones de Los Pinos, que permitan realizar las adecuaciones solicitadas por Colbún. Por esta razón no es posible indicar el detalle de los trabajos (de responsabilidad de Colbún) de adecuación de señales para el paño 220 kv Los Pinos.
Avances respecto de las actividades programadas Actividad Principal Avance Programado Avance Real Observaciones Actividades Iniciales 100% 100% Actividad realizada con 2 semanas de retraso debido dificultad en la entrega y manejo del volumen de información. Atraso no influye en las actividades siguientes. Ingeniería Básica 100% 100% Actividad realizada en el plazo programado. Ingeniería de Detalle 90% 90% Actividad en desarrollo. Está pendiente información solicitada a Colbún y. Montaje 0% 0% - Ensayos FAT 0% 0% - Ensayos SAT 0% 0% - Puesta en servicio 0% 0% - El Anexo I se muestra el cronograma actualizado de actividades resumidas o hitos principales del proyecto. EDACxCEx La implementación de este recurso de la fase 2 la llevan a cabo las empresas coordinadas propietarias de las instalaciones involucradas el desarrollo del proyecto y en coordinación con el CDEC-SIC Las actividades realizadas durante el mes de enero se indican en la siguiente tabla. Fecha Empresa Involucrada Actividades 02 de enero CEMENTOS POLPAICO 09 de enero CEMENTOS POLPAICO 15 de enero CEMENTOS POLPAICO La DO aceptó los montos de carga propuestos y solicitó un plan de acción y cronograma para la implementación del esquema, Informó los hitos relevantes del proyecto e indicó que el miércoles 15 de enero complementará la información. Envió carta Gantt del proyecto de implementación del EDACxCEx. 09 de enero GNL QUINTERO GNL-Q comunica a la DO que solicitó a la autoridad realizar modificaciones a la NT SyCS para ser eximidos de participar en esquemas EDAC. Además, solicita a la DO pronunciarse respecto de este tema.
Fecha Empresa Involucrada Actividades 20 de enero CDEC-SIC La DO respondió a GNL-Q que de acuerdo a la normativa vigente, la DO no tiene atribuciones que le permitan eximir a un coordinado de participación en dichos esquemas. 13 de enero ENAP ENAP informa a la DO que están realizando gestiones ante la autoridad para eximirse de participar en el esquema EDACxCEx. Estas gestiones no han tenido una respuesta final.
III. Anexo I. Cronograma Implementación PDCE 2013 2014 Actividad Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 Proyecto de Implementación PDCE Fases 1-3 Actividades Iniciales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ingeniería Básica 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ingeniería de Detalle 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Lógica de Control 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Montaje 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ensayos FAT 1 1 1 0 0 0 0 1 1 Esayos SAT 1 1 1 1 1 1 Puesta en Servicio 1 1 1 1 Proyecto de Implementación PDCE Fase 2 Actividades Inicales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ingeniería Básica 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ingeniería de Detalle 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Construcción 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Montaje 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ensayos FAT 1 1 1 1 1 1 Ensayos SAT 1 1 1 1 Puesta en Servicio 1 1 1 1 1 1 1 1 1 EDACxCEx Identificación y determinación de cargas que participarán y montos a desprender por escalón Adquisición e Instalación de Equipos (1) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Ensayos SAT y puesta en servicio provisional (marcha blanca) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Habilitación del esquema 1 1 (1) Los tiempos requeridos para la adquisición, instalación e implementación del esquema dependera del grado de complejidad que se presente para cada coordinado. Los plazos considerados contemplan el tiempo requerido para la implementación del esquema más complejo. Estimado Realizado Período de Ejecución Estimado del Proyecto