informe cuatrimestral de la operación técnico comercial ...sept-dic_17).pdfinforme cuatrimestral...
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➢Informe comercialRMER+PDC septiembre-diciembre 2017
➢Informe técnicoRMER+PDC septiembre-diciembre 2017
CONTENIDO
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
INFORME COMERCIAL RMER+PDC SEPTIEMBRE -DICIEMBRE 2017:
1. INYECCIONES Y RETIROS PROGRAMADOS MCR Y MOR POR PAÍS2. INYECCIONES Y RETIROS PROGRAMADOS MCR Y MOR TOTALES3. INYECCIONES Y RETIROS PROGRAMADOS POR PAÍS Y AGENTE4. PRECIOS EX ANTE / PRECIOS EX POSTDECLARACIONES DE CF
FECHA 3
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Agentes autorizados a realizar transacciones en el MER
TIPOS DE AGENTES AUTORIZADOS POR PAÍS
INFORMACIÓN ACTUALIZADA AL 31 DE DICIEMBRE 2017
0
20
40
60
80
100
120
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
107
57
2
40
2
46
AGENTES AUTORIZADOS POR PAÍS
252
0
50
100
150
200
250
300
TOTAL
TOTAL DE AGENTES AUTORIZADOS
PAÍS COMERCIALIZADOR GENERADOR DISTRIBUIDOR GRAN USUARIO TOTAL
GUATEMALA 23 58 3 23 107
EL SALVADOR 38 10 8 1 57
HONDURAS 0 1 1 0 2
NICARAGUA 0 16 5 17 38
COSTA RICA 0 1 1 0 2
PANAMÁ 0 46 0 0 46
TOTAL 61 132 18 41 252
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Histórico de Inyecciones diarias en el MER
11,651.4
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
01
-en
e
11
-en
e
21
-en
e
31
-en
e
10
-fe
b
20
-fe
b
02
-mar
12
-mar
22
-mar
01
-ab
r
11
-ab
r
21
-ab
r
01
-may
11
-may
21
-may
31
-may
10
-ju
n
20
-ju
n
30
-ju
n
10
-ju
l
20
-ju
l
30
-ju
l
09
-ago
19
-ago
29
-ago
08
-sep
18
-sep
28
-sep
08
-oct
18
-oct
28
-oct
07
-no
v
17
-no
v
27
-no
v
07
-dic
17
-dic
27
-dic
MW
h
Comparativo diario de Inyeccionesaños 2013, 2014 ,2015, 2016 y 2017
2013
2014
2015
2016
2017
11,651.4
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
01
-mar
-13
05
-ab
r-1
31
0-m
ay-1
31
4-j
un
-13
19
-ju
l-1
32
3-a
go-1
32
7-s
ep-1
30
1-n
ov-
13
06
-dic
-13
10
-en
e-1
41
4-f
eb
-14
21
-mar
-14
25
-ab
r-1
43
0-m
ay-1
40
4-j
ul-
14
08
-ago
-14
12
-sep
-14
17
-oct
-14
21
-no
v-1
42
6-d
ic-1
43
0-e
ne
-15
06
-mar
-15
10
-ab
r-1
51
5-m
ay-1
51
9-j
un
-15
24
-ju
l-1
52
8-a
go-1
50
2-o
ct-1
50
6-n
ov-
15
11
-dic
-15
15
-en
e-1
61
9-f
eb
-16
25
-mar
-16
29
-ab
r-1
60
3-j
un
-16
08
-ju
l-1
61
2-a
go-1
61
6-s
ep-1
62
1-o
ct-1
62
5-n
ov-
16
30
-dic
-16
03
-fe
b-1
71
0-m
ar-1
71
4-a
br-
17
19
-may
-17
23
-ju
n-1
72
8-j
ul-
17
01
-sep
-17
06
-oct
-17
10
-no
v-1
71
5-d
ic-1
7
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
MW
h
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Contratos Programados
Septiembre-Diciembre 2017
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Inyección
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Retiro
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Ofertas de Oportunidad Programadas
Septiembre-Diciembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Inyección
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Retiro
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Inyecciones del Mercado de Contratos y del Mercado de Oportunidad
Septiembre-Diciembre 2017
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
MCR MOR
Ene
rgía
(M
Wh
)
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh)
90,975.15, 43%
35,783.61, 17%
0.00, 0%0.00, 0%
39,199.24, 18%
45,687.19, 22%
Septiembre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
105,106.23, 50%
23,517.68, 11%
2.39, 0%
0.00, 0%
40,462.91, 19%
41,224.60, 20%
Octubre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh)
148,306.91, 71%10,859.22, 5%
707.39, 0%
0.00, 0%
12,676.53, 6%
37,930.69, 18%
Noviembre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
125,180.17, 70%
16,887.72, 9%
598.07, 0%
0.00, 0%
10,932.00, 6%
26,474.31, 15%
Diciembre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh)
4,332.85, 2%
127,244.43, 61%27,119.27, 13%
51,369.46, 24%
0.00, 0%21.00, 0%
Septiembre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
1,191.25, 1%
137,034.21, 65%
23,853.57, 11%
47,341.65, 23%
19.00, 0%
0.00, 0%
Octubre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh)
233.43, 0%
156,294.74, 76%
14,467.49, 7%
32,559.03, 16% 1,586.53, 1%
0.00, 0%
Noviembre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
22.02, 0%
154,159.99, 86%
12,201.60, 7%
12,602.81, 7%
84.00, 0%0.00, 0%
Diciembre 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Septiembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Octubre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Noviembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Diciembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Septiembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Octubre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Noviembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Diciembre 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Inyecciones Mensuales Programadas México a Guatemala
Septiembre-Diciembre 2017
42,000
44,000
46,000
48,000
50,000
52,000
54,000
SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
Ene
rgía
(M
Wh
)
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Precio promedio diario Ex-ante y Ex-post
Septiembre-Diciembre 2017
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
US$
/MW
h
PRECIO EXANTE
PRECIO EXPOST
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Precio Ex Ante Mínimo, Promedio y Máximo
Septiembre-Diciembre 2017
-2
18
38
58
78
98
118
138
158
US$
/MW
h
MÁXIMO
PROMEDIO
MÍNIMO
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Precio Promedio diario Ex-ante en Nodo Moyuta (1126) y Fortuna (6096)
Septiembre-Diciembre 2017
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
US$
/MW
h
1126-MOYUTA
6096-FORTUNA
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Estadística de Contratos Firmes Declarados
0
5
10
15
20
25
300
1/0
9/2
01
7
08
/09
/20
17
15
/09
/20
17
22
/09
/20
17
29
/09
/20
17
06
/10
/20
17
13
/10
/20
17
20
/10
/20
17
27
/10
/20
17
03
/11
/20
17
10
/11
/20
17
17
/11
/20
17
24
/11
/20
17
01
/12
/20
17
08
/12
/20
17
15
/12
/20
17
22
/12
/20
17
29
/12
/20
17
Número de Contratos Firmes DeclaradosSeptiembre-Diciembre 2017
30 DFA: 19 DF A17018 DF A1707
3 DFM
31 DFA: 19 DF A17018 DF A1707
4 DFM
32 DFA: 19 DF A17018 DF A1707
5 DFM
27 DFA: 19 DF A17018 DF A1707
0 DFM
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Derechos Firmes Vigentes
Septiembre-Diciembre 2017
250
260
270
280
290
300
310
320
SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 0.00 MWTOTAL: 273.323 MW
DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 22.202 MWTOTAL: 295.526 MW
DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 37.423 MWTOTAL: 310.746 MW
DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 38.108 MWTOTAL: 311.432 MW
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
INFORME TÉCNICO RMER+PDC SEPTIEMBRE -DICIEMBRE 2017:
1. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LOS CRITERIOS DE:CALIDADSEGURIDADDESEMPEÑO
2. CONCLUSIONES
FECHA 27
Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018
Evaluación criterios de Calidad:
FrecuenciaCriterio: El 90% de las variaciones de la frecuencia promedio en períodos de 10 minutos, deberán estar
comprendidas dentro del rango de 0.03 Hz.
Área de
control
Porcentaje de variación dentro del rango (%) Desviación estándar de la frecuencia (Hz)
Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Guatemala 99.38 99.33 99.75 99.71 0.015 0.015 0.013 0.014
El Salvador 99.33 99.26 99.75 99.73 0.015 0.015 0.013 0.014
Honduras 99.35 99.26 99.75 99.71 0.015 0.015 0.013 0.014
Nicaragua 99.35 99.24 99.69 99.70 0.015 0.015 0.013 0.013
Costa Rica 99.35 99.22 99.68 99.73 0.015 0.015 0.014 0.014
Panamá 99.37 99.24 99.70 99.71 0.015 0.015 0.013 0.014
➢ Frecuencia máxima: 61.65 Hz, el día 5 de octubre 2017, a las 19:14 ocurre falla en la línea 230kV Masaya – San Martin, se generan
oscilaciones no amortiguadas en el SER, actuando el esquema ESIM004_OSC disparando bancos de transformadores 400/230kV de la sub.
Los Brillantes. Desconexión de línea interconexión 230 kV Cañas - Ticuantepe (Costa Rica - Nicaragua) separando el SER en 2 bloques
(norte y sur). Debido al exceso de generación en bloque sur (CRI-PAN-Sur de Nicaragua), la frecuencia incrementó hasta los 61.65 Hz.
➢ Frecuencia mínima: 59.01 Hz, mismo evento 5 de octubre 2017, en bloque norte (Guatemala, El Salvador, Honduras y Norte de
Nicaragua) el déficit de generación provocado por la pérdida de la inyección de generación desde el sistema de México, más la
separación del SER en dos bloques, provocan una caída de frecuencia en bloque norte hasta los 59.01 Hz, provocando la activación del
EDACBF regional hasta la segunda etapa.
Todos los Derechos Reservados ® 2018
Evaluación criterios de Calidad:
Voltaje (porcentaje de horas fuera de rango)
Criterio: La magnitud del voltaje en las barras de la RTR, debe mantenerse entre 0.95 y 1.05 p.u.
Datos fuente: SCADA Regional EOR.
Nodos con bajo voltajeNodos con alto voltaje
82
8
82
7
1
1
10
26
7
35
1
1
1
12
1
3
19
1
0 20 40 60 80 100
0.00% 0.50% 1.00% 1.50% 2.00% 2.50% 3.00% 3.50%
GUA-Alborada
HON-Santa Lucia
HON-Prados
HON-Nueva…
HON-Agua Caliente
NIC-Planta Che…
NIC-Amayo
NIC-Alba Rivas
NIC-San Martin
NIC-Leon I 138 kV
NIC-Leon I 230 kV
NIC-Pensa
NIC-Sebaco
NIC-Masaya
NIC-Planta Carlos…
CRI-Amayo
PAN-Caceres
PAN-Bayano
% Horas AltoVoltaje
No. Horas AltoVoltaje
6
1
3
5
2
2
46
7
74
42
528
3
113
0 100 200 300 400 500 600
0.00% 5.00% 10.00% 15.00%
GUA-Guatemala Sur
GUA-Los Brillantes
SAL-Ateos
SAL-Talnique
SAL-San Antonio
HON-Cajon
HON-Circunvalacion
HON-Agua Prieta
HON-Bermejo
HON-Cañaveral
HON-Progreso
HON-San Pedro Sula
HON-Toncontin
% Horas BajoVoltaje
No. Horas BajoVoltaje
Todos los Derechos Reservados ® 2018
Datos fuente: SCADA Regional EOR.
Evaluación de los CCSD en Operación Normal
Criterio: De conformidad con lo establecido en el Artículo 16.2.6.1, inciso a) del Libro III del RMER, para operación
normal: “El sistema debe: (a) permanecer estable, (b) la carga en todos los elementos debe ser igual o inferior a su
capacidad operativa, y (c) no debe haber desconexión de carga.”
Los elementos con carga superior a su límite térmico continuo (Rate A), se muestran en la tabla siguiente:
ÁREA ELEMENTO RATE A
Valor máximo
registrado
(MW)
Sobrecarga
máxima
(% respecto
RATE A)
Tiempo total
acumulado con
sobrecarga
(hh:mm)
Fecha de registro
valor máximo
Honduras L.T. 138kV Agua Prieta - Choloma 151.8 160.00 5.4% 14:00 02/10/2017
Panamá L.T. 230kV Boqueron - Mata de Nance 193 230.58 19.5% 21:40 17/09/2017
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Resumen de contingencias ocurridas en el SER
Datos fuente: SCADA Regional EOR, SCADA OS/OM e Informes de Eventos remitidos por los OS/OM
Mes Simple Múltiple Extrema Total
Septiembre 112 30 3 145
Octubre 143 46 1 190
Noviembre 43 15 3 61
Diciembre 32 15 2 49
Total 330 106 9 445
2820
73
119
4134
15
76
37 9
4 614
0 0 3 1 1 00
20
40
60
80
100
120
140
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Intercon
Distribución de contingencias por tipo y área de control
SIMPLE MULTIPLE EXTREMA
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Evaluación de las contingencias
Contingencias simples, total 330, de las cuales 8 no cumplieron con los CCSD:
Sistema Inestable (oscilaciones): 0
Disparos en cascada (no programados) : 5
Sobrecarga en elementos: 3
Voltajes fuera de rango: 0
Desconexión de carga: 1
Reducción de intercambios: 1
Contingencias múltiples, total 106, de las cuales 70 no cumplieron con los CCSD:
Sistema Inestable(Oscilaciones): 70
Disparos en cascada (no programados): 0
Sobrecarga en elementos: 0
Desconexión de carga: 2
Reducción de intercambios: 8
Contingencias extremas, total 9, que ocurrieron debido a disparos de centrales de generación (todas las unidades). De
dichas contingencias, ninguna provocó efectos severos en el SER.
Baja Frecuencia, el esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia (EDACBF) regional, operó en 3
ocasiones en el periodo de Septiembre - Diciembre 2017.
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Evaluación de la actuación del EDACBF regional
No Fecha y hora Evento ContingenciaFrecuencia
mínima
101/10/2017
18:08
Ocurre disparo de las dos unidades de la central Changuinola con una pérdida de generación de 160 MW,
disparo de línea 230kV Moin – Cahuita y actuación del esquema ESIM004_OSC por oscilaciones disparando
los transformadores 400/230kV de sub. Los Brillantes, perdiendo 104 MW desde México. Con la desconexión
de generación mencionada (160 MW + 104 MW), el SER presenta un déficit de generación de 264 MW.
CRI_01102017_18:08
PAN_01102017_18:08
GUA_01102017_18:0859.26
205/10/2017
19:14
Ocurre falla en línea 230kV Masaya – San Martin y la actuación del esquema ESIM004_OSC por oscilaciones,
disparando los bancos de transformadores 400/230kV de la subestación Los Brillantes. Se incrementa el flujo
Sur-Norte (S-N) en la línea de interconexión 230 kV Cañas - Ticuantepe (Costa Rica - Nicaragua) a 353 MW,
la cual se desconecta, dividiendo el SER en 2 bloques: norte (GUA-SAL-HON-NIC) y sur (NIC SUR-CRI-PAN).
NIC_05102017_19:13
GUA_05102017_19:14 59.01
303/11/2017
09:08
Las líneas 230kV Corobicí – Cañas y Ticuantepe – Cañas estaban fuera de servicio por mantenimiento (esta
última por emergencia), ocurre falla en la línea 230kV Arenal – Corobicí, provocando pérdida de 204 MW de
generación (PH Dengo y Sandillal), se incrementa la inyección México-Guatemala a más de 439 MW,
actuando el esquema EDALTBV, disparando la línea de interconexión 400kV Tapachula - Los Brillantes.
CRI_03112017_09:08 59.18
S- Satisfactoria,
NS- No satisfactoria
Evento 1 2 3
Área I I II I
Guatemala S S S S
El Salvador S NS S S
Honduras NS NS NS S
Nicaragua - S NS NS
Costa Rica S S NS S
Panamá S S S S
En el caso del área de control de
Honduras, ya se realizó la revisión y
corrección el 16 de octubre 2017
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Evaluación criterio de Desempeño:
Recuperación ACE ante pérdida de generaciónCriterio: Reducir a cero el valor del error de control de área (ACE), en un tiempo máximo de quince (15) minutos
después de ocurrida la pérdida de generación.
Area de ControlTotal de pérdidas de
generación (Neto≥40 MW)
Valores fuera de
límite
Guatemala 12 2
El Salvador 4 1
Honduras 3 0
Nicaragua 4 0
Costa Rica 10 0
Panamá 4 0
Total 37 3
Libro III, artículo 16.2.7.10 al 16.2.7.13
Fecha y hora ÁREA EventoPérdida
MW Inicio Final
TRecuperación
ACE >15 min
(minutos)
17/09/2017 GUAPérdida de generadores Las Fuentes II, El
Manantial, El Recreo 1 y 277.1 19:04:00 19:22:00 18
23/09/2017 SALDisparo U1 en Planta 5 de Noviembre y
reducción de generación en Planta Solar Antares79.0 13:31:00 13:52:00 21
09/10/2017 GUA
Disparo de línea de transmisión Tactic - Renace
2. Pérdida de plantas Renace 2, Renace 3, Xacbal
Delta y El Cafetal.
216.0 13:36:00 13:53:00 17
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Evaluación criterio de Desempeño:
Regulación secundaria de frecuencia (CPS_RMER)
Datos fuente: Archivo ACE remitido por el OS/OM. Libro III, artículo 16.2.7.1 al 16.2.7.4
Área 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Total
Guatemala 15 4 5 4 9 4 10 5 6 4 3 1 3 2 1 0 3 21 19 4 9 24 16 11 183
El Salvador 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2
Honduras 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 3
Nicaragua 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 1 0 4 1 0 1 2 4 1 1 1 1 0 1 20
Costa Rica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1
Panamá 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total 15 4 5 4 10 5 10 5 6 4 5 1 7 4 1 1 5 27 20 7 10 25 16 12 209
Área 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Total
Guatemala 28 13 17 14 28 15 27 18 14 11 9 7 11 8 7 10 10 39 48 14 33 57 32 25 495
El Salvador 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 4
Honduras 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 2 2 3 2 3 2 0 3 2 1 0 0 0 0 24
Nicaragua 0 1 0 1 2 3 3 2 3 2 3 1 5 2 0 3 2 12 6 2 3 4 1 5 66
Costa Rica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1
Panamá 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2
Total 29 14 17 15 30 19 31 20 18 16 14 10 19 13 10 15 12 55 56 19 36 61 33 30 592
Horas fuera de rango (E10=0.03)
Área SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
Guatemala 65 44 51 23
El Salvador 1 0 0 1
Honduras 0 2 1 0
Nicaragua 5 9 3 3
Costa Rica 0 1 0 0
Panamá 0 0 0 0
Horas fuera de rango (E10=0.018)
Área SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
Guatemala 139 142 134 80
El Salvador 2 1 0 1
Honduras 4 11 1 8
Nicaragua 11 30 14 11
Costa Rica 0 1 0 0
Panamá 0 0 2 0
E10=0.03
E10=0.018
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Área Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Guatemala 151 117 183 180
El Salvador 167 166 185 183
Honduras 180 167 181 171
Nicaragua 200 189 207 205
Costa Rica 222 218 209 211
Panamá 222 209 212 214
Evaluación criterio de Desempeño:
Regulación secundaria de frecuencia (CPS1_NERC)
151167
180200
222 222
117
166 167
189
218209
183 185 181
207 209 212
180 183171
205 211 214
0
50
100
150
200
250
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
%
Área de Control
Porcentaje de cumplimiento del Criterio CPS1
sep-17 % CPS1 oct-17 % CPS1 nov-17 % CPS1 dic-17 % CPS1
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Desviaciones de Energía en Tiempo Real
Fuente DTER
-14
4
-14
-26
86
-12
4
55
-94
28
99
-13
3
-59
14
6
-10
9
-1
56 59
-56
26
-69
-4
47
-2
-47
32
-300
-200
-100
0
100
200
300
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA
MW
h
Área de Control
Desvíos de energía por país mayor a 4 MWH o al 5% (Arriba de lo permitido) de la
Transacción Programada según RMER (+) Inyección (-) Retiro
sep-17 oct-17 nov-17 dic-17
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Desviaciones de Energía en Tiempo Real
15.00
0.83
5.28 5.28
0.00
5.00
9.95
0.94
6.99
1.34
0.40
8.87
4.58
0.14
8.47
4.17
0.14
5.695.65
0.00
8.20
3.90
0.40
4.30
0
2
4
6
8
10
12
14
16
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA
%
Área de Control
Porcentaje de horas en el mes con inyección de Energía en desvío mayor a 4 MWH o
al 5% de la Transacción Programada permitida por el RMER (Fuente: DTER)
sep-17 oct-17 nov-17 dic-17
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Banda Muerta AGC (+/- 2 MW)
Desviaciones de Energía
▪ Se concluye que el ajuste de ±2 MW en la Banda Muerta del AGC a nivel regional, es el que mejores resultados esta obteniendo
hasta la fecha, por lo que se recomienda mantenerlo y seguir realizando las evaluaciones.
-1500
-1250
-1000
-750
-500
-250
0
250
500
750
1000
1250
1500
Ene-1
4
Feb
-14
Mar-1
5
Ab
r-14
May-1
4
Jun
-14
Jul-1
4
Ago
-14
Sep
t-14
Oct-1
4
No
v-14
Dic-1
4
Ene-1
5
Feb
-15
Mar-1
5
Ab
r-15
May-1
5
Jun
-15
Jul-1
5*
Ago
-15
Sep
t-15
Oct-1
5
No
v-15
Dic-1
5
Ene-1
6
Feb
-16
Mar-1
6
Ab
r-16
May-1
6
Jun
-16
Jul-1
6
Ago
-16
Sep
t-16
Oct-1
6
No
v-16
Dic-1
6
Ene-1
7
Feb
-17
Mar-1
7
Ab
r-17
May-1
7
Jun
-17
Jul-1
7
Ago
-17
Sep
t-17
Oct-1
7
No
v-17
Dic-1
7
Desvíos Netos por Área de Control, arriba del margen de ±4MWH o el 5% de la Transacción Programada (MWH)
(+) Inyección (-) Retiro
GUA SAL HON NIC CRI PAN
Sin ajustes homologado de la BM
Ajuste de BM ±3 MW
Ajuste de BM ±2 MW
Ajuste de BM ±1 MW
Ajuste de BM ±2 MW
Nota: Ajuste de BM a +/- 2 MW en el mes de marzo 2016
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Evaluación del cumplimiento de la Reserva Rodante
De acuerdo a los datos reportados por los OS/OM en los archivos de declaración de reserva y en los
Pre-despachos Nacionales, durante los meses de septiembre a diciembre del 2017, los valores de
reserva rodante en la operación diaria de cada área de control, fueron mayores al 5% de su demanda
horaria, como lo establece el RMER.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL
PORCENTAJE PROMEDIO DE RESERVA RODANTE HORARIA
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Uso de las interconexiones del SER (GW-h y %)
Dirección N-S
Total
Dirección S-N
Interconexión Disponible Usado % de Uso
GUA-HON 878.40 82.79 9.43%
GUA-SAL 878.40 383.69 43.68%
SAL-HON 878.40 7.84 0.89%
HON-NIC 553.42 8.55 1.55%
NIC-CRI 595.56 0.05 0.01%
CRI-PAN 0.00 0.00 0.00%
Interconexión Disponible Usado % de Uso
GUA-HON 787.32 2.44 0.31%
GUA-SAL 787.32 0.49 0.06%
SAL-HON 787.32 117.89 14.97%
HON-NIC 595.76 116.56 19.56%
NIC-CRI 280.69 252.78 90.06%
CRI-PAN 753.76 152.24 20.20%
Interconexión Disponible Usado % de Uso
GUA-HON 1665.72 85.23 9.73%
GUA-SAL 1665.72 384.17 43.74%
SAL-HON 1665.72 125.74 15.87%
HON-NIC 1149.18 125.11 21.11%
NIC-CRI 876.25 252.83 90.06%
CRI-PAN 753.76 152.24 20.20%
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Conclusiones (1/2)
1. El porcentaje de cumplimiento del criterio de calidad, en cuanto a la frecuencia en el SER, fue superior a 99.51%,
mayor al 90% que indica el RMER. La desviación estándar máxima de la frecuencia fue de 0.015 Hz en el mes de
Octubre y la mínima fue de 0.013 Hz en Noviembre.
2. El perfil de voltaje en los nodos de la RTR, en operación normal es adecuado y conforme al criterio respectivo. Se
continua observando, en el área de control de Honduras, varios nodos con incumplimientos por bajo voltaje con
un porcentaje de horas mayor al 18% del periodo (mas de 500 horas en los 4 meses), así como un aumento en las
horas en que algunos nodos presentan alto voltaje, en estos últimos está conectada generación eólica y
fotovoltaica. Se ha remitido nota a la ENEE para revisar las acciones para corregir es tema es dicha área de
control.
3. Durante los eventos de pérdida de generación que ocurrieron en este período, las áreas de control usaron su
reserva rodante para el restablecimiento y el ACE se recuperó a 0 MW en un tiempo menor a los 15 minutos,
conforme lo establece el RMER; no obstante, en 3 de los 37 eventos ocurridos (8.1%), 2 en el área de control de
Guatemala y 1 en El Salvador, la respectiva recuperación del ACE se logró en tiempo mayor a 15 minutos. Lo
anterior no representa riesgos en la operación del SER.
4. Se observa el cumplimiento satisfactorio del criterio CPS1-NERC para todas las áreas de control, puesto que todas
se mantienen arriba del valor de 100%. De forma particular, las áreas de control de Costa Rica y Panamá
mantuvieron valores superiores a 200% durante el período evaluado, incluyendo a Nicaragua que presentó un
CPS1 mayor a 200% en septiembre y diciembre.
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Conclusiones (2/2)
6. Respecto a la actuación del EDACBF regional, se observa que para los 3 eventos ocurridos en el período
septiembre-diciembre 2017, han existido operaciones no satisfactorias en algunas áreas de control,
tanto en la primera etapa como en la segunda etapa. Entre las principales razones informadas por los
OS/OM, están los cambios topológicos en la red de distribución que a su vez causaron recolocación de
la carga y por tanto el porcentaje de carga en el momento del evento era menor al programado, y con
menos frecuencia, la operación errónea de los equipos de protección o de desconexión de los circuitos.
Así mismo, los OS/OM han realizado las medidas correctivas con los Agentes distribuidores.
7. De acuerdo con la evaluación de actuación del EDACBF regional, y de conformidad con lo establecido
en el artículo 7.2.6.16, inciso b), del libro III del RMER, se concluye que las áreas de control de
Guatemala y Panamá tuvieron un desempeño satisfactorio en la actuación del EDACBF regional para
todas las etapas y para todos los eventos ocurridos durante el período septiembre a diciembre 2017.
8. Respecto a la evaluación del desempeño de la Banda Muerta (BM) ajustada actualmente a ±2MW, se
observa un comportamiento estable de las desviaciones netas por área de control en el SER, las cuales
se mantienen con menor valor en comparación con el cuatrimestre pasado; por lo anterior, se concluye
que el ajuste de ±2 MW en la Banda Muerta del AGC a nivel regional, es el que mejores resultados
mantiene hasta la fecha, por lo que se recomienda continuar con dicho ajuste y su evaluación.
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