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ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA

GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOVERSIÓN PROVISORIA

MAYO 2015 – ABRIL 2016

ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA

GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

CONTENIDO

1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOPERIODO MAYO 2015 - ABRIL 20161.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I.1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS1.4. OFERTA1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DE

LARGO PLAZO2. RESULTADOS

2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO ESTACIONAL 2015-20162.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2015-20162.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2015-20162.4. COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO

DECLARABLE2.5. COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE

ESTACIONAL2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DE

OFERTA HIDROELÉCTRICA2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN3.2. MANTENIMIENTOS DE TRANSMISIÓN

3.2.1. MANTENIMIENTOS ETCEE3.2.2. MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISIÓN3.2.3. MANTENIMIENTOS RECSA3.2.4. MANTENIMIENTOS TRELEC3.2.5. MANTENIMIENTOS TREO3.2.6. MANTENIMIENTOS TRANSMISORA DE ENERGÍA RENOVABLE, S.A.3.2.7. MANTENIMIENTOS EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED, S.A.3.2.8. ADICIONES TRECSA

4. CONCLUSIONES4.1 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

5. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS6. INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE

RESERVA RÁPIDA7. ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE SEGURIDAD OPERATIVA PARA LA PROGRAMACIÓN DE

LARGO PLAZO DEL AÑO ESTACIONAL

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1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOMAYO 2015- ABRIL 2016

1.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I

Análisis del Comportamiento Histórico de la Demanda.

A partir del año 1,985 los principales parámetros de la Demanda de Energía Eléctrica, muestran uncrecimiento considerable y constante, el cual se mantuvo hasta el año 2000 presentando un promedioincremental de 8.5 %, a partir del año 2000 el crecimiento ha tenido una desaceleración de tal forma que elpromedio de crecimiento de 2001 a 2007 fue de 4.81%, situación que se vio agravada en el año 2008,presentándose para el periodo 2008-2011 un crecimiento promedio de 0.83%. Para el periodo 2012-2013 setuvo un crecimiento de 3.25% para la energía y 2.4% para la potencia y para el año 2014 de 3.67% para laenergía y 4.63% para la potencia.

El indicador más importante que representa el desarrollo de la actividad económica del país es el ProductoInterno Bruto en precios de mercado constante. Comparativamente, la generación eléctrica y el PIB en eltiempo, presentan una gran simultaneidad. Se recopilaron los datos del PIB, teniendo como fuentes deinformación el Banco de Guatemala, para esta proyección se han utilizado los datos de PIB constante, con lanueva base de cálculo publicada en abril de 2004 por el Banco de Guatemala, de la cual se tienen datos desdeel año 1990.

Formulación del Modelo de Proyección Global de la Demanda.

En el análisis para la formulación se investigaron las siguientes variables: Variables dependientes: Demanda Máxima del Año Estacional y Demanda de Energía anual. Variables independientes: Producto Interno Bruto en precio constante de 2001 y el tiempo en años.

Los modelos econométricos probados fueron tanto de regresión simple como de regresión múltiple, serealizaron también pruebas con modelos autorregresivos.

Después de varias pruebas se adopto el siguiente modelo para la proyección global de la demanda.

Potencia Máxima = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) + C4(MA(11))

Energía Anual = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) + C4(MA(10))

Donde el Tiempo se mide en años, siendo el tiempo “1” el año 1,990.

El modelo de proyección de potencia y energía, busca caracterizar de la forma más realista y simple posible,la dependencia de la demanda con su propio histórico reciente y las variables que representen elcomportamiento esperado de la actividad económica para el periodo de estimación de la proyección. Elmodelo adoptado tiene la capacidad de simular y aplicar diferentes órdenes de auto correlación a laproyección, con el objetivo de evaluar los mejores coeficientes para cada uno de los diferentes órdenessimulados (modelo autoregresivo de orden p o AR(p)), por lo que para evaluar diferentes ordenes de autoregresión, no podemos considerar como muestra (sample), la totalidad de los datos con los que se cuente, yaque el modelo no podría evaluar años en los que no se poseen datos para comparar el orden p que se estátrabajando. Adicionalmente para evaluar los coeficientes de correlación resultantes para los diferentesordenes, es recomendable realizarlo como la misma muestra de datos.

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La figura No. 1 muestra el comportamiento estadístico del modelo de proyección.

Dependent Variable: ENERGIA Dependent Variable: POTENCIAMethod: Least Squares Method: Least SquaresDate: 02/05/15 Time: 14:47 Date: 02/05/15 Time: 16:10Sample: 1991 2014 Sample: 1991 2014Included observations: 24 Included observations: 24Convergence achieved after 16 iterations Convergence achieved after 23 iterationsMA Backcast: 1981 1990 MA Backcast: 1980 1990

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

PIB381 0.04792436 0.00488504 9.81042748 4.36E-09 PIB381 0.00251599 2.84E-03 0.88626191 0.38600921TREND -66.1229823 45.7622446 -1.44492437 0.1639655 TREND 35.3595957 29.071347 1.216304 0.23802975AR(1) 0.69944409 0.07003474 9.98710261 3.23E-09 AR(1) 0.97303812 0.0947636 10.2680575 2.02E-09MA(10) -0.98365889 1.52E-02 -64.8399829 9.99E-25 MA(11) -0.86947985 0.05550334 -15.6653609 1.08E-12

R-squared 0.99950339 Mean dependent var 5988.08719 R-squared 0.99741681 Mean dependent var 1115.72375Adjusted R-squared 0.9994289 S.D. dependent var 2178.57318 Adjusted R-squared 0.99702933 S.D. dependent var 367.531073S.E. of regression 52.0630845 Akaike info criterion 10.8938011 S.E. of regression 20.0318696 Akaike info criterion 8.98353781Sum squared resid 54211.2953 Schwarz criterion 11.0901434 Sum squared resid 8025.51597 Schwarz criterion 9.17988012Log likelihood -126.725614 Hannan-Quinn criter. 10.9458908 Log likelihood -103.802454 Hannan-Quinn criter. 9.03562748Durbin-Watson stat 2.1116178 Durbin-Watson stat 1.94314385

Inverted AR Roots 0.7 Inverted AR Roots 0.97Inverted MA Roots 1 .81-.59i .81+.59i .31+.95i Inverted MA Roots 0.99 .83+.53i .83-.53i .41+.90i

.31-.95i -.31+.95i -.31-.95i -.81-.59i .41-.90i -.14+.98i -.14-.98i -.65-.75i-.81+.59i -1 -.65+.75i -.95+.28i -.95-.28i

Figura No.1

Según datos proporcionados por la Sección de Cuentas Nacionales del Banco de Guatemala, el ProductoInterno Bruto esperado para el año 2015 es de 3.81% y por carecer de proyecciones de la fuente citada seconsidera que para lo que resta del año estacional la misma proyección.

La proyección de potencia se realiza utilizando el PIB proyectado base. La potencia máxima a generarestimada para el periodo es de 1,704.452 MW (3.585%), la cual se espera en Marzo de 2016 y la demanda deenergía proyectada es de 9,837.75 GWh (4.26%).

Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodo de 0.659. Esto se visualiza en la siguiente tabla.

POTENCIA ENERGÍA FACTOR DEMW GWh CARGA

1,704.452 9,837.750 0.659

1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA

Para la correcta representación de la demanda en la optimización del despacho, esta fue representada en 5bloques, los cuales representan los escalones de demanda que a continuación se describen:

BLOQUE1: DEMANDA PICO ENTRE SEMANA (1 HORA POR DÍA)BLOQUE2: DEMANDA POSPICO LUNES A VIERNES Y PICO FIN DE SEMANABLOQUE3: DEMANDA MEDIA DE LUNES A SÁBADOBLOQUE4: DEMANDA MÍNIMA DE MARTES A DOMINGO Y MEDIA DOMINGOBLOQUE5: DEMANDA MÍNIMA LUNES

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1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS

Condiciones Observadas al 01 de Febrero del 2015

El Pacífico Tropical Oriental continuó mostrando durante enero, la reducción de las anomalías de latemperatura superficial del mar (TSM), en especial frente a Perú y Chile; aunque en menor intensidad que endiciembre. El Pacífico ecuatorial central mantuvo anomalías positivas de TSM. En las zonas subtropicales delPacífico y el Atlántico se evidencia una gran zona de anomalías positivas de TSM, que alcanzan ya las costasde Sudamérica. Bajo la superficie del mar, entre 100 y 200 m, un nuevo núcleo de aguas cálidas conanomalías de hasta 3ºC se desplaza se con dirección hacia la costa de Sudamérica, (Figs. 2 y 3). Los índicesoceánicos en las regiones Niño continuaron exhibiendo durante la última semana del mes, valores positivos(de 0.3 a 0.9ºC), excepto la región Niño 1+2 que fue de 0.3ºC. El contenido de calor en la capa superior delocéano (0-300m) en el Pacífico ecuatorial central, desde mediados de noviembre 2014 inicia el descenso delas anomalías de la temperatura del mar, el que se prolonga hasta mediados de enero 2015, a partir de estafecha se observa un nuevo repunte de las anomalías positivas de la temperatura del mar. En cuanto a lascondiciones atmosféricas, desde mediados de enero 2015, se observan nuevas anomalías de vientos del oesteson frecuentes en gran extensión del Pacífico ecuatorial central. En niveles altos (200 hPa), al este de la líneade fecha, predominaron los vientos del Oeste. Durante la última semana de enero, el Índice de Oscilación delSur alcanzó –8.3. Las condiciones actuales, están ejerciendo gran influencia en el comportamiento anómaloen la distribución de las lluvias y la circulación atmosférica tanto en Mesoamérica como Sudamérica. Elcontenido de calor presente en el océano, la evolución espacio-temporal de las anomalías de temperatura, elpatrón de evolución de los vientos, sugieren el predominio de variabilidad intraestacional y su influencia en elclima regional. Las predicciones dinámicas y estadísticas para el próximo trimestre (Febrero - Abril), prevéndéficit de lluvias en buena parte de la costa oeste de Sudamérica, el extremo este y noreste del Brasil yligeramente sobre lo normal en la región amazónica de Colombia, Ecuador y noreste del Perú, además en elUruguay y al noreste de Argentina. La mayoría de los modelos globales sugieren que el calentamiento delas aguas del Pacífico Ecuatorial Central, se extendería a los primeros meses del 2015.

En resumen, en enero 2015, el borde oriental del Pacífico se caracterizó por la persistencia de lasanomalías negativas de la temperatura superficial del mar (TSM ), siendo más intenso junto a la franjacostera, donde alcanzó valores de alrededor –1ºC. Sin embargo a lo largo de la franja ecuatorial, semantuvieron las anomalías positivas de la TSM de 1. 0 º C, al igual que la costa pacífica deCentroamérica, (Fig.2). A nivel subsuperficial (entre 100 y 200m) al oeste de la línea de fecha se apreciauna formación anomalías positivas, con anomalías de 2ºC, que se orienta hacia Sudamérica, ascendiendo aniveles superficiales a medida que se aproximan a la costa. Puede observarse una gran inestabilidad en elcomportamiento de los diferentes indicadores climáticos por lo que al momento no puede concluirse conun porcentaje alto de probabilidad acerca de la ocurrencia un fenómeno Niño.

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Pronóstico Estacional Regional

El XLIV Foro de Perspectivas Climáticas para América Central para el período Diciembre 2014-Marzo 2015estima lluvias en mayor porcentaje cercanas a lo normal en todo el Istmo Centroamericano; como puedeobservarse en la figura 4, sin embargo se delimitan dos áreas, una de las cuales tiene como segundo escenarioprobable arriba de lo normal y otra en la que el segundo escenario probable es bajo lo normal.

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En cuanto a lluvia para este cuatrimestre, los análisis realizados y los años análogos utilizados reflejan uncomportamiento de lluvia cercano a lo normal en las regiones del Norte, Franja Transversal del Norte yCaribe del país, asociadas a los frentes fríos que puedan acercarse o incursionar hacia el norte de Guatemala.En regiones del centro y sur del país, las lluvias que se podrían presentar son consideradas dentro de lasnormales climáticas. Sin embargo, no se descartan algunos eventos aislados de lluvia que podrían superarestos valores.

Figura 4

Estimación para el S.N.I.

Teniendo en cuenta el pronóstico estacional mencionado anteriormente, puntualizando en la tendencia paraGuatemala de condiciones normales en la región del país en donde se encuentran las cuencas de las centraleshidroeléctricas, para esta programación preliminar procede a utilizar el modelo estocástico de estimación decaudales a fin de simular 50 escenarios hidrológicos mediante series sintéticas, presentando el promedio deestas series hidrológicas, utilizándose como año inicial de hidrología el 2011.

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1.4. OFERTAPara la realización de esta programación se considera disponible el parque generador a febrero de 2015.

FECHA DE INSTALACIO COMBUSTIBLEPLANTAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O

GENERADORAS MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 3208.660 2630.171

967.512 926.603HIDROELÉCTRICAS

CHIXOY 5 300.000 284.232 27 de noviembre de 1983 San Cristóbal Alta Verapaz N/AHIDRO XACBAL 2 94.000 97.714 8 de agosto de 2010 Chajul Quiché N/APALO VIEJO 2 85.000 87.231 31 de mayo de 2012 San Juan Cotzal Quiché N/AAGUACAPA 3 90.000 79.759 22 de febrero de 1982 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/AJURÚN MARINALÁ 3 60.000 59.896 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N/ARENACE 3 68.100 65.102 marzo de 2004 San Pedro Carchá Alta Verapaz N/AEL CANADÁ 2 48.100 47.203 23 de noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N/ALAS VACAS 2 39.000 35.849 mayo de 2002 Chinautla Guatemala N/AEL RECREO 2 26.000 26.129 jul-07 El Palmar Quetzaltenango N/ASECACAO 1 16.500 16.052 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N/ALOS ESCLAVOS 2 15.000 13.231 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N/AMONTECRISTO 2 13.500 13.037 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N/APASABIEN 2 12.750 12.359 22 de junio de 2000 Río Hondo Zacapa N/AMATANZAS 1 12.000 11.783 1 de julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/APOZA VERDE 3 12.510 9.556 22 de junio de 2005 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/ARIO BOBOS 1 10.000 10.533 10 de agosto de 1995 Quebradas, Morales Izabal N/ACHOLOMA 1 9.700 9.651 11 de diciembre de 2011 Senahú Alta Verapaz N/ASANTA TERESA 2 17.000 16.686 9 de octubre de 2011 Tucurú Baja Verapaz N/APANAN 3 7.320 7.538 18 de septiembre de 2011 San Miguel Panán Suchitepéquez N/ASANTA MARÍA 3 6.000 4.141 25 de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N/APALÍN 2 2 5.800 3.924 julio de 2005 Palín Escuintla N/ACANDELARIA 1 4.600 4.344 mayo de 2006 Senahú Alta Verapaz N/ASAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/AEL PORVENIR 1 2.280 2.146 septiembre de 1968 San Pablo San Marcos N/AEL SALTO 2 2.000 2.371 1938 Escuintla Escuintla N/ACHICHAÍC 2 0.600 0.456 26 de julio de 1979 Cobán Alta Verapaz N/ASAN JERÓNIMO 1 0.250 0.200 18 de diciembre de 1996 San Jerónimo Baja Verapaz N/AVISION DE AGUILA 2 2.070 2.080 29 de diciembre de 2013 Cobán Alta Verapaz N/A

GENERADOR DISTRIBUIDO RENOVABLE 52.986 53.899

2138.162 1653.568TÉRMICAS

TURBINAS DE VAPOR 284.700 262.795SAN JOSÉ 1 139.000 137.262 01 enero de 2000 Masagua Escuintla CarbónLA LIBERTAD 1 20.000 15.876 17 agosto 2008 Villa Nueva Guatemala CarbónARIZONA VAPOR 1 12.500 3.285 29 septiembre 2008 Puerto San José Escuintla N/ALAS PALMAS II 2 83.000 76.347 13 de mayo de 2012 Escuintla Escuintla CarbónGENERADORA COSTA SUR 1 30.200 30.025 11 de agosto de 2013 Guanagazapa Escuintla Carbón

TURBINAS DE GAS 250.850 177.786TAMPA 2 80.000 78.403 1995 Escuintla Escuintla DieselSTEWART & STEVENSON 1 51.000 20.909 24 de diciembre de 1995 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 3 1 35.000 22.829 1976 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 5 1 41.850 38.456 noviembre de 1985 Escuintla Escuintla DieselLAGUNA GAS 2 1 26.000 17.189 1978 Amatitlán Guatemala Diesel

MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 778.662 608.644ARIZONA 10 160.000 160.755 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla BunkerPOLIWATT 7 129.360 125.453 mayo de 2000 Puerto Quetzal Escuintla BunkerPUERTO QUETZAL POWER 20 118.000 57.365 1993 Puerto Quetzal Escuintla BunkerLAS PALMAS 5 66.800 67.046 septiembre de 1998 Escuintla Escuintla BunkerGENOR 4 46.240 41.399 octubre 1998 Puerto Barrios Izabal BunkerSIDEGUA 10 44.000 38.189 1995 Escuintla Escuintla BunkerINDUSTRIA TEXTILES DEL LAGO 10 70.000 70.773 1996 Amatitlán Guatemala BunkerELECTRO GENERACIÓN 2 15.750 16.223 noviembre de 2003 Amatitlán Guatemala BunkerCOENESA 5 10.000 5.957 Septiembre de 2008 El Estor Izabal DieselINTECCSA BUNKER 1 3.000 3.046 Febrero de 1998 Santa Elena Petén BunkerINTECCSA DIESEL 5 6.400 5.400 14 de julio de 1994 Santa Elena Petén DieselGENOSA 3 18.600 17.039 14 de julio de 2013 Puerto San José Escuintla Bunker

INGENIOS AZUCAREROS 774.750 570.389

MAGDALENA Varias 110.000 70.836 1994 La Democracia Escuintla Biomasa/BunkerMAGDALENA EXCEDENTES 1 35.000 23.260 2005-2006 La Democracia Escuintla BiomasaBIOMASS 2 119.000 114.733B-6 15 de marzo de 2013 y B-7 14/09/2014 La Democracia Escuintla Biomasa/CarbónPANTALEÓN Varias 46.500 40.152 1991 Siquinalá Escuintla Biomasa/BunkerPANTALEÓN EXCEDENTES 1 22.000 21.534 2005 Siquinalá Escuintla BiomasaLA UNIÓN Varias 68.500 33.916 1995 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/BunkerLA UNION EXCEDENTES 1 10.000 5.643 2009 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla BiomasaSANTA ANA BLOQUE 1 Varias 40.000 36.382 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerSANTA ANA BLOQUE 2 1 64.200 57.647 18 de enero de 2015 Escuintla Escuintla Biomasa/CarbónMADRE TIERRA 2 28.000 16.871 1996 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/BunkerGENERADORA SANTA LUCIA 1 44.000 33.831 9 de noviembre de 2014 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/CarbónCONCEPCIÓN Varias 27.500 25.956 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerTULULÁ 2 31.000 7.886 febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa/BunkerTULULÁ 4 1 19.000 9.465 5 de mayo 2013 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa

TRINIDAD 2 21.000 4.522U1 febrero de 2009 , U2 enero

2011 Masagua Escuintla BiomasaTRINIDAD 3 1 19.800 20.383 noviembre 2011,octubre 2012 Masagua Escuintla Biomasa/BunkerEL PILAR 2 10.500 3.513 18 de marzo 2012 San Andrés Villa Seca Retalhuleu Biomasa/BunkerEL PILAR 3 1 22.850 12.935 1 de marzo de 2013 San Andrés Villa Seca Retalhuleu Biomasa/Bunker

PALO GORDO 1 30.900 30.9241 de marzo de 2013 Y 9 de

noviembre de 2014 San Antonio Suqchitepequez Suchitepéquez Biomasa/Carbón

GEOTÉRMICAS 49.200 33.954ZUNIL 7 24.000 12.728 20 de agosto de 1999 Zunil Quezaltenango N/AORTITLAN 2 25.200 21.226 01 julio 2007 San Vicente Pacaya Escuintla N/A

SOLAR FOTOVOLTAICA 50.000 50.000HORUS 1 8 50.000 50.000 9 de febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A

POTENCIA UBICACIÓN

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Se considera que el servicio de Reserva Rápida (RRa), se cubrirá con ofertas de las siguientes centrales:Tampa, PQP y Laguna. Adicionalmente se considera que el servicio de RRO será prestado por las centrales:Xacbal, Jurún Marinalá, Las Vacas, Palo Viejo, Poliwatt, Arizona y Las Palmas.

Mantenimientos

La programación de mantenimientos de generación se realizó respetando, en lo posible, las fechas propuestaspor los Agentes, considerando las ventanas de tiempo propuestas, considerando como premisa básica elmantener la mayor disponibilidad del parque generador. Dentro los mantenimientos con mayor relevancia seencuentran:

Hidroeléctrica Chixoy que tiene programado mantenimiento mayor durante los primeros meses de2015, una a la vez, por lo que durante estos meses contará con el 80 % de su capacidad instalada.

La Central Generadora Eléctrica San José que informa la realización de su mantenimiento mayor endos etapas, con una duración de 15 días cada una, en los meses de junio y noviembre de 2015.

1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES

Se estima una exportación anual hacia el Mercado Eléctrico Regional (MER) de 988 GWh, incluyendo losContratos Regionales con Prioridad de Suministro y las transacciones de oportunidad. Se considera para todoel Año Estacional la importación de 120 MW de potencia, regida por el despacho económico al costo variableestimado según las variables presentadas por ECOE-INDE y CFE de México.

1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL

Para la determinación de los costos variables de generación de cada unidad, se consideran la proyección decostos de combustibles según el Short Term Energy Outlook de la Energy Information Administration,publicado en febrero de 2015.

2.26

2.27

2.28

2.29

2.30

2.31

2.32

2.33

2.34

2.35

2.36

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

May Jun

Jul

Aug

Sep Oct

Nov

Dec Jan

Feb

Mar

Apr

US$

/MM

BTU

US$

/BB

L

Proyección de precios de carburantes 2015-2016Fuente: Short Term Energy Outlook, EIA, febrero 2015

West Texas Intermediate Spot Average No. 6 Residual Fuel Oil Diesel Fuel Coal

10/7

Los costos de las centrales generadoras térmicas se calcularon utilizando las metodologías de integración decostos presentadas por los agentes representantes, los cuales se muestran a continuación:

NEMO PLANTA may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15GAT-V GEN. DEL ATLANTICO VAPOR 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99 18.99GAT-B GEN. DEL ATLANTICO BIOGAS 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99 56.99PGO-B PALO GORDO 89.98 89.78 89.73 89.78 88.55 89.42 18.41 18.41 18.41 18.41 18.41 18.41

MAG-B4 MAGDALENA BLOQUE 4 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63PNT-B2 PANTALEON BLOQUE 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03TND-B3 TRINIDAD 3 185.48 185.21 185.15 185.21 183.58 184.74 3.91 3.91 3.91 3.91 3.91 3.91EPI-B1 EL PILAR BLOQUE 1 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73EPI-B2 EL PILAR BLOQUE 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73EPI-B3 EL PILAR BLOQUE 3 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73SJO-C SAN JOSE 45.13 45.06 45.05 45.06 44.66 44.94 44.46 44.76 44.94 45.13 45.03 45.12GCS-C COSTA SUR 57.29 57.21 57.19 57.21 56.71 57.06 56.45 56.83 57.06 57.30 57.17 57.28LPA-C LAS PALMAS CARBON 70.22 70.08 70.04 70.07 69.17 69.81 68.72 69.40 69.80 70.23 70.00 70.20LLI-C LA LIBERTAD 59.78 59.72 59.71 59.72 59.36 59.62 59.18 59.61 59.79 59.69 59.78 59.94MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 51.21 50.07 52.34 52.34 53.48 66.00 55.76 55.76 56.90 55.76 52.34 52.34ARI-O ARIZONA 130.13 134.58 136.27 143.75 146.83 148.64 156.85 163.67 161.59 165.83 166.91 167.09

LPA-B1 LAS PALMAS 135.52 140.15 141.91 149.70 152.92 154.81 163.36 170.47 168.30 172.72 173.84 174.03PWT-B POLIWAT 77.59 80.20 81.19 85.58 87.38 88.45 93.26 97.26 96.04 98.53 99.16 99.26SID-B SIDEGUA 180.92 187.37 189.83 200.69 205.16 207.79 219.71 229.63 226.60 232.76 234.32 234.58

GEN-B1 GENOR 83.30 85.77 86.71 90.86 92.58 93.58 98.14 101.94 100.78 103.14 103.73 103.83PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 82.25 84.97 86.01 90.59 92.48 93.59 98.62 102.80 101.52 104.12 104.78 104.89TDL-B2 GENERADORA DEL ESTE B2 72.69 74.88 75.71 79.38 80.89 81.78 85.81 89.16 88.14 90.22 90.75 90.84ELG-B ELECTRO GENERACION 72.69 74.88 75.71 79.38 80.89 81.78 85.81 89.16 88.14 90.22 90.75 90.84TDL-B3 GENERADORA DEL ESTE B3 72.69 74.88 75.71 79.38 80.89 81.78 85.81 89.16 88.14 90.22 90.75 90.84GGO-B GENOSA 151.12 155.70 157.44 165.14 168.32 170.18 178.64 185.67 183.52 187.89 189.00 189.18TDL-B1 GENERADORA DEL ESTE BLOQUE 1 72.69 74.88 75.71 79.38 80.89 81.78 85.81 89.16 88.14 90.22 90.75 90.84STL-C SANTA LUCÍA 61.25 61.16 61.14 61.16 60.62 61.00 60.34 60.75 60.99 61.25 61.11 61.24MTI-BZ MADRE TIERRA ZAFRA 92.47 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 112.97 118.21 116.61 119.87 120.69 120.83

MTI-BNZ MADRE TIERRA NO ZAFRA 108.79 112.80 114.33 121.08 123.86 125.50 132.91 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.MAG-B6 MAGDALENA GRUPO 6 59.18 59.11 59.09 59.11 58.71 58.99 9.90 9.94 9.97 10.00 9.98 9.99MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 267.62 277.08 280.68 296.58 303.15 307.00 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39MAG-B7 MAGDALENA GRUPO 7 58.64 58.57 58.56 58.57 58.18 58.46 9.80 9.84 9.87 9.89 9.88 9.89MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 275.63 285.38 289.08 305.49 312.26 316.23 334.24 349.21 344.63 353.94 356.30 356.70TUL-B1 TULULA BLOQUE 1 321.76 328.09 326.61 333.71 329.01 321.78 325.40 5.85 5.85 5.85 5.85 5.85TUL-B2 TULULA BLOQUE 4 328.09 326.61 333.71 329.01 321.78 325.40 5.85 5.85 5.85 5.85 5.85 5.85COE-D COENESA 248.66 250.09 256.27 260.71 269.88 277.55 284.20 289.46 289.90 299.70 304.86 309.82TAM-G TAMPA 264.21 265.96 273.53 278.97 290.20 299.60 307.75 314.19 314.73 326.73 333.06 339.13S&S-D STEWART & STEVENSON 330.48 332.57 341.58 348.05 361.41 372.60 382.30 389.97 390.61 404.89 412.42 419.64

ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 380.53 383.09 394.16 402.10 418.51 432.25 444.17 453.58 454.37 454.37 454.37 454.37ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 325.20 327.38 336.79 343.55 357.52 369.20 379.35 387.36 388.03 402.95 410.82 418.37LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08CON-B CONCEPCION 196.24 202.50 204.88 215.41 219.76 222.31 26.41 26.41 26.41 26.41 26.41 26.41LUN-B LA UNION 264.90 273.42 276.66 291.00 296.92 300.39 20.84 20.84 20.84 20.84 20.84 20.84

MAG-B3 MAGDALENA BLOQUE 3 268.38 277.87 281.47 297.43 304.01 307.87 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85PNT-B1 PANTALEON BLOQUE 1 194.93 201.19 203.57 214.10 218.45 221.00 22.02 22.02 22.02 22.02 22.02 22.02SAA-B2 SANTA ANA BLOQUE 2 67.87 67.74 67.70 67.73 66.92 67.50 61.76 62.31 62.64 62.99 62.80 62.97SAA-B SANTA ANA 194.25 200.29 202.58 212.73 216.92 219.38 18.89 18.89 18.89 18.89 18.89 18.89

COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN$/MWh

1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA

El déficit se modela en escalones simulando máquinas térmicas ficticias adicionales denominadas Máquinasde Falla, se simulan cuatro máquinas de fallas de acuerdo a los escalones especificados en la NCC-4, lasmáquinas de falla que representan a los escalones de déficit se modelan con un costo operativocorrespondiente al escalón de reducción de demanda según la siguiente tabla:

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Donde:CENS = Costo de energía no servida

Según la NCC4, se adopta un CENS igual a diez veces el cargo unitario por energía de la tarifa simple parausuarios conectados en Baja Tensión sin cargo por demanda de la ciudad de Guatemala, teniendo en cuentaesta disposición los costos operativos para máquinas de falla son los siguientes:

Norma NCC ̶ 4, 4.4

Resolución CNEE BOLETIN DE PRENSA CNEE

Vigencia FEBRERO 2015 - ABRIL 2015

Tipo de cambio [Q] 30/02/2015 7.655

Baja Tensión Simple Trimestral Tarifa No Social en [Q/KWh] 1.4403

CENS trimestral [$/MWh] 1881.52

Escalon de reducción de demanda [RD]Escalon de costo de falla en % del valor

del CENS

Costo operativocorrespondiente

[$/MWh]

0% < RD ≤ 2% 16% x CENS 301.0

2% < RD ≤ 5% 20% x CENS 376.3

5% < RD ≤ 10% 24% x CENS 451.6

RD>10% 100% x CENS 1881.5

1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES

Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo, tienen como finmostrar las condiciones esperadas de operación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI); para el AñoEstacional en estudio. Como resultado de los estudios realizados se han identificado zonas en los cuales setendrán restricciones de transporte, para lo cual será necesario según sea el caso, reducir generación,generación forzada, restricción de elementos para mantenimientos y posible reducción de demanda anteciertos mantenimientos; para evitar sobrecarga en equipos o para mantener los niveles de voltaje dentro de losrangos establecidos en las Normas Técnicas.

En la zona central del sistema, la principal restricción está asociada los niveles de voltaje en la red de 69 kVpor los niveles de crecimiento de demanda y la transmisión de potencia reactiva desde los centros degeneración. En el área de los ingenios generadores en la época de zafra durante la banda de demanda máximay ante mantenimientos en las líneas de transmisión entre las subestaciones Cocales - Pantaleón – El Jocote –Escuintla en 69 kV, se hace necesario implementar restricciones de generación y contar con esquemas decontrol suplementarios para tiro de generación para evitar sobrecargas a elementos por contingencias.

La zona oriental del sistema, es dependiente de generación local y déficit de potencia reactiva, antemantenimientos o contingencias se hace necesario despachar generación forzada y restricción de demanda.Para el caso del sistema de Petén, se realiza un estudio de sensibilidad ante la entrada de operación del GranUsuario CGN y se hace necesario implementar Esquemas de Control Suplementario para evitar colapso devoltaje en el área oriental.

En la zona occidental del sistema, se observa el decaimiento de los niveles de voltaje por el crecimientonatural de la demanda, además, es necesario ampliar la capacidad de transformación por el crecimiento de lademanda, ante la realización de mantenimientos y ante contingencias en línea de transmisión en 230 kV entrelas subestaciones La Esperanza y Los Brillantes, para la época lluviosa se hace necesaria la restricción degeneración y la actuación de esquemas de tiro de generación para reducir la posibilidad de sobrecargas. Dado

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que ésta zona es el vínculo con la interconexión entre Guatemala y México por las condiciones de operacióninterconectada es necesario restringir la ejecución de mantenimientos a líneas de transmisión en dicha área.

Es de suma urgencia promover las ampliaciones necesarias en el sistema eléctrico en 230 kV, de tal maneraque se provea de distintas rutas que sean suficientes para la transmisión de potencia desde las centralesgeneradoras hacia los centros de consumo, manteniendo o mejorando la seguridad y calidad del SNI.

En los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo del Año Estacionalse encuentra el detalle de lo aquí indicado en las secciones correspondientes.

1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DELARGO PLAZO

1.9.1 Se respeta la Legislación actual del Subsector Eléctrico.1.9.2 Se respetan las condiciones contractuales actualizadas y operativas de los generadores, lo cual

incluye:1.9.2.1 Compra mínima obligada de los Ingenio Madre Tierra, la totalidad de la energía generada

durante la época de zafra (noviembre a abril).1.9.2.2 Se respetan las condiciones contractuales informadas por EEGSA respecto a los contratos con

sus proveedores.1.9.3 El despacho del excedente a 120 MW de San José a costo variable.1.9.4 Se despacha de forma económica el bloque de 120 MW proveniente de México, en base al costo

variable según fórmula establecida en el contrato vigente entre ECOE-INDE y CFE de México.Teniendo en cuenta las condiciones operativas actuales, en las que la interconexión con Méxicose opera cerrada en horario de 7:00 a 21:00 horas, el despacho de la importación proveniente deMéxico se considera con ese horario, como la condición más probable de operación. En caso deque ese horario sea modificado, esa modificación será considerada en la programación yoperación de la oferta de importación.

1.9.5 Se consideran las restricciones de la red actual y los resultados de los estudios eléctricos.1.9.6 Se considera la disponibilidad de las centrales térmicas e hidráulicas, mediante el programa de

mantenimiento presentado por los mismos, el cual fue revisado por el AMM.

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2. RESULTADOS2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO ESTACIONAL 2015-2016

SUBTOTALENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWHPLANTAS HIDRÁULICAS 313.2 690.0 405.7 735.7 472.7 740.3 462.3 739.2 496.0 743.6 506.4 742.7 2656.2CHIXOY 150.55 251.8 159.08 261.4 182.72 265.1 175.90 260.6 191.97 264.9 192.00 264.8 1052.22AGUACAPA 16.30 37.50 20.9 37.5 24.6 37.5 24.2 37.5 26.3 37.5 26.9 37.5 139.15JURUN 17.59 26.50 17.5 26.5 17.4 26.5 16.9 26.5 16.3 26.5 16.7 26.5 102.33RENACE 12.44 23.71 17.6 24.7 18.3 24.7 18.2 24.7 17.7 24.7 18.4 24.7 102.64ESCLAVOS 3.50 12.70 7.9 12.9 7.9 12.9 7.8 12.9 8.9 12.9 9.2 12.9 45.15PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 7.28 11.75 8.6 13.1 8.7 12.9 8.4 12.8 8.6 13.0 8.6 12.5 50.09RIO BOBOS 2.62 10.22 3.2 10.2 3.1 6.9 3.2 10.2 3.5 10.2 4.8 10.2 20.29SECACAO 5.20 15.52 6.8 15.5 9.1 15.6 10.3 15.6 10.4 15.6 10.7 15.6 52.40PASABIEN 3.77 7.50 5.1 7.5 5.3 7.5 4.8 7.5 4.9 7.5 5.3 7.5 29.12POZA VERDE 2.75 5.00 3.4 5.0 3.7 5.0 3.6 5.0 3.6 5.0 3.7 5.0 20.74LAS VACAS 7.74 25.64 12.9 25.8 14.1 25.9 11.9 25.9 15.3 25.9 12.0 25.9 73.93MATANZAS + SAN ISIDRO 3.49 12.71 6.7 13.7 8.5 14.1 8.8 14.3 9.1 14.4 9.3 14.2 45.90EL CANADÁ 16.17 26.60 17.7 26.6 17.7 26.6 17.0 26.6 18.2 26.6 19.3 26.6 106.16CANDELARIA 1.44 4.30 1.9 4.3 2.5 4.3 2.8 4.3 2.9 4.3 3.0 4.3 14.51MONTECRISTO 4.28 7.03 4.7 7.0 4.7 7.0 4.5 7.0 4.8 7.0 5.1 7.0 28.06EL RECREO 7.51 25.34 9.02 25.34 8.43 25.34 8.45 25.34 11.97 25.34 12.25 25.34 57.63XACBAL 15.11 59.20 31.15 89.78 47.48 89.78 48.65 89.78 54.13 89.78 58.54 89.78 255.05PANAN 3.01 7.31 4.77 7.31 4.67 7.31 4.67 7.31 4.97 7.31 5.04 7.31 27.13SANTA TERESA 2.95 15.28 6.56 16.16 8.72 16.19 8.87 16.19 9.91 16.19 10.70 16.19 47.71CHOLOMA 2.10 8.83 4.69 9.27 6.41 9.36 5.52 9.36 4.98 9.36 5.11 9.36 28.81LA PERLA 1.42 2.82 1.88 3.50 2.16 3.50 2.38 3.50 2.30 3.50 2.24 3.50 12.39PALO VIEJO 20.90 81.23 48.01 81.09 59.88 84.61 59.00 84.61 58.48 84.61 60.52 84.61 306.80HIDROPOWER 1.34 1.85 1.29 1.85 1.33 1.85 1.30 1.85 1.29 1.85 1.36 1.85 7.90EL LIBERTADOR 0.50 1.85 0.58 1.78 0.66 1.98 0.69 1.98 0.67 1.98 0.63 1.98 3.72VISIÓN DE ÁGUILA 0.65 2.02 0.74 2.02 1.12 2.02 1.02 2.02 1.14 2.02 1.33 2.02 6.00AGUNÁ 1.39 1.97 1.41 1.97 1.44 1.97 1.45 1.97 1.32 1.84 1.23 1.65 8.24GUAYACÁN 0.58 2.25 0.82 2.25 1.05 2.25 1.24 2.25 1.37 2.25 1.41 2.25 6.47IXTALITO 0.63 1.55 0.97 1.55 0.99 1.55 0.92 1.55 1.09 1.55 1.09 1.55 5.70

PLANTAS TÉRMICAS 523.8 832.6 440.4 761.8 351.3 733.1 368.5 819.5 294.7 746.0 305.4 734.0 2268.64TURBINAS DE VAPOR 178.8 240.5 131.3 115.8 180.9 252.3 175.2 250.9 105.3 196.2 179.2 254.3 950.68SAN JOSE 99.1 133.1 47.9 98.9 133.1 97.1 133.1 90.1 133.1 98.0 133.1 531.06LA LIBERTAD 11.5 15.4 11.1 15.4 22.54LAS PALMAS II 39.1 52.7 38.0 52.7 38.0 57.2 35.2 55.8 15.3 63.0 39.2 59.2 204.74ARIZONA VAPOR

COSTA SUR 18.2 24.4 21.0 29.1 21.1 29.1 20.1 29.1 19.6 29.1 99.88SANTA LUCÍA 11.0 14.8 13.4 18.6 23.0 32.8 22.7 32.8 22.3 32.8 92.46GEOTÉRMICAS 24.5 32.9 23.7 32.9 24.5 32.9 24.5 32.9 23.7 32.9 22.4 30.1 143.37ORZUNIL 9.2 12.3 8.9 12.3 9.2 12.3 9.2 12.3 8.9 12.3 7.1 9.6 52.45ORTITLAN 15.3 20.6 14.8 20.6 15.3 20.6 15.3 20.6 14.8 20.6 15.3 20.6 90.92COGENERADORES(T.VAPOR) 193.6 262.2 125.3 176.5 101.6 148.0 91.7 133.6 82.4 133.4 61.9 97.1 645.91CONCEPCION 6.6 8.9 6.65PANTALEON 11.2 15.1 11.22PANTALEON BLOQUE 2 6.0 8.1 6.02SANTA ANA 4.2 5.7 4.24SANTA ANA CARBÓN 40.7 55.0 39.6 55.0 20.6 34.3 12.9 19.8 31.9 55.0 33.2 55.0 178.91MAGDALENA 9.2 12.4 9.21MAGDALENA BLOQUES 83.81 112.7 80.1 111.3 79.2 111.3 77.1 111.3 48.8 76.0 26.9 39.7 395.82LA UNION 19.0 25.5 18.95MADRE TIERRA 11.0 16.4 11.04TULULA

TRINIDAD

EL PILAR

PALO GORDO 3.9 7.7 3.87GEN. ATLÁNTICO VAPOR 1.8 2.4 1.8 2.4 1.8 2.4 1.8 2.4 1.7 2.4 1.8 2.4 10.74MOTORES RECIPROCANTES 126.9 297.0 160.0 436.5 44.3 299.9 77.1 402.1 83.3 383.4 41.9 352.5 528.68ARIZONA 1.9 41.4 9.0 155.8 0.7 29.4 2.5 103.6 2.3 103.6 1.8 87.2 18.26LA ESPERANZA 49.9 91.9 61.8 99.9 24.0 97.3 32.5 96.4 36.7 100.3 22.8 97.4 227.67PQP 9.4 51.4 17.0 55.4 1.7 55.4 2.6 53.6 1.3 55.4 1.4 55.4 33.39LAS PALMAS 1

LAS PALMAS 2 0.1 14.1 0.12LAS PALMAS 3 0.2 15.0 0.21LAS PALMAS 4 0.2 5.8 0.19LAS PALMAS 5 0.1 4.8 0.1 4.6 0.12GENOR 14.6 34.0 17.0 40.2 2.4 40.2 6.0 40.2 6.6 40.2 1.8 33.0 48.37SIDEGUA

GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 12.3 20.0 13.4 20.0 4.0 20.0 8.3 20.0 9.3 20.0 3.1 20.0 50.39GEN. DEL ESTE (3,4,9) 10.1 15.7 11.4 16.8 2.8 16.8 7.3 16.8 7.5 16.8 2.6 16.8 41.74GEN. DEL ESTE (10,11,13) 17.5 25.7 18.4 25.7 5.3 23.9 10.2 20.7 11.7 25.7 5.2 25.7 68.33ELECTROGENERACIÓN 10.2 15.7 10.8 15.7 2.66 15.7 6.6 15.7 7.2 15.7 2.5 15.7 39.89ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1

GECSA 1

GECSA 2COENESAINTECCSAGENOSAGEN. DEL ATLÁNTICO GAS 0.9 1.2 0.9 1.2 0.8 1.2 0.8 1.2 0.7 1.2 0.7 1.2 4.84TURBINAS DE GASTAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

SOLAR 13.7 9.8 11.5 10.6 7.2 10.9 63.63HORUS 13.667 9.788 11.522 10.584 7.156 10.915 63.63

GENERACIÓN DISTRIBUIDA 12.8 22.0 14.6 22.0 13.5 22.0 12.3 22.0 15.8 22.0 16.4 22.0 85.42

TRANS. INTERNACIONALES 29.4 -86.7 72.8 -74.3 33.8 -90.3 27.3 -16.3 14.9 -99.6 12.0 -117.5 190.22IMPORTACIONES (- ) 52.3 120.0 51.8 120.0 53.8 120.0 52.3 120.0 51.8 120.0 53.8 120.0 315.84

EXPORTACIONES (+) 81.7 33.3 124.6 45.7 87.6 29.7 79.6 103.7 66.7 20.4 65.8 2.5 506.06

DEMANDA S.N.I. 834.1 1,631.4 797.7 1,593.8 815.2 1,585.7 826.4 1,597.0 798.8 1,611.2 827.0 1,616.2 4,899.3

TOTAL GENERACIÓN 863.5 1,631.3 870.5 1,593.8 849.0 1,585.8 853.7 1,596.9 813.7 1,611.2 839.1 1,616.2 5,010.3

RESERVA RODANTE 32.6 31.9 31.7 31.9 32.2 32.3

RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUALRESERVA RODANTE OPERATIVA 32.63 31.88 31.71 31.94 32.22 32.32RESERVA RODANTE REGULANTE 48.94 47.81 47.57 47.91 48.34 48.49RESERVA RODANTE TOTAL 81.57 79.69 79.29 79.85 80.56 80.81

septiembre-14 octubre-14mayo-14 junio-14 julio-14 agosto-14

14/7

TOTAL TOTALENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA

GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH GWH

PLANTAS HIDRÁULICAS 396.5 709.9 317.5 721.2 305.0 728.9 265.0 669.1 275.5 655.8 247.0 579.8 1806.4 4462.6CHIXOY 145.11 255.0 93.00 262.5 120.21 255.0 113.48 206.8 129.98 192.0 114.50 201.2 716.27 1768.49AGUACAPA 20.81 37.50 16.60 37.50 15.34 37.50 13.98 29.82 14.41 37.50 13.75 37.50 94.87 234.03JURUN 14.85 26.50 13.49 26.50 14.07 26.50 13.96 26.50 15.52 26.50 15.40 26.50 87.29 189.61RENACE 17.72 24.70 18.29 24.70 18.22 24.70 15.40 24.70 14.41 24.70 12.50 24.70 96.54 199.18ESCLAVOS 2.15 3.02 2.64 12.95 2.12 12.95 1.77 12.89 1.82 12.95 1.82 12.95 12.32 57.47PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 6.24 8.87 7.04 12.08 6.81 12.26 5.28 9.10 5.04 8.34 6.50 10.50 36.90 87.00RIO BOBOS 5.59 10.22 5.86 10.22 5.23 10.22 4.32 10.18 4.23 8.24 3.08 10.22 28.30 48.58SECACAO 9.72 15.57 8.67 15.57 7.37 15.57 6.07 15.28 5.73 15.57 4.90 7.79 42.47 94.87PASABIEN 5.19 7.50 4.77 7.50 4.65 7.50 3.74 7.50 3.55 7.50 2.61 7.50 24.52 53.64POZA VERDE 3.37 5.00 2.87 5.00 2.56 5.00 2.31 5.00 2.34 5.00 2.20 5.00 15.65 36.39LAS VACAS 5.99 25.90 5.38 25.90 4.89 25.90 4.46 25.90 4.57 25.64 4.56 25.90 29.86 103.79MATANZAS + SAN ISIDRO 7.44 13.78 6.79 12.51 6.07 13.37 4.88 13.12 4.36 12.87 3.81 12.75 33.35 79.25EL CANADÁ 16.02 26.60 14.32 26.60 12.83 26.60 11.43 26.60 11.96 26.60 12.05 26.60 78.61 184.77CANDELARIA 2.69 4.31 2.40 4.31 2.04 4.31 1.68 4.23 1.59 4.31 1.36 2.16 11.76 26.27MONTECRISTO 4.23 7.03 3.79 7.03 3.39 7.03 3.02 7.03 3.16 7.03 3.18 7.03 20.78 48.84EL RECREO 7.51 22.39 6.17 24.12 5.54 25.34 4.93 25.34 5.16 25.34 4.17 5.91 33.49 91.12XACBAL 45.81 89.78 38.81 74.49 28.90 89.78 18.41 89.78 16.58 89.78 14.00 36.07 162.50 417.55PANAN 3.63 7.31 2.18 7.31 1.52 6.60 1.17 6.30 1.18 7.31 1.31 7.31 10.99 38.12SANTA TERESA 6.95 10.79 7.30 16.19 5.10 16.19 3.41 16.19 2.86 16.19 2.42 5.39 28.04 75.75CHOLOMA 3.15 9.36 1.90 9.36 2.20 9.32 1.60 9.13 1.35 4.83 1.14 9.36 11.33 40.13LA PERLA 1.71 3.50 1.61 3.50 1.45 3.50 1.19 3.50 1.06 3.50 0.93 3.50 7.94 20.32PALO VIEJO 55.24 84.61 48.87 84.61 29.93 82.06 24.73 82.55 20.91 84.49 17.06 83.76 196.75 503.54HIDROPOWER 0.62 0.86 0.71 0.96 1.19 1.85 1.13 1.85 1.20 1.85 1.14 1.85 5.99 13.89EL LIBERTADOR 0.48 1.98 0.46 1.98 0.44 1.98 0.41 1.98 0.45 1.85 0.43 1.78 2.67 6.39VISIÓN DE ÁGUILA 1.27 2.02 1.14 2.02 0.94 2.02 0.62 2.02 0.59 1.28 0.40 0.74 4.97 10.97AGUNÁ 1.35 1.97 1.20 1.97 0.88 1.97 0.63 1.97 0.54 1.97 0.83 1.97 5.42 13.66GUAYACÁN 0.97 2.25 0.78 2.25 0.74 2.25 0.66 2.25 0.67 1.16 0.63 2.25 4.44 10.92IXTALITO 0.70 1.55 0.43 1.55 0.35 1.55 0.28 1.55 0.28 1.55 0.33 1.55 2.36 8.06

PLANTAS TÉRMICAS 422.56 826.98 513.93 796.64 533.06 798.08 532.56 881.29 554.77 923.27 609.66 1004.18 3166.54 5450.77TURBINAS DE VAPOR 105.58 136.35 132.77 183.27 139.98 189.83 154.20 224.71 144.70 195.08 190.99 267.66 868.21 1818.89SAN JOSE 46.63 99.06 133.14 99.06 133.14 92.67 133.14 99.06 133.14 95.86 133.14 532.34 1063.39LA LIBERTAD 8.73 12.55 8.73 31.27LAS PALMAS II 11.55 67.77 19.10 29.62 50.54 72.58 81.18 285.92ARIZONA VAPOR

COSTA SUR 20.06 29.12 19.81 29.12 21.67 29.12 20.27 29.12 21.61 29.12 20.97 29.12 124.39 224.27SANTA LUCÍA 18.61 26.91 13.90 21.00 19.25 27.57 22.16 32.82 24.03 32.82 23.62 32.82 121.58 214.04GEOTÉRMICAS 21.00 29.16 20.30 27.29 24.50 32.94 22.92 32.94 24.50 32.94 23.71 32.94 136.94 280.31ORZUNIL 8.89 12.35 9.19 12.35 9.19 12.35 8.59 12.35 9.19 12.35 8.89 12.35 53.93 106.37ORTITLAN 12.11 16.82 11.12 14.94 15.32 20.59 14.33 20.59 15.32 20.59 14.82 20.59 83.02 173.94COGENERADORES(T.VAPOR) 265.91 378.96 339.75 472.60 347.44 481.41 334.60 488.01 358.72 488.01 338.58 472.39 1985.01 2641.66CONCEPCION 13.71 19.30 18.73 25.18 18.73 25.18 17.52 25.18 18.73 25.18 18.13 25.18 105.56 112.20PANTALEON 14.87 20.77 28.98 38.95 28.98 38.95 27.11 38.95 28.98 38.95 28.04 38.95 156.95 168.17PANTALEON BLOQUE 2 8.00 11.14 15.54 20.89 15.54 20.89 14.54 20.89 15.54 20.89 15.04 20.89 84.20 90.22SANTA ANA 13.54 18.82 26.26 35.29 26.26 35.29 24.56 35.29 26.26 35.29 25.41 35.29 142.28 146.51SANTA ANA CARBÓN 29.61 48.40 18.96 39.60 26.64 48.40 34.50 55.00 37.92 55.00 39.38 55.00 187.01 365.92MAGDALENA 8.83 12.26 11.90 15.99 11.90 15.99 11.13 15.99 11.90 15.99 11.51 15.99 67.15 76.36MAGDALENA BLOQUES 108.82 151.52 119.33 160.38 119.33 160.38 111.63 160.38 119.33 160.38 115.48 160.38 693.90 1089.72LA UNION 18.15 25.22 24.48 32.90 24.48 32.90 22.90 32.90 24.48 32.90 23.69 32.90 138.16 157.11MADRE TIERRA 10.38 15.85 13.98 20.62 13.98 20.62 13.08 20.62 13.98 20.62 13.53 20.63 78.95 89.99TULULA 14.50 19.48 14.49 19.48 13.56 19.48 14.50 19.48 14.03 19.48 71.07 71.07TRINIDAD 14.24 19.77 14.71 19.77 14.71 19.77 13.76 19.77 14.71 19.77 14.24 19.77 86.36 86.36EL PILAR 5.73 7.98 11.63 15.63 11.63 15.63 10.88 15.63 11.63 15.63 51.51 51.51PALO GORDO 18.29 25.48 18.95 25.48 18.95 25.48 17.73 25.48 18.95 25.48 18.34 25.48 111.22 115.09GEN. ATLÁNTICO VAPOR 1.8 2.4 1.8 2.4 1.8 2.4 1.7 2.4 1.8 2.4 1.8 2.4 10.68 21.42MOTORES RECIPROCANTES 30.08 282.50 21.11 113.48 21.14 93.91 20.84 135.64 26.84 207.25 56.37 231.20 176.38 709.91ARIZONA 0.42 19.79 0.42 18.68LA ESPERANZA 21.15 96.00 18.89 45.41 19.31 47.53 15.01 44.19 16.89 99.62 21.18 98.42 112.43 340.10PQP 0.94 45.92 0.14 6.28 0.64 13.77 1.72 35.11LAS PALMAS 1

LAS PALMAS 2 0.12LAS PALMAS 3 0.21LAS PALMAS 4 0.19LAS PALMAS 5 0.12GENOR 1.11 33.53 0.31 13.47 0.18 8.66 0.87 21.15 1.71 28.77 7.63 39.63 11.82 60.19SIDEGUA 0.00 0.15 0.00 0.00GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 1.45 19.89 0.22 9.42 0.18 8.46 1.07 17.49 2.07 18.20 6.15 19.77 11.13 61.52GEN. DEL ESTE (3,4,9) 1.06 16.83 0.27 11.78 0.15 7.22 0.73 14.30 1.52 16.19 5.37 16.83 9.11 50.85GEN. DEL ESTE (10,11,13) 2.06 25.67 0.49 21.35 0.33 15.81 1.67 24.61 2.62 25.67 9.55 25.67 16.73 85.05ELECTROGENERACIÓN 1.10 15.73 0.26 10.81 0.10 4.99 0.63 12.65 0.98 11.29 4.95 15.73 8.02 47.91ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1

GECSA 1

GECSA 2

COENESA

INTECCSA

GENOSA 0.025 7.903 0.03 0.03GEN. DEL ATLÁNTICO GAS 0.8 1.2 0.7 1.2 0.9 1.2 0.9 1.2 0.9 1.2 0.9 1.2 4.97 9.81TURBINAS DE GASTAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

SOLAR 10.3 10.6 15.1 14.1 14.1 11.7 75.83 139.46HORUS 10.277 10.566 15.082 14.070 14.094 11.742 75.83 139.46

GENERACIÓN DISTRIBUIDA 14.3 22.0 12.2 22.0 10.5 22.0 9.5 22.0 10.1 22.0 9.0 22.0 65.48 150.90

TRANS.INTERNACIONALES 43.7 -117.9 43.0 -112.0 39.3 -109.2 12.0 -120.0 18.0 -103.3 19.8 -93.4 175.78 366.00IMPORTACIONES (- ) 50.3 120.0 48.4 120.0 52.32 120.0 49.92 120.0 53.76 120.0 51.8 120.0 306.59 622.43EXPORTACIONES (+) 94.0 2.1 91.4 8.0 91.6 10.8 61.9 71.7 16.7 71.7 26.6 482.37 988.43

DEMANDA S.N.I. 800.0 1,676.8 811.1 1,651.8 824.3 1,658.2 809.1 1,692.4 836.4 1,704.5 857.6 1,699.4 4,938.5 9,837.7

TOTAL GENERACIÓN 843.7 1,676.8 854.1 1,651.9 863.6 1,658.1 821.1 1,692.4 854.4 1,704.4 877.4 1,699.3 5,114.2 10,203.8

RESERVA RODANTE 33.5 33.0 33.2 33.8 34.1 34.0

marzo-15 abril-15noviembre-14 diciembre-14 enero-15 febrero-15

15/7

2.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2015-2016

HIDRO+GDR, 4613.5,42.6%

TERMICO, 5450.8, 50.3%

INT. MÉXICO, 622.4,5.7% SOLAR, 139.5, 1.3%

Composición de la energía mayo 2015 - abril 2016(GWh)

GENERACIÓNRENOVABLE

62.5%

GENERACIÓN NORENOVABLE

31.8%

INT. MÉXICO5.7%

Composición de la energía mayo 2015 - abril 2016

HIDRO, 4463, 41.2%

GEOTÉRMICO, 280,2.6%

COGENERADORESBIOMASA, 1732, 16.0%

CARBÓN, 1819, 16.8%

COGENERADORESCARBÓN, 910, 8.4%

MOTORES, 710, 6.6%

GAS, 0.000, 0.0%

INT. MÉXICO, 622.43,5.7%

GEN.DIST., 150.90, 1.4%

SOLAR, 139.46, 1.3%

Composición de la energía mayo 2015 - abril 2016(GWh)

16/7

.2.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2015-2016

CARBÓN (TM) BUNKER MOTORES(BBL)

BUNKERCOGENERADORES/

NZ (BBL)

DIESEL TURBINASGAS (BBL)

Unidades 1,335,443 1,126,843 -

-

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

1,600,000

Uni

dade

s

Requerimiento de combustiblemayo 2015 - abril 2016

2.4. COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMODECLARABLE

INICIAL FINAL VERTIMIENTO INICIAL FINAL VERTIMIENTOmsnm msnm m3/seg msnm msnm m3/seg

MAYO 780.00 772.35 0.00 1187.59 1187.35 0.00JUNIO 772.35 779.11 0.00 1187.35 1187.75 0.00JULIO 779.11 782.28 0.00 1187.75 1188.46 0.00AGOSTO 782.28 786.26 0.00 1188.46 1189.04 0.00SEPTIEMBRE 786.26 799.14 0.00 1189.04 1189.83 0.00OCTUBRE 799.14 803.00 16.70 1189.83 1189.62 0.00NOVIEMBRE 803.00 801.96 0.00 1189.62 1189.46 0.00DICIEMBRE 801.96 801.83 0.00 1189.46 1189.38 0.00ENERO 801.83 799.17 0.00 1189.38 1189.21 0.00FEBRERO 799.17 794.68 0.00 1189.21 1188.86 0.00MARZO 794.68 787.45 0.00 1188.86 1188.57 0.00ABRIL 787.45 779.57 0.00 1188.57 1188.33 0.00

NIVELES DE EMBALSES DEL S.N.I. 2015-2016

EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN

17/7

2.5. COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO

Costo Marginal por bloque horario US$/MWhBLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO

may-15 139.44 88.806 88.201 85.607 81.446 88.47jun-15 143.71 97.476 96.589 95.681 94.898 97.75jul-15 139.38 77.929 75.404 68.153 66.605 74.77ago-15 159.46 92.101 86.344 72.578 50.485 82.32sep-15 160.52 91.727 90.343 56.687 55.816 79.40oct-15 145.23 86.669 78.144 63.792 62.133 75.52nov-15 123.66 72.54 70.45 63.76 56.86 69.11dic-15 97.26 65.21 64.19 62.99 62.53 64.90ene-16 92.05 67.80 66.82 66.18 65.65 67.38feb-16 101.54 74.75 73.53 72.04 69.10 73.78mar-16 107.35 76.24 75.25 74.01 72.70 75.83abr-16 133.33 94.57 91.53 88.48 86.31 91.85

50

70

90

110

130

150

170

may.-15

jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16

US$/

MW

h

COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO 2015-2016

BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO

Del Al Del Al03/05/2015 09/05/2015 97.38 88.20 85.15 01/11/2015 07/11/2015 81.48 70.45 62.8410/05/2015 16/05/2015 97.38 88.20 85.15 08/11/2015 14/11/2015 81.48 70.45 62.8417/05/2015 23/05/2015 97.38 88.20 85.15 15/11/2015 21/11/2015 81.48 70.45 62.8424/05/2015 30/05/2015 97.38 88.20 85.15 22/11/2015 28/11/2015 81.48 70.45 62.8431/05/2015 06/06/2015 104.73 95.39 94.09 29/11/2015 05/12/2015 74.10 65.97 62.9907/06/2015 13/06/2015 105.95 96.59 95.58 06/12/2015 12/12/2015 71.15 64.19 63.0514/06/2015 20/06/2015 105.95 96.59 95.58 13/12/2015 19/12/2015 71.15 64.19 63.0521/06/2015 27/06/2015 105.95 96.59 95.58 20/12/2015 26/12/2015 71.15 64.19 63.0528/06/2015 04/07/2015 96.45 84.48 79.81 27/12/2015 02/01/2016 71.37 64.94 63.9305/07/2015 11/07/2015 89.33 75.40 67.99 03/01/2016 09/01/2016 71.91 66.82 66.1212/07/2015 18/07/2015 89.33 75.40 67.99 10/01/2016 16/01/2016 71.91 66.82 66.1219/07/2015 25/07/2015 89.33 75.40 67.99 17/01/2016 23/01/2016 71.91 66.82 66.1226/07/2015 01/08/2015 91.35 76.97 68.23 24/01/2016 30/01/2016 71.91 66.82 66.1202/08/2015 08/08/2015 103.51 86.34 69.71 31/01/2016 06/02/2016 78.50 72.57 70.8509/08/2015 15/08/2015 103.51 86.34 69.71 07/02/2016 13/02/2016 79.60 73.53 71.6416/08/2015 22/08/2015 103.51 86.34 69.71 14/02/2016 20/02/2016 79.60 73.53 71.6423/08/2015 29/08/2015 103.51 86.34 69.71 21/02/2016 27/02/2016 79.60 73.53 71.6430/08/2015 05/09/2015 104.10 89.20 60.74 28/02/2016 05/03/2016 82.01 75.25 73.8606/09/2015 12/09/2015 104.34 90.34 57.15 06/03/2016 12/03/2016 82.01 75.25 73.8613/09/2015 19/09/2015 104.34 90.34 57.15 13/03/2016 19/03/2016 82.01 75.25 73.8620/09/2015 26/09/2015 104.34 90.34 57.15 20/03/2016 26/03/2016 82.01 75.25 73.8627/09/2015 03/10/2015 101.22 85.11 59.92 27/03/2016 02/04/2016 90.30 82.23 80.0304/10/2015 10/10/2015 97.06 78.14 63.61 03/04/2016 09/04/2016 101.36 91.53 88.2411/10/2015 17/10/2015 97.06 78.14 63.61 10/04/2016 16/04/2016 101.36 91.53 88.2418/10/2015 24/10/2015 97.06 78.14 63.61 17/04/2016 23/04/2016 101.36 91.53 88.2425/10/2015 31/10/2015 97.06 78.14 63.61 24/04/2016 30/04/2016 101.36 91.53 88.24

Nota: Los bloques que se presentan en esta tabla son los definidos en el Artículo 87 del RAMM

Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3

COSTO MARGINAL POR BLOQUE HORARIOSEMANAL ($/MWh)

Semana SemanaBloque 1 Bloque 2 Bloque 3

18/7

2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSEESTACIONAL

30

40

50

60

70

80

90

100

110

may.-15 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16

US

$/M

Wh

may.-15 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16CHIXOY 67.258 64.454 41.277 51.552 32.385 35.71 60.595 57.736 59.363 64.839 85.135 103.46JURUN 40.888 34.794 32.459 41.969 34.62 32.799 41.613 43.315 47.214 47.306 54.095 62.924

COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSEESTACIONAL

CHIXOY JURUN

2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DEOFERTA HIDROELÉCTRICA

Para identificar y cuantificar el riesgo de vertimiento se utiliza la metodología que se ha denominado BalanceHídrico, la cual se define de la siguiente manera: “el almacenamiento al final de la etapa t, inicio de la etapat+1, es igual al almacenamiento inicial menos el desfogue total, el cual se totaliza con la sumatoria delturbinamiento, vertimiento y riego, más el volumen afluente, el cual es la sumatoria de los caudales lateralesmás el desfogue de las plantas aguas arriba”. Lo anterior se resume en la siguiente fórmula:st(i) = vt(i) — ut(i) + at(i) — rt(i) + ∑ [ut(m) + st(m)] — vt+1(i)mЄu(i)

Para i = 1, …, IDonde:i indexa las plantas hidroeléctricasI número de plantasvt+1(i) volumen almacenado en la planta i al final de la etapa tvt(i) volumen almacenado en la planta i en el inicio de la etapa tat(i) caudal lateral afluente a la planta i en la etapa trt(i) riego en la planta i en la etapa tut(i) volumen turbinado en la etapa tst(i) volumen vertido en la etapa tmЄu(i) conjunto de plantas inmediatamente aguas arriba de la planta i

19/7

La identificación de la escasez de la oferta hidroeléctrica se realiza mediante una comparación entre laproducción esperada y la producción promedio mensual histórica a partir del año 2000.

Para el periodo se identifica vertimiento en la Central Hidroeléctrica Chixoy para el mes de octubre, siendo elmismo de 16.7 m3/s.

Para el parque generador hidráulico se prevé una producción de 4462.6 GWh, generación que está 112.74GWh por arriba de la generación promedio histórica 2000-2014, lo que representa un 2.6 % más respecto aésta. A continuación se presenta una gráfica en donde se puede observar la generación histórica promedio yla generación esperada para el año 2015-2016 para el periodo de análisis.

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

may

.-15

jun.

-15

jul.-

15

ago.

-15

sep.

-15

oct.-

15

nov.

-15

dic.

-15

ene.

-16

feb.

-16

mar

.-16

abr.-

16

GW

h

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PARQUE GENERADORHIDRÁULICO S.N.I.

2015-2016 PROMEDIO HISTÓRICO (2000-2014)

20/7

2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

INTECCSA DIESEL 04/05/2015INTECCSA BUNKER 04/05/2015POLIWATT 21/05/2015PQP 03/06/2015COENESA 08/06/2015SIDEGUA 09/06/2015LAS PALMAS BUNKER 10/06/2015CONCEPCION NO ZAFRA 16/06/2015LA UNION NO ZAFRA 17/06/2015MATANZAS 23/06/2015SAN ISIDRO 23/06/2015PANTALEON B-1 NO ZAFRA 24/06/2015MAGDALENA B-5 NO ZAFRA 07/07/2015SANATA ANA B-1 NO ZAFRA 08/07/2015EL RECREO 14/07/2015CANADA 15/07/2015AGUACAPA 11/08/2015PALO VIEJO 12/08/2015CHOLOMA 18/08/2015LAS VACAS 08/09/2015EL SALTO 09/09/2015ESCUINTLA GAS 3 22/09/2015CONCEPCION ZAFRA 07/12/2015LA UNION ZAFRA 08/12/2015MAGDALENA B-3 ZAFRA 09/12/2015MAGDALENA B-4 ZAFRA 09/12/2015SANTA ANA ZAFRA 14/12/2015MADRE TIERRA 15/12/2015PANTALEON B-2 ZAFRA 16/12/2015

CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMAAÑO ESTACIONAL 2015 - 2016

21/7

3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN

CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION

POTENCIAFUERA DESERVICIO

[MW]

ENERGIAFUERA DESERVICIO

[GWH]

MOTIVO DEL MANTENIMIENTO

Horus I Subestación 1 07-sep-15 07-sep-15 50.000 0.34 Mantenimiento de SET. Trafos yequipamiento de la SET

Horus I Inversores 34 01-sep-15 04-oct-15 1.5/día 0.296Mantenimiento preventivo equipos

inversores reduccion de 1.5 MW/día, 8.7MWh/día

Horus ICentros de

Transformacion7 07-sep-15 13-sep-15 4.5/día 0.183

Mantenimiento preventivo centros detransformación reduccion de 4.5 MW/día,

26.1 MWh/día

Ortitlan unidad 1 7 20-nov-15 26-nov-15 10.613 1.78 Mantenimiento anualOrtitlan unidad 2 7 27-nov-15 03-dic-15 10.630 1.79 Mantenimiento anualOrtitlan central 7 04-dic-15 10-dic-15 21.226 3.57 Mantenimiento anual

Orzunil Central 7 10-oct-15 16-oct-15 12.728 2.14Mantenimiento anual a las unidades y

subestacion

Central Termica Escuintla ESC-G5 18 10-ago-15 27-ago-15 38.456 16.61

Mantenimiento mecánico preventivointermedio, mantenimiento preventivo

menor a generador eléctrico,mantenimiento preventivo a equipo de

subestación

Central Termica Escuintla ESC-G5 2 20-may-15 21-may-15 38.456 1.85

Mantenimiento mecánico preventivo

menor, mantenimiento eléctrico preventivo

menor a equipo de subestación

Tampa

Red de tierras,separador lodos y

aceite, sistema controlunidades

2 09-may-15 10-may-15 78.403 3.76

Mantenimiento a red de tierras, separador

lodos y aceite. Sistema control unidadesTampa Chiller 3 08-ago-15 10-ago-15 3.000 0.22 Mantenimiento de chiller

Tampa TAM-G1 2 20-nov-15 21-nov-15 42.326 2.03 Boroscopía e inspección externa

Tampa TAM-G2 2 22-nov-15 23-nov-15 38.077 1.83 Boroscopía e inspección externa

TampaSubestacion, torre de

enfriamiento 3 13-feb-16 15-feb-16 78.403 5.65Mantenimiento a la subestación de la

planta y torre de enfriamiento

La Libertad LLI-C 6 31-jul-15 05-ago-15 15.876 2.29Reparación de refractario y ductos de

gases de caldera, mantenimiento equipoelectrico y mecanico

La Libertad LLI-C 6 30-oct-15 04-nov-15 15.876 2.29Reparación de refractario y ductos de


La Libertad LLI-C 9 26-dic-15 03-ene-16 15.876 3.43Mantenimiento mayor de la planta,

revisión general de todos los equiposelectricos y mecanicos

La Libertad LLI-C 6 23-mar-16 28-mar-16 15.876 2.29Reparación de refractario y ductos de


Las Palmas II LPA-C1 15 20-sep-15 04-oct-15 38.174 13.74 Mantenimiento a tubogeneradorGeneradora Costa Sur Pulverizadores 5 10-may-15 14-may-15 30.025 3.60 Mantenimiento programado pulverizadorGeneradora Costa Sur Caldera y generador 30 01-sep-15 30-sep-15 30.025 21.62 Mantenimiento anual programado

Generadora Santa Lucía central 30 15-may-15 13-jun-15 33.831 24.36 Instalación de pulverizadores paracompletar capacidad de la central

Generadora Santa Lucía central 30 01-sep-15 30-sep-15 33.831 24.36 Mantenimiento anual programadoSan Jose Caldera y generador 15 12-jun-15 26-jun-15 137.262 49.41 Mantenimiento anualSan Jose Caldera y generador 15 07-nov-15 21-nov-15 137.262 49.41 Mantenimiento anual

PROGRAMACIÓN PROVISORIA MAYO 2015 − ABRIL 2016PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS MAYORES DE GENERACIÓN

CENTRALES GEOTÉRMICAS

TURBINAS DE GAS

TURBINAS DE VAPOR (100% CARBÓN)

CENTRALES SOLARES

22/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Concepción Planta térmica 30 01-ago-15 30-ago-15 13.655 9.83

Mantenimiento anual para caldera,turbogenerador y accesorios de planta

termica Concepción para conservacion delequipo

La Unión LUN-B1 30 01-sep-15 30-sep-15 23.710 17.07 Mantenimiento anual programado

Madre Tierra Planta Térmica 30 01-sep-15 30-sep-15 16.871 12.15

Mantenimiento anual programado anteEmpresa Eléctrica de Guatemala, el cualincluye: mantenimiento a la subestación,

verificacion de la linea de transmisión, a la

unidad generadora, asi como a la caldera.

Magdalena TGC-1 (Bloque 1) 30 25-may-15 23-jun-15 12.617 9.08

Mantenimiento general anual de la plantade generación (Caldera de vapor,

sistemas auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia en 69 KV)

Magdalena TGC-2 (Bloque 3) 30 10-ago-15 08-sep-15 16.190 11.66

Mantenimiento general anual de la plantade generación (Caldera de vapor,

sistemas auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia en 69 KV).Subestación Magdalena en 69 KV.

Magdalena TGC-3 (Bloque 5) 30 27-jun-15 26-jul-15 41.737 30.05

Mantenimiento general anual de la plantade generación (caldera de vapor, sistemas

auxiliares, turbina, generador ysubestacion de potencia 13.8/230 KV,línea de transmisión interna 230 KV).

Magdalena TGC-4 (Bloque 6) 30 12-sep-15 11-oct-15 57.432 41.35


auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia 13.8/230 KV)

Magdalena TGC-5 (Bloque 7) 30 04-oct-15 02-nov-15 57.287 41.25


auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia 13.8/230 KV)

Palo GordoCaldera,

turbogenerador yturbina

45 01-jun-15 15-jul-15 30.924 33.40Programación anual de mantenimiento de

la caldera, turbogenerador y turbina

Pantaleón Planta Térmica 30 01-jul-15 30-jul-15 27.864 20.06

Mantenimiento anual para caldera,turbogenerador y accesorios de planta

termica Pantaleon para conservacion delequipo

Santa Ana SAA-B 30 28-sep-15 27-oct-15 28.358 20.42 Mantenimiento mayor

Santa Ana SAA-B2 30 20-jul-15 18-ago-15 57.779 41.60 Mantenimiento preventivo

Trinidad TND-B3 31 01-jul-15 31-jul-15 19.911 14.81 Mantenimiento anual

Tulula TUL-B1 31 01-ago-15 31-ago-15 10.620 7.90 Mantenimiento anual

Arizona ARI-O3 28 04-may-15 31-may-15 16.132 10.84 Mantenimiento mayor

Arizona ARI-O10 28 05-oct-15 01-nov-15 16.136 10.84 Mantenimiento mayor

Arizona ARI-O1 28 18-ene-16 14-feb-16 16.022 10.77 Mantenimiento mayor

Electro Generación ELG-B1 15 18-ene-16 01-feb-16 8.112 2.92 Mantenimiento sistema de inyección y ejede levas

Electro Generación ELG-B2 15 14-mar-16 28-mar-16 8.112 2.92 Mantenimiento sistema de inyección y ejede levas

Generadora del Este TDL-B2-03 7 11-may-15 17-may-15 4.956 0.83 Mantenimiento intermedio

Generadora del Este TDL-B1-12 15 31-may-15 14-jun-15 9.804 3.53 Mantenimiento intermedio

Generadora del Este TDL-B3-10 7 06-jul-15 12-jul-15 7.940 1.33 Mantenimiento intermedio

Generadora del Este TDL-B3-13 15 17-ago-15 31-ago-15 10.585 3.81 Mantenimiento intermedio

Genor GEN-B3 15 03-oct-15 17-oct-15 10.350 3.73 Mantenimiento de inspección de 84,000horas

Genor GEN-B1 15 25-oct-15 08-nov-15 10.350 3.73 Mantenimiento de inspección de 84,000horas

Genor GEN-B4 15 28-nov-15 12-dic-15 10.350 3.73 Mantenimiento de inspección de 84,000horas

Genor GEN-B2 6 16-ene-16 21-ene-16 10.350 1.49 Mantenimiento de inspección de 4,000horas

Genosa GGO-B3 21 22-nov-15 12-dic-15 5.680 2.86 Revisión Cilindros de Combustión

Genosa GGO-B1 21 07-dic-15 27-dic-15 5.680 2.86 Revisión Cilindros de Combustión

Genosa GGO-B2 21 01-feb-16 21-feb-16 5.680 2.86 Revisión Cilindros de Combustión

Las Palmas I LPA-B2 22 06-jul-15 27-jul-15 15.375 8.12 Mantenimiento mayor

Las Palmas I LPA-B4 22 10-ago-15 31-ago-15 15.370 8.12 Mantenimiento mayor

Las Palmas I LPA-B5 15 23-nov-15 07-dic-15 5.378 1.94 Mantenimiento mayor


INGENIOS COGENERADORES

MOTORES RECIPROCANTES

23/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Poliwatt PWT-B1 15 04-may-15 18-may-15 17.922 6.45 Servicio de 7500 horas

Poliwatt PWT-B2 7 05-jun-15 11-jun-15 17.922 3.01 Cambio de placas de cooler aceite

Poliwatt PWT-B3 21 27-jun-15 17-jul-15 17.922 9.03 Overhaul

Poliwatt PWT-B4 21 07-mar-16 27-mar-16 17.922 9.03 Overhaul

Poliwatt PWT-B5 30 09-oct-15 07-nov-15 17.922 12.90 Mantenimiento de generador

Poliwatt PWT-B6 21 04-abr-16 24-abr-16 17.922 9.03 Overhaul

Poliwatt PWT-B7 21 08-feb-16 28-feb-16 17.922 9.03 Overhaul

Poliwatt Esperanza 1 09-ago-15 09-ago-15 125.453 3.01 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Poliwatt Esperanza 1 13-dic-15 13-dic-15 125.453 3.01 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Poliwatt Esperanza 1 10-abr-16 10-abr-16 125.453 3.01 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Puerto Quetzal Power PQP-B4 5 08-may-15 12-may-15 5.706 0.68 Cambio de chimenea

Puerto Quetzal Power PQP-B5 10 15-may-15 24-may-15 5.706 1.37 Reparación de cooler de aceite y cambiode chimenea

Puerto Quetzal Power PQP-B6 17 07-mar-16 23-mar-16 5.706 2.33 Overhaul de caldera

Puerto Quetzal Power PQP-B8 7 25-may-15 31-may-15 5.706 0.96 Reparacion de cooler central

Puerto Quetzal Power PQP-B8 30 01-dic-15 30-dic-15 5.706 4.11 Mantenimiento de generador

Puerto Quetzal Power PQP I 1 09-ago-15 09-ago-15 57.064 1.37 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Puerto Quetzal Power PQP I 1 13-dic-15 13-dic-15 57.064 1.37 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Puerto Quetzal Power PQP I 1 10-abr-16 10-abr-16 57.064 1.37 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Centro de Energia Escuintla SID-B2 4 29-sep-15 02-oct-15 3.819 0.37

Mantenimiento de 4,000 horas (Mediciónde turbocargadores, inspección de

toberas, calibracion de sistemas deinyección, puesta a tiempo, juego axial debielas, juego axial de cigüeñal, limpieza

de after cooler, inspección de cojinetes debancada, limpieza de carter)

Aguacapa AGU-H1 16 21-nov-15 06-dic-15 30.000 11.52

Mantenimiento mayor unidad No. 1(comprende trabajos en toberas "A" y "B",

cambio de sellos de operación ymantenimiento valvula esférica).

Aguacapa PLANTA 22 26-ene-16 16-feb-16 79.759 42.11Mantenimiento mayor unidad No. 2

(Comprende trabajos en toberas "A" y "B"es necesario vaciar tuberia forzada).

Aguacapa AGU-H3 15 23-feb-16 08-mar-16 30.000 10.80Mantenimiento mayor unidad No. 3

(comprende trabajos en toberas "A" y "B")

Candelaria Central 15 14-abr-16 28-abr-16 4.344 1.56 Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)

Chixoy CHX-H1 21 26-ene-16 15-feb-16 56.197 28.32 Mantenimiento mayor de la unidadChixoy CHX-H2 21 16-feb-16 07-mar-16 56.197 28.32 Mantenimiento mayor de la unidadChixoy CHX-H3 21 08-mar-16 28-mar-16 56.197 28.32 Mantenimiento mayor de la unidadChixoy CHX-H4 21 29-mar-16 18-abr-16 56.197 28.32 Mantenimiento mayor de la unidadChixoy CHX-H5 21 19-abr-16 09-may-16 56.197 28.32 Mantenimiento mayor de la unidad

Choloma CENTRAL 15 03-mar-16 17-mar-16 9.651 3.47 Mantenimiento anual casa de maquinas yembalse

El Libertador Turbina y generador 5 30-may-15 03-jun-15 2.041 0.24 Mantenimiento preventivo anual

El Libertador Turbina y generador 5 30-mar-16 03-abr-16 2.041 0.24 Mantenimiento preventivo anual

El Porvenir CENTRAL 10 23-nov-15 02-dic-15 2.114 0.51

Mantenimiento preventivo semestral,incluye mantenimiento de la subestacion

2 dias, mantenimiento de la unidad yembalse

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS


MOTORES RECIPROCANTES

24/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


El Recreo REC-H1 5 22-nov-15 26-nov-15 13.065 1.57 Revisión de rodete tipo Pelton yreparación en sitio según sea necesario

El Recreo REC-H2 5 29-nov-15 03-dic-15 13.065 1.57 Revisión de rodete tipo Pelton yreparación en sitio según sea necesario

El Recreo

Servicios auxiliares,

subestación, casa de

maquinas y presa

5 01-abr-16 05-abr-16 26.129 3.14

Preventivo a servicios auxiliareseléctricos, servicios auxiliares mecánicos,válvulas de compuertas y otros equipos de

la presa; la línea de transmisión y en lasubestación de casa de máquinas

mantenimiento a las barras,transformadores, interruptor, seccionador,

mando y control.

El Recreo

Subestación San Martín

- punto de entrega

5 06-abr-16 10-abr-16 26.129 3.14

Preventivo a servicios auxiliares; la líneade transmisión y en la Subestación San

Martín, mantenimiento a las barras,interruptor, seccionadores, aisladores,

barras y tendidos altos, equipos demando y control.

El Recreo REC-H1 10 11-abr-16 20-abr-16 13.065 3.14

Preventivo mayor, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación.

El Recreo REC-H2 10 21-abr-16 30-abr-16 13.065 3.14

Preventivo mayor que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,


sistema de lubricación.

El Salto CENTRAL 30 02-nov-15 01-dic-15 2.371 1.71Mantenmiento mayor anual de las dos

unidades y dragado del embalse deregulación diaria

Hidroeléctrica Guayacan Turbina Francis 15 16-mar-16 30-mar-16 2.323 0.84 Inspección general, equipos turbina -generador - captación

Hidroeléctrica La Perla Unidad 1 6 04-may-15 09-may-15 3.610 0.52 Mantenimiento mayor de las instalaciones

Hidroaguna Unidad 2 7 29-sep-15 05-oct-15 2.032 0.34

Mantenimiento mayor, limpieza degenerador, equipo electromecanico,inspección de rodete, inspección dechumaceras, limpieza del embalse

Hidrocanadá Unidad 2 7 22-nov-15 28-nov-15 23.602 3.97Cambio de regulador electronico de velocidad.Inspección/reparación de cangilones a rodete

pelton

Hidrocanadá Unidad 1 7 29-nov-15 05-dic-15 23.602 3.97Cambio de regulador electronico de velocidad.Inspección/reparación de cangilones a rodete

pelton

Hidropower HHS-H 31 15-nov-15 15-dic-15 1.908 1.42 Mantenimiento anual

Hidroxacbal XAC-H2 10 01-may-15 10-may-15 48.527 11.65

Campo de unidad 2 en la subestación.Valvula de guarda, compuertas en tomade carga desarenadores, compuertas de

fondo desarenadores

Hidroxacbal XAC-H1 10 11-may-15 20-may-15 48.527 11.65

Campo de unidad 1 en la subestación.Ataguías desfogue, compuerta radial

descarga de fondo presa. Mantenimientocompuerta entrada portal del túnel

Hidroxacbal Presa derivadora 5 10-dic-15 14-dic-15 97.053 11.65 Dragado del embalse de la presaderivadora

Hidroxacbal XAC-H1 15 01-abr-16 15-abr-16 48.527 17.47

Mantenimiento mayor como seguimientoa la garantía del fabricante, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,


sistema de lubricación, transformador depotencia y campo de unidad 1 en la

subestación

Hidroxacbal XAC-H2 15 16-abr-16 30-abr-16 48.527 17.47

Mantenimiento mayor como seguimientoa la garantía del fabricante, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,


sistema de lubricación, transformador depotencia y campo de unidad 2 en la

subestación

Hidroxacbal Bahía 34.5 4 14-abr-16 17-abr-16 97.053 9.32

Mantenimiento predictivo a bahia 34.5verificación de apertura y cierre,

seccionadores, interruptor recloser,pruebas control de potencia a CTS Y PTS

y pararrayos



25/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Jurún Marinalá JUR-H1 30 04-ene-16 02-feb-16 19.965 14.38

a) Mantenimiento mayor de la unidad, b)"suministro y puesta en operación de un

sistema de automatización y control de launidad No. 1 Contrato No. 332-2014"

Jurún Marinalá JUR-H2 30 03-mar-16 01-abr-16 19.965 14.38

a) Mantenimiento mayor de la unidad, b)"suministro y puesta en operación de un


Jurún Marinalá Central 4 08-abr-16 11-abr-16 59.896 5.75

a) Limpieza del embalse de regulación ypresa diaria, b) cambio de la válvula

esférica de la unida No. 3 c) "Suministro ypuesta en operación de un sistema de

automatización y control de la unidad No.3 contrato No. 332-2014

Jurún Marinalá JUR-H3 30 08-abr-16 07-may-16 19.965 14.38

a) Mantenimiento mayor de la unidad, b)"Suministro y puesta en operación de un


Las Vacas Embalse 6 28-jun-15 03-jul-15 35.849 5.16

Cambio de rodete, inspección dechumaceras, limpieza de generador,inspección de agujas, cambio si es

necesario. Mantenimiento generador.

Las Vacas Embalse 6 09-ago-15 14-ago-15 35.849 5.16



Las Vacas Embalse 6 06-sep-15 11-sep-15 35.849 5.16



Las Vacas Embalse 6 11-oct-15 16-oct-15 35.849 5.16



Los Esclavos Planta 23 03-nov-15 25-nov-15 13.231 7.30Mantenimiento mayor anual de las dos

unidades y dragado de embalse deregulación diaria.

Matanzas

Presa, Tubería AP,

Unidad No. 1 y

Subestación 69 KV

3 03-dic-15 05-dic-15 11.783 0.85

Mantenimiento mayor de la planta: Presa:Dragado de presa, medición volumétricade presa, mantenimiento a sensores denivel, RTU e interruptores de posición de

compuertas. Tuberia AP: Inspeccióninterior de tubería, instalación de sistema

de proteccion de tubería. UnidadGeneradora: Generador. Limpieza

general a rotor y estator, pruebaselectricas, calibracion de relevadores de

protección, mantenimiento general alsistema de excitación, pruebas de

accionamiento interruptor desincronización, calibración de relevadores

de protección, mantenimiento a AVR.Turbina: cambio de asiento de aguja de

inyector No. 3. Valvula Esferica: cambiode válvula. Sistema de control: inspeccióny pruebas a sistema de control de cargade la unidad, mantenimiento general asistema de control, instrumentación e

generador y turbina y sistema desincronización. Subestacion 69 kV,

corrección de puntos calientes, pasivaciónde aceite de transformador.

Montecristo Unidad 2 7 22-nov-15 28-nov-15 6.591 1.11Inspección/reparación codo de desfoguede turbina. Inspección/cambio sello del

eje

Montecristo Unidad 1 7 29-nov-15 05-dic-15 6.591 1.11Inspección/reparación codo de desfoguede turbina. Inspección/cambio sello del

eje

Palin II CENTRAL 30 20-abr-15 19-may-15 3.924 2.83 Mantenimiento mayor anual de las dosunidades y presa reguladora de la planta

Panan

Unidades 1, 2, 3, presa,

y subestación

7 29-ene-16 04-feb-16 7.538 1.27

Limpieza del embalse, limpieza generaldel generador, revisión de rodamientos,

ajuste de alaves, calibraciones a lasprotecciones del generador. Calibración

de los relevadores equipos de protecciónSEL, limpieza a toda la estructura



26/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Pasabien Unidad 1 5 20-nov-15 24-nov-15 6.180 0.74

Revisión y limpieza de equipoelectromecánico, turbina, chumacera,válvulas de alta presión, sistema de

presión hidráulica, interruptor, panel, etc

Pasabien Unidad 2 5 25-nov-15 29-nov-15 6.180 0.74

Revisión y limpieza de equipoelectromecánico, turbina, chumacera,válvulas de alta presión, sistema de

presión hidráulica, interruptor, panel, etc

Pasabien Unidad 1 y 2 10 18-abr-16 27-abr-16 12.359 2.97

Mantenimiento anual mayor a las unidadede generación, revisión de equipo

electromecánico, paneles electricos,transformadores, interruptores,

subestacion, reparación de canal deconducción de agua y revisión de valvula

de alivio en tuberia de alta presión

Poza Verde PVE-H1 10 04-ene-16 13-ene-16 3.185 0.76

Mantenimiento anual de unidad degeneraación, chequeo de rodete, chequeo

de sellos, chumaceras, limpieza detanque rotativo, laberinto, chequeo de ejesy acoples, al transformador de potencia,

sistema de refrigeración, válvulas y unidadde potencia hidráulica.

Poza Verde PVE-H2 10 25-ene-16 03-feb-16 3.185 0.76


de sellos, chumaceras, limpieza detanque rotativo, laberinto, chequeo de ejes

y acoples, Mantenimiento predictivo agenerador, al transformador de potencia,


Poza Verde PVE-H3 10 15-feb-16 24-feb-16 3.185 0.76


de sellos, chumaceras, limpieza detanque rotativo, laberinto, chequeo de ejes

y acoples, Mantenimiento predictivo agenerador, al transformador de potencia,


Poza Verde Presa 15 28-mar-16 11-abr-16 9.556 3.44

Mantenimiento presa: Limpieza deAzolvamiento del embalse, mantenimiento

Bocatoma. Reparación de sellos decompuertas desfogue, chequeo sellos de

compuertas, chequeo y limpieza desistema oleohidráulico, tuberías, limpieza

y revisión de instrumentación.

Poza Verde S/E La Vega 5 28-mar-16 01-abr-16 9.556 1.15

Mantenimiento a tres interruptores de granvolumen de aceite OCB. Servicio

preventivo: Limpieza de aisladores deporcelana, revisión y aprietes de

conexiones entre equipos y puentes,revisión, lubricación y ajuste de

seccionadores, medición de la resistenciaeléctrica de la red de tierras, etc.

Renace REN-H2 11 27-abr-15 07-may-15 21.701 5.73 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Renace REN-H1 11 11-may-15 21-may-15 21.701 5.73 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Renace REN-H1 17 23-oct-15 08-nov-15 21.701 8.85 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Renace REN-H2 7 22-nov-15 28-nov-15 21.701 3.65 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Renace REN-H3 7 29-nov-15 05-dic-15 21.701 3.65 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Renace

Subestación,Sistema de

enfriamiento,auxiliares

7 03-abr-16 09-abr-16 65.102 10.94

Revisión, limpieza y verificación de los

equipos

Renace REN-H3 10 17-abr-16 26-abr-16 21.701 5.21 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Río Bobos Embalse 6 02-mar-16 07-mar-16 10.533 1.52 Mantenimiento embalse, inspección deauxiliares

Río Bobos Embalse 10 18-jul-15 27-jul-15 10.533 2.53 Mantenimiento anual, generador, turbinaHPU, tubería, auxiliares



27/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


San Isidro

Presa, Unidades 1 y

2, Línea de

transimisión 13.8 KV

4 06-nov-15 09-nov-15 3.400 0.33

Mantenimiento mayor: Presamantenimiento a unidades de presiónhidraulica, inspección de compuertas,

reparación de flashboard en presaChilascó. Canal: Medición volumetrica decanal. Tubería AP: inspección interna detubería, inspección de valvulas de venteo,instalación de sistema de protección de

tubería. Unidades generadoras:generadores. Mantenimiento de barra 4.16kV, inspección de cuñas, mantenimiento

general al sistema de excitación,calibración de relevadores de protección,limpieza de generadores. Sistema de

control: inspección y pruebas a sistemade control de carga de uniades,

mantenimiento general a sistema decontrol, instrumentacion de generador yturbina y sistema de sincronización y

equipos de comunicacion RTU.Trasnformador y línea de transmisión13.8 kV, corrección de puntos calientes,calibracion de relevadores de protección.

Santa María Unidad 1 7 24-nov-15 30-nov-15 1.953 0.33 Mantenimiento preventivo semestral de launidad

Santa María Unidad 2 7 16-nov-14 22-nov-14 1.953 0.33 Mantenimiento preventivo semestral de launidad

Santa María Unidad 3 7 26-oct-15 01-nov-15 1.953 0.33 Mantenimiento preventivo semestral de launidad

Santa María Unidad 1 7 28-mar-16 03-abr-16 1.953 0.33 Mantenimiento preventivo semestral de launidad

Santa María Unidad 2 28 04-abr-16 01-may-16 1.953 1.31 Mantenimiento preventivo semestral de launidad

Santa María Unidad 3 7 29-feb-16 06-mar-16 1.953 0.33 Mantenimiento preventivo semestral de launidad

Santa María PLANTA 36 14-feb-16 20-mar-16 5.858 5.06 Limpieza general del embalse

Santa Teresa Unidades 1 y 2 10 21-nov-15 30-nov-15 16.688 4.01Revisión y ajuste de los equipos

electromecánicos. Mantenimiento mayorembalse

Santa Teresa Subestación 2 23-nov-15 24-nov-15 16.688 0.80 Revisión, limpieza, verificación ycalibración de los equipos

Santa Teresa Unidades 1 y 2 20 02-abr-16 21-abr-16 16.688 8.01Revisión y ajuste de los equipos

electromecánicos. Mantenimiento mayorembalse

Santa Teresa Subestación 2 04-abr-16 05-abr-16 16.688 0.80 Revisión, limpieza, verificación ycalibración de los equipos

Secacao Central 15 14-abr-16 28-abr-16 16.052 5.78Mantenimiento anual (turbina, generador y

limpieza, reparación y limpieza delembalse)

Visión de Aguila Central 31 08-abr-15 08-may-15 2.080 1.55 Mto. Anual Sub-Estaciones yModificaciones Bocatoma

Visión de AguilaSubestacion, turbina

y generador 30 21-mar-16 19-abr-16 2.080 1.50Mantenimiento anual de subestación y

equipos de generación



28/7

3.2 MANTENIMIENTOS DE TRANSMISIÓN3.2.1 MANTENIMIENTOS ETCEE

EquipoTiempo del

Mantenimiento(días)

Fecha preferida decomienzo

Fecha mastemprana de

comienzo

Fecha mas tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Subestación Guate-Sur, Interruptor del campo Capacitores 1 69kV 6 02-jun-15 05-may-15 30-jun-15 Mantenimiento a Interruptor de potencia por haber llegado a lacantidad de operaciones que recomienda el fabricante.

Subestación Guate-Sur, Interruptor del campo Capacitores 269kV

6 09-jun-15 12-may-15 07-jul-15 Mantenimiento a Interruptor de potencia por haber llegado a lacantidad de operaciones que recomienda el fabricante.

Subestación Guate-Sur, Interruptor del campo Capacitores 3 69kV 6 16-jun-15 19-may-15 14-jul-15 Mantenimiento a Interruptor de potencia por haber llegado a lacantidad de operaciones que recomienda el fabricante.

Subestacion Guate Este, interruptor campo Capacitores 1 69kV 6 23-jun-15 26-may-15 21-jul-15 Mantenimiento a Interruptor de potencia por haber llegado a lacantidad de operaciones que recomienda el fabricante.

Subestación Guate-Norte, Interruptor del campo Reactores 13.8kV 6 30-jun-15 12-jun-15 26-jul-15 Mantenimiento a Interruptor de potencia por haber llegado a lacantidad de operaciones que recomienda el fabricante.

Subestacion Moyuta, Transformador de potencia - 230/138 kV 15 19-may-15 04-may-15 24-sep-15 Cambio de transformador de potenciaSubestacion Guate Sur, Banco de reactores 1 230kV 5 16-mar-15 16-feb-15 20-abr-15 Puesta en servicioSubestacion Guate Este, Banco de reactores 1 230kV 5 01-jun-15 04-may-15 05-jul-15 Puesta en servicio

Subestacion Guate Este, Banco de capacitores 1 69kV 6 26-jun-15 26-may-15 21-jul-15 Mantenimiento a Interruptor de potencia por haber llegado a lacantidad de operaciones que recomienda el fabricante.

Subestacion Guate Este, Banco de capacitores 2 69kV 3 06-may-15 25-mar-15 03-jun-15 Puesta en servicioSubestacion Guate Este, Banco de capacitores 3 69kV 3 06-may-15 25-mar-15 03-jun-15 Puesta en servicioSubestacion Escuintla 1, transformador No. 3 230/69kV 10 01-dic-15 01-sep-15 01-feb-16 Puesta en servicio

ROTACIÓN DE TRANSFORMADORES

Voltaje Capacidad inicial Capacidad FinalPREMIE 2011 Moyuta 230/138 70 100 sep-15PREMIE 2011 Progreso 138/69 30 60 oct-15Mayuelas Chisec 69/34.5 6.25 14 abr-15Esclavos El Rancho 69/13.8 6.25 14 jul-15El Rancho El Jícaro 69/13.8 6.25 12.5(en paralelo) ago-15

FechaOrigen Destino Transformador

NUEVOS TRANSFORMADORES

Subestación Voltaje CapacidadPrevisión

Puestaen Servicio

S/E Escuintla 230/69/13.8 100MVA dic-15

S/E La Esperanza 69/13.8 28MVA dic-15

RECONDUCTORADO DE LINEAS

Escuintla-El Jocote-Pantaleon-Cocales 69 1015 50.32 nov-15

Linea Voltaje Capacidad(A) Km. Línea Fecha estimadade puesta en

NUEVAS SUBESTACIONESSubestación Voltaje Capacidad Línea Voltaje Línea Fecha estimada de puesta en operación.

S/E Rabinal 69/13.8 kV 10/14 MVA LT Salamá - Rabinal 69 kV abr-15S/E Sacapulas 69/13.8kV 10/14MVA LT Quiche-Sacapulas 69kV jun-15S/E Carchá 69/13.8 kV 10/14 MVA LT Cobán - Carchá 69 kV feb-16

S/E Chicaman 69/13.8kV 10/14 MVA L.T San Julian-Chicaman

69kV feb-16

NUEVAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Aguacapa - La Vega 2 230 374 28.91 jul-15

CapacidadVoltaje Km. Línea Fecha estimadade puesta enLinea

NUEVOS ELEMENTOS DECOMPENSACION REACTIVA

Equipo Voltaje(kV) Capacidad(MVAR)

PrevisiónPuesta

en ServicioBanco Reactores Guate Sur 230 20 mar-15Banco Reactores Guate Este 230 20 jun-15Banco capacitores Guate Este 2 69 10.8 may-15Banco capacitores Guate Este 3 69 10.8 may-15Banco capacitores Jalapa 69 5.4 sep-15Banco de capacitores Puerto Barrios 69 5.4 nov-15Banco de capacitores Chimaltenango 69 10.8 may-15

29/7

3.2.2 MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISIÓN

EquipoTiempo del



Fecha mástemprana de

comienzo

Fecha más tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Reles de protección de linea Arizona San-Joaquin 1 15-nov-15 18-oct-15 06-dic-15 Calibración de protecciones

Subestación San Joaquin Campo Arizona, Escuintla y Pacífico 1 15-nov-15 18-oct-15 06-dic-15Limpieza de aisladores, mantenimiento de tierras, mantenimientode paneles, prueba de seccionadores e interruptores

Chapeo de Línea de Transmisión. 1 17-may-15 03-may-15 22-jun-15 Chapeo de la Línea Arizona-San Joaquín(230kV)

Subestación Arizona Campo Transformador AET 902 1 17-nov-15 20-oct-15 19-ene-16

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 903 1 19-nov-15 22-oct-15 21-ene-16

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatograficos, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo de salida y Barra 230 Kv /Subestación Arizona Campo Transformador AET 901 /Transformador CEMEX

1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16

Limpieza de aisladores, limpieza de cables / pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Relevadores de protección generadores 1 al 10 1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16 Calibración de proteccionesRelevadores de protección outgoing feeder 1 al 4 1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16 Calibración de proteccionesRelevadores de protección de transformador de potencia 1 1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformadores de potencia 2 al 3 1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de trasnsformadores de serviciosauxiliares 1 al 6

1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16 Calibración de protecciones

Subestación Arizona Campo de salida hacia Subestación SanJoaquin AEA 901 y Barra de 230 kV

1 06-dic-15 15-nov-15 17-ene-16Pruebas eléctricas y de aislamiento a Transformadores decorrriente CTs y transformadores de voltaje PTs y pruebaseléctricas y de cierre/apertura a interruptor de potencia

3.2.3 MANTENIMIENTOS RECSA

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Toliman 1 11-feb-15 21-ene-15 04-mar-15

Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas locales y adistancia de equipo de alta y media tensión. Pruebas eléctricas atransformador de potencia y pruebas fisicoquimicas al aceite.Cambio de relevador de protección diferencial del transformador depotencia

Subestación Telemán RECSA 1 25-mar-15 04-mar-15 15-abr-15

Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas locales y adistancia de equipo de alta y media tensión. Pruebas eléctricas atransformador de potencia y pruebas fisicoquimicas al aceite

Subestación Chicacao 1 21-abr-15 31-mar-15 12-may-15


Subestación Cruz de Santiago 1 14-may-15 23-abr-15 04-jun-15


Subestación Patzun 1 14-may-15 23-abr-15 04-jun-15Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas locales y adistancia de equipo de alta y media tensión.

Línea 69kV Patzún a Cruz de Santiago 1 14-may-15 23-abr-15 04-jun-15 Mantenimiento de aislamiento, puestas a tierra, identificación deestructuras

Subestación Viñas 1 22-jul-15 01-jul-15 12-ago-15


Subestación Usumatlán 1 25-jul-15 04-jul-15 15-ago-15


Línea 69kV Usumatlán 1 25-jul-15 04-jul-15 15-ago-15 Mantenimiento de aislamiento, puestas a tierra, identificación deestructuras

Subestación Asunción Mita 1 10-sep-15 20-ago-15 01-oct-15


Línea 69kV El Progreso a Asunción Mita 1 10-sep-15 20-ago-15 01-oct-15Mantenimiento de aislamiento, puestas a tierra, identificación deestructuras

30/7

3.2.4 MANTENIMIENTOS TRELEC

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Montserrat 1 14-jun-15 11-ene-15 13-dic-15

Limpieza de aisladores, reapriete de conexiones, corrección de puntoscalientes, calibración y pruebas de seccionadores y cuchillas,pruebas a reconectadores e interruptores, pruebas al transformadorde potencia, l impieza de gabinetes de control y medición de redes detierras

Subestación Petapa 1 12-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Puerto San José 1 29-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Llano Largo 1 08-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Roosevelt 1 29-jun-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación El Sauce 1 21-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Bárcenas 1 08-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Carlos Dorion campo del 1 12-jul-15 11-ene-15 13-dic-15 Limpieza de aisladores, reapriete de conexiones, corrección de puntos

Subestación Obispo 1 26-may-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación Acacias 1 25-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Carlos Dorion Campo deltransformador 10/14 MVA 1 07-jun-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Santa Maria Márquez 1 21-jun-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Miriam 1 23-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Centro barra I 1 19-jul-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación Chácara 1 12-abr-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación Santa Ana 1 23-jun-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación Centro barra II 1 25-jul-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación Mayan Golf 1 21-jun-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Santa Lucia 1 08-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Incienso Barra I 1 31-may-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación Incienso Barra II 1 26-jul-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

31/7

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Planta Laguna 1 28-jun-15 11-ene-15 13-dic-15Limpieza de aisladores, calibración y pruebas de seccionadores,pruebas a interruptores, l impieza de gabinetes de control y mediciónde redes de tierras

Subestación San Gaspar 1 22-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Gerona 1 21-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Las Flores 1 07-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Tinco 1 01-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Amatitlán 1 04-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Castellana 1 11-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Palín 1 22-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Portuaria 1 03-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación San Miguel Petapa 1 18-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Héctor Flores 1 18-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Kaminal 1 15-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Monte Cristo 1 15-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Próceres 1 22-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Palmeras 1 14-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Rodríguez Briones 1 10-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación San Cristóbal 1 04-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Monte Maria 1 01-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación San Lucas 1 25-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


32/7

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Santa María Cauque 1 25-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Arrazola 1 24-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Luis F. Nimatuj 1 25-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Vil la Nueva 1 26-jul-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Mixco 1 17-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Sitio 1 06-jun-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Augusto Palma 1 10-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación San Juan Sacatepéquez 1 01-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación San Juan De Dios 1 05-jul-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Milagro 1 26-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Ciudad Quetzal 1 01-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Norte 1 11-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Ciudad Vieja 1 17-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Papi Strachan 1 12-jul-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Cambray 1 28-jun-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Lirios 1 05-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Guarda 1 18-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Minerva 1 11-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Vil la Lobos 1 01-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


33/7

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Aurora 1 29-mar-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Antigua 1 12-abr-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Hincapié 1 05-jul-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación San Isidro 1 15-feb-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Guadalupe 1 31-may-15 11-ene-15 13-dic-15


Subestación Iztapa 1 28-ene-15 11-ene-15 13-dic-15


Línea Alborada - PQP 230 KV 1 01-ene-16 25-abr-16 01-ene-16 Lavado de aislamientoLínea Centro - San Lucas 5 01-may-16 16-jun-16 01-may-16 Renovación de EstructurasLínea Palmeras - Concepción 3 01-oct-16 15-nov-16 01-oct-16 Mejoramiento de tierrasConcepción - Santa María Marquez 3 01-ago-16 15-sep-16 01-ago-16 Mejoramiento de tierrasLínea Magdalena - San José 5 01-ene-16 01-may-16 01-abr-16 Renovación de EstructurasLínea Milagro - Acacias 5 01-jun-16 30-ago-16 01-jun-16 Renovación de EstructurasLínea Miriam - La Unión 5 01-jul-16 15-ago-16 01-jul-16 Renovación de EstructurasLínea Pantaleón - Míriam 5 01-abr-16 01-jun-16 01-abr-16 Mejoramiento de aislamientoGuate Norte Guatemala 2 y 3 5 01-jul-16 15-ago-16 01-jul-16 Mejoramiento de tierrasLínea 230kV Alborada - Pacífico - San José 1 01-abr-16 01-may-16 15-oct-16 Mantenimiento GeneralLínea 230kV Alborada - Pacífico - San José 1 01-nov-16 15-nov-16 01-nov-16 Mantenimiento GeneralCentro Guatemala 5 y 6 5 01-jul-16 15-ago-16 01-jul-16 Mejoramiento de tierras

3.2.5 MANTENIMIENTOS TREO

EquipoTiempo del




comienzo


Linea de Transmision Esperanza - Xacbal 4 14-abr-16 14-abr-16 14-abr-16 Mantenimiento de línea de 230 KVSubestación La Esperanza 4 14-abr-16 14-abr-16 14-abr-16 Mantenimiento de Subestacion La EsperanzaSubestación Huehuetenango II 4 14-abr-16 14-abr-16 14-abr-16 Mantenimiento de Subestacion Huehuetenango IISubestación Covadonga 4 14-abr-16 14-abr-16 14-abr-16 Mantenimiento de Subestacion CovadongaLinea de Transmision Esperanza - Xacbal 2 10-dic-15 10-dic-15 10-dic-15 Mantenimiento de línea de 230 KVSubestaciones 2 28-abr-16 28-abr-16 28-abr-16 Inclusion de Subestacion Hidroxacbal-DeltaSubestaciones 2 25-abr-16 25-abr-16 25-abr-16 Inclusion de Subestacion Proyectada Chajul

34/7

3.2.6 MANTENIMIENTOS TRANSMISORA DE ENERGÍA RENOVABLE, S.A.

EquipoTiempo del




comienzo


Línea de Transmisión 230 KV Uspantán -Chixoy II

150 02-mar-15 02-feb-15 02-abr-15

Chapeo de brecha de línea 230 Kv entre subestaciones Uspantány Chixoy II, Inspección de Torres, herrajes y Linea en General,Termografía. no se desenergizara ninguno de los dos circuitos dela línea.

Subestación Chixoy II 90 06-abr-15 16-mar-15 21-abr-15

Calibracion de relevadores de Protección, Controladores deBahia, Pruebas eléctricas a Interruptores, CT´s, PT´s, trampas deonda y Parrarayos, Mantenimiento estructuras de subestacion,limpieza, reapriete de racores e inspección de aisladores, porconfiguración de interruptor y medio de la subestación, no seinterrumpe el transporte de energía

Subestación Uspantán 60 13-abr-15 23-mar-15 21-abr-15

Calibracion de relevadores de Protección, Controladores deBahia, Pruebas eléctricas a Interruptores, CT´s, PT´s, trampas deonda y Parrarayos, Mantenimiento estructuras de subestación,limpieza, reapriete de racores e inspeccion de aisladores, porconfiguración de interruptor y medio de la subestación, no seinterrumpe el transporte de energía

Línea de Transmisión 230 KV Uspantán -Chixoy II

120 02-feb-16 05-ene-16 02-mar-16

Chapeo de brecha de línea 230 Kv entre subestaciones Uspantány Chixoy II, Inspección de Torres, herrajes y Línea en General,Termografia. no se desenergizara ninguno de los dos circuitos dela línea

Subestación Chixoy II 90 01-feb-16 04-ene-16 07-mar-16

Calibracion de relevadores de Protección, Controladores deBahía, Pruebas eléctricas a Interruptores, CT´s, PT´s, trampas deonda y Parrarayos, Mantenimiento estructuras de subestación,limpieza, reapriete de racores e inspección de aisladores, porconfiguración de interruptor y medio de la subestación, no seinterrumpe el transporte de energía

Subestación Uspantán 60 01-feb-16 04-ene-16 07-mar-16

Calibracion de relevadores de Protección, Controladores deBahía, Pruebas eléctricas a Interruptores, CT´s, PT´s, trampas deonda y Parrarayos, Mantenimiento estructuras de subestación,limpieza, reapriete de racores e inspección de aisladores, porconfiguración de interruptor y medio de la subestación, no seinterrumpe el transporte de energía

35/7

3.2.7 MANTENIMIENTOS EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED, S.A.

EquipoTiempo del




comienzo


Relevadores de protección (SubestaciónPanaluya)

2 12-nov-15 05-nov-15 19-nov-15 Pruebas operativas del sistema de proteccion de las líneas, parauna mayor confiabilidad

Interruptor de salida (Subestación Panaluya) 1 12-mar-16 05-mar-16 19-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Agustín

Seccionadores (Subestación Panaluya) 1 12-mar-16 05-mar-16 19-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Agustín

Trafos. de Medicion (SubestaciónPanaluya)

1 13-mar-16 06-mar-16 20-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Agustín

Pararrayos (Subestación Panaluya) 1 13-mar-16 06-mar-16 20-mar-16Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San AgustínGuate Norte

Interruptor de salida (Subestación Panaluya) 1 14-mar-16 07-mar-16 21-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Interruptor Medio

Seccionadores (Subestación Panaluya) 1 14-mar-16 07-mar-16 21-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Interruptor Medio


1 15-mar-16 08-mar-16 22-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Interruptor Medio

Interruptor de salida (Subestación Panaluya) 1 16-mar-16 09-mar-16 23-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Nicolás

Seccionadores (Subestación Panaluya) 1 16-mar-16 09-mar-16 23-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Nicolás


1 17-mar-16 10-mar-16 24-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Nicolás

Pararrayos (Subestación Panaluya) 1 15-mar-16 08-mar-16 22-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía San Nicolás

Interruptor de entrada (SubestaciónPanaluya)

1 18-mar-16 11-mar-16 25-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Reactor 13. 8 Kv

Seccionadores (Subestación Panaluya) 1 18-mar-16 11-mar-16 25-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Reactor 13. 8 Kv


1 19-mar-16 11-mar-16 26-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Reactor 13. 8 Kv

Pararrayos (Subestación Panaluya) 1 18-mar-16 11-mar-16 25-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Reactor 13. 8 Kv

Reactor (Subestación Panaluya) 1 19-mar-16 11-mar-16 26-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado del reactor así comolimpieza de las porcelanas, Bahía Reactor 13. 8 Kv

Relevadores de protección (SubestaciónAguacapa)

1 05-nov-15 29-oct-15 12-nov-15 Pruebas operativas del sistema de protección de la línea, para unamayor confiabilidad

Interruptor de salida (SubestaciónAguacapa)

1 25-feb-16 18-feb-16 03-mar-16 Pruebas de verificación del buen estado de los equipos, así comolimpieza de porcelanas

Seccionadores (Subestación Aguacapa) 1 26-feb-16 19-feb-16 04-mar-16 Pruebas de verificación del buen estado de los equipos, así comolimpieza de porcelanas

Trafos. Medición (Subestación Aguacapa) 1 26-feb-16 19-feb-16 04-mar-16 Pruebas de verificación del buen estado de los equipos, así comolimpieza de porcelanas

Pararrayos (Subestación Aguacapa) 1 25-feb-16 18-feb-16 03-mar-16 Pruebas de verificación del buen estado de los equipos, así comolimpieza de porcelanas

Relevadores de protección (SubestaciónGuatemala Norte)

1 10-nov-15 03-nov-15 17-nov-15 Pruebas operativas del sistema de proteccion de la línea, para unamayor confiabilidad

Interruptor de salida (SubestaciónGuatemala Norte)

1 10-mar-16 03-mar-16 17-mar-16 Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos y limpiezade las porcelanas

Seccionadores (Subestación GuatemalaNorte)


Trafos. Medicion (Subestación GuatemalaNorte)


Pararrayos (Subestación Guatemala Norte) 1 10-mar-16 03-mar-16 17-mar-16Pruebas de verificacion del buen estado de los equipos y limpiezade las porcelanas

36/7

3.2.8 ADICIONES TRECSA

EquipoTiempo del




comienzo


LT 230 KV Panaluya-Morales 4 11-jun-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización de barras 1 y 2 de la subestación Panaluya parala conexión y pruebas interfaces protección a barras 1 y 2 yequipos de potencia de la bahía de línea Morales, Pruebas de lanueva LT de TRECSA de 230 KV Panaluya - Morales.Pruebas en la subestación de ETCEE Panaluya a la bahía delínea Morales protecciones diferenciales de barrasEnergización LT de 230 KV Panaluya - Morales.Puesta en Servicio de Reactor de 30 MVAr 230 KV en la SEMorales para la línea Panaluya - Morales.Energización Subestación Morales bahía de línea Panaluya.

Banco Transformadores Morales 230/69KV150MVA

1 18-jun-15 28-may-15 25-jun-15 Energización de nuevo Banco de AutoTrasformadores de 230/69/KV 150 MVA SE morales.

LT 69 KV Morales - Ruidosa 2 18-jun-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización de la barra de 69 KV de la subestación deETCEE Rancho 69 KV para el montaje de pórticos de TRECSApara la nueva bahía a construir y extensión de la barra existente.Energización de Línea de Trasmisión en 69 KV. Morales - Ruidosa

Subestación el Estor 1 10-jul-15 28-may-15 25-jun-15Desenergización de la barra de 69 KV de la subestación deETCEE Estor 69 KV para el montaje de pórticos de TRECSA parala nueva bahía a construir y extensión de la barra existente.

LT 230 KV Tactic-Izabal 4 14-jul-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización Barras 1 y 2 Subestación Tactic para la conexióny pruebas interfaces protección a barras 1 y 2 y bahía de líneaIzabal, Pruebas de la nueva LT de TRECSA de 230 KV Tactic -Izabal.Pruebas en la subestación de ETCEE Tactic a la bahía de líneaIzabalEnergización LT de 230 KV Tactic - Izabal.Puesta en Servicio de Reactor de 30 MVAr 230 KV en lasubestación SE Izabal para la línea Tactic - Izabal.Energización Subestación Izabal bahía de línea Tactic.

Banco Transformadores Izabal 230/69KV150MVA

1 15-jul-15 28-may-15 25-jun-15 Energización de nuevo Banco de AutoTrasformadores de 230/69/KV 150 MVA SE Izabal.

LT 69 KV Estor -Izabal 1 17-jul-15 28-may-15 25-jun-15 Energización de Línea de Trasmisión en 69 KV. Estor - Izabal

Subestación Siquinalá Barras 230 KV 3 19-ago-15 28-may-15 25-jun-15Adecuación de barrajes en 230 KV de la subestación Magdalenapara trabajos de construcción de la ampliación de estasubestación

Subestación Magdalena Barras 230 KV 3 15-sep-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización de barras 1 y 2 en 230 KV subestaciónMagdalena para adecuación de barrajes y conexión de equiposprimarios de las bahías de línea Santa Ana, Pacifico, La unión yconexión de interfaces a protección diferencial de barras y falla deinterruptor, pruebas de disparos por diferencial de barras y falla deinterruptor de las bahías de línea Santa Ana, Pacifico, La Unión

Subestación Pacifico Barras 1 y 2 2 15-sep-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización de barras 1 y 2 en 230 KV subestación Pacificopara la conexión de equipos primarios de la bahía de líneaMagdalena y Santa Ana, conexión de interfaces a proteccióndiferencial de barras y falla de interruptor, pruebas de disparos pordiferencial de barras y falla de interruptor subestación Pacifico.

LT 230 KV Santa Ana - Magdalena 2 25-sep-15 28-may-15 25-jun-15pruebas de disparos por diferencial de barras y falla de interruptorbahía de línea Santa Ana. Energización línea 230 KV Santa Ana -Magdalena

Subestación Huehuetenango II 3 10-nov-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización Barras 1 y 2 Subestación Huehuetenango II 230KV para la conexión de barrajes y pruebas interfaces protección abarras 1 y 2 y bahía de Autotransformadores.Pruebas en la subestación de TREO Bahía deautotransformadores de TRECSAEnergización Banco de autotransformadores 230/138 KV en lasubestación SE Huehuetenango.Energización barras 138 KV Subestación Huehuetenango II.

LT 230 KV Pacifico- Magdalena 2 10-nov-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización de barras 1 y 2 en 230 KV subestaciónMagdalena para la conexión de equipos primarios de la bahía delínea Pacifico y conexión de interfaces a protección diferencial debarras y falla de interruptor, pruebas de disparos por diferencial debarras y falla de interruptor subestación Pacifico. Energizaciónlínea Pacifico Magdalena

LT 138 KV Pologuá -Huehuetenango I 1 11-nov-15 28-may-15 25-jun-15

Trabajos en la línea de Transmisión Pologuá - Huehuetenango 1para la apertura y conexión a la Subestación Huehuetenango II,bahías de línea de 138 KV Pologuá y Huehuetenango.Energización barras 138 KV Huehuetenango II.Energización de Nuevas LT resultantes de 138 KV Pologuá -Huehuetenango II y Huehuetenango II - Huehuetenango.

LT 230 KV Santa Ana-Pacifico 2 23-nov-15 28-may-15 25-jun-15

Desenergización de barras 1 y 2 en 230 KV subestación Pacificopara la conexión de equipos primarios de la bahía de línea SantaAna y conexión de interfaces a protección diferencial de barras yfalla de interruptor, pruebas de disparos por diferencial de barras yfalla de interruptor bahía de línea Santa Ana. Energización líneaSanta Ana -Pacifico

Subestación Covadonga 230 KV 3 10-ene-16 28-may-15 25-jun-15

Desenergización Barras 1 y 2 Subestación Covadonga 230 KVpara la conexión de barrajes ampliación TRECSA, pruebasinterfaces protección a barras 1 y 2 y Conexión de equipos depotencia bahía de línea Uspantán.Pruebas en la subestación de TREO Bahía de Línea UspantandeTRECSAEnergización en vacío LT de 230 KV Covadonga - Uspantán.

LT 230 KV Magdalena- La Unión 2 15-ene-16 28-may-15 25-jun-15 pruebas de disparos por diferencial de barras y falla de interruptorsubestación Pacifico. Energización línea 230 KV Pacifico -Magdalena

LT 230 KV Covadonga-Uspantán 3 18-ene-16 28-may-15 25-jun-15

Desenergización Barras 1 y 2 Subestación Uspantán 230 KV parala conexión de barrajes ampliación TRECSA, pruebas interfacesprotección a barras 1 y 2 y Conexión de equipos de potenciabahía de línea Covadonga.Pruebas en la subestación de Enel Bahía de Línea Covadonga deTRECSAEnergización LT de 230 KV Covadonga - Uspantán.

LT 230 KV La Unión- Madre Tierra 2 25-ene-16 28-may-15 25-jun-15Pruebas de disparos por diferencial de barras y falla de interruptorsubestación Pacifico. Energización línea 230 KV La Unión -Madre tierra

Subestación Vega II 230 KV 2 10-mar-16 28-may-15 25-jun-15

Desenergización Barras 1 y 2 Subestación La vega II 230 KV parala conexión a los barrajes ampliación la Vega II TRECSA, pruebasinterfaces protección a barras 1 y 2 y Conexión de equipos depotencia bahía de línea Aguacapa segundo circuito.Pruebas en la subestación Bahía de Línea Aguacapa de TRECSA

LT 230 KV Madre tierra- Pantaleón 2 10-mar-16 28-may-15 25-jun-15Pruebas de disparos por diferencial de barras y falla de interruptorsubestación Pacifico. Energización línea 230 KV Madre tierra -Pantaleón

LT 230 KV Pantaleon-Siquinala 2 09-abr-16 28-may-15 25-jun-15Pruebas de disparos por diferencial de barras y falla de interruptorsubestación Pacifico. Energización LT 230 KV Pantaleón -Siquinalá

LT 230 KV Palestina-Pacifico 3 15-abr-16 28-may-15 25-jun-15

Desenergización Barras 1 y 2 Subestación Pacifico 230 KV ,pruebas interfaces protección a barras 1 y 2 y Conexión deequipos de potencia bahía de línea Palestina.Pruebas en la subestación de Pacifico Bahías de Línea Palestina1 y 2 de TRECSAEnergización LT de 230 KV Palestina - Pacifico.

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4. CONCLUSIONES

4.1 Para el periodo mayo de 2015 a abril de 2016, existe la suficiente capacidad instalada para suplir lademanda del Sistema Nacional Interconectado, considerando la garantía de suministro de combustible,según lo informado por los Participantes Productores mediante los informes emitidos por las empresascertificadoras de procesos respecto a instalaciones necesarias y disponibilidad de suministro decombustible para poder generar de forma continua durante todo el Año Estacional.

4.2 Para suplir la demanda de potencia y energía se estima que serán necesarios 1.127 millones de barriles debunker y 1.335 millones de toneladas métricas de carbón.

4.3 La producción de energía hidráulica para este Año Estacional se espera esté cercana al promedio históricodel periodo 2000-2014.

4.4 La importación desde México para el Año Estacional se estima en 622.4 GWh, según los costosproyectados por la Comisión Federal de Electricidad y declarados por ECOE-INDE.

4.5 La exportación al SER se estima en 988.43 GWh, este monto incluye los Contratos Regionales conPrioridad de Suministro, los Contratos No Firmes Físicos Flexibles y las transacciones de oportunidad.

5. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

En el entendido que Energía No Suministrada (ENS), es la porción de la demanda de la energía proyectadapara el Año Estacional, que no puede ser atendida por falta de oferta o escasez de los recursos para laproducción de energía; se estima que para el periodo de estudio no habrá ENS.

El Mercado Mayorista puede abastecer la demanda local y las exportaciones previstas y con la adición de laoferta de importación desde México se cuentan con márgenes de potencia y energía mayores que estarándisponibles para el cubrimiento de la demanda, garantizando el abastecimiento en el Mercado Mayorista.

6. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS

Según lo indicado en la NCC-13, numeral 13.12.1, se presentan de forma indicativa, los bloques de energíamensual correspondientes a las centrales hidroeléctricas, calculados con una probabilidad de excedencia decaudales de 80 % y 95 %.

MES AGUACAPA EL CANADÁ CHOLOMA CHIXOY CANDELARIA AGUNÁ EL LIBERTADOR GUAYACÁN IXTALITO HIDROPOWER JURUN LA PERLA LOS ESCLAVOS LAS VACAS MONTECRISTO MATANZAS PALINmay-15 9.936 12.900 1.329 121.090 1.098 1.336 0.437 0.517 0.503 1.312 14.575 0.968 1.953 4.870 3.410 1.531 1.096jun-15 15.476 15.792 2.982 128.620 1.337 1.419 0.434 0.641 0.888 1.250 15.406 1.258 5.510 7.195 4.175 3.484 1.514jul-15 20.825 15.074 6.058 148.520 2.110 1.466 0.513 0.850 0.832 1.272 15.394 1.643 5.850 9.864 3.985 4.945 1.511

ago-15 19.076 13.574 4.227 116.210 2.608 1.466 0.545 0.946 0.743 1.201 13.833 2.115 4.343 7.433 3.588 4.721 1.359sep-15 27.000 18.645 3.738 171.000 2.640 1.324 0.567 0.985 1.115 1.228 13.118 2.118 9.323 11.996 4.929 5.371 1.289oct-15 27.354 19.790 3.540 180.580 2.728 1.230 0.456 1.125 1.062 1.338 13.228 1.689 9.592 8.529 5.232 5.361 1.295nov-15 17.113 13.249 1.934 120.260 2.508 1.311 0.422 0.755 0.630 0.622 10.081 1.433 2.175 5.082 3.502 3.801 0.991dic-15 13.255 12.484 1.047 50.795 2.119 1.020 0.406 0.618 0.359 0.711 8.464 1.222 1.783 4.872 3.300 3.460 0.832ene-16 13.389 10.706 1.647 73.563 1.842 0.689 0.414 0.628 0.296 1.162 9.823 1.179 1.570 4.515 2.830 3.616 0.962feb-16 12.165 9.602 1.126 68.722 1.470 0.449 0.406 0.565 0.227 1.092 10.098 0.886 1.229 4.134 2.538 2.648 0.992mar-16 11.967 9.732 0.837 58.373 1.330 0.379 0.433 0.553 0.231 1.151 11.278 0.826 1.289 4.331 2.573 2.263 1.108abr-16 11.383 10.082 0.723 58.865 1.118 0.540 0.392 0.513 0.232 1.096 11.591 0.752 1.387 3.970 2.665 1.849 1.139

MES PANAN FA PANAN PASABIÉN EL PORVENIR POZA VERDE PALO VIEJO RIO BOBOS EL RECREO RENACE EL SALTO SECACAO SAN ISIDRO SANTA MARIA SANTA TERESA VISIÓN DE ÁGUILA XACBALmay-15 0.297 1.911 2.490 1.549 1.863 17.232 1.932 5.574 8.647 0.599 3.966 0.711 3.234 1.842 0.272 9.633jun-15 0.491 3.668 4.614 1.499 3.406 36.162 2.285 6.810 17.784 0.747 4.830 1.127 3.959 4.314 0.402 23.372jul-15 0.473 3.302 5.225 1.549 3.720 57.498 1.627 6.501 18.377 0.754 7.619 1.575 3.773 6.251 0.846 39.679

ago-15 0.444 3.070 3.562 1.549 3.720 61.259 2.147 5.854 18.377 0.619 9.418 1.758 3.403 6.401 0.758 36.266sep-15 0.539 4.198 4.183 1.499 3.600 60.341 2.361 8.098 17.784 0.653 9.534 1.837 4.256 8.217 0.688 40.185oct-15 0.453 3.883 5.580 1.549 3.720 62.953 3.241 9.127 18.377 0.611 9.854 1.725 4.114 8.759 1.223 46.029nov-15 0.315 2.722 5.400 1.099 3.239 48.031 4.277 5.714 17.784 0.055 9.056 1.363 3.289 5.451 1.018 28.808dic-15 0.174 1.448 3.541 1.449 2.292 39.359 4.732 5.375 18.377 0.359 7.653 1.275 3.157 4.554 0.880 24.197ene-16 0.115 0.938 3.624 1.549 1.974 22.432 3.935 4.617 18.377 0.302 6.654 1.053 2.705 3.428 0.599 24.426feb-16 0.085 0.695 2.538 1.449 1.737 15.684 2.524 4.141 13.332 0.298 5.310 0.862 1.844 2.178 0.497 14.025mar-16 0.085 0.712 2.104 1.549 1.694 15.786 3.099 4.197 10.858 0.451 4.802 0.707 1.371 1.850 0.326 12.653abr-16 0.092 0.774 1.699 1.499 1.664 13.708 2.475 4.257 9.342 0.577 4.037 0.539 2.528 1.652 0.317 11.143

GWh

ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOSCON UNA PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 80%

38/7

MES AGUACAPA EL CANADÁ CHOLOMA CHIXOY CANDELARIA AGUNÁ EL LIBERTADOR GUAYACÁN IXTALITO HIDROPOWER JURUN LA PERLA LOS ESCLAVOS LAS VACAS MONTECRISTO MATANZAS PALINmay-15 8.116 10.765 0.200 99.448 0.963 0.985 0.360 0.441 0.436 1.188 9.837 0.717 1.123 3.297 2.846 0.937 0.967jun-15 8.948 11.189 2.379 76.308 0.995 1.297 0.311 0.546 0.763 1.100 9.055 0.937 3.815 3.974 2.958 2.250 0.890jul-15 14.984 12.698 5.798 114.500 1.717 1.121 0.421 0.518 0.655 1.128 10.144 0.786 2.555 4.998 3.357 3.292 0.997

ago-15 14.275 10.202 3.244 62.377 2.154 1.348 0.427 0.601 0.349 1.015 9.283 1.631 2.356 3.871 2.697 2.928 0.912sep-15 20.531 12.933 2.219 140.610 2.292 1.324 0.475 0.597 0.785 1.111 8.145 1.280 5.552 4.199 3.419 3.745 0.800oct-15 22.342 14.698 2.511 88.446 2.473 1.230 0.299 0.723 0.764 1.265 6.832 1.302 6.251 4.991 3.885 4.546 0.671nov-15 13.036 9.959 1.345 52.225 2.158 0.915 0.375 0.498 0.558 0.622 7.178 0.982 1.772 4.815 2.633 2.536 0.705dic-15 11.992 10.585 0.491 42.123 2.028 0.811 0.373 0.501 0.318 0.711 6.280 0.878 1.136 4.377 2.798 2.818 0.617ene-16 10.753 8.563 1.391 65.032 1.584 0.601 0.393 0.497 0.244 1.135 7.488 0.799 1.210 4.088 2.264 1.933 0.736feb-16 8.774 8.126 0.652 49.854 1.238 0.357 0.401 0.468 0.171 1.049 7.385 0.697 0.840 3.747 2.148 1.653 0.726mar-16 9.201 8.723 0.599 37.200 1.188 0.327 0.416 0.492 0.205 1.118 8.647 0.628 0.801 4.077 2.306 1.665 0.850abr-16 9.051 7.886 0.413 38.280 0.960 0.270 0.359 0.423 0.166 1.061 9.709 0.648 1.097 3.376 2.085 0.939 0.954

MES PANAN FA PANAN PASABIÉN EL PORVENIR POZA VERDE PALO VIEJO RIO BOBOS EL RECREO RENACE EL SALTO SECACAO SAN ISIDRO SANTA MARIA SANTA TERESA VISIÓN DE ÁGUILA XACBALmay-15 0.235 1.403 1.865 1.549 1.315 14.482 1.380 4.654 5.065 0.461 3.477 0.471 2.699 1.451 0.116 6.892jun-15 0.349 2.705 3.764 1.499 1.837 26.365 1.367 4.825 15.337 0.577 3.593 0.796 2.805 3.547 0.177 18.033jul-15 0.391 2.813 3.612 1.549 3.686 45.591 1.190 5.476 18.377 0.579 6.202 1.287 3.183 4.565 0.624 30.330

ago-15 0.322 2.643 2.185 1.549 2.304 35.403 1.689 4.400 17.466 0.357 7.779 1.473 2.558 4.648 0.523 22.891sep-15 0.391 2.592 2.249 1.499 3.600 40.487 1.354 5.577 17.784 0.369 8.278 1.607 3.242 5.469 0.341 27.065oct-15 0.395 3.267 2.583 1.549 3.720 42.953 2.019 6.338 18.377 0.319 8.933 1.397 3.662 6.730 0.509 33.420nov-15 0.249 2.104 3.694 1.099 2.274 33.534 3.179 4.295 17.732 0.055 7.793 1.127 2.456 4.061 0.322 23.285dic-15 0.114 1.097 2.849 1.449 1.816 25.709 2.935 4.565 17.907 0.255 7.322 1.096 2.654 3.116 0.351 17.771ene-16 0.058 0.679 2.169 1.549 1.480 19.419 3.369 3.693 16.429 0.136 5.722 0.812 2.128 2.889 0.409 21.434feb-16 0.044 0.427 1.018 1.449 1.035 8.122 1.826 3.504 9.826 0.095 4.469 0.723 1.844 1.759 0.357 12.088mar-16 0.044 0.348 1.144 1.549 1.088 12.172 2.524 3.762 7.144 0.244 4.289 0.483 1.371 1.275 0.137 9.542abr-16 0.042 0.363 0.992 1.499 1.094 8.988 2.059 3.401 6.551 0.444 3.468 0.336 1.977 1.208 0.220 8.429

GWh

ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOSCON UNA PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 95%

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7. ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE SEGURIDADOPERATIVA PARA LA PROGRAMACIÓN DE LARGO

PLAZO DEL AÑO ESTACIONAL 2015-2016

1

CONTENIDOA. ObjetivoB. Criterios del EstudioC. Metodología

1. Estudios de Flujos de Carga y Corto Circuito…………………………………………………………………………….. (1-3 a 1-4)1.1. Estudio Septiembre 2,015

Caso de Demanda Máxima Caso de Demanda Media Caso de Demanda Mínima

1.2. Estudio Marzo 2,016 Caso de Demanda Máxima Caso de Demanda Media Caso de Demanda Mínima

1.3. Estudio de Sensibilidad por Gran Usuario CGN Septiembre 2,015 Caso de Demanda Máxima Marzo 2,016 Caso de Demanda Máxima

2. Instalación de Bancos de Capacitores……………………………………………………………………………………. (2-1 a 2-10)2.1. Estudio Septiembre 2,015

Caso de Demanda Máxima Caso de Demanda Máxima compensando a 0.95 pu el Voltaje Caso de Demanda Máxima compensando a 1.00 pu el Voltaje

2.2. Estudio Marzo 2016 Caso de Demanda Máxima Caso de Demanda Máxima compensando a 0.95 pu el Voltaje Caso de Demanda Máxima compensando a 1.00 pu el Voltaje

6. Factores de Pérdidas Nodales de Referencia (Indicativos)……………………………………………………………. (6-1 a 6-9)6.1. Septiembre 2,0156.2. Marzo 2,016

8. Análisis de Contingencias…………………………………………………………………………………………………..(8-1 a 8-38)8.1 Septiembre 2,015

2

8.1.1 Demanda Máxima8.1.2 Demanda Media8.1.3 Demanda Minima

8.2 Marzo 2,0168.2.1 Demanda Máxima8.2.2 Demanda Media8.2.3 Demanda Minima

9. Reservas Operativas……………………………………………………………………………………………...……….....(9-1 a 9-2)

D. AnexosD.1. Septiembre 2,015…………………………………………………………………………………………………………...(D-2 a D-20)

D.1.1. Demanda Máxima Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. Corrientes de Falla Trifásica.

D.1.2. Demanda Media Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. Corrientes de Falla Trifásica.

D.1.3. Demanda Mínima Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.

3

Corrientes de Falla Trifásica.D.1.4. Estudio de Sensibilidad Demanda Máxima

Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.

D.2. Marzo 2,016………………………………………………………………………………………………………… (D-21 a D-39)D.2.1. Demanda Máxima

Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. Corrientes de Falla Trifásica.

D.2.2. Demanda Media Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. Corrientes de Falla Trifásica.

D.2.3. Demanda Mínima Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. Corrientes de Falla Trifásica.

D.2.4. Estudio de Sensibilidad Demanda Máxima

4

Resumen. Despacho de Generación Sobrecarga en Líneas de Transmisión. Sobrecarga en Transformadores. Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.

D.7. Bloque Horario……………………………………………………………………………………………………………………...(D-40)D.8. Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia (EDCABF)…………………………....................(D-41)

A. Objetivos Determinar las condiciones de operación del Sistema Nacional Interconectado durante el año estacional comprendido entre

Mayo 2,015 y Abril 2,016. Ubicar los nodos en la red que operaran fuera del rango de tensión. Determinar los equipos del SNI que pueden resultar con sobrecarga, en los distintos escenarios de demanda en el período

estacional. Determinar las unidades generadoras que deberán operar para evitar la sobrecarga de equipos en el sistema eléctrico. Identificar las necesidades de ampliación y reconfiguración del SNI. Implementar restricciones de generación por sobrecargas en elementos de transmisión. Determinar la máxima transferencia de potencia entre el área de generación de Escuintla ubicada en 230KV hacia el resto del

Sistema Nacional Interconectado. Verificar el desempeño de la Reserva Rodante del SNI. Determinar el comportamiento de la frecuencia y la operación del EDACBF, durante la ocurrencia de disparos de generación

importante en el SNI. Conocer el comportamiento de la frecuencia y el flujo de intercambio del SNI, encontrándose todo el SER interconectado ante

pérdidas de generación den Guatemala.

B. Criterios de Estudio

Para el control del nivel de tensión en los nodos se utilizó un rango de 5% del valor nominal de tensión, para contingenciasse utiliza el ±10%.

Para límites de transferencia en las líneas de transmisión se utilizaron dos rangos de temperatura de operación del conductora la temperatura ambiente; es decir, 60 oC (Rate A) y 75 oC (Rate B).

5

Para límites de transferencia en transformadores se utilizó su capacidad nominal en MVA (Rate A). Para la generación de potencia activa se utilizó hasta la potencia máxima de cada unidad generadora y para la potencia

reactiva se utilizaron los valores entregados al sistema típicamente. Como límites máximos de niveles de corto circuito, se utiliza la máxima capacidad interruptiva del equipo. Los despachos de generación usados para los casos de flujo de carga toman en cuenta la Reserva Rodante de acuerdo a lo

establecido en las normas. Para la operación del EDCABF se usó el siguiente esquema:

Etapa Frecuencia (Hz) % de Carga Teórica a Desconectar

1 59.30 52 59.00 53 58.70 154 58.40 155 58.10 5

Se realizaron curvas P-V, Q-V, reserva de reactivos, determinación de puntos de colapso de voltaje y modificaciones dedespacho. Colapso de voltaje, que se manifiesta con la caída progresiva de los niveles de voltaje hasta llegar a un puntoincontrolable de donde el sistema eléctrico no puede recuperarse.

Las simulaciones de disparo de generación para estabilidad transitoria se realizaron con la operación del Sistema NacionalGuatemalteco aislado, con las respectivas reservas de potencia rodante simuladas en los archivos de dinámica.

Se añade un análisis de la pérdida de generación de Guatemala en forma aislada, y se realiza la misma pérdida degeneración todo el Sistema Eléctrico Regional (SER) interconectado.

C. Metodología

La modelación del sistema eléctrico para los estudios, se realizó tomando en cuenta las adiciones de elementos informadaspor la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE), Transportista Eléctrica Centroamericana, S.A.(TRELEC), Redes Eléctricas de Centro América, S.A. (RECSA), Transporte de Energía de Centroamérica S.A. (TRECSA)

La base de datos para estado estable incorpora las modificaciones a los parámetros eléctricos de las líneas transmisión. Para la generación en cada uno de los casos de flujo de carga se utilizaron los datos obtenidos de la Programación Anual

Estacional Mayo 2,015 – Abril 2,016. Para cada uno de los despachos de generación se tomó en cuenta el 3% de reserva

6

para la regulación primaria de frecuencia y el 2%,3% y 4%, de reserva para la regulación secundaria de frecuencia para losperíodos de demanda respectivos.

Sobre la base del pronóstico de demanda para el año 2,015 y 2,016, la proyección de la demanda por barra se realizó enfunción de la medición de carga horaria por barra.

Para cada uno de los casos en estudio se colocó en el programa de simulación (PSS/E V. 33.4.0), los parámetros eléctricosde cada uno de los equipos que se adicionaran al SNI, la generación y la demanda; procediendo después a resolver los flujosde carga.

De los resultados obtenidos del flujo de carga, se determinó los nodos en los cuales los niveles de voltaje estuviesen fuera delrango permitido. Se determinan montos propuestos de compensación reactiva para elevar el nivel de tensión.

Los elementos sobrecargados en el sistema eléctrico se muestran en los reportes que genera el programa tanto para líneasde transmisión como para transformadores.

Dependiendo del nivel de sobrecarga en los equipos del sistema eléctrico se utilizó traslado de carga, reconfiguración delsistema y generación forzada.

La determinación de la generación forzada se hizo en función del nivel de sobrecarga en el elemento de la red y de acuerdo alista de mérito para despacho económico de unidades generadoras.

En los nodos de la red de 230KV se realizaron fallas trifásicas para determinación de los niveles de corrientes de cortocircuito para los períodos de demanda máxima, media y mínima.

Para el Estudio de Máxima Transferencia de Potencia se definió un área, denominada Área “10” o Escuintla, conformada porla generación de Sidegua, Tampa, Aguacapa, PQP, Esperanza, San José y Arizona, Las Palmas, Escuintla en 230 y 138 KV,y S & S, y el resto del Sistema Nacional Interconectado conformando otra área, denominada Área “1”. Para el cálculo de lamáxima transferencia de potencia por límite térmico se utilizó la actividad TLTG del PSS/E; se definieron contingencias quepueden ocurrir y que tienen un efecto directo sobre la transferencia de potencia del área en cuestión y el resto del SNI En elcálculo del límite por voltaje se uso el programa en IPLAN Vgraph, se realizaron curvas P-V y curvas Q-V en programasIPLAN del PSS/E; para esto se tomaron los nodos de la red de 230KV para monitoreo del voltaje. Se modificaron losdespachos originales con la finalidad de alcanzar los valores encontrados de transferencias y se obtuvieron curvas Q-V bajoésta condición.

Para el análisis de restricciones de transmisión en el área Occidental se define un área denomina “11” conformada por lascentrales generadoras Orzunil, Santa María, El Canadá y Monte Cristo.

Para el análisis de restricciones de transmisión en el área de los Ingenieros Generadores se define un área denomina “14”conformada por los ingenios generadoras Pantaleón, La Unión y Madre Tierra, y la subestación Milagro.

Se incorpora el cálculo de Factores de Pérdidas Nodales indicativos para ambas épocas calculados en e flujo AC, para losescenarios de demanda máxima, media y mínima.

7

Se generaron curvas Q-V, para los escenarios de demanda máxima, media y mínima en ambas épocas para los nodosprincipales de la red de 230 kV, la zona central, occidental y oriental del S.N.I.

Se agrega un análisis de contingencias para los tres escenarios en ambas épocas, de las principales líneas de transmisión,para determinar su efecto en el sistema.

La base de datos de dinámica utilizada para los estudios de estabilidad transitoria incorpora modificaciones a los modelos delos generadores, gobernadores y a los modelos de los sistemas de regulación de excitación, de algunas de las unidades.

Se realizaron simulaciones de estabilidad transitoria con las unidades que participan en la regulación primaria, para Demandamáxima, media y mínima. Provocando el disparo de las centrales generadoras Las Palmas, San José, Chixoy y Arizona. Delos disparos de generación que provocaron la mayor depresión de frecuencia en cada uno de los escenarios, se procedió aanalizar lo operación del EDACBF ante éstas. Para cada una de las simulaciones sé graficó el comportamiento de lafrecuencia en Guatemala Sur 230KV (GSU-230).

Se realizaron simulaciones de estabilidad transitoria para la pérdida de la mayor demanda servida y su efecto en la frecuencia. Se realiza el análisis del SER para la pérdida de generación en Guatemala con las centrales mencionadas en el punto

anterior, se muestran las frecuencias alcanzadas y los flujos en la interconexión con El Salvador. Se hace una comparaciónde la diferencia en el impacto en la frecuencia al disparar Chixoy en condiciones aislada e interconectados y también de lamayor demanda.

De los datos específicos obtenidos de unidades generadoras forzadas para cada bloque de los casos estudiados fuerontrasladados para ser tomados en cuenta en el Programa Anual Estacional, con una nueva programación tomando en cuentalas restricciones de la red.

Se agrega un análisis de pérdidas de generación en Guatemala estando interconectado el Sistema Eléctrico Regional conMéxico.

En las simulaciones en las que se involucra a México, se utiliza el modelo equivalente utilizado por el Ente Operador Regional–EOR- en el Estudio Anual Indicativo –EAI-.

1-1

1. Estudios de Flujos de Carga y Corto Circuito

1.1. Estudio Septiembre 2,015

El mes de septiembre es representativo de la época lluviosa, se caracteriza porque en demanda media y mínima elcomponente de generación hidráulica es mayor. Al mismo tiempo los ingenios generadores se encuentran fuera de operación.

Demanda MáximaLa demanda máxima esperada de generación será de aproximadamente 1513 MW, adicional a esto se le agrega una

exportación de 12.3 MW y 10.1 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente y 120 MW importadosdesde México; las pérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.8843 %. La demanda de potencia reactivade la carga es menor a la de demanda media, pero el sistema de transmisión se encuentra en su máximo requerimiento depotencia activa por parte de la demanda. En ciertas áreas se encuentran generadores, los cuales se acercan al despachomáximo de potencia reactiva, entre éstos los del área occidental y oriental.

En la red de TRELEC, dependiendo de las configuraciones que se manejen, es posible que se den sobrecargas en líneas detransmisión en su red central. Aparecen una considerable cantidad de nodos por debajo del limite de 0.95 pu del nominal; variosen la zona de la línea modelo.

Se mejora la tendencia del voltaje en la red de 230 KV principalmente en la zona central por la entrada en operación de líneasde transmisión, cambios de configuración y la instalación de compensación de potencia reactiva por medio de bancos decapactirores en 69kV.

En el área occidental se hace imprescindible la generación de las centrales Santa María, Orzunil, El Canadá, Montecristo, ElRecreo y Xacbal.

Los niveles de voltaje en el área de Petén dependerán de que se ponga en operación otro vínculo en 69 kV ó requerira degeneración forzada en el área para mejoramiento de voltaje.

En demanda máxima se presentan los mayores niveles de corrientes de falla, siendo el nodo de GES-691 con el mayor nivelde falla ( 14.737 kA). Aunque se tengan valores altos de falla éstos se encuentran por debajo de la capacidad de los equiposinstalados.

Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.1.1.”.

Demanda Media

La demanda esperada de generación será de aproximadamente 1370.4 MW, adicional a ésta se agrega una exportación de104.4 MW y 86.1 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente y una importación de México de 120 MW.En este período se tiene el mayor requerimiento de potencia reactiva por parte de la demanda en la zona central del SNI.

1-2

En la red 69 KV de TRELEC se tendrán varios nodos con voltaje por debajo del 0.95 pu del nominal en el área de la demandaconectada en la línea modelo.

El máximo valor de la corriente de falla trifásica es de 14.544 kA por debajo de los valores obtenidos en demanda máxima.Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.1.2.”.

Demanda Mínima

La demanda mínima esperada de generación será apróximadamente de 941.8 MW, adicional a ésta se agrega unaexportación de 67.4 MW y 55.3 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente con 0.0 MW de importacióncon México. Los niveles de tensión en la red de 230 KV se encontraran muy próximos al nominal con tendencia a estar porencima de éste; la existencia de bancos de reactores en las subestaciones Los Brillantes, La Esperanza, Guatemala Norte yPanaluya, reducen los nivel de tensión.

No se esperan sobrecargas en transformadores y líneas de transmisión. Las corrientes de falla trifásica se encuentran 13.258kA aproximadamente por debajo de los valores obtenidos en demanda máxima.


1.2. Estudio Marzo 2,016

El mes de marzo es representativo de la época seca, se caracteriza porque en demanda media y mínima el componente degeneración térmica es mayor. Al mismo tiempo coincide con la época de zafra de los ingenios generadores.

Demanda Máxima

La demanda máxima esperada de generación será de aproximadamente 1668.9 MW, adicional a ésta se agrega unaexportación de 46.5 MW y 38 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente y 120 MW importados desdeMéxico; las pérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.6138 %. La demanda de potencia reactiva de lacarga es menor a la de demanda media, pero el sistema de transmisión se encuentra en su máximo requerimiento de potenciaactiva por parte de la demanda. En ciertas áreas se encuentran generadores, los cuales se acercan al despacho máximo depotencia reactiva, entre éstos los del área occidental.

Se mejora la tendencia del voltaje en la red de 230 KV principalmente en la zona central por la entrada en operación de líneasde transmisión, cambios de configuración y la instalación de compensación de potencia reactiva por medio de bancos decapactirores en 69kV.

En la red de 69 KV de TRELEC aparecen una considerable cantidad de nodos por debajo del limite de 0.95 pu del nominal;algunos nodos en 13.8 KV aparecen por debajo de límite. Algunos transformadores aparecen alcanzado su máxima capacidad.

1-3

En el área occidental se hace imprescindible la generación de las centrales Santa María, Orzunil, El Canadá, Montecristo, ElRecreo y Xacbal.

En demanda máxima se presentan los mayores niveles de corrientes de falla, siendo el nodo de ESC-69 con el mayor nivel defalla (19.146 kA), aunque se observa que el nodo de GES-69 tien un nivel de falla de 15.147 KA. Aunque se tengan valores altosde falla éstos se encuentran por debajo de la capacidad de los equipos instalados.


Demanda Media

La demanda esperada de generación será de aproximadamente 1433.3 MW, teniendo en cuenta una demanda esperada deexportación de 107.8 MW y 89 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente y una importación de 120MW con México. En este período se tiene el mayor requerimiento de potencia reactiva por parte de la demanda en la zonacentral.

En la red 69 KV de TRELEC se tendrán varios nodos con voltaje por debajo del 0.95 pu del nominal en el área central y en lalínea modelo. Se observan algunos tranformadores que alcanzan su máxima capacidad.

Las mayor corriente de falla esta en 18.710 kA en el nodo de ESC-69, por debajo de los valores obtenidos en demandamáxima.


Demanda Mínima

La demanda esperada de generación será de aproximadamente 910.4 MW y teniendo en cuenta una demanda esperada deexportación de 37.1 MW y 30.3 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente. Los niveles de tensión enla red de 230 KV se encontraran muy próximos al nominal con tendencia a estar por encima de éste; la existencia de bancos dereactores en las subestaciones Los Brillantes, La Esperanza, Guatemala Norte y Panaluya, reducen los nivel de tensión.

No se esperan sobrecargas en transformadores y líneas de transmisión. El mayor nivel de falla se encuentra en el nodocorrientes de falla trifásica se encuentran 16.557 kA aproximadamente por debajo de los valores obtenidos en demanda media.Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.2.3.”.

1.3. Sensibilidad por Gran Usuario CGN

Para el año estacional en estudio se espera que entre en operación el gran usuario CGN con una carga de 20 MW, por lo quese realiza el estudio de flujo de carga para época lluviosa y seca en demanda máxima.

1-4

Septiembre 2015 Demanda Máxima

Las condiciones esperadas para éste escenario sera una generación máxima de aproximadamente 1533.4 MW, la demandade 1556.7 MW y las pérdidas de transmisión alrededor de 74.4 W; adicional a ésta se considera una exportación de 12.3 MW y10.1 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente , y 120 MW importados desde México; el porcentaje depérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.8519 % sobre una generación total de 1653.4 MW. Losresultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.1.4.”.

Marzo 2016 Demanda Máxima

Las condiciones esperadas para éste escenario sera una generación máxima de aproximadamente 1689.6 MW, la demandade 1647.4 MW y las pérdidas de transmisión alrededor de 77.8 MW; adicional a ésta se considera una exportación de 46.5 MW y38 MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente , y 120 MW importados desde México; el porcentaje depérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.6046 % sobre una generación total de 1809.7 MW. Losresultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.2.4.”.

2-1

2. Instalación de Bancos de Capacitores

Sobre la base de los estudios de flujos de carga y asumiendo que la demanda conectado a los nodos en que se vincula con eltransportista cumplen con el factor de potencia de 0.9; se determinan los montos de potencia reactiva necesaria para elevar elnivel de tensión a por lo menos del 0.95 pu del nominal de manera individual en cada nodo.

2.1. Estudio Septiembre 2,015

Demanda MáximaTomando como base el estudio de demanda máxima, los montos propuestos de bancos de capacitores para los nodos con

mayor tendencia a bajo voltaje son los siguientes:

Tabla 2.1. Bancos de Capacitores

Nodo Nomenclatura Subestación MVAR Total0.95 pu 1.00 pu

1324 TEJ-69 Tejutla 0.9 8.11335 TAC-69 Tacaná 0.7 5.51814 MAR-69 Marlin 2.2 7.5

12008 ANT-691 Antigua 3.9 15.812038 CHA-69 Chácara 3.7 15.112048 COR-69 Corfina 3.8 15.612131 NES-58 Nestlé 3.9 15.712159 SAG-69 Sacos Agrícolas 3.7 16.012161 SGA-69 San Gaspar 3.8 16.112523 LFL-13 Las Flores 1.2 7.1

2-2

Demanda Máxima compensando a 0.95 pu el Voltaje simultáneamente

Con la compensación simultánea en todos los nodos con voltaje fuera de rango, ya no se hace necesaria la compensación depotencia reactiva en ciertos nodos, el texto asociado a estos nodos aparece con valor negativo de MVAR:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:08PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSAGENERATOR SUMMARY:

# MACHBUS# X-- NAME --X BASKV ON/OFF TYP MW MVAR1324 TEJ-69 69.000 1 0 2 0.0 -5.01335 TAC-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.01814 MAR-69 69.000 1 0 2 0.0 5.912008 ANT-691 69.000 1 0 2 0.0 4.912038 CHA-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012048 COR-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012131 NES-69 69.000 1 0 2 0.0 0.412159 SAG-69 69.000 1 0 2 0.0 -5.312161 SGA-69 69.000 1 0 2 0.0 3.812523 LFL-13 13.800 1 0 2 0.0 1.1

La adición de bancos de capacitores para incrementar el voltaje hasta el límite inferior de 0.95 p.u., en los nodos que presentaronbajos voltajes, no sólo mejora los niveles de tensión en la red del transportista, si no que se mejoran los niveles de tensión en lared de 230 KV del SNI; esto se demuestra en la comparación entre los casos con y sin la adición de bancos de capacitores comosigue a continuación:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:10COMPARISON OF THE WORKING CASE AND THE SAVED CASE C:\Estudios\2015\PLP1516\SEP15\BANCAP\SEP15_1900_095.sav

BUSES WITH VOLTAGE DIFFERING BY MORE THAN 0.00000 PU:IN WORKING CASE IN C:\Estudios\2015\PLP1516\SEP15\BANCAP\SEP15_1900_095.sav

X---------- BUS ----------X VOLTAGE ANGLE VOLTAGE ANGLE DELTA VLT ANGLE1101 [AGU-230 230.00] 1.02068 -11.00 1.02141 -10.97 0.00073 0.031102 [ALB-230 230.00] 1.01903 -11.01 1.01983 -10.99 0.00080 0.031103 [CHX-231 230.00] 1.04017 -5.48 1.04046 -5.45 0.00029 0.021105 [ENR-230 230.00] 1.02624 -10.39 1.02683 -10.37 0.00059 0.031106 [ESC-231 230.00] 1.01903 -11.00 1.01983 -10.98 0.00080 0.031107 [GES-231 230.00] 1.01531 -12.62 1.01606 -12.59 0.00075 0.031108 [GNO-231 230.00] 1.01566 -12.39 1.01635 -12.36 0.00069 0.031109 [GSU-231 230.00] 1.01427 -12.57 1.01506 -12.55 0.00079 0.031110 [LBR-231 230.00] 1.01573 -11.77 1.01643 -11.74 0.00070 0.031112 [TAM-230 230.00] 1.01904 -11.01 1.01983 -10.99 0.00080 0.03

2-3

1113 [ESC-138 138.00] 1.01952 -10.55 1.01999 -10.53 0.00046 0.031114 [GSU-138 138.00] 1.00151 -11.51 1.00196 -11.48 0.00045 0.031115 [JUR-138 138.00] 1.01665 -10.24 1.01704 -10.21 0.00039 0.031116 [SID-22 22.800] 1.00431 -14.41 1.00512 -14.38 0.00081 0.031117 [SJO-230 230.00] 1.02048 -10.08 1.02117 -10.05 0.00069 0.021120 [SJQ-230 230.00] 1.01979 -10.89 1.02056 -10.86 0.00077 0.031121 [ARI-230 230.00] 1.02059 -10.90 1.02136 -10.88 0.00077 0.031122 [PAL-138T 138.00] 1.01370 -10.44 1.01408 -10.41 0.00038 0.031123 [PAL-138 138.00] 1.01370 -10.44 1.01408 -10.41 0.00038 0.031124 [LVG-230 230.00] 1.02240 -11.87 1.02313 -11.84 0.00074 0.031125 [MOY-231 230.00] 1.02843 -12.58 1.02915 -12.55 0.00072 0.031126 [MOY-230 230.00] 1.02834 -12.58 1.02906 -12.55 0.00072 0.031128 [LBR-400 400.00] 1.00430 -5.03 1.00443 -5.01 0.00014 0.021129 [MOY-232 230.00] 1.02822 -12.55 1.02894 -12.53 0.00072 0.031131 [ORT-138 138.00] 1.01633 -10.15 1.01668 -10.13 0.00035 0.031132 [SIQ-230 230.00] 1.01984 -10.56 1.02054 -10.53 0.00070 0.031140 [PAC-230 230.00] 1.01996 -10.87 1.02073 -10.85 0.00077 0.031141 [CHX-233 230.00] 1.04096 -5.90 1.04127 -5.87 0.00031 0.021145 [PGO-231 230.00] 1.01833 -11.38 1.01903 -11.35 0.00070 0.031151 [ESC-691 69.000] 1.01464 -12.50 1.01715 -12.47 0.00252 0.031152 [GNO-691 69.000] 1.01696 -15.93 1.01768 -15.89 0.00072 0.031153 [GNO-692 69.000] 1.01588 -15.98 1.01657 -15.95 0.00070 0.031154 [GSU-691 69.000] 1.01901 -15.82 1.02016 -15.78 0.00115 0.031155 [GES-69 69.000] 1.00911 -15.17 1.00988 -15.14 0.00077 0.031156 [GSU-692 69.000] 1.02387 -13.03 1.02441 -13.00 0.00054 0.031159 [GST-69 69.000] 1.02095 -13.61 1.02153 -13.58 0.00057 0.031160 [LPA-230 230.00] 1.01903 -11.00 1.01983 -10.98 0.00080 0.031161 [LPA-231 230.00] 1.01903 -11.00 1.01983 -10.98 0.00080 0.031162 [LPA-232 230.00] 1.01903 -11.00 1.01983 -10.98 0.00080 0.031163 [GIS-69D 69.000] 1.02257 -12.97 1.02311 -12.94 0.00053 0.031444 [TIC-231 230.00] 1.03188 -8.16 1.03232 -8.14 0.00044 0.021447 [TIC-69 69.000] 1.01914 -7.19 1.01948 -7.17 0.00034 0.021448 [TIC-232 230.00] 1.03188 -8.16 1.03232 -8.14 0.00044 0.021520 [HUE-13T ] 1.01068 -29.10 1.01196 -29.03 0.00128 0.061710 [PAN-230 230.00] 1.02837 -14.10 1.02897 -14.07 0.00060 0.031720 [SYX-34 34.500] 1.01417 -18.64 1.01450 -18.61 0.00033 0.031771 [SAS-230 230.00] 1.01074 -12.66 1.01134 -12.63 0.00061 0.021823 [PVI-230 230.00] 1.04238 -5.33 1.04265 -5.31 0.00027 0.021845 [USP-230 230.00] 1.04235 -5.37 1.04262 -5.35 0.00028 0.02

Así mismo, con la adición de los bancos de capacitores también se reducen las pérdidas totales del sistema. Para el caso dedemanda máxima, las pérdidas sin estos capacitores ascienden a 73.9 MW, y con la adición de capacitores las pérdidas son de73.7 MW.

2-4

Demanda Máxima compensando a 1.00 pu el Voltaje simultáneamente

A continuación se presenta el mismo análisis para el caso de añadir capacitores con el objetivo de incrementar el voltaje hastael valor de 1.00 p.u., en los nodos que presentaron bajos voltajes:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:18PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSAGENERATOR SUMMARY:

# MACHBUS# X-- NAME --X BASKV ON/OFF TYP MW MVAR1324 TEJ-69 69.000 1 0 2 0.0 4.01335 TAC-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.21814 MAR-69 69.000 1 0 2 0.0 5.612008 ANT-691 69.000 1 0 2 0.0 6.412038 CHA-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012048 COR-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012131 NES-69 69.000 1 0 2 0.0 0.412159 SAG-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.112161 SGA-69 69.000 1 0 2 0.0 9.312523 LFL-13 13.800 1 0 2 0.0 6.8

La adición de bancos de capacitores para incrementar el voltaje hasta el nominal de 1.00 p.u., en los nodos que presentaronbajos voltajes, no sólo mejora los niveles de tensión en la red del transportista, si no que se mejoran los niveles de tensión en lared de 230 KV del SNI; esto se demuestra en la comparación entre los casos con y sin la adición de bancos de capacitores comosigue a continuación:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:21COMPARISON OF THE WORKING CASE AND THE SAVED CASE C:\Estudios\2015\PLP1516\SEP15\BANCAP\SEP15_1900_100.sav

BUSES WITH VOLTAGE DIFFERING BY MORE THAN 0.00000 PU:IN WORKING CASE IN C:\Estudios\2015\PLP1516\SEP15\BANCAP\SEP15_1900_100.sav

X---------- BUS ----------X VOLTAGE ANGLE VOLTAGE ANGLE DELTA VLT ANGLE1101 [AGU-230 230.00] 1.02068 -11.00 1.02389 -10.99 0.00321 0.011102 [ALB-230 230.00] 1.01903 -11.01 1.02254 -11.01 0.00351 0.011103 [CHX-231 230.00] 1.04017 -5.48 1.04135 -5.46 0.00118 0.021105 [ENR-230 230.00] 1.02624 -10.39 1.02884 -10.38 0.00260 0.011106 [ESC-231 230.00] 1.01903 -11.00 1.02255 -11.00 0.00352 0.011107 [GES-231 230.00] 1.01531 -12.62 1.01851 -12.60 0.00319 0.021108 [GNO-231 230.00] 1.01566 -12.39 1.01847 -12.37 0.00281 0.021109 [GSU-231 230.00] 1.01427 -12.57 1.01770 -12.56 0.00343 0.021110 [LBR-231 230.00] 1.01573 -11.77 1.02073 -11.76 0.00499 0.011112 [TAM-230 230.00] 1.01904 -11.01 1.02255 -11.01 0.00351 0.011113 [ESC-138 138.00] 1.01952 -10.55 1.02149 -10.55 0.00196 0.01

2-5

1114 [GSU-138 138.00] 1.00151 -11.51 1.00329 -11.50 0.00179 0.021115 [JUR-138 138.00] 1.01665 -10.24 1.01824 -10.23 0.00159 0.011116 [SID-22 22.800] 1.00431 -14.41 1.00788 -14.38 0.00358 0.031117 [SJO-230 230.00] 1.02048 -10.08 1.02353 -10.08 0.00305 0.001120 [SJQ-230 230.00] 1.01979 -10.89 1.02318 -10.88 0.00339 0.011121 [ARI-230 230.00] 1.02059 -10.90 1.02398 -10.90 0.00339 0.011122 [PAL-138T 138.00] 1.01370 -10.44 1.01525 -10.43 0.00156 0.011123 [PAL-138 138.00] 1.01370 -10.44 1.01526 -10.43 0.00156 0.011124 [LVG-230 230.00] 1.02240 -11.87 1.02559 -11.85 0.00319 0.021125 [MOY-231 230.00] 1.02843 -12.58 1.03155 -12.56 0.00312 0.021126 [MOY-230 230.00] 1.02834 -12.58 1.03145 -12.56 0.00311 0.021128 [LBR-400 400.00] 1.00430 -5.03 1.00526 -5.07 0.00097 -0.031129 [MOY-232 230.00] 1.02822 -12.55 1.03134 -12.54 0.00312 0.021131 [ORT-138 138.00] 1.01633 -10.15 1.01776 -10.14 0.00143 0.021132 [SIQ-230 230.00] 1.01984 -10.56 1.02322 -10.55 0.00338 0.011140 [PAC-230 230.00] 1.01996 -10.87 1.02334 -10.87 0.00337 0.011141 [CHX-233 230.00] 1.04096 -5.90 1.04223 -5.88 0.00127 0.021145 [PGO-231 230.00] 1.01833 -11.38 1.02279 -11.37 0.00446 0.011151 [ESC-691 69.000] 1.01464 -12.50 1.01956 -12.49 0.00492 0.011152 [GNO-691 69.000] 1.01696 -15.93 1.01228 -15.94 -0.00468 -0.011153 [GNO-692 69.000] 1.01588 -15.98 1.01871 -15.94 0.00284 0.041154 [GSU-691 69.000] 1.01901 -15.82 1.02455 -15.77 0.00554 0.051155 [GES-69 69.000] 1.00911 -15.17 1.01238 -15.13 0.00327 0.041156 [GSU-692 69.000] 1.02387 -13.03 1.02596 -13.01 0.00209 0.021159 [GST-69 69.000] 1.02095 -13.61 1.02310 -13.59 0.00215 0.021160 [LPA-230 230.00] 1.01903 -11.00 1.02255 -11.00 0.00352 0.011161 [LPA-231 230.00] 1.01903 -11.00 1.02255 -11.00 0.00352 0.011162 [LPA-232 230.00] 1.01903 -11.00 1.02255 -11.00 0.00352 0.011163 [GIS-69D 69.000] 1.02257 -12.97 1.02463 -12.95 0.00206 0.021444 [TIC-231 230.00] 1.03188 -8.16 1.03367 -8.14 0.00179 0.021447 [TIC-69 69.000] 1.01914 -7.19 1.02053 -7.17 0.00139 0.021448 [TIC-232 230.00] 1.03188 -8.16 1.03367 -8.14 0.00179 0.021520 [HUE-13T ] 1.01068 -29.10 1.02188 -28.81 0.01120 0.291710 [PAN-230 230.00] 1.02837 -14.10 1.03080 -14.08 0.00244 0.021720 [SYX-34 34.500] 1.01417 -18.64 1.01551 -18.59 0.00134 0.051771 [SAS-230 230.00] 1.01074 -12.66 1.01318 -12.65 0.00245 0.011823 [PVI-230 230.00] 1.04238 -5.33 1.04351 -5.31 0.00113 0.021845 [USP-230 230.00] 1.04235 -5.37 1.04349 -5.35 0.00114 0.02

En este caso, con la adición de los bancos de capacitores, las pérdidas para la demanda máxima son de 73.7MW, 0.2 MWmenos que en el caso sin los nuevos capacitores.

2-6

2.2. Estudio Marzo 2,016

Demanda MáximaTomando como base el estudio de demanda máxima, los montos propuestos de bancos de capacitores para los nodos con

mayor tendencia a bajo voltaje son los siguientes:

Tabla 2.2. Bancos de Capacitores

Nodo Nomenclatura Subestación MVAR Total0.95 pu 1.00 pu

1814 MAR-69 Marlin 0.3 5.712008 ANT-691 Antigua 2.2 14.512038 CHA-69 Chácara 2.1 13.812048 COR-69 Corfina 2.1 14.312131 NES-69 Nestlé 2.1 14.412159 SAG-69 Sacos Agrícolas 1.8 14.612161 SGA-69 San Gaspar 2.0 14.812523 LFL-13 Las Flores 1.0 7.612532 NOR-13 Norte 0.9 7.3

Demanda Máxima compensando a 0.95 pu el Voltaje

Con la compensación simultánea en todos los nodos con voltaje fuera de rango, ya no se hace necesaria la compensación depotencia reactiva en ciertos nodos, el texto asociado a estos nodos aparece con un valor negativo de MVAR:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 11:04PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECAGENERATOR SUMMARY:

# MACHBUS# X-- NAME --X BASKV ON/OFF TYP MW MVAR1814 MAR-69 69.000 1 0 2 0.0 0.312008 ANT-691 69.000 1 0 2 0.0 4.912038 CHA-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012048 COR-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012131 NES-69 69.000 1 0 2 0.0 0.412159 SAG-69 69.000 1 0 2 0.0 -6.412161 SGA-69 69.000 1 0 2 0.0 3.112523 LFL-13 13.800 1 0 2 0.0 0.912532 NOR-13 13.800 1 0 2 0.0 0.9

2-7

La adición de bancos de capacitores para incrementar el voltaje hasta el límite inferior de 0.95 p.u., en los nodos quepresentaron bajos voltajes, no sólo mejora los niveles de tensión en la red del transportista, si no que se mejoran los niveles detensión en la red de 230 KV del SNI; esto se demuestra en la comparación entre los casos con y sin la adición de bancos decapacitores como sigue a continuación.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 11:11COMPARISON OF THE WORKING CASE AND THE SAVED CASE C:\Estudios\2015\PLP1516\MAR16\BANCAP\MAR16_1900_095.sav

BUSES WITH VOLTAGE DIFFERING BY MORE THAN 0.00000 PU:IN WORKING CASE IN C:\Estudios\2015\PLP1516\MAR16\BANCAP\MAR16_1900_095.sav

X---------- BUS ----------X VOLTAGE ANGLE VOLTAGE ANGLE DELTA VLT ANGLE1101 [AGU-230 230.00] 1.02076 -5.85 1.02114 -5.84 0.00038 0.021102 [ALB-230 230.00] 1.02128 -5.41 1.02167 -5.40 0.00039 0.011103 [CHX-231 230.00] 1.04510 -4.39 1.04533 -4.38 0.00023 0.011105 [ENR-230 230.00] 1.03217 -2.94 1.03240 -2.92 0.00023 0.021106 [ESC-231 230.00] 1.02127 -5.40 1.02165 -5.39 0.00039 0.011107 [GES-231 230.00] 1.01730 -8.80 1.01780 -8.78 0.00051 0.021108 [GNO-231 230.00] 1.01845 -9.10 1.01897 -9.09 0.00052 0.021109 [GSU-231 230.00] 1.01619 -8.50 1.01670 -8.48 0.00051 0.021110 [LBR-231 230.00] 1.01951 -3.77 1.01975 -3.76 0.00024 0.021112 [TAM-230 230.00] 1.02128 -5.41 1.02167 -5.40 0.00039 0.011113 [ESC-138 138.00] 1.02269 -7.91 1.02295 -7.89 0.00025 0.021114 [GSU-138 138.00] 0.99866 -10.36 0.99891 -10.34 0.00026 0.021115 [JUR-138 138.00] 1.01588 -8.48 1.01611 -8.46 0.00022 0.021116 [SID-22 22.800] 1.00659 -8.79 1.00699 -8.77 0.00039 0.021117 [SJO-230 230.00] 1.02361 -4.63 1.02395 -4.61 0.00034 0.011120 [SJQ-230 230.00] 1.02209 -5.41 1.02247 -5.39 0.00038 0.011121 [ARI-230 230.00] 1.02290 -5.42 1.02328 -5.40 0.00038 0.011122 [PAL-138T 138.00] 1.01221 -8.89 1.01243 -8.87 0.00022 0.021123 [PAL-138 138.00] 1.01221 -8.89 1.01243 -8.87 0.00022 0.021124 [LVG-230 230.00] 1.02226 -7.45 1.02269 -7.44 0.00043 0.021125 [MOY-231 230.00] 1.02591 -8.79 1.02633 -8.77 0.00042 0.021126 [MOY-230 230.00] 1.02590 -8.78 1.02632 -8.76 0.00042 0.021128 [LBR-400 400.00] 1.00503 2.93 1.00507 2.95 0.00005 0.011129 [MOY-232 230.00] 1.02586 -8.73 1.02628 -8.72 0.00042 0.021131 [ORT-138 138.00] 1.01495 -8.61 1.01516 -8.59 0.00020 0.021132 [SIQ-230 230.00] 1.02184 -4.10 1.02215 -4.08 0.00031 0.011140 [PAC-230 230.00] 1.02219 -5.41 1.02257 -5.39 0.00038 0.011141 [CHX-233 230.00] 1.04564 -4.73 1.04589 -4.72 0.00025 0.011145 [PGO-231 230.00] 1.02172 -3.71 1.02196 -3.69 0.00024 0.021151 [ESC-691 69.000] 1.01856 -4.13 1.01944 -4.12 0.00088 0.011152 [GNO-691 69.000] 1.00448 -12.95 1.00543 -12.93 0.00095 0.021153 [GNO-692 69.000] 1.00641 -13.11 1.00693 -13.09 0.00053 0.021154 [GSU-691 69.000] 1.02290 -12.28 1.02372 -12.26 0.00082 0.02

2-8

1155 [GES-69 69.000] 1.01162 -11.48 1.01214 -11.47 0.00052 0.021156 [GSU-692 69.000] 1.02236 -12.44 1.02266 -12.42 0.00030 0.021159 [GST-69 69.000] 1.02025 -12.88 1.02056 -12.86 0.00031 0.021160 [LPA-230 230.00] 1.02127 -5.40 1.02165 -5.39 0.00039 0.011161 [LPA-231 230.00] 1.02127 -5.40 1.02165 -5.39 0.00039 0.011162 [LPA-232 230.00] 1.02127 -5.40 1.02165 -5.39 0.00039 0.011163 [GIS-69D 69.000] 1.02071 -12.67 1.02101 -12.65 0.00030 0.021444 [TIC-231 230.00] 1.03677 -6.28 1.03711 -6.27 0.00035 0.021447 [TIC-69 69.000] 1.02599 -5.79 1.02628 -5.77 0.00029 0.021448 [TIC-232 230.00] 1.03677 -6.28 1.03711 -6.27 0.00035 0.021520 [HUE-13T ] 1.00822 -21.95 1.00868 -21.92 0.00046 0.031707 [CCA-69 69.000] 1.02551 -5.28 1.02576 -5.27 0.00025 0.021708 [CCA-13 13.800] 1.02469 -5.51 1.02494 -5.49 0.00025 0.021710 [PAN-230 230.00] 1.02728 -12.78 1.02774 -12.77 0.00046 0.021720 [SYX-34 34.500] 1.02507 -18.02 1.02536 -18.00 0.00028 0.021771 [SAS-230 230.00] 1.01420 -10.47 1.01467 -10.45 0.00047 0.011823 [PVI-230 230.00] 1.04664 -4.46 1.04688 -4.44 0.00024 0.011845 [USP-230 230.00] 1.04664 -4.47 1.04688 -4.46 0.00024 0.01

Así mismo, con la adición de los bancos de capacitores se reducen las pérdidas totales del sistema. Para el caso de demandamáxima las pérdidas sin estos capacitores ascienden a 77.1MW, y con la adición de capacitores es de 76.9W.

Demanda Máxima compensando a 1.00 pu el Voltaje

A continuación se presenta el mismo análisis para el caso de añadir capacitores con el objetivo de incrementar el voltaje hastael valor de 1.00 p.u. del nominal, en los nodos que presentaron voltajes por debajo del límite inferior:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 11:16PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECAGENERATOR SUMMARY:

# MACHBUS# X-- NAME --X BASKV ON/OFF TYP MW MVAR1814 MAR-69 69.000 1 0 2 0.0 5.612008 ANT-691 69.000 1 0 2 0.0 6.612038 CHA-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012048 COR-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.012131 NES-69 69.000 1 0 2 0.0 0.412159 SAG-69 69.000 1 0 2 0.0 -0.512161 SGA-69 69.000 1 0 2 0.0 9.112523 LFL-13 13.800 1 0 2 0.0 7.212532 NOR-13 13.800 1 0 2 0.0 6.9

2-9

La adición de bancos de capacitores para incrementar el voltaje hasta el límite inferior de 1.00 p.u., en los nodos quepresentaron bajos voltajes, no sólo mejora los niveles de tensión en la red del transportista, si no que se mejoran los niveles detensión en la red de 230 KV del SNI; esto se demuestra en la comparación entre los casos con y sin la adición de bancos decapacitores como sigue a continuación:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 11:18COMPARISON OF THE WORKING CASE AND THE SAVED CASE C:\Estudios\2015\PLP1516\MAR16\BANCAP\MAR16_1900_100.sav

BUSES WITH VOLTAGE DIFFERING BY MORE THAN 0.00000 PU:IN WORKING CASE IN C:\Estudios\2015\PLP1516\MAR16\BANCAP\MAR16_1900_100.sav

X---------- BUS ----------X VOLTAGE ANGLE VOLTAGE ANGLE DELTA VLT ANGLE1101 [AGU-230 230.00] 1.02076 -5.85 1.02416 -5.88 0.00340 -0.031102 [ALB-230 230.00] 1.02128 -5.41 1.02481 -5.44 0.00353 -0.031103 [CHX-231 230.00] 1.04510 -4.39 1.04701 -4.39 0.00191 0.001105 [ENR-230 230.00] 1.03217 -2.94 1.03430 -2.97 0.00213 -0.031106 [ESC-231 230.00] 1.02127 -5.40 1.02481 -5.44 0.00354 -0.031107 [GES-231 230.00] 1.01730 -8.80 1.02138 -8.81 0.00409 -0.011108 [GNO-231 230.00] 1.01845 -9.10 1.02263 -9.11 0.00417 -0.011109 [GSU-231 230.00] 1.01619 -8.50 1.02028 -8.51 0.00408 -0.011110 [LBR-231 230.00] 1.01951 -3.77 1.02198 -3.81 0.00247 -0.041112 [TAM-230 230.00] 1.02128 -5.41 1.02482 -5.44 0.00353 -0.031113 [ESC-138 138.00] 1.02269 -7.91 1.02493 -7.92 0.00224 -0.011114 [GSU-138 138.00] 0.99866 -10.36 1.00081 -10.36 0.00215 0.001115 [JUR-138 138.00] 1.01588 -8.48 1.01782 -8.48 0.00193 -0.001116 [SID-22 22.800] 1.00659 -8.79 1.01019 -8.80 0.00360 -0.011117 [SJO-230 230.00] 1.02361 -4.63 1.02672 -4.66 0.00311 -0.031120 [SJQ-230 230.00] 1.02209 -5.41 1.02555 -5.44 0.00346 -0.031121 [ARI-230 230.00] 1.02290 -5.42 1.02636 -5.45 0.00346 -0.031122 [PAL-138T 138.00] 1.01221 -8.89 1.01409 -8.89 0.00189 0.001123 [PAL-138 138.00] 1.01221 -8.89 1.01410 -8.89 0.00189 0.001124 [LVG-230 230.00] 1.02226 -7.45 1.02593 -7.47 0.00367 -0.021125 [MOY-231 230.00] 1.02591 -8.79 1.02954 -8.80 0.00363 -0.011126 [MOY-230 230.00] 1.02590 -8.78 1.02952 -8.79 0.00363 -0.011128 [LBR-400 400.00] 1.00503 2.93 1.00550 2.87 0.00048 -0.061129 [MOY-232 230.00] 1.02586 -8.73 1.02949 -8.74 0.00363 -0.011131 [ORT-138 138.00] 1.01495 -8.61 1.01669 -8.60 0.00174 0.001132 [SIQ-230 230.00] 1.02184 -4.10 1.02472 -4.13 0.00288 -0.031140 [PAC-230 230.00] 1.02219 -5.41 1.02563 -5.44 0.00345 -0.031141 [CHX-233 230.00] 1.04564 -4.73 1.04769 -4.73 0.00205 0.001145 [PGO-231 230.00] 1.02172 -3.71 1.02416 -3.75 0.00244 -0.041151 [ESC-691 69.000] 1.01856 -4.13 1.01735 -4.15 -0.00122 -0.021152 [GNO-691 69.000] 1.00448 -12.95 1.01179 -12.92 0.00730 0.031153 [GNO-692 69.000] 1.00641 -13.11 1.01064 -13.09 0.00423 0.021154 [GSU-691 69.000] 1.02290 -12.28 1.02386 -12.29 0.00097 -0.021155 [GES-69 69.000] 1.01162 -11.48 1.01581 -11.47 0.00419 0.011156 [GSU-692 69.000] 1.02236 -12.44 1.02484 -12.43 0.00248 0.021159 [GST-69 69.000] 1.02025 -12.88 1.02280 -12.87 0.00255 0.02

2-10

1160 [LPA-230 230.00] 1.02127 -5.40 1.02481 -5.44 0.00354 -0.031161 [LPA-231 230.00] 1.02127 -5.40 1.02481 -5.44 0.00354 -0.031162 [LPA-232 230.00] 1.02127 -5.40 1.02481 -5.44 0.00354 -0.031163 [GIS-69D 69.000] 1.02071 -12.67 1.02316 -12.65 0.00244 0.021444 [TIC-231 230.00] 1.03677 -6.28 1.03955 -6.29 0.00279 -0.001447 [TIC-69 69.000] 1.02599 -5.79 1.02832 -5.80 0.00233 -0.011448 [TIC-232 230.00] 1.03677 -6.28 1.03955 -6.29 0.00279 -0.001520 [HUE-13T ] 1.00822 -21.95 1.01329 -21.86 0.00507 0.081707 [CCA-69 69.000] 1.02551 -5.28 1.02753 -5.28 0.00202 -0.001708 [CCA-13 13.800] 1.02469 -5.51 1.02671 -5.51 0.00202 -0.001710 [PAN-230 230.00] 1.02728 -12.78 1.03105 -12.78 0.00377 0.001720 [SYX-34 34.500] 1.02507 -18.02 1.02735 -17.97 0.00228 0.051771 [SAS-230 230.00] 1.01420 -10.47 1.01793 -10.48 0.00373 -0.021823 [PVI-230 230.00] 1.04664 -4.46 1.04858 -4.45 0.00193 0.001845 [USP-230 230.00] 1.04664 -4.47 1.04858 -4.47 0.00194 0.00

En este caso, las pérdidas para la demanda máxima son de 77.1MW, el mismo valor de pérdidas sin la adición de capacitores.

6-1

6. Factores de Pérdidas Nodales de Referencia (Indicativos)

Como referencia se analiza el comportamiento de los Factores de Pérdidas Nodales calculados con un flujo de corrientealterna (AC), de acuerdo con la siguiente fórmula tomada de la NCC-7:

PdPerd

FPNEik

ik1

en donde:

MWPd i0.1 , para cada uno de los nodos listados en las gráficas.

6-2

6.1. Septiembre 2,015

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

REN-69SEC-69STS-69

TDL-69PVI-230

CHX-231

GEN-69

PBA-131

TDL-692

SJU-13

MTO-69

MIR-69

LUN-69

CAN-69

LAG-69

COE-13

SMA-69

RBO-69

SAA-69

ZUN-69

MTZ-69

REC-69

ORT-138

ORT-138

JUR-138

MAG-69

MAG-230

PAL-138

GCS-138LVA-69

SJO-230ENR-230SIQ-230

ESC-691XAC-230ARI-230

PVE-69ALB-230

TAM-230

SID-230

AGU-230

LLI-69

GSU-692

LBR-691

PGO-230

HRU-138

VDA-69

AHU-230

GSU-691

LES-69

MOY-230

LBR-231

EPI-69

GGO-69

CON-69

TUL-69

SAL-69

PNT-69

MTI-69

CGP-69

PAS-69

PAN-230PNA-69

GEC-69PET-34POR-69

Factores de Pérdidas Nodales de Referencia Septiembre 2,015

Máxima

6-3

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

REN-69MTO-69CAN-69

PVI-230CHX-231

STS-69

SEC-69

SMA-69

SJU-13

ZUN-69

REC-69

XAC-230

LBR-691

MIR-69

LUN-69

LBR-231

EPI-69

PGO-230

MAG-69

MAG-230

VDA-69

SAA-69

MTZ-69

SIQ-230

ENR-230

GCS-138

SJO-230

JUR-138

ORT-138ORT-138

ESC-691PAL-138ARI-230

ALB-230TAM-230SID-230

LVA-69TUL-69

PVE-69

HRU-138

AGU-230

LES-69

LLI-69

GSU-692

GSU-691

GGO-69

AHU-230

PNT-69

MOY-230

MTI-69

PNA-69

CON-69

LAG-69

TDL-69

SAL-69

TDL-692

COE-13

GEC-69

CGP-69

POR-69

PAS-69

PAN-230RBO-69

GEN-69PBA-131PET-34


Media

6-4

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

SEC-69REN-69CHX-231

PVI-230STS-69

SJU-13

COE-13

VDA-69

MIR-69

LUN-69

ORT-138

ORT-138

JUR-138

SAA-69

PVE-69

MTZ-69

PAL-138

ENR-230

SJO-230

GCS-138

MAG-69

MAG-230

ESC-691

ARI-230

ALB-230

TAM-230

SID-230

SIQ-230

LES-69GEN-69

AGU-230LLI-69LVA-69

PBA-131GSU-692GSU-691

HRU-138AHU-230

MOY-230

GGO-69

PGO-230

CON-69

REC-69

LAG-69

XAC-230

TDL-69

TDL-692

SMA-69

CAN-69

MTO-69

ZUN-69

LBR-691

LBR-231

SAL-69

PNT-69

MTI-69

EPI-69

RBO-69

TUL-69

PNA-69

GEC-69

CGP-69PAS-69

PAN-230POR-69PET-34


Mínima

6-5

Factores de Pérdidas Nodales de Referencia Factores de Pérdidas Nodales de ReferenciaSeptiembre 2,015 Septiembre 2,015

NÚMERO NOMBRE MÁX MED MÍN NÚMERO NOMBRE MÁX MED MÍN1101 AGU-230 0.991081238 0.991294861 0.997180939 1406 LES-69 1.000274658 0.999107361 0.9966602331102 ALB-230 0.990280151 0.985980988 0.994966507 1413 RBO-69 0.973152161 1.103607178 1.0178890231103 CHX-231 0.918899536 0.917133331 0.935825348 1417 SEC-69 0.892471313 0.921840668 0.9071941381105 ENR-230 0.985290527 0.978805542 0.988578796 1424 GEN-69 0.931381226 1.115650177 0.9968280791111 SID-230 0.990638733 0.986351013 0.995323181 1426 REN-69 0.887168884 0.887260437 0.9192962651112 TAM-230 0.990287781 0.985984802 0.994970322 1436 PAS-69 1.041885376 1.070072174 1.0430393221115 JUR-138 0.980644226 0.982315063 0.986391068 1437 PVE-69 0.990020752 0.989204407 0.9869785311117 SJO-230 0.985168457 0.981304169 0.990106583 1449 MTZ-69 0.977226257 0.975055695 0.9872112271121 ARI-230 0.989723206 0.985801697 0.994550705 1667 CGP-69 1.041755676 1.046463013 1.0396747591123 PAL-138 0.982795715 0.985691071 0.988090515 1806 GEC-69 1.084396362 1.038246155 1.0304298401131 ORT-138 0.979751587 0.982662201 0.985050201 1131 ORT-138 0.979751587 0.982662201 0.9850502011132 SIQ-230 0.988304138 0.978748322 0.996274948 12250 TDL-692 0.934104919 1.021514893 1.0122203831151 ESC-691 0.989273071 0.985671997 0.994075775 12254 LLI-69 0.991554260 0.999584198 0.9972724911154 GSU-691 1.000114441 1.000137329 1.000020981 1723 COE-13 0.960624695 1.021759033 0.9712772371156 GSU-692 0.994384766 0.999885559 0.998327255 1832 XAC-230 0.989532471 0.950965881 1.0112075811206 SAL-69 1.033607483 1.020481110 1.015098572 1835 PNA-69 1.060249329 1.009231567 1.0292186741207 CON-69 1.019149780 1.009723663 1.009109497 1758 STS-69 0.912384033 0.921817780 0.9409313201215 LAG-69 0.944053650 1.019943237 1.010986328 1823 PVI-230 0.918289185 0.916664124 0.9385261541216 TDL-69 0.915649414 1.020214081 1.011249542 1126 MOY-230 1.001358032 1.007247925 1.0065898901217 LUN-69 0.941375732 0.967002869 0.974853516 1710 PAN-230 1.045867920 1.077041626 1.0479698181218 MAG-69 0.980873108 0.971138000 0.992181778 28161 AHU-230 1.000000000 1.005199432 1.0051307681219 MAG-230 0.980873108 0.971138000 0.992181778 1338 EPI-69 1.005981445 0.969764709 1.0169887541220 MTI-69 1.037910461 1.007549286 1.016893387 1452 SJU-13 0.938072205 0.935729980 0.9524936681223 SAA-69 0.975288391 0.974384308 0.986452103 1146 PGO-230 0.997055054 0.971050262 1.0087356571241 PNT-69 1.037399292 1.007057190 1.016391754 12285 GGO-69 1.007316589 1.002506256 1.0066833501249 LVA-69 0.983215332 0.986495972 0.997674942 1755 GCS-138 0.983100891 0.979354858 0.9905624391312 POR-69 1.214477539 1.055141449 1.092872620 1110 LBR-231 1.001457214 0.967334747 1.0148677831314 SMA-69 0.961349487 0.928462982 1.012315750 1496 PET-34 1.206008911 1.231300354 1.1175613401322 ZUN-69 0.976104736 0.938301086 1.013065338 1467 PBA-131 0.933509827 1.116615295 0.9981403351337 TUL-69 1.029724121 0.988605499 1.024326324 1764 VDA-69 0.999481201 0.971446991 0.9733123781339 CAN-69 0.943305969 0.914134979 1.012464523 1306 LBR-691 0.996658325 0.962375641 1.0141105651398 REC-69 0.977394104 0.948719025 1.010330200 12283 MIR-69 0.940948486 0.966575623 0.9744319921399 MTO-69 0.938903809 0.910598755 1.012636185 1795 HRU-138 0.999328613 0.990207672 1.002841949

6-6

6.2. Marzo 2,016

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

REN-69LUN-69MTO-69

CAN-69SEC-69

MTI-69

MIR-69

SMA-69

STS-69

CHX-231

PVI-230

REC-69

ZUN-69

PNT-69

SJU-13

MAG-69

XAC-230

MAG-230

SAA-69

ENR-230

LBR-691

EPI-69

TUL-69

PGO-230

SIQ-230

LBR-231

SJO-230

ESC-691

GCS-138ALB-230

TAM-230ARI-230SID-230

JUR-138ORT-138ORT-138

AGU-230PAL-138

PNA-69

CON-69

MTZ-69

GGO-69

HRU-138

AHU-230

GSU-691

MOY-230

LLI-69

GSU-692

PVE-69

SAL-69

COE-13

LES-69

GEN-69

VDA-69

PBA-131

LVA-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

RBO-69

CGP-69

PAS-69PAN-230

GEC-69POR-69PET-34

Factores de Pérdidas Nodales de Referencia Marzo 2,016

Máxima

6-7

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

LUN-69MIR-69 MTI-69

MTO-69CAN-69

SMA-69

PNT-69

CHX-231

PVI-230

ZUN-69

REC-69

REN-69

MAG-69

MAG-230

SAA-69

LBR-691

EPI-69

TUL-69

ENR-230

LBR-231

PGO-230

XAC-230

SEC-69

STS-69

SIQ-230

GCS-138

SJU-13

SJO-230

PNA-69ESC-691

HRU-138ALB-230TAM-230

SID-230ARI-230JUR-138

ORT-138ORT-138

CON-69

PAL-138

AGU-230

GGO-69

MTZ-69

LLI-69

GSU-691

SAL-69

GSU-692

AHU-230

MOY-230

PVE-69

VDA-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

COE-13

LES-69

GEC-69

LVA-69

RBO-69

GEN-69

PBA-131

CGP-69POR-69

PAS-69PAN-230PET-34


Media

6-8

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

LUN-69MIR-69 MTI-69

PNT-69SAA-69

MAG-69

MAG-230

ENR-230

ARI-230

SIQ-230

SJO-230

ESC-691

CON-69

TUL-69

GCS-138

PNA-69

ALB-230

TAM-230

SID-230

GGO-69

PGO-230

ORT-138

ORT-138

JUR-138

EPI-69

SAL-69

PAL-138

REC-69

LBR-691AGU-230

HRU-138SMA-69CAN-69

MTO-69LBR-231ZUN-69

LLI-69AHU-230

GSU-692

GSU-691

MOY-230

XAC-230

CHX-231

PVI-230

LAG-69

TDL-69

SJU-13

TDL-692

REN-69

MTZ-69

GEC-69

STS-69

LVA-69

PVE-69

PAS-69

PAN-230

VDA-69

CGP-69

LES-69

SEC-69

POR-69

COE-13RBO-69

GEN-69PBA-131PET-34


Mínima

6-9

Factores de Pérdidas Nodales de Referencia Factores de Pérdidas Nodales de ReferenciaMarzo 2,016 Marzo 2,016

NÚMERO NOMBRE MÁX MED MÍN NÚMERO NOMBRE MÁX MED MÍN1101 AGU-230 0.986091614 0.989078522 0.990592957 1406 LES-69 1.019027710 1.031440735 1.0563945771102 ALB-230 0.979278564 0.977558136 0.981422424 1413 RBO-69 1.039131165 1.050888062 1.1164321901103 CHX-231 0.942176819 0.944808960 1.002382278 1417 SEC-69 0.931541443 0.964458466 1.0666828161105 ENR-230 0.960777283 0.962398529 0.971408844 1424 GEN-69 1.022872925 1.052314758 1.1211013791111 SID-230 0.979629517 0.977916718 0.981782913 1426 REN-69 0.905868530 0.952491760 1.0140953061112 TAM-230 0.979278564 0.977561951 0.981426239 1436 PAS-69 1.051879883 1.069698334 1.0370101931115 JUR-138 0.982437134 0.981208801 0.987665176 1437 PVE-69 1.008209229 1.013950348 1.0352382661117 SJO-230 0.975044250 0.973819733 0.977104187 1449 MTZ-69 0.992614746 0.996685028 1.0210800171121 ARI-230 0.979286194 0.977939606 0.976427078 1667 CGP-69 1.051315308 1.054084778 1.0476531981123 PAL-138 0.986755371 0.985179901 0.989194870 1806 GEC-69 1.080062866 1.035472870 1.0228958131131 ORT-138 0.983703613 0.982109070 0.986164093 1131 ORT-138 0.983703613 0.982109070 0.9861640931132 SIQ-230 0.971527100 0.968292236 0.976875305 12250 TDL-692 1.031761169 1.023616791 1.0139465331151 ESC-691 0.976394653 0.974952698 0.978023529 12254 LLI-69 1.001922607 0.999988556 0.9958362581154 GSU-691 1.000228882 1.000202179 1.000030518 1723 COE-13 1.015518188 1.026931763 1.1031513211156 GSU-692 1.002998352 1.000976562 1.000007629 1832 XAC-230 0.958999634 0.964084625 1.0012607571206 SAL-69 1.009628296 1.000209808 0.988424301 1835 PNA-69 0.988502502 0.974517822 0.9797592161207 CON-69 0.990768433 0.984542847 0.978281021 1758 STS-69 0.937309265 0.967727661 1.0290832521215 LAG-69 1.028976440 1.021980286 1.012701035 1823 PVI-230 0.942749023 0.945388794 1.0026721951216 TDL-69 1.029243469 1.022251129 1.012960434 1126 MOY-230 1.001831055 1.005374908 1.0010414121217 LUN-69 0.906974792 0.898593903 0.897789001 1710 PAN-230 1.057899475 1.076042175 1.0377464291218 MAG-69 0.958709717 0.955715179 0.964679718 28161 AHU-230 0.999977112 1.003585815 0.9999561311219 MAG-230 0.959159851 0.956077576 0.965036392 1338 EPI-69 0.966537476 0.959785461 0.9882450101220 MTI-69 0.932159424 0.925254822 0.924238205 1452 SJU-13 0.956710815 0.971614838 1.0133800511223 SAA-69 0.959159851 0.956119537 0.957124710 1146 PGO-230 0.971260071 0.963294983 0.9859352111241 PNT-69 0.951995850 0.943500519 0.942125320 12285 GGO-69 0.993721008 0.989311218 0.9841728211249 LVA-69 1.025581360 1.042537689 1.030076981 1755 GCS-138 0.976821899 0.970615387 0.9793109891312 POR-69 1.197769165 1.065853119 1.078842163 1110 LBR-231 0.973106384 0.962554932 0.9923286441314 SMA-69 0.934112549 0.941951752 0.991653442 1496 PET-34 1.314765930 1.197319031 1.2446956631322 ZUN-69 0.949028015 0.949398041 0.993482590 1467 PBA-131 1.025093079 1.054050446 1.1220970151337 TUL-69 0.969200134 0.961189270 0.978658676 1764 VDA-69 1.023254395 1.017635345 1.0429115301339 CAN-69 0.917381287 0.933895111 0.991800308 1306 LBR-691 0.963447571 0.957378387 0.9901885991398 REC-69 0.945602417 0.949863434 0.989398956 12283 MIR-69 0.932373047 0.924915314 0.9230461121399 MTO-69 0.913345337 0.932109833 0.991973877 1795 HRU-138 0.994636536 0.974983215 0.991643906

8-1

8. Análisis de Contingencias8.1 Septiembre 2,015

8.1.1. Demanda MáximaPTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 14:52

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 PAGE 1DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSAACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B

% LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHESELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES

ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASESVOLTAGE LIMITS USE NORMAL

AC CONTINGENCY RESULTS FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\PAESEPMAX15.accDISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\PAESEPMAX15.dfxSUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Subsistema.subMONITORED ELEMENT FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Elementosmonitor.monCONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Contingencias.con

**PERCENT LOADING UNITS**%MVA FOR TRANSFORMERS% I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES**OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS**Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL)Solution options

Tap adjustment: Lock tapsArea interchange control: DisablePhase shift adjustment: DisableDc tap adjustment: EnableSwitch shunt adjustment: Enable allInduction motor treatment: StallInduction machine failure: Treat contingency as non-converged

Non diverge: DisableMismatch tolerance (MW ): 0.5Dispatch mode: Disable

<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -><----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

---------------------------------------------------------------------------------BASE CASEBASE CASE

1307*LNO-69 69.000 1387 LNO-34 34.500 1 14.7 14.7 14.0 105.01309 MAZ-69 69.000 1359*MAZ-13 13.800 1 28.1 28.1 28.0 100.51811*CSA-69 69.000 1812 CSA-34 34.500 1 14.1 14.1 14.0 100.4

12102*LFL-69 69.000 12523 LFL-13 13.800 1 14.2 14.2 14.0 101.212150*RBR-69 69.000 12537 RBR-13 13.800 1 24.9 24.9 20.0 124.512171*SMP-69 69.000 12562 SMP-132 13.800 1 15.4 15.4 14.0 110.312176*SSI-694 69.000 12543 SSI-13 13.800 1 15.1 15.1 14.0 108.1


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ALBESC230BTRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2

*** NONE ***

<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

8-2

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GESGSU230

TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GNOGES230BTRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1107 [GES-231 230.00] CKT 2

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHXCHX230ATRIP LINE FROM BUS 1103 [CHX-231 230.00] TO BUS 1141 [CHX-233 230.00] CKT 1

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHXTIC230ATRIP LINE FROM BUS 1141 [CHX-233 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GNOTIC230ATRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GNOSAS230TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1771 [SAS-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSAS230TRIP LINE FROM BUS 1710 [PAN-230 230.00] TO BUS 1771 [SAS-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE > 1.1000 1710 PAN-230 230.00 1.14558 1.03119 3183 SNC-230 230.00 1.15853 1.04217


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHXSAS230TRIP LINE FROM BUS 1141 [CHX-233 230.00] TO BUS 1771 [SAS-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GESGNO230TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1107 [GES-231 230.00] CKT 1

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ALBGSU230ATRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1

*** NONE ***

8-3


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESPLBR230TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1

1156 GSU-692 69.000 1159*GST-69 69.000 1 63.8 88.9 83.8 106.11301*CHM-69 69.000 1331 SJG-69 69.000 1 63.0 82.7 83.8 106.21301*CHM-69 69.000 1361 CHM-34 34.500 1 27.9 28.0 28.0 100.01304 ESP-69 69.000 1321*ZUN-69D 69.000 1 46.3 99.1 83.8 125.41314 SMA-69 69.000 1813*ZUN-692 69.000 1 38.3 94.2 83.8 113.91321*ZUN-69D 69.000 1322 ZUN-69 69.000 1 46.5 99.1 83.8 125.51322*ZUN-69 69.000 1813 ZUN-692 69.000 2 38.3 92.2 83.8 113.91836 PNA-691 69.000 1923*PNA-H1 4.1600 1 7.9 8.9 8.5 104.4

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1305 HUE-69 69.000 0.85974 1.01076 1307 LNO-69 69.000 0.89015 0.95695

1308 MAL-69 69.000 0.79872 0.96095 1310 MEL-69 69.000 0.88574 0.993071311 POL-69 69.000 0.85911 0.98643 1312 POR-69 69.000 0.79962 0.961821313 QUI-69 69.000 0.85315 0.96706 1315 SOL-69 69.000 0.88556 0.990001317 TOT-69 69.000 0.88180 0.99785 1318 ALK-69 69.000 0.88760 1.002301324 TEJ-69 69.000 0.77005 0.94331 1325 IXH-69 69.000 0.84981 1.005751326 ZCP-69 69.000 0.84122 0.95728 1327 IXY-69 69.000 0.84747 1.005941329 XEL-69D 69.000 0.89885 1.01715 1330 XEL-69 69.000 0.89512 1.015201335 TAC-69 69.000 0.76725 0.94326 1352 MEL-13 13.800 0.88935 0.998421353 MAL-13 13.800 0.80220 0.96815 1355 ESP-131 13.800 0.89763 1.017171356 HUE-34 34.500 0.86001 1.01840 1358 HUE-13 13.800 0.85272 1.017311360 XEL-13 13.800 0.88787 1.01014 1363 QUI-131 13.800 0.88783 1.010551367 POL-13 13.800 0.88624 1.02186 1372 SMR-69 69.000 0.80948 0.966271375 POR-13 13.800 0.79473 0.95831 1376 SMR-13 13.800 0.84286 1.006201380 TEJ-13 13.800 0.77181 0.94980 1381 ZCP-13 13.800 0.85668 0.976741383 IXH-13 13.800 0.85431 1.01389 1384 IXY-34 34.000 0.85404 1.015491385 TAC-13 13.800 0.76792 0.94421 1387 LNO-34 34.500 0.88156 0.949481388 BRI-69 69.000 0.84091 1.00127 1389 BRI-13 13.800 0.85003 1.012631392 SCA-69 69.000 0.85216 0.96648 1393 SCA-13 13.800 0.85139 0.965801506 ESP-T1 13.800 0.89934 1.02009 1520 HUE-13T 0.86000 1.012081616 POR-H 2.3000 0.79619 0.95940 1810 PAT-69 69.000 0.89937 0.982621811 CSA-69 69.000 0.89167 0.97585 1814 MAR-69 69.000 0.74619 0.927241815 MAR-4 4.1600 0.80321 1.00154 1820 ESP-138 138.00 0.89389 0.997581821 POL-138 138.00 0.87138 0.98592 1822 HUE-138 138.00 0.83770 0.970031830 TOT-34 34.500 0.85147 0.97649 1833 TOL-69 69.000 0.89787 0.98560


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCSIQ230TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1

1836 PNA-691 69.000 1923*PNA-H1 4.1600 1 7.9 8.8 8.5 103.2

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1814 MAR-69 69.000 0.89798 0.92724


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LBRPGO230TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1145 [PGO-231 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GESLVG230TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1124 [LVG-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***

8-4


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LVGMOY230TRIP LINE FROM BUS 1124 [LVG-230 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY AHULVG230TRIP LINE FROM BUS 1124 [LVG-230 230.00] TO BUS 28161 [AHU-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY AGULVG230TRIP LINE FROM BUS 1124 [LVG-230 230.00] TO BUS 1101 [AGU-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY MOYAHU230TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHU-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY AGUPAC230TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 1140 [PAC-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PACSJQ230TRIP LINE FROM BUS 1140 [PAC-230 230.00] TO BUS 1120 [SJQ-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ALBPAC230TRIP LINE FROM BUS 1140 [PAC-230 230.00] TO BUS 1102 [ALB-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY MOY230_138TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCJUR138TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY EJOESC69TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***

8-5


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GSUPAL138TTRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GSUJUR138TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESC230_138TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESC230_69TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1

*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GSU138_69ATRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHMSJG69TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 22.030 SYSTEM MISMATCH (MVA): 196.77 Blown up) *** NOT CONVERGED ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY COCPNT69TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCLLR69TRIP BRANCH FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 12177 [LLR-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCGAC69TRIP BRANCH FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 12204 [GAC-691 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY EPILBR69TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***

8-6

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1303 COC-69 69.000 0.88971 0.98784 1307 LNO-69 69.000 0.85284 0.95695

1309 MAZ-69 69.000 0.83697 0.99826 1326 ZCP-69 69.000 0.89987 0.957281328 LMA-69 69.000 0.83531 1.00020 1336 LCR-69 69.000 0.83713 1.002601337 TUL-69 69.000 0.83715 1.00262 1338 EPI-69 69.000 0.83719 1.009131359 MAZ-13 13.800 0.85003 1.01962 1368 LNO-13 13.800 0.87315 0.981381382 LMA-13 13.800 0.85350 1.02414 1387 LNO-34 34.500 0.84349 0.949481654 TUL-B12 12.000 0.83715 1.00262 1655 TUL-B3 0.4800 0.83715 1.002621816 CAO-69 69.000 0.86470 0.99555 1817 CAO-13 13.800 0.88522 1.019541835 PNA-69 69.000 0.86065 0.99850 1836 PNA-691 69.000 0.86118 0.998831967 EPI-B1 0.4800 0.83719 1.00913 1974 TUL-B4 13.800 0.83715 1.00262


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LBRSFE69TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GNONOV69TRIP BRANCH FROM BUS 1153 [GNO-692 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY NOVSAN69TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GSULVG69TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CLLGCS138TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1755 [GCS-138 138.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY HRUMOY138TRIP BRANCH FROM BUS 1434 [MOY-138 138.00] TO BUS 1795 [HRU-138 138.00] CKT 1

*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY IPAPRO138TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY MYEPAN69TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


8-7

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSCR69

TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LRURIO69TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1442 POP-69 69.000 0.85335 1.00321 1477 POP-34 34.500 0.85967 1.01258

1495 PET-69 69.000 0.83592 1.01228 1496 PET-34 34.500 0.83227 1.010581754 SEP-13 13.800 0.83229 1.01061 1759 INT-13 13.800 0.83229 1.010611760 INT-4 4.1600 0.83229 1.01061 1915 ECR-B 13.800 0.83227 1.010581916 ECR-D1 0.4800 0.83229 1.01061 1917 ECR-D2 0.4800 0.83229 1.010611918 INT-D1 0.4800 0.83229 1.01061 1919 INT-D2 0.4800 0.83229 1.010611920 INT-D3 0.4800 0.83229 1.01061 1921 INT-D4 0.4800 0.83229 1.010611922 INT-B 13.800 0.83229 1.01061


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CGNEST69TRIP BRANCH FROM BUS 1773 [CGN-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESTTEL69TRIP BRANCH FROM BUS 1773 [CGN-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY SJUSTS69TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY SECTEL69TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY SANSEL69TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***

8.1.2 Demanda MediaPTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 14:52

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 PAGE 1DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSAACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B



8-8

AC CONTINGENCY RESULTS FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\PAESEPMED15.accDISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\PAESEPMED15.dfxSUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Subsistema.subMONITORED ELEMENT FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Elementosmonitor.monCONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Contingencias.con






1309 MAZ-69 69.000 1359*MAZ-13 13.800 1 29.8 29.8 28.0 106.312102*LFL-69 69.000 12523 LFL-13 13.800 1 14.1 14.1 14.0 101.012150*RBR-69 69.000 12537 RBR-13 13.800 1 21.8 21.8 20.0 109.1



*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GESGSU230TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1

*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-9

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 12523 LFL-13 13.800 0.89817 0.90419



*** NONE ***




*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 3183 SNC-230 230.00 0.87729 0.95971


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSAS230TRIP LINE FROM BUS 1710 [PAN-230 230.00] TO BUS 1771 [SAS-230 230.00] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 310.05 SYSTEM MISMATCH (MVA): 1124.1 Blown up) *** NOT CONVERGED ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCSIQ230TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 8.2265 SYSTEM MISMATCH (MVA): 81.253 Iteration limit exceeded) *** NOT CONVERGED ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LBRPGO230

8-10

TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1145 [PGO-231 230.00] CKT 1*** NONE ***




*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-11

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCJUR138

TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHMSJG69TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-12


*** NONE ***



1836 PNA-691 69.000 1923*PNA-H1 4.1600 1 7.7 8.8 8.5 103.7



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSCR69

8-13




*** NONE ***



*** NONE ***




*** NONE ***




*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8.1.3 Demanda MínimaPTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 14:52

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 PAGE 1DEMANDA MÍNIMA, EPOCA LLUVIOSAACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B



AC CONTINGENCY RESULTS FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\PAESEPMIN15.accDISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\PAESEPMIN15.dfxSUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Subsistema.subMONITORED ELEMENT FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Elementosmonitor.mon

8-14

CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\SEP15\ACCC\Contingencias.con






*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-15



*** NONE ***



*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1409 PAN-69 69.000 0.87718 1.00207 1432 MYE-69 69.000 0.89506 1.00531

1435 SCR-69 69.000 0.89347 1.00314 1436 PAS-69 69.000 0.89397 1.003211455 PAN-13 13.800 0.87804 1.00292 1456 PAN-34 34.500 0.87799 1.002951487 MYE-13 13.800 0.89552 1.00576 1490 TEC-691 69.000 0.89992 1.003441491 TEC-692 69.000 0.89795 1.00335 1492 IAT-69 69.000 0.89893 1.003391516 PAN-13T 13.800 0.86466 0.98654 1521 PAN-13T2 13.800 0.89038 1.002551647 PAS-H2 4.1600 0.89397 1.00321 1710 PAN-230 230.00 0.85422 0.994333183 SNC-230 230.00 0.83960 0.98640



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCSIQ230TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1

*** NONE ***



1151 ESC-691 69.000 1240*EJO-69 69.000 1 20.1 71.2 73.7 101.11836 PNA-691 69.000 1923*PNA-H1 4.1600 1 7.5 9.1 8.5 106.9

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1307 LNO-69 69.000 0.89093 0.99934 1308 MAL-69 69.000 0.89390 0.99661

8-16

1312 POR-69 69.000 0.89674 0.99924 1324 TEJ-69 69.000 0.87400 0.984261335 TAC-69 69.000 0.87814 0.98933 1353 MAL-13 13.800 0.86351 0.962591363 QUI-131 13.800 0.88952 1.00591 1372 SMR-69 69.000 0.88846 0.993241375 POR-13 13.800 0.89605 0.99880 1380 TEJ-13 13.800 0.88499 0.996641385 TAC-13 13.800 0.87929 0.99062 1387 LNO-34 34.500 0.89151 1.000011616 POR-H 2.3000 0.89593 0.99869 1814 MAR-69 69.000 0.85601 0.969381815 MAR-4 4.1600 0.85580 0.96958 1834 TOL-34 34.500 0.89136 1.00197



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-17



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-18



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-19

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSCR69




*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8.2 Marzo 2,016

8.2.1 Demanda Máxima

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 9:06PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 PAGE 1DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECAACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B



AC CONTINGENCY RESULTS FILE: C:\PLP1516\MAR16\ACCC\PAEMARMAX16.accDISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\PLP1516\MAR16\PAEMARMAX16.dfxSUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\MAR16\Subsistema.subMONITORED ELEMENT FILE: C:\PLP1516\MAR16\Elementosmonitor.monCONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\MAR16\Contingencias.con

8-20






1163 GIS-69D 69.000 12269*IMP-69D 69.000 1 66.8 66.8 62.8 104.31301*CHM-69 69.000 1361 CHM-34 34.500 1 29.5 29.5 28.0 105.41307*LNO-69 69.000 1387 LNO-34 34.500 1 15.6 15.6 14.0 111.11309 MAZ-69 69.000 1359*MAZ-13 13.800 1 29.8 29.8 28.0 106.61313 QUI-69 69.000 1363*QUI-131 13.800 1 14.2 14.2 14.0 101.71430*JAL-69 69.000 1488 JAL-13 13.800 1 7.0 7.0 7.0 100.21811*CSA-69 69.000 1812 CSA-34 34.500 1 14.9 14.9 14.0 106.1

12102*LFL-69 69.000 12523 LFL-13 13.800 1 15.0 15.0 14.0 107.212150*RBR-69 69.000 12537 RBR-13 13.800 1 26.4 26.4 20.0 131.812171*SMP-69 69.000 12562 SMP-132 13.800 1 16.3 16.3 14.0 116.712176*SSI-694 69.000 12543 SSI-13 13.800 1 16.0 16.0 14.0 114.412242*VNU-695 69.000 12269 IMP-69D 69.000 1 64.4 64.4 62.8 100.8



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-21


*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESPLBR230TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 8.3177 SYSTEM MISMATCH (MVA): 89.329 Iteration limit exceeded) *** NOT CONVERGED ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCSIQ230TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 21.761 SYSTEM MISMATCH (MVA): 367.19 Blown up) *** NOT CONVERGED ***



*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY GESLVG230

8-22

TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1124 [LVG-230 230.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



8-23

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY EJOLUC69TRIP LINE FROM BUS 12108 [LUC-69 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LUCPNT69TRIP LINE FROM BUS 12220 [PNT-692 69.000] TO BUS 12108 [LUC-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY COCPNT69TRIP LINE FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY COCMIR69TRIP LINE FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12292 [MIR-692 69.000] CKT 1

*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHMSJG69TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 4.9316 SYSTEM MISMATCH (MVA): 34.281 Blown up) *** NOT CONVERGED ***

8-24



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-25



*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSCR69TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1

*** NONE ***


----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY LRURIO69TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 8.3534 SYSTEM MISMATCH (MVA): 37.790 Blown up) *** NOT CONVERGED ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8.2.2 Demanda Media

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 9:06PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 PAGE 1DEMANDA MEDIA, EPOCA SECAACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B



AC CONTINGENCY RESULTS FILE: C:\PLP1516\MAR16\ACCC\PAEMARMED16.acc

8-26

DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\PLP1516\MAR16\PAEMARMED16.dfxSUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\MAR16\Subsistema.subMONITORED ELEMENT FILE: C:\PLP1516\MAR16\Elementosmonitor.monCONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\MAR16\Contingencias.con






1309 MAZ-69 69.000 1359*MAZ-13 13.800 1 31.2 31.2 28.0 111.312057 ESI-69 69.000 12058*ESI-691 69.000 1 57.6 57.6 58.0 103.812058 ESI-691 69.000 12059*ESI-692 69.000 1 57.6 57.6 58.0 103.812059*ESI-692 69.000 12165 SJD-692 69.000 1 57.6 57.6 58.0 103.812091 INC-691 69.000 12165*SJD-692 69.000 1 57.9 57.9 58.0 103.812102*LFL-69 69.000 12523 LFL-13 13.800 1 14.9 14.9 14.0 106.512150*RBR-69 69.000 12537 RBR-13 13.800 1 22.9 22.9 20.0 114.7



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHXTIC230A

8-27

TRIP LINE FROM BUS 1141 [CHX-233 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***




*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1710 PAN-230 230.00 0.88691 0.97467 1771 SAS-230 230.00 0.88906 0.98029

3183 SNC-230 230.00 0.85489 0.94962


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY PANSAS230TRIP LINE FROM BUS 1710 [PAN-230 230.00] TO BUS 1771 [SAS-230 230.00] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 0.61921 SYSTEM MISMATCH (MVA): 4.1181 Iteration limit exceeded) *** NOT CONVERGED ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***




*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCSIQ230TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1(BUS MISMATCH (MVA): 11.164 SYSTEM MISMATCH (MVA): 117.68 Iteration limit exceeded) *** NOT CONVERGED ***

8-28



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-29

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCJUR138

TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-30


*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY HRUMOY138

8-31

TRIP BRANCH FROM BUS 1434 [MOY-138 138.00] TO BUS 1795 [HRU-138 138.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-32

8.2.3 Demanda MínimaPTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 9:06

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 PAGE 1DEMANDA MÍNIMA, EPOCA SECAACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B



AC CONTINGENCY RESULTS FILE: C:\PLP1516\MAR16\ACCC\PAEMARMIN16.accDISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\PLP1516\MAR16\PAEMARMIN16.dfxSUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\MAR16\Subsistema.subMONITORED ELEMENT FILE: C:\PLP1516\MAR16\Elementosmonitor.monCONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\PLP1516\MAR16\Contingencias.con






*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


--------------------------------------------------------------------CONTINGENCY CHXCHX230A

8-33

TRIP LINE FROM BUS 1103 [CHX-231 230.00] TO BUS 1141 [CHX-233 230.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1308 MAL-69 69.000 0.89851 0.98942 1324 TEJ-69 69.000 0.87567 0.97886

1335 TAC-69 69.000 0.87989 0.98394 1353 MAL-13 13.800 0.86857 0.956221372 SMR-69 69.000 0.89387 0.99211 1380 TEJ-13 13.800 0.87616 0.979351385 TAC-13 13.800 0.88107 0.98525 1814 MAR-69 69.000 0.85779 0.964051815 MAR-4 4.1600 0.85853 0.96512 1822 HUE-138 138.00 0.89970 0.99577


---------------------------------------------------------------------CONTINGENCY ESCSIQ230

8-34

TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1*** NONE ***



*** NONE ***

X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INITALL BUSES WITH VOLTAGE < 0.9000 1324 TEJ-69 69.000 0.88806 0.97886 1335 TAC-69 69.000 0.89239 0.98394

1353 MAL-13 13.800 0.87731 0.95622 1380 TEJ-13 13.800 0.88855 0.979351385 TAC-13 13.800 0.89359 0.98525 1814 MAR-69 69.000 0.87066 0.964051815 MAR-4 4.1600 0.87146 0.96512



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



8-35

*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-36



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***

8-37



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***



*** NONE ***


8-38

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT----------------------------------------------------------------------CONTINGENCY SANSEL69

TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1*** NONE ***

9-1

9. Reservas Operativas

Los márgenes de Reserva Rodante Total han sido definidos por el Administrador del Mercado Mayorista en las Normas deCoordinación Comercial1 y Normas de Coordinación Operativa2, con la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica1,2, y por el momento aún no se ha considerado la modificación de los mismos. En caso de que se considere la modificación, seactivará el procedimiento para la modificación normativa y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica será informada al respectooportunamente.

De acuerdo a lo indicado en la NCO-4 “Determinación de los Criterios de Calidad y Niveles Mínimos de Servicio”, de lapotencia generada en el SNI los márgenes de reserva a mantener en todo momento serán:

Cuadro No.9.1.Porcentje de Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI

Horario %De 00:01 a 06:00 h 7De 06:01 a 18:00 h 6De 18:01 a 22:00 h 5De 22:01 a 24:00 h 7

En todo caso, por requerimientos operativos, la reserva rodante no deberá ser menor que 30 MW.

La Reserva Rodante Total se define como la suma de la Reserva Rodante Regulante (RRR) más la Reserva RodanteOperativa (RRO) , y la magnitud de la Reserva Rodante Regulante (RRR) será del 3% de la generación en cada hora (NCC-8“Cargo por Servicios Coplementarios”); por lo anterior se tiene que:

1 El Administrador del Mercado Mayorista emitió la Norma de Coordinación Operativa No. 4, Determinación de los Criterios de Calidad y Niveles Mínimos de Servicio,Resolución 157-15 del 30 de Octubre de 2000, aprobada mediante la Resolución CNEE-80-2000, en donde, en consideración de las buenas prácticas de ingeniería, en elnumeral 4.3.2 se establecieron los márgenes de reserva a considerar en la coordinación de la operación.2 El Administrador del Mercado Mayorista emitió la Norma de Coordinación Comercial No. 8, Cargo por Servicio Complementarios, Resolución 216-04 del 19 de junio de2001, aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica mediante la Resolución CNEE-54-2001, en donde, para la Reserva Rodante Regulante, en el numeral8.2.1.1 se estableció que: “La magnitud de ésta reserva será del 3% de la generación en cada hora.”

9-2

Cuadro No.9.2.Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI

Horario RRR RRODe 00:01 a 06:00 h 3% 4%De 06:01 a 18:00 h 3% 3%De 18:01 a 22:00 h 3% 2%De 22:01 a 24:00 h 3% 4%

9.1 Septiembre 2,015

Sobre la base de la proyección de la demanda, a continuación se presentan los valores estimados de Reserva Rodante Total:

Cuadro No.9.1.1.Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI para Septiembre 2,015

9.2 Marzo 2,016

Sobre la base de la proyección de la demanda, a continuación se presentan los valores estimados de Reserva Rodante Total:

Cuadro No.9.2.1.Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI para Marzo 2,016

Escenario deDemanda

Demanda(MW) RRR (MW) RRO (MW) RR Total (MW)

Mínima 818.45 24.55 32.74 57.29Media 1,302.15 39.06 39.06 78.13

Máxima 1,611.20 48.34 32.22 80.56

Septiembre 2,015

Escenario deDemanda

Demanda(MW) RRR (MW) RRO (MW) RR Total (MW)

Mínima 843.20 25.30 33.73 59.02Media 1,355.57 40.67 40.67 81.33

Máxima 1,704.45 51.13 34.09 85.22

Marzo 2,016

D-1

D. ANEXOS

D-2

D.1. Septiembre 2,015D.1.1. Demanda Máxima. Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:30PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR

FROM ------AT AREA BUSES------- TO -NET INTERCHANGE-GENE- FROM IND TO IND TO TO BUS GNE BUS TO LINE FROM TO TO TIE TO TIES DESIRED

X-- AREA --X RATION GENERATN MOTORS LOAD SHUNT DEVICES SHUNT CHARGING LOSSES LINES + LOADS NET INT

1 1513.0 0.0 0.0 1536.7 0.0 0.0 0.0 0.0 73.9 -97.6 -97.6 0.0GUATEMAL -37.2 0.0 0.0 140.7 -277.2 0.0 60.5 447.8 560.3 -73.8 -73.8

2 0.0 0.0 0.0 12.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -12.3 -12.3 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 1.8 0.0 0.0 0.0 27.1 0.2 25.2 25.2

3 0.0 0.0 0.0 10.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -10.1 -10.1 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 25.1 0.2 23.5 23.5

8 35020.0 0.0 0.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 120.0 120.0 0.0MEXICO 8089.7 0.0 0.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 25.1 25.1

COLUMN 36533.0 0.0 0.0 36459.0 0.0 0.0 0.0 0.0 74.0 0.0 0.0 0.0TOTALS 8052.5 0.0 0.0 8208.4 -277.2 0.0 60.5 500.1 560.8 0.0 0.0

Despacho de Generación.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:32PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 54.1 -11.1 29.0 -20.0 1.0150 54.5 0.9795 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 2 54.2 -11.1 29.0 -20.0 1.0150 54.5 0.9795 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 3 54.2 -11.1 29.0 -20.0 1.0150 54.5 0.9795 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 4 54.2 -11.1 29.0 -20.0 1.0150 54.5 0.9795 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 5 54.2 -11.1 29.0 -20.0 1.0150 54.5 0.9795 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 25.8 -0.0 10.0 -10.0 1.0050 25.7 1.0000 37.5 6 11607 AGU-H2 10.000 2 25.8 -0.0 10.0 -10.0 1.0050 25.7 1.0000 37.5 6 11608 AGU-H3 10.000 3 25.8 -0.0 10.0 -10.0 1.0050 25.7 1.0000 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 20.0 2.5 5.0 -5.0 1.0250 19.6 0.9925 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 2 20.0 2.5 5.0 -5.0 1.0250 19.6 0.9925 25.0 6 11611 JUR-H3 13.800 3 20.0 2.5 5.0 -5.0 1.0250 19.6 0.9925 25.0 6 1

D-3

1612 LES-H 6.9000 1 6.5 1.1 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9866 7.5 6 11612 LES-H 6.9000 2 6.5 1.1 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9866 7.5 6 11613 RBO-H 4.1600 1 9.4 -0.9 5.0 -2.0 1.0150 9.3 0.9958 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 2.0 0.0 0.0 0.0 1.0266 1.9 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 2.0 0.0 0.0 0.0 1.0266 1.9 1.0000 2.5 6 11616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 0.9589 2.2 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 15.1 4.2 10.0 -5.0 1.0100 15.6 0.9628 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 15.1 4.2 10.0 -5.0 1.0100 15.6 0.9628 23.1 6 11641 TDL-B1 13.800 1 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0412 4.0 1.0000 6.4 6 11641 TDL-B1 13.800 2 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0412 4.0 1.0000 6.4 6 11641 TDL-B1 13.800 3 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0412 4.0 1.0000 6.4 6 11641 TDL-B1 13.800 4 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0412 4.0 1.0000 6.4 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.7 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9975 12.1 6 11642 GEN-B1 13.800 2 10.0 0.7 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9975 12.1 6 11643 GEN-B2 13.800 3 10.0 0.7 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9975 12.1 6 11643 GEN-B2 13.800 4 10.0 0.7 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9975 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 3.0 0.8 2.0 -2.0 1.0150 3.0 0.9617 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 3.0 0.8 2.0 -2.0 1.0150 3.0 0.9617 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 3 3.0 0.8 2.0 -2.0 1.0150 3.0 0.9617 5.6 6 11645 SEC-H 6.6000 1 15.6 0.1 10.0 -5.0 1.0350 15.1 1.0000 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 1.8 -0.8 1.0 -1.0 1.0020 2.0 0.9133 7.5 6 11651 SJO-C 13.800 1 133.3 1.5 64.0 -30.0 1.0135 131.5 0.9999 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 3.2 -0.6 1.0 -1.0 1.0100 3.2 0.9846 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 2 3.2 -0.6 1.0 -1.0 1.0100 3.2 0.9846 4.4 6 11656 REN-H1 6.9000 1 21.1 1.1 11.9 0.0 1.0150 20.8 0.9986 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 2 21.1 1.1 11.9 0.0 1.0150 20.8 0.9986 24.6 6 11658 REN-H3 6.9000 3 21.1 1.1 11.9 0.0 1.0150 20.8 0.9986 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 17.4 1.0 15.0 0.0 1.0100 17.2 0.9984 26.0 6 11663 LVA-H2 13.800 2 17.4 1.0 15.0 0.0 1.0100 17.2 0.9984 26.0 6 11664 MTZ-H 4.1600 1 11.2 0.4 6.4 0.0 1.0100 11.1 0.9993 13.4 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.0 0.0 0.8 0.0 1.0110 1.0 1.0000 2.1 6 11665 SIS-H 4.1600 2 1.0 0.0 0.8 0.0 1.0110 1.0 1.0000 2.1 6 11666 CAN-H1 13.800 1 22.9 -1.4 12.5 -3.0 1.0050 22.8 0.9982 28.3 6 11668 ELG-B 13.800 10 5.2 0.0 5.6 0.0 1.0408 5.0 1.0000 9.4 2 11668 ELG-B 13.800 7 5.2 0.0 5.6 0.0 1.0408 5.0 1.0000 9.4 2 11668 ELG-B 13.800 8 5.2 0.0 5.6 0.0 1.0408 5.0 1.0000 9.4 2 11669 TDL-B2 13.800 10 6.5 0.0 5.6 0.0 1.0384 6.3 1.0000 9.4 6 11669 TDL-B2 13.800 5 6.5 0.0 3.9 0.0 1.0384 6.3 1.0000 6.4 6 11669 TDL-B2 13.800 6 6.5 0.0 3.9 0.0 1.0384 6.3 1.0000 6.4 6 11669 TDL-B2 13.800 7 6.5 0.0 5.6 0.0 1.0384 6.3 1.0000 9.4 6 11670 CAN-H2 13.800 2 22.9 -1.4 12.5 -3.0 1.0050 22.8 0.9982 28.3 6 11671 PAL-H 6.3000 1 1.9 0.1 2.0 -1.0 1.0150 1.9 0.9987 3.2 6 11671 PAL-H 6.3000 2 1.9 0.1 2.0 -1.0 1.0150 1.9 0.9987 3.2 6 11674 REC-H 13.800 1 12.7 -0.9 9.1 -7.2 1.0000 12.7 0.9975 17.2 3 11674 REC-H 13.800 2 12.7 -0.9 9.1 -7.2 1.0000 12.7 0.9975 17.2 3 11676 MTO-H 13.800 1 6.1 -1.1 4.0 -3.8 1.0050 6.1 0.9833 7.7 3 11676 MTO-H 13.800 2 6.1 -1.1 4.0 -3.8 1.0050 6.1 0.9833 7.7 3 11687 PVE-13 13.800 3 3.2 1.0 1.0 -1.0 1.0173 3.3 0.9541 4.4 4 11690 CND-H 6.6000 1 4.3 0.0 2.0 -1.0 1.0380 4.2 1.0000 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 2.3 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9711 15.0 6 1

D-4

1691 ORT-G 12.470 2 9.4 2.3 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9711 15.0 6 11693 PVI-H1 13.800 1 42.3 -2.0 26.3 -21.1 1.0350 41.0 0.9988 50.0 6 11694 PVI-H2 13.800 2 42.3 -2.0 26.3 -21.1 1.0350 41.0 0.9988 50.0 6 11901 TDL-B3 13.800 12 6.8 0.0 5.6 0.0 1.0333 6.6 1.0000 9.4 6 11901 TDL-B3 13.800 13 6.8 0.0 5.6 0.0 1.0333 6.6 1.0000 9.4 6 11901 TDL-B3 13.800 14 6.2 0.0 6.0 0.0 1.0333 6.0 1.0000 12.3 6 11902 LLI-C 13.800 1 13.6 -2.9 6.6 -3.5 1.0100 13.8 0.9773 24.6 6 11912 XAC-H1 13.800 1 43.5 3.9 29.0 -23.3 1.0380 42.1 0.9959 55.3 3 11913 XAC-H2 13.800 2 43.5 3.9 29.0 -23.3 1.0380 42.1 0.9959 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 1 3.3 2.3 2.4 -1.9 1.0380 3.9 0.8186 4.0 3 11923 PNA-H1 4.1600 2 3.3 2.3 2.4 -1.9 1.0380 3.9 0.8186 4.0 3 11924 PNA-H2 0.4800 3 0.7 -0.0 0.7 -0.6 1.0350 0.6 0.9995 1.1 3 11945 CHO-H 6.6000 1 9.4 -0.4 7.3 -5.8 1.0350 9.1 0.9991 19.5 4 11953 MNL-H1 0.4800 1 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0000 1.1 0.9946 1.3 6 11953 MNL-H1 0.4800 2 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0000 1.1 0.9946 1.3 6 11958 LPA-C1 13.200 1 37.1 5.0 25.7 -20.6 1.0000 37.4 0.9909 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 37.1 5.0 25.7 -20.6 1.0000 37.4 0.9909 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 29.1 -4.9 20.7 -16.6 0.9980 29.6 0.9862 41.5 6 11964 STS-H1 6.3000 1 8.1 -2.1 5.0 -4.0 1.0000 8.4 0.9667 9.4 4 11965 STS-H2 6.3000 2 8.1 -2.1 5.0 -4.0 1.0000 8.4 0.9667 9.4 4 11969 HLP-H 4.1600 1 3.5 0.2 1.8 -1.0 1.0250 3.4 0.9977 4.3 4 11970 MAG-B5 13.800 6 49.9 -4.9 46.5 -37.2 1.0100 49.7 0.9953 77.5 6 11975 VDA-H 0.6900 1 1.5 -0.1 0.7 -0.6 1.0000 1.5 0.9987 1.7 6 11975 VDA-H 0.6900 2 0.5 -0.0 0.4 -0.3 1.0000 0.5 0.9987 0.6 6 11976 GSL-C 13.800 1 32.8 0.0 5.0 0.0 1.0141 32.4 1.0000 62.5 6 11977 MAG-B6 13.800 7 54.8 -7.6 33.8 -24.2 1.0100 54.8 0.9906 77.5 6 11978 HAG-H 13.800 1 2.0 -0.6 1.3 -1.0 1.0100 2.0 0.9619 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 2 56.1 0.0 10.0 0.0 1.0074 55.7 1.0000 78.0 6 11998 CBN-H 6.6000 1 5.0 -0.5 3.2 -2.6 1.0000 5.0 0.9950 6.1 6 11998 CBN-H 6.6000 2 5.0 -0.5 3.2 -2.6 1.0000 5.0 0.9950 6.1 6 116007 MNL-H2 0.4800 3 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0000 1.1 0.9908 1.3 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 -0.1 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9925 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 -0.1 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9925 0.7 6 1

SUBSYSTEM TOTALS 1513.0 -37.2 861.1 -474.1 1962.7

Sobrecarga en Líneas de Transmisión.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:33

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA

SUBSYSTEM LOADING CHECK (INCLUDED: LINES; BREAKERS AND SWITCHES) (EXCLUDED: TRANSFORMERS)CURRENT LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B:

X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT

* NONE *

D-5

Sobrecarga en Transformadores.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:33


SUBSYSTEM LOADING CHECK (INCLUDED: TRANSFORMERS) (EXCLUDED: LINES; BREAKERS AND SWITCHES)MVA LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B:

X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1307 LNO-69 69.000* 1 1387 LNO-34 34.500 1 1 14.7 14.0 105.01309 MAZ-69 69.000 1 1359 MAZ-13 13.800* 1 1 28.1 28.0 100.51811 CSA-69 69.000* 1 1812 CSA-34 34.500 1 1 14.1 14.0 100.41836 PNA-691 69.000 1 1923 PNA-H1 4.1600* 1 1 8.6 8.5 100.712102 LFL-69 69.000* 1 12523 LFL-13 13.800 1 1 14.2 14.0 101.212150 RBR-69 69.000* 1 12537 RBR-13 13.800 1 1 24.9 20.0 124.512171 SMP-69 69.000* 1 12562 SMP-132 13.800 1 1 15.5 14.0 110.412176 SSI-694 69.000* 1 12543 SSI-13 13.800 1 1 15.1 14.0 108.0

Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:33


BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500:

BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)

* NONE *

BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500:

BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)1324 TEJ-69 69.000 1 0.9427 65.046 1335 TAC-69 69.000 1 0.9426 65.0421380 TEJ-13 13.800 1 0.9492 13.099 1385 TAC-13 13.800 1 0.9436 13.0221387 LNO-34 34.500 1 0.9500 32.775 1814 MAR-69 69.000 1 0.9266 63.93612008 ANT-691 69.000 1 0.9301 64.176 12038 CHA-69 69.000 1 0.9301 64.17612048 COR-69 69.000 1 0.9301 64.176 12131 NES-69 69.000 1 0.9301 64.17612159 SAG-69 69.000 1 0.9318 64.295 12161 SGA-69 69.000 1 0.9311 64.24812162 SGA-69D 69.000 1 0.9318 64.295 12264 COR-691 69.000 1 0.9301 64.17612503 ANT-13 13.800 1 0.9372 12.933 12523 LFL-13 13.800 1 0.9392 12.96112539 SGA-13 13.800 1 0.9480 13.083

D-6

Corrientes de Falla Trifásica.

PSS(R)E-33.4.0 ASCC SHORT CIRCUIT CURRENTS TUE, FEB 17 2015 9:38PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA

OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL ] ZONE 1 [TRONCAL ]

OPTIONS USED:- SET PRE-FAULT VOLTAGES AND PHASE SHIFT ANGLES TO POWER FLOW SOLUTION- SET SYNCHRONOUS/ASYNCHRONOUS MACHINE POWER OUTPUTS TO POWER FLOW SOLUTION- SET GENERATOR POSITIVE SEQUENCE REACTANCES TO SUBTRANSIENT- TRANSFORMER TAP RATIOS AND PHASE SHIFT ANGLES UNCHANGED- LINE CHARGING REPRESENTED IN +/-/0 SEQUENCES- LINE/FIXED/SWITCHED SHUNTS AND TRANSFORMER MAGNETIZING ADMITTANCE REPRESENTED IN +/-/0 SEQUENCES- LOAD REPRESENTED IN +/-/0 SEQUENCES- DC LINES AND FACTS DEVICES BLOCKED- IMPEDANCE CORRECTIONS NOT APPLIED TO TRANSFORMER ZERO SEQUENCE IMPEDANCES

THREE PHASE FAULT X----LG FAULT---XX---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)1101 [AGU-230 230.00] AMP 9359.0 -86.39 10356.2 -87.451102 [ALB-230 230.00] AMP 10895.9 -87.81 13700.5 -89.181103 [CHX-231 230.00] AMP 6662.7 -85.03 7667.6 -86.521105 [ENR-230 230.00] AMP 4315.2 -88.92 4570.1 -90.611106 [ESC-231 230.00] AMP 10933.8 -87.82 13788.8 -89.201107 [GES-231 230.00] AMP 9206.1 -85.65 10561.1 -87.631108 [GNO-231 230.00] AMP 8461.5 -85.27 9483.0 -87.311109 [GSU-231 230.00] AMP 9306.9 -86.18 10468.2 -87.951110 [LBR-231 230.00] AMP 6294.2 -91.38 6381.6 -92.621112 [TAM-230 230.00] AMP 10079.8 -87.61 11785.4 -88.931113 [ESC-138 138.00] AMP 6834.9 -92.74 8296.0 -93.681114 [GSU-138 138.00] AMP 6173.1 -92.08 6618.8 -93.511115 [JUR-138 138.00] AMP 6826.6 -92.23 7523.3 -92.551116 [SID-22 22.800] AMP 13360.8 -98.90 12728.5 -100.911117 [SJO-230 230.00] AMP 7982.2 -89.19 8112.5 -89.961120 [SJQ-230 230.00] AMP 10482.3 -87.82 12668.0 -88.851121 [ARI-230 230.00] AMP 4821.1 -88.33 5677.3 -90.371122 [PAL-138T 138.00] AMP 5910.0 -91.33 5953.4 -91.431123 [PAL-138 138.00] AMP 5869.0 -91.29 5891.3 -91.371124 [LVG-230 230.00] AMP 8081.5 -87.12 8067.6 -87.561125 [MOY-231 230.00] AMP 4483.6 -89.04 3652.3 -88.361126 [MOY-230 230.00] AMP 4545.1 -89.00 3721.1 -88.371128 [LBR-400 400.00] AMP 6923.9 -90.82 5233.2 -90.441129 [MOY-232 230.00] AMP 4580.2 -88.97 3753.1 -88.331131 [ORT-138 138.00] AMP 4397.3 -89.80 4051.4 -90.871132 [SIQ-230 230.00] AMP 9125.4 -89.19 9274.1 -88.821140 [PAC-230 230.00] AMP 10488.2 -87.83 12640.0 -88.861141 [CHX-233 230.00] AMP 6796.2 -84.88 7666.0 -86.051145 [PGO-231 230.00] AMP 6196.3 -90.67 5992.4 -90.96

D-7

1151 [ESC-691 69.000] AMP 15732.1 -93.82 17883.5 -95.261152 [GNO-691 69.000] AMP 11830.7 -93.87 12842.5 -96.751153 [GNO-692 69.000] AMP 8490.1 -95.21 8384.2 -98.401154 [GSU-691 69.000] AMP 14277.5 -93.45 15446.4 -95.881155 [GES-69 69.000] AMP 14737.6 -93.44 15867.9 -96.401156 [GSU-692 69.000] AMP 12893.1 -91.86 14566.3 -93.811159 [GST-69 69.000] AMP 10514.0 -90.56 9797.4 -92.081160 [LPA-230 230.00] AMP 10933.8 -87.82 13788.8 -89.201161 [LPA-231 230.00] AMP 10933.8 -87.82 13788.8 -89.201162 [LPA-232 230.00] AMP 10933.8 -87.82 13788.8 -89.201163 [GIS-69D 69.000] AMP 12201.6 -91.45 12816.4 -93.001444 [TIC-231 230.00] AMP 6939.8 -86.01 6750.5 -86.151447 [TIC-69 69.000] AMP 10019.2 -89.60 9647.3 -90.131448 [TIC-232 230.00] AMP 6939.8 -86.01 6750.5 -86.151710 [PAN-230 230.00] AMP 2506.2 -86.67 3755.6 -86.691720 [SYX-34 34.500] AMP 784.2 -89.58 1019.3 -92.201771 [SAS-230 230.00] AMP 4145.7 -81.02 4440.7 -83.471823 [PVI-230 230.00] AMP 5438.0 -85.28 5667.2 -85.881845 [USP-230 230.00] AMP 5506.3 -85.26 5739.8 -85.80

D.1.2. Demanda Media. Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:48PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR



1 1370.4 0.0 0.0 1239.4 0.0 0.0 0.0 0.0 60.6 70.4 70.4 0.0GUATEMAL -52.8 0.0 0.0 133.1 -249.4 0.0 60.8 442.4 468.9 -23.7 -23.7

2 0.0 0.0 0.0 103.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 -104.4 -104.4 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 14.8 0.0 0.0 0.0 25.5 2.9 7.8 7.8

3 0.0 0.0 0.0 84.6 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 -86.1 -86.1 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 12.1 0.0 0.0 0.0 21.8 9.3 0.4 0.4

8 32870.2 0.0 0.0 32750.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 120.0 120.0 0.0MEXICO 8875.0 0.0 0.0 8859.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 15.5 15.5

COLUMN 34240.6 0.0 0.0 34178.1 0.0 0.0 0.0 0.0 62.5 0.0 0.0 0.0TOTALS 8822.2 0.0 0.0 9019.5 -249.4 0.0 60.8 489.8 481.1 0.0 0.0

D-8


PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 9:49PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSAAREA 1 [GUATEMAL ] GENERATOR SUMMARY:

# MACH X----- REMOTE BUS ------XBUS# X-- NAME --X BASKV ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL BUS# X-- NAME --X BASKV MVABASE ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 0 3 54.1 -1.0 29.0 -20.0 14.214 14.214 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 1 0 2 54.2 -1.0 29.0 -20.0 14.214 14.214 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 1 0 2 54.2 -1.0 29.0 -20.0 14.214 14.214 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 1 0 2 54.2 -1.0 29.0 -20.0 14.214 14.214 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 1 0 2 54.2 -1.0 29.0 -20.0 14.214 14.214 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 0 2 23.5 4.5 10.0 -10.0 10.000 10.000 37.5 6 11607 AGU-H2 10.000 1 0 2 23.5 4.5 10.0 -10.0 10.000 10.000 37.5 6 11608 AGU-H3 10.000 1 0 2 23.5 4.5 10.0 -10.0 10.000 10.000 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 0 2 19.0 -3.2 5.0 -5.0 13.731 13.731 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 1 0 2 19.0 -3.2 5.0 -5.0 13.731 13.731 25.0 6 11611 JUR-H3 13.800 1 0 2 19.0 -3.2 5.0 -5.0 13.731 13.731 25.0 6 11612 LES-H 6.9000 2 0 2 13.0 -0.4 4.0 -2.0 6.9690 6.9690 15.0 6 11613 RBO-H 4.1600 1 0 2 2.6 -0.2 5.0 -2.0 4.2640 4.2640 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 1 -2 4.0 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3944 5.0 6 11616 POR-H 2.3000 1 0 -2 2.1 0.0 0.0 0.0 2.3460 2.3501 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 3 1 2 41.0 -0.9 30.0 -15.0 13.455 13.455 69.3 6 11642 GEN-B1 13.800 1 1 -2 10.0 0.0 5.0 0.0 14.283 14.303 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 3 4 2 8.9 1.7 6.0 -6.0 13.530 13.530 16.9 6 11645 SEC-H 6.6000 1 0 2 15.0 -1.1 10.0 -5.0 6.7650 6.7650 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 0 -2 1.8 1.0 1.0 -1.0 4.2848 4.2366 7.5 6 11651 SJO-C 13.800 1 0 2 133.3 4.7 64.0 -30.0 13.731 13.731 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 0 2 3.2 0.1 1.0 -1.0 4.2016 4.2016 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 1 0 2 3.2 0.1 1.0 -1.0 4.2016 4.2016 4.4 6 11656 REN-H1 6.9000 1 0 2 20.8 0.6 11.9 0.0 7.0380 7.0380 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 1 0 2 20.8 0.6 11.9 0.0 7.0380 7.0380 24.6 6 11658 REN-H3 6.9000 1 0 2 20.8 0.6 11.9 0.0 7.0380 7.0380 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 0 2 14.9 0.1 15.0 0.0 13.938 13.938 26.0 6 11663 LVA-H2 13.800 1 1 2 14.9 0.1 15.0 0.0 13.938 13.938 26.0 6 11664 MTZ-H 4.1600 1 0 2 11.2 1.5 6.4 0.0 4.2640 4.2640 13.4 6 11665 SIS-H 4.1600 2 0 -2 2.1 0.0 1.7 0.0 4.2432 4.2683 4.3 6 11666 CAN-H1 13.800 1 0 2 20.7 -1.2 12.5 -3.0 14.076 14.076 28.3 6 11670 CAN-H2 13.800 1 0 2 20.7 -1.2 12.5 -3.0 14.076 14.076 28.3 6 11671 PAL-H 6.3000 2 0 2 3.8 1.0 4.0 -2.0 6.3945 6.3945 6.4 6 11674 REC-H 13.800 2 0 2 21.0 -0.4 18.1 -14.5 14.145 14.145 34.4 3 11676 MTO-H 13.800 2 0 2 11.0 0.7 8.0 -7.5 14.145 14.145 15.4 3 11687 PVE-13 13.800 1 0 2 3.2 -0.7 1.0 -1.0 13.938 13.938 4.4 4 11690 CND-H 6.6000 1 0 2 4.3 -0.9 2.0 -1.0 6.7320 6.7320 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 2 1 -2 18.8 0.0 18.0 0.0 12.470 12.517 30.0 6 11693 PVI-H1 13.800 1 0 2 40.5 -4.3 26.3 -21.1 14.145 14.145 50.0 6 11694 PVI-H2 13.800 1 0 2 40.5 -4.3 26.3 -21.1 14.145 14.145 50.0 6 11902 LLI-C 13.800 1 0 -2 13.6 -3.5 6.6 -3.5 13.800 13.837 24.6 6 1

D-9

1912 XAC-H1 13.800 1 0 2 40.3 -2.7 29.0 -23.3 14.283 14.283 55.3 3 11913 XAC-H2 13.800 1 0 2 40.3 -2.7 29.0 -23.3 14.283 14.283 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 2 0 2 6.6 -1.2 4.7 -3.8 4.1600 4.1600 7.9 3 11924 PNA-H2 0.4800 1 0 2 0.9 0.0 0.7 -0.6 0.4800 0.4800 1.1 3 11945 CHO-H 6.6000 1 0 2 9.0 -0.5 7.3 -5.8 6.7980 6.7980 19.5 4 11953 MNL-H1 0.4800 1 1 2 1.0 -0.1 0.8 -0.4 0.4896 0.4896 1.3 6 11958 LPA-C1 13.200 1 0 2 37.1 -1.1 25.7 -20.6 12.804 12.804 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 1 0 2 37.1 -1.1 25.7 -20.6 12.804 12.804 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 0 2 29.1 -4.8 20.7 -16.6 13.800 13.800 41.5 6 11964 STS-H1 6.3000 1 0 2 7.1 -1.1 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 9.4 4 11965 STS-H2 6.3000 1 0 2 7.1 -1.1 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 9.4 4 11969 HLP-H 4.1600 1 0 2 2.9 -0.5 1.8 -1.0 4.2432 4.2432 4.3 4 11970 MAG-B5 13.800 1 0 2 49.9 -10.7 46.5 -37.2 13.524 13.524 77.5 6 11975 VDA-H 0.6900 2 0 2 2.0 -0.2 1.1 -0.9 0.7038 0.7038 2.3 6 11976 GSL-C 13.800 1 0 2 19.7 0.2 5.0 0.0 13.938 13.938 62.5 6 11977 MAG-B6 13.800 1 0 2 54.8 -15.6 33.8 -24.2 13.524 13.524 77.5 6 11978 HAG-H 13.800 1 0 2 2.0 -0.7 1.3 -1.0 13.800 13.800 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 1 0 -2 56.1 0.0 10.0 0.0 13.800 13.880 78.0 6 11998 CBN-H 6.6000 1 1 2 2.8 0.2 3.2 -2.6 6.6000 6.6000 6.1 6 116008 MNL-H3 0.4800 2 0 -2 1.0 -0.4 0.6 -0.4 0.4800 0.4821 1.4 6 116012 HRU-F 20.000 2 2 2 24.0 -1.3 11.6 -11.6 20.500 20.500 26.0 4 1



PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA

OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL ]SUBSYSTEM LOADING CHECK (INCLUDED: LINES; BREAKERS AND SWITCHES) (EXCLUDED: TRANSFORMERS)CURRENT LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B:


* NONE *



SUBSYSTEM LOADING CHECK (INCLUDED: TRANSFORMERS) (EXCLUDED: LINES; BREAKERS AND SWITCHES)MVA LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B:

X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1309 MAZ-69 69.000 1 1359 MAZ-13 13.800* 1 1 29.8 28.0 106.3

D-10

12102 LFL-69 69.000* 1 12523 LFL-13 13.800 1 1 14.1 14.0 100.612150 RBR-69 69.000* 1 12537 RBR-13 13.800 1 1 21.8 20.0 109.1





* NONE *


BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)12523 LFL-13 13.800 1 0.9042 12.478

Corrientes de Falla Trifásica.PSS(R)E-33.4.0 ASCC SHORT CIRCUIT CURRENTS TUE, FEB 17 2015 9:58




THREE PHASE FAULT X----LG FAULT---XX---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)1101 [AGU-230 230.00] AMP 9194.5 -84.47 10187.7 -85.751102 [ALB-230 230.00] AMP 10711.7 -85.80 13493.2 -87.261103 [CHX-231 230.00] AMP 6652.9 -84.47 7662.1 -86.071105 [ENR-230 230.00] AMP 4362.4 -87.33 4578.2 -89.021106 [ESC-231 230.00] AMP 10747.9 -85.81 13579.7 -87.281107 [GES-231 230.00] AMP 9030.6 -83.95 10400.3 -86.141108 [GNO-231 230.00] AMP 8341.3 -83.81 9381.9 -86.07

D-11

1109 [GSU-231 230.00] AMP 9093.9 -84.44 10265.1 -86.411110 [LBR-231 230.00] AMP 6210.5 -87.63 6340.9 -88.401112 [TAM-230 230.00] AMP 9910.6 -85.65 11606.1 -87.091113 [ESC-138 138.00] AMP 6570.5 -91.61 8033.4 -92.531114 [GSU-138 138.00] AMP 5604.7 -91.23 6159.9 -92.721115 [JUR-138 138.00] AMP 6423.0 -91.32 7178.0 -91.671116 [SID-22 22.800] AMP 13163.5 -97.42 12538.1 -99.501117 [SJO-230 230.00] AMP 7849.7 -87.40 7984.4 -88.311120 [SJQ-230 230.00] AMP 10303.1 -85.84 12470.7 -86.981121 [ARI-230 230.00] AMP 4744.5 -86.70 5589.1 -88.811122 [PAL-138T 138.00] AMP 5547.4 -90.55 5688.5 -90.691123 [PAL-138 138.00] AMP 5511.1 -90.51 5631.4 -90.631124 [LVG-230 230.00] AMP 7955.2 -85.15 7951.1 -86.051125 [MOY-231 230.00] AMP 4438.0 -87.23 3612.3 -87.511126 [MOY-230 230.00] AMP 4498.8 -87.19 3681.7 -87.491128 [LBR-400 400.00] AMP 6926.6 -85.86 5236.2 -85.441129 [MOY-232 230.00] AMP 4532.4 -87.18 3712.3 -87.441131 [ORT-138 138.00] AMP 4190.3 -89.12 3918.1 -90.181132 [SIQ-230 230.00] AMP 8966.7 -86.94 9131.5 -86.621140 [PAC-230 230.00] AMP 10308.6 -85.85 12442.6 -87.001141 [CHX-233 230.00] AMP 6778.1 -84.28 7652.2 -85.571145 [PGO-231 230.00] AMP 6121.7 -87.32 5953.5 -87.331151 [ESC-691 69.000] AMP 15581.1 -92.14 17762.5 -93.531152 [GNO-691 69.000] AMP 11721.3 -92.88 12755.2 -95.771153 [GNO-692 69.000] AMP 8443.2 -94.37 8355.8 -97.471154 [GSU-691 69.000] AMP 14052.8 -92.34 15272.4 -94.811155 [GES-69 69.000] AMP 14544.3 -92.08 15716.1 -95.191156 [GSU-692 69.000] AMP 11049.2 -91.84 12927.2 -93.611159 [GST-69 69.000] AMP 9276.4 -90.62 9040.0 -91.931160 [LPA-230 230.00] AMP 10747.9 -85.81 13579.7 -87.281161 [LPA-231 230.00] AMP 10747.9 -85.81 13579.7 -87.281162 [LPA-232 230.00] AMP 10747.9 -85.81 13579.7 -87.281163 [GIS-69D 69.000] AMP 10322.7 -91.54 11351.9 -92.971444 [TIC-231 230.00] AMP 6896.7 -85.19 6717.9 -85.501447 [TIC-69 69.000] AMP 10001.6 -89.37 9647.0 -89.731448 [TIC-232 230.00] AMP 6896.7 -85.19 6717.9 -85.501710 [PAN-230 230.00] AMP 2526.9 -85.58 3786.8 -85.601720 [SYX-34 34.500] AMP 797.1 -86.94 1032.3 -89.281771 [SAS-230 230.00] AMP 4142.5 -79.91 4421.8 -82.901823 [PVI-230 230.00] AMP 5421.2 -84.82 5653.1 -85.541845 [USP-230 230.00] AMP 5489.6 -84.79 5725.8 -85.45

D-12

D.1.3. Demanda Mínima. Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:14PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MÍNIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR



1 941.8 0.0 0.0 792.4 0.0 0.0 0.0 0.0 26.8 122.6 122.6 0.0GUATEMAL -134.7 0.0 0.0 -6.5 72.5 0.0 0.0 383.0 210.5 -28.2 -28.2

2 0.0 0.0 0.0 67.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 -67.4 -67.4 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 9.6 0.0 0.0 0.0 27.3 1.2 16.5 16.5

3 0.0 0.0 0.0 54.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 -55.3 -55.3 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 7.8 0.0 0.0 0.0 23.1 3.6 11.6 11.6

8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0MEXICO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

COLUMN 941.8 0.0 0.0 914.3 0.0 0.0 0.0 0.0 27.5 0.0 0.0 0.0TOTALS -134.7 0.0 0.0 10.8 72.5 0.0 0.0 433.4 215.3 0.0 0.0


PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:15PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MÍNIMA, EPOCA LLUVIOSA

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 54.1 -11.9 29.0 -20.0 1.0150 54.6 0.9766 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 2 54.2 -11.9 29.0 -20.0 1.0150 54.6 0.9767 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 3 54.2 -11.9 29.0 -20.0 1.0150 54.6 0.9767 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 4 54.2 -11.9 29.0 -20.0 1.0150 54.6 0.9767 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 5 54.2 -11.9 29.0 -20.0 1.0150 54.6 0.9767 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 30.0 -7.2 10.0 -10.0 0.9800 31.5 0.9724 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 20.0 -2.8 5.0 -5.0 1.0000 20.1 0.9905 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 2 20.0 -2.8 5.0 -5.0 1.0000 20.1 0.9905 25.0 6 11611 JUR-H3 13.800 3 20.0 -2.8 5.0 -5.0 1.0000 20.1 0.9905 25.0 6 11612 LES-H 6.9000 1 6.5 -1.0 2.0 -1.0 1.0003 6.6 0.9883 7.5 6 11612 LES-H 6.9000 2 6.5 -1.0 2.0 -1.0 1.0003 6.6 0.9883 7.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 2.0 0.0 0.0 0.0 1.0217 2.0 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 2.0 0.0 0.0 0.0 1.0217 2.0 1.0000 2.5 6 1

D-13

1616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 0.9987 2.1 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 12.5 -5.0 10.0 -5.0 0.9800 13.8* 0.9297 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 12.5 -5.0 10.0 -5.0 0.9800 13.8* 0.9297 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 3 12.5 -5.0 10.0 -5.0 0.9800 13.8* 0.9297 23.1 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.0 5.0 0.0 1.0199 9.9 1.0000 12.1 6 11642 GEN-B1 13.800 2 10.0 0.0 5.0 0.0 1.0199 9.9 1.0000 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 3.0 1.8 2.0 -2.0 1.0200 3.4 0.8549 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 3.0 1.8 2.0 -2.0 1.0200 3.4 0.8549 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 3 3.0 1.8 2.0 -2.0 1.0200 3.4 0.8549 5.6 6 11645 SEC-H 6.6000 1 15.6 -2.5 10.0 -5.0 1.0050 15.7 0.9872 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 1.8 -0.3 1.0 -1.0 1.0000 1.8 0.9878 7.5 6 11651 SJO-C 13.800 1 133.3 -11.6 64.0 -30.0 1.0040 133.2 0.9962 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 3.2 -0.3 1.0 -1.0 0.9980 3.2 0.9964 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 2 3.2 -0.3 1.0 -1.0 0.9980 3.2 0.9964 4.4 6 11656 REN-H1 6.9000 1 14.0 0.0 11.9 0.0 1.0175 13.8 1.0000 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 2 14.0 0.0 11.9 0.0 1.0175 13.8 1.0000 24.6 6 11658 REN-H3 6.9000 3 14.0 0.0 11.9 0.0 1.0175 13.8 1.0000 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 14.6 0.7 15.0 0.0 1.0225 14.3 0.9987 26.0 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.0 0.0 0.8 0.0 1.0075 1.0 1.0000 2.1 6 11665 SIS-H 4.1600 2 1.0 0.0 0.8 0.0 1.0075 1.0 1.0000 2.1 6 11671 PAL-H 6.3000 1 1.9 0.3 2.0 -1.0 1.0150 1.9 0.9872 3.2 6 11671 PAL-H 6.3000 2 1.9 0.3 2.0 -1.0 1.0150 1.9 0.9872 3.2 6 11674 REC-H 13.800 1 6.1 3.3 9.1 -7.2 1.0350 6.7 0.8802 17.2 3 11687 PVE-13 13.800 3 3.2 -1.0 1.0 -1.0 1.0019 3.3 0.9541 4.4 4 11690 CND-H 6.6000 1 4.3 -0.0 2.0 -1.0 1.0200 4.2 1.0000 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 0.9 9.0 0.0 1.0150 9.3 0.9951 15.0 6 11691 ORT-G 12.470 2 9.4 0.9 9.0 0.0 1.0150 9.3 0.9951 15.0 6 11902 LLI-C 13.800 1 10.1 -3.5 6.6 -3.5 1.0074 10.6 0.9449 24.6 6 11912 XAC-H1 13.800 1 33.1 -12.0 29.0 -23.3 1.0000 35.2 0.9400 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 1 3.3 0.1 2.4 -1.9 1.0100 3.3 0.9997 4.0 3 11923 PNA-H1 4.1600 2 3.3 0.1 2.4 -1.9 1.0100 3.3 0.9997 4.0 3 11924 PNA-H2 0.4800 3 0.9 -0.1 0.7 -0.6 1.0000 0.9 0.9960 1.1 3 11945 CHO-H 6.6000 1 9.4 -3.2 7.3 -5.8 1.0000 9.9 0.9476 19.5 4 11958 LPA-C1 13.200 1 23.3 -0.7 25.7 -20.6 0.9980 23.4 0.9995 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 23.3 -0.7 25.7 -20.6 0.9980 23.4 0.9995 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 20.0 -7.7 20.7 -16.6 0.9900 21.6 0.9338 41.5 6 11970 MAG-B5 13.800 6 30.0 -4.2 46.5 -37.2 1.0200 29.7 0.9904 77.5 6 11975 VDA-H 0.6900 1 1.5 -0.3 0.7 -0.6 1.0050 1.5 0.9861 1.7 6 11975 VDA-H 0.6900 2 0.5 -0.1 0.4 -0.3 1.0050 0.5 0.9861 0.6 6 11976 GSL-C 13.800 1 18.0 0.0 5.0 0.0 1.0216 17.6 1.0000 62.5 6 11977 MAG-B6 13.800 7 30.0 -6.2 33.8 -24.2 1.0200 30.0 0.9796 77.5 6 11993 SAA-B2 13.800 2 35.8 0.0 10.0 0.0 1.0105 35.4 1.0000 78.0 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 -0.1 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9606 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 -0.1 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9606 0.7 6 1


D-14

Sobrecarga en Líneas de Transmisión.




* NONE *

Sobrecarga en Transformadores.


OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL ]SUBSYSTEM LOADING CHECK (INCLUDED: TRANSFORMERS) (EXCLUDED: LINES; BREAKERS AND SWITCHES)MVA LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B:


* NONE *

Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.




* NONE *



* NONE *

D-15


PSS(R)E-33.4.0 ASCC SHORT CIRCUIT CURRENTS TUE, FEB 17 2015 10:17PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MÍNIMA, EPOCA LLUVIOSA



THREE PHASE FAULT X----LG FAULT---XX---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)1101 [AGU-230 230.00] AMP 7447.8 -86.36 8710.7 -87.081102 [ALB-230 230.00] AMP 8551.5 -88.09 11137.9 -89.051103 [CHX-231 230.00] AMP 5589.7 -85.02 6683.8 -86.321105 [ENR-230 230.00] AMP 4050.2 -88.53 4362.8 -89.921106 [ESC-231 230.00] AMP 8572.5 -88.10 11193.3 -89.081107 [GES-231 230.00] AMP 7450.9 -86.24 8935.5 -87.441108 [GNO-231 230.00] AMP 6966.6 -85.88 8156.8 -87.091109 [GSU-231 230.00] AMP 7500.3 -86.66 8848.1 -87.681110 [LBR-231 230.00] AMP 3419.4 -89.70 3654.1 -90.991112 [TAM-230 230.00] AMP 8043.8 -87.86 9845.4 -88.751113 [ESC-138 138.00] AMP 6243.1 -91.89 7703.6 -92.691114 [GSU-138 138.00] AMP 5371.1 -91.10 5975.1 -92.271115 [JUR-138 138.00] AMP 6159.8 -91.39 6960.7 -91.551116 [SID-22 22.800] AMP 12999.0 -97.66 12534.1 -99.721117 [SJO-230 230.00] AMP 6753.3 -88.88 7227.7 -89.391120 [SJQ-230 230.00] AMP 8281.7 -88.02 10435.4 -88.691121 [ARI-230 230.00] AMP 4306.1 -87.93 5194.2 -89.681122 [PAL-138T 138.00] AMP 5355.6 -90.49 5558.4 -90.401123 [PAL-138 138.00] AMP 5322.0 -90.45 5504.1 -90.331124 [LVG-230 230.00] AMP 6666.2 -86.79 7071.5 -86.961125 [MOY-231 230.00] AMP 4024.0 -87.87 3436.4 -87.401126 [MOY-230 230.00] AMP 4072.7 -87.85 3496.9 -87.401129 [MOY-232 230.00] AMP 4100.6 -87.84 3525.5 -87.361131 [ORT-138 138.00] AMP 4094.1 -88.91 3866.7 -89.741132 [SIQ-230 230.00] AMP 7099.1 -89.11 7750.6 -88.791140 [PAC-230 230.00] AMP 8283.6 -88.01 10414.5 -88.701141 [CHX-233 230.00] AMP 5633.6 -84.87 6636.1 -85.891145 [PGO-231 230.00] AMP 3987.7 -89.50 4230.7 -90.42

D-16

1151 [ESC-691 69.000] AMP 14255.2 -93.30 16571.1 -94.411152 [GNO-691 69.000] AMP 10889.1 -93.11 12034.7 -95.031153 [GNO-692 69.000] AMP 7865.7 -93.95 7933.0 -96.301154 [GSU-691 69.000] AMP 12704.7 -92.79 14211.2 -94.351155 [GES-69 69.000] AMP 13258.6 -92.43 14694.2 -94.641156 [GSU-692 69.000] AMP 10484.3 -91.87 12411.8 -93.211159 [GST-69 69.000] AMP 8864.2 -90.49 8783.9 -91.251160 [LPA-230 230.00] AMP 8572.5 -88.10 11193.3 -89.081161 [LPA-231 230.00] AMP 8572.5 -88.10 11193.3 -89.081162 [LPA-232 230.00] AMP 8572.5 -88.10 11193.3 -89.081163 [GIS-69D 69.000] AMP 9829.1 -91.53 10958.3 -92.481444 [TIC-231 230.00] AMP 5817.9 -86.02 5998.1 -85.951447 [TIC-69 69.000] AMP 8931.1 -89.91 8942.9 -90.281448 [TIC-232 230.00] AMP 5817.9 -86.02 5998.1 -85.951710 [PAN-230 230.00] AMP 2404.0 -85.14 3602.9 -85.161720 [SYX-34 34.500] AMP 780.3 -86.62 1011.8 -88.581771 [SAS-230 230.00] AMP 3800.8 -80.82 4163.5 -82.801823 [PVI-230 230.00] AMP 4420.1 -85.19 4886.9 -85.881845 [USP-230 230.00] AMP 4482.6 -85.17 4954.8 -85.80

D.1.4. Estudio de Sensibilidad Demanda Máxima.

Resumen.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 15:16

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR



1 1533.4 0.0 0.0 1556.7 0.0 0.0 0.0 0.0 74.4 -97.6 -97.6 0.0GUATEMAL -58.7 0.0 0.0 153.1 -293.1 0.0 60.5 449.5 543.3 -73.1 -73.1

2 0.0 0.0 0.0 12.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -12.3 -12.3 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 1.8 0.0 0.0 0.0 27.3 0.2 25.3 25.3

3 0.0 0.0 0.0 10.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -10.1 -10.1 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 25.3 0.2 23.6 23.6

8 35020.0 0.0 0.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 120.0 120.0 0.0MEXICO 8088.6 0.0 0.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.1 24.1

COLUMN 36553.4 0.0 0.0 36479.0 0.0 0.0 0.0 0.0 74.4 0.0 0.0 0.0TOTALS 8030.0 0.0 0.0 8220.8 -293.1 0.0 60.5 502.1 543.8 0.0 0.0

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PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 15:18PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 54.2 -12.2 29.0 -20.0 1.0150 54.7 0.9755 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 2 54.2 -12.2 29.0 -20.0 1.0150 54.7 0.9755 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 3 54.2 -12.2 29.0 -20.0 1.0150 54.7 0.9755 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 4 54.2 -12.2 29.0 -20.0 1.0150 54.7 0.9755 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 5 54.2 -12.2 29.0 -20.0 1.0150 54.7 0.9755 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 25.8 -0.9 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9994 37.5 6 11607 AGU-H2 10.000 2 25.8 -0.9 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9994 37.5 6 11608 AGU-H3 10.000 3 25.8 -0.9 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9994 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 20.0 2.6 5.0 -5.0 1.0250 19.6 0.9917 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 2 20.0 2.6 5.0 -5.0 1.0250 19.6 0.9917 25.0 6 11611 JUR-H3 13.800 3 20.0 2.6 5.0 -5.0 1.0250 19.6 0.9917 25.0 6 11612 LES-H 6.9000 1 6.5 1.1 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9855 7.5 6 11612 LES-H 6.9000 2 6.5 1.1 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9855 7.5 6 11613 RBO-H 4.1600 1 9.4 -0.5 5.0 -2.0 1.0150 9.3 0.9986 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 2.0 0.0 0.0 0.0 1.0267 1.9 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 2.0 0.0 0.0 0.0 1.0267 1.9 1.0000 2.5 6 11616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 0.9595 2.2 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 15.1 2.0 10.0 -5.0 1.0100 15.1 0.9911 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 15.1 2.0 10.0 -5.0 1.0100 15.1 0.9911 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 3 17.0 2.3 10.0 -5.0 1.0100 17.0 0.9911 23.1 6 11641 TDL-B1 13.800 1 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0380 4.1 1.0000 6.4 6 11641 TDL-B1 13.800 2 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0380 4.1 1.0000 6.4 6 11641 TDL-B1 13.800 3 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0380 4.1 1.0000 6.4 6 11641 TDL-B1 13.800 4 4.2 0.0 3.9 0.0 1.0380 4.1 1.0000 6.4 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.9 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9962 12.1 6 11642 GEN-B1 13.800 2 10.0 0.9 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9962 12.1 6 11643 GEN-B2 13.800 3 10.0 0.9 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9963 12.1 6 11643 GEN-B2 13.800 4 10.0 0.9 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9963 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 3.0 0.8 2.0 -2.0 1.0150 3.0 0.9639 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 3.0 0.8 2.0 -2.0 1.0150 3.0 0.9639 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 3 3.0 0.8 2.0 -2.0 1.0150 3.0 0.9639 5.6 6 11645 SEC-H 6.6000 1 15.6 1.4 10.0 -5.0 1.0350 15.1 0.9961 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 1.8 -1.0 1.0 -1.0 1.0031 2.1 0.8742 7.5 6 11651 SJO-C 13.800 1 133.3 -1.4 64.0 -30.0 1.0135 131.5 0.9999 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 3.2 -0.5 1.0 -1.0 1.0100 3.2 0.9878 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 2 3.2 -0.5 1.0 -1.0 1.0100 3.2 0.9878 4.4 6 11656 REN-H1 6.9000 1 21.1 0.9 11.9 0.0 1.0150 20.8 0.9992 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 2 21.1 0.9 11.9 0.0 1.0150 20.8 0.9992 24.6 6 11658 REN-H3 6.9000 3 21.1 0.9 11.9 0.0 1.0150 20.8 0.9992 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 17.4 1.1 15.0 0.0 1.0100 17.2 0.9981 26.0 6 11663 LVA-H2 13.800 2 17.4 1.1 15.0 0.0 1.0100 17.2 0.9981 26.0 6 1

D-18

1664 MTZ-H 4.1600 1 11.2 0.0 6.4 0.0 1.0100 11.1 1.0000 13.4 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.0 0.0 0.8 0.0 1.0110 1.0 1.0000 2.1 6 11665 SIS-H 4.1600 2 1.0 0.0 0.8 0.0 1.0110 1.0 1.0000 2.1 6 11666 CAN-H1 13.800 1 22.9 -1.4 12.5 -3.0 1.0050 22.8 0.9980 28.3 6 11668 ELG-B 13.800 10 5.2 0.0 5.6 0.0 1.0376 5.1 1.0000 9.4 2 11668 ELG-B 13.800 7 5.2 0.0 5.6 0.0 1.0376 5.1 1.0000 9.4 2 11668 ELG-B 13.800 8 5.2 0.0 5.6 0.0 1.0376 5.1 1.0000 9.4 2 11669 TDL-B2 13.800 10 6.5 0.0 5.6 0.0 1.0353 6.3 1.0000 9.4 6 11669 TDL-B2 13.800 5 6.5 0.0 3.9 0.0 1.0353 6.3 1.0000 6.4 6 11669 TDL-B2 13.800 6 6.5 0.0 3.9 0.0 1.0353 6.3 1.0000 6.4 6 11669 TDL-B2 13.800 7 6.5 0.0 5.6 0.0 1.0353 6.3 1.0000 9.4 6 11670 CAN-H2 13.800 2 22.9 -1.4 12.5 -3.0 1.0050 22.8 0.9980 28.3 6 11671 PAL-H 6.3000 1 1.9 0.1 2.0 -1.0 1.0150 1.9 0.9975 3.2 6 11671 PAL-H 6.3000 2 1.9 0.1 2.0 -1.0 1.0150 1.9 0.9975 3.2 6 11674 REC-H 13.800 1 12.7 -0.9 9.1 -7.2 1.0000 12.7 0.9973 17.2 3 11674 REC-H 13.800 2 12.7 -0.9 9.1 -7.2 1.0000 12.7 0.9973 17.2 3 11676 MTO-H 13.800 1 6.1 -1.1 4.0 -3.8 1.0050 6.1 0.9827 7.7 3 11676 MTO-H 13.800 2 6.1 -1.1 4.0 -3.8 1.0050 6.1 0.9827 7.7 3 11687 PVE-13 13.800 3 3.2 1.0 1.0 -1.0 1.0165 3.3 0.9541 4.4 4 11690 CND-H 6.6000 1 4.3 0.4 2.0 -1.0 1.0380 4.2 0.9961 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 2.4 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9682 15.0 6 11691 ORT-G 12.470 2 9.4 2.4 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9682 15.0 6 11693 PVI-H1 13.800 1 42.3 -3.0 26.3 -21.1 1.0350 41.0 0.9975 50.0 6 11694 PVI-H2 13.800 2 42.3 -3.0 26.3 -21.1 1.0350 41.0 0.9975 50.0 6 11901 TDL-B3 13.800 12 6.8 0.0 5.6 0.0 1.0301 6.6 1.0000 9.4 6 11901 TDL-B3 13.800 13 6.8 0.0 5.6 0.0 1.0301 6.6 1.0000 9.4 6 11901 TDL-B3 13.800 14 9.7 0.0 6.0 0.0 1.0301 9.4 1.0000 12.3 6 11902 LLI-C 13.800 1 13.6 -2.0 6.6 -3.5 1.0100 13.6 0.9889 24.6 6 11912 XAC-H1 13.800 1 43.5 3.7 29.0 -23.3 1.0380 42.1 0.9964 55.3 3 11913 XAC-H2 13.800 2 43.5 3.7 29.0 -23.3 1.0380 42.1 0.9964 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 1 3.3 1.6 2.4 -1.9 1.0250 3.6 0.9012 4.0 3 11923 PNA-H1 4.1600 2 3.3 1.6 2.4 -1.9 1.0250 3.6 0.9012 4.0 3 11924 PNA-H2 0.4800 3 0.7 0.1 0.7 -0.6 1.0350 0.7 0.9835 1.1 3 11945 CHO-H 6.6000 1 9.4 0.5 7.3 -5.8 1.0350 9.1 0.9983 19.5 4 11953 MNL-H1 0.4800 1 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0000 1.1 0.9942 1.3 6 11953 MNL-H1 0.4800 2 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0000 1.1 0.9942 1.3 6 11958 LPA-C1 13.200 1 37.1 2.8 25.7 -20.6 1.0000 37.2 0.9971 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 37.1 2.8 25.7 -20.6 1.0000 37.2 0.9971 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 29.1 -5.1 20.7 -16.6 0.9980 29.7 0.9849 41.5 6 11964 STS-H1 6.3000 1 8.1 -2.2 5.0 -4.0 1.0000 8.4 0.9638 9.4 4 11965 STS-H2 6.3000 2 8.1 -2.2 5.0 -4.0 1.0000 8.4 0.9638 9.4 4 11969 HLP-H 4.1600 1 3.5 0.1 1.8 -1.0 1.0250 3.4 0.9996 4.3 4 11970 MAG-B5 13.800 6 49.9 -6.2 46.5 -37.2 1.0100 49.8 0.9924 77.5 6 11975 VDA-H 0.6900 1 1.5 -0.1 0.7 -0.6 1.0000 1.5 0.9954 1.7 6 11975 VDA-H 0.6900 2 0.5 -0.0 0.4 -0.3 1.0000 0.5 0.9954 0.6 6 11976 GSL-C 13.800 1 32.8 0.0 5.0 0.0 1.0170 32.3 1.0000 62.5 6 11977 MAG-B6 13.800 7 54.8 -9.3 33.8 -24.2 1.0100 55.0 0.9858 77.5 6 11978 HAG-H 13.800 1 2.0 -0.7 1.3 -1.0 1.0100 2.1 0.9457 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 2 56.1 0.0 10.0 0.0 1.0105 55.5 1.0000 78.0 6 11998 CBN-H 6.6000 1 5.0 -0.6 3.2 -2.6 1.0000 5.0 0.9921 6.1 6 1

D-19

1998 CBN-H 6.6000 2 5.0 -0.6 3.2 -2.6 1.0000 5.0 0.9921 6.1 6 116007 MNL-H2 0.4800 3 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0000 1.1 0.9902 1.3 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 -0.1 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9920 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 -0.1 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9920 0.7 6 1






* NONE *

Sobrecarga en Transformadores.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 15:24



X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1307 LNO-69 69.000* 1 1387 LNO-34 34.500 1 1 14.7 14.0 105.01309 MAZ-69 69.000 1 1359 MAZ-13 13.800* 1 1 28.1 28.0 100.51811 CSA-69 69.000* 1 1812 CSA-34 34.500 1 1 14.1 14.0 100.412102 LFL-69 69.000* 1 12523 LFL-13 13.800 1 1 14.2 14.0 101.212150 RBR-69 69.000* 1 12537 RBR-13 13.800 1 1 24.9 20.0 124.512171 SMP-69 69.000* 1 12562 SMP-132 13.800 1 1 15.4 14.0 110.312176 SSI-694 69.000* 1 12543 SSI-13 13.800 1 1 15.1 14.0 108.1




D-20


* NONE *


BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)1324 TEJ-69 69.000 1 0.9434 65.097 1335 TAC-69 69.000 1 0.9434 65.0941380 TEJ-13 13.800 1 0.9499 13.109 1385 TAC-13 13.800 1 0.9443 13.0321387 LNO-34 34.500 1 0.9496 32.762 1814 MAR-69 69.000 1 0.9274 63.98812008 ANT-691 69.000 1 0.9336 64.420 12038 CHA-69 69.000 1 0.9336 64.42012048 COR-69 69.000 1 0.9336 64.420 12131 NES-69 69.000 1 0.9336 64.41912159 SAG-69 69.000 1 0.9353 64.538 12161 SGA-69 69.000 1 0.9347 64.49112162 SGA-69D 69.000 1 0.9353 64.538 12264 COR-691 69.000 1 0.9336 64.42012503 ANT-13 13.800 1 0.9408 12.983 12523 LFL-13 13.800 1 0.9383 12.94812532 NOR-13 13.800 1 0.9469 13.068

D-21

D.2. Marzo 2,016

D.2.1. Demanda Máxima. Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:22PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR



1 1668.9 0.0 0.0 1627.4 0.0 0.0 0.0 0.0 77.0 -35.6 -35.6 0.0GUATEMAL -28.0 0.0 0.0 102.1 -282.8 0.0 60.6 452.7 603.8 -59.1 -59.1

2 0.0 0.0 0.0 46.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 -46.5 -46.5 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 6.6 0.0 0.0 0.0 27.1 0.9 19.6 19.6

3 0.0 0.0 0.0 37.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 -38.0 -38.0 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 5.4 0.0 0.0 0.0 24.9 1.6 17.9 17.9

8 35020.0 0.0 0.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 120.0 120.0 0.0MEXICO 8086.1 0.0 0.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 21.6 21.6

COLUMN 36688.9 0.0 0.0 36611.5 0.0 0.0 0.0 0.0 77.4 0.0 0.0 0.0TOTALS 8058.1 0.0 0.0 8178.6 -282.8 0.0 60.6 504.7 606.3 0.0 0.0

Despacho de Generación.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:22

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 44.0 -9.9 29.0 -20.0 1.0250 44.0 0.9756 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 2 44.2 -9.9 29.0 -20.0 1.0250 44.1 0.9758 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 3 44.2 -9.9 29.0 -20.0 1.0250 44.1 0.9758 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 4 44.2 -9.9 29.0 -20.0 1.0250 44.1 0.9758 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 5 44.2 -9.9 29.0 -20.0 1.0250 44.1 0.9758 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 25.8 -0.4 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9999 37.5 6 11607 AGU-H2 10.000 2 25.8 -0.4 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9999 37.5 6 11608 AGU-H3 10.000 3 25.8 -0.4 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9999 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 19.4 2.4 5.0 -5.0 1.0250 19.1 0.9925 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 2 19.4 2.4 5.0 -5.0 1.0250 19.1 0.9925 25.0 6 11612 LES-H 6.9000 1 6.5 1.2 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9842 7.5 6 11612 LES-H 6.9000 2 6.5 1.2 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9842 7.5 6 1

D-22

1613 RBO-H 4.1600 1 10.2 -1.2 5.0 -2.0 1.0150 10.1 0.9928 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0381 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0381 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 3 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0381 1.3 1.0000 2.5 6 11615 SAL-H 2.3000 1 0.8 0.0 0.3 0.0 0.9976 0.8 1.0000 2.5 6 11616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 0.9614 2.2 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 16.7 1.1 10.0 -5.0 1.0100 16.6 0.9979 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 16.7 1.1 10.0 -5.0 1.0100 16.6 0.9979 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 3 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9979 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 4 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9979 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 5 15.9 1.1 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9977 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 6 15.9 1.1 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9977 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 7 15.9 1.1 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9977 23.1 6 11635 CON-B 13.800 1 25.2 5.6 8.0 0.0 1.0300 25.1 0.9761 32.3 6 11636 LUN-B 13.800 1 32.9 0.0 5.0 0.0 1.0308 31.9 1.0000 38.8 6 11638 MTI-B 13.800 1 20.0 3.2 6.0 0.0 1.0380 19.5 0.9872 25.9 6 11639 PNT-B 13.800 1 39.0 5.0 5.0 0.0 1.0258 38.3 0.9919 45.3 6 11640 SAA-B 13.800 1 35.3 1.5 10.0 0.0 1.0200 34.7 0.9990 45.3 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.6 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9982 12.1 6 11642 GEN-B1 13.800 2 10.0 0.6 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9982 12.1 6 11643 GEN-B2 13.800 3 10.0 0.7 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9975 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 4.5 1.7 2.0 -2.0 1.0250 4.7 0.9323 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 4.5 1.7 2.0 -2.0 1.0250 4.7 0.9323 5.6 6 11645 SEC-H 6.6000 1 15.5 -0.1 10.0 -5.0 1.0350 15.0 1.0000 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 4.4 -1.0 1.0 -1.0 1.0034 4.5 0.9751 7.5 6 11651 SJO-C 13.800 1 133.3 8.6 64.0 -30.0 1.0250 130.3 0.9979 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 3.3 -0.2 1.0 -1.0 1.0100 3.3 0.9977 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 2 3.3 -0.2 1.0 -1.0 1.0100 3.3 0.9977 4.4 6 11654 TUL-B12 12.000 1 9.3 0.0 9.9 0.0 1.0253 9.1 1.0000 13.6 6 11656 REN-H1 6.9000 1 21.1 0.9 11.9 0.0 1.0200 20.7 0.9991 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 2 21.1 0.9 11.9 0.0 1.0200 20.7 0.9991 24.6 6 11658 REN-H3 6.9000 3 21.1 0.9 11.9 0.0 1.0200 20.7 0.9991 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 18.6 3.8 15.0 0.0 1.0100 18.8 0.9797 26.0 6 11664 MTZ-H 4.1600 1 11.2 0.0 6.4 0.0 1.0142 11.0 1.0000 13.4 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.5 0.0 0.8 0.0 1.0151 1.4 1.0000 2.1 6 11666 CAN-H1 13.800 1 22.9 0.2 12.5 -3.0 1.0200 22.5 1.0000 28.3 6 11670 CAN-H2 13.800 2 22.9 0.2 12.5 -3.0 1.0200 22.5 1.0000 28.3 6 11671 PAL-H 6.3000 1 2.3 0.2 2.0 -1.0 1.0150 2.2 0.9964 3.2 6 11672 PNT-B2 13.800 2 20.9 2.5 15.0 0.0 1.0250 20.5 0.9929 25.0 2 11673 MAG-B2 13.800 3 16.0 2.7 6.2 0.0 1.0350 15.7 0.9860 17.6 6 11674 REC-H 13.800 1 12.7 -2.1 9.1 -7.2 1.0000 12.8 0.9871 17.2 3 11674 REC-H 13.800 2 12.7 -2.1 9.1 -7.2 1.0000 12.8 0.9871 17.2 3 11676 MTO-H 13.800 1 6.1 -0.6 4.0 -3.8 1.0200 6.0 0.9959 7.7 3 11676 MTO-H 13.800 2 6.1 -0.6 4.0 -3.8 1.0200 6.0 0.9959 7.7 3 11688 MAG-B3 13.800 4 22.6 3.7 18.0 0.0 1.0350 22.1 0.9870 37.5 6 11690 CND-H 6.6000 1 4.3 -0.1 2.0 -1.0 1.0380 4.2 0.9999 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 2.4 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9691 15.0 6 11691 ORT-G 12.470 2 9.4 2.4 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9691 15.0 6 11693 PVI-H1 13.800 1 42.3 -4.7 26.3 -21.1 1.0350 41.2 0.9939 50.0 6 11699 MAG-B4 13.800 5 44.3 -1.5 34.0 -20.0 1.0150 43.6 0.9994 56.2 6 1

D-23

1902 LLI-C 13.800 1 15.9 -1.5 6.6 -3.5 1.0150 15.7 0.9955 24.6 6 11912 XAC-H1 13.800 1 47.4 1.3 29.0 -23.3 1.0250 46.3 0.9996 55.3 3 11913 XAC-H2 13.800 2 47.4 1.3 29.0 -23.3 1.0250 46.3 0.9996 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 1 2.1 0.1 2.4 -1.9 1.0150 2.0 0.9989 4.0 3 11923 PNA-H1 4.1600 2 2.1 0.1 2.4 -1.9 1.0150 2.0 0.9989 4.0 3 11945 CHO-H 6.6000 1 8.0 -1.4 7.3 -5.8 1.0300 7.9 0.9848 19.5 4 11953 MNL-H1 0.4800 1 1.0 -0.0 0.8 -0.4 1.0200 1.0 0.9994 1.3 6 11953 MNL-H1 0.4800 2 1.0 -0.0 0.8 -0.4 1.0200 1.0 0.9994 1.3 6 11958 LPA-C1 13.200 1 37.1 1.2 25.7 -20.6 0.9980 37.2 0.9995 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 37.1 1.2 25.7 -20.6 0.9980 37.2 0.9995 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 29.1 -4.2 20.7 -16.6 1.0050 29.3 0.9899 41.5 6 11964 STS-H1 6.3000 1 8.0 -1.5 5.0 -4.0 1.0150 8.0 0.9836 9.4 4 11965 STS-H2 6.3000 2 8.0 -1.5 5.0 -4.0 1.0150 8.0 0.9836 9.4 4 11966 TND-B2 13.800 3 19.8 -0.5 14.9 -11.9 1.0200 19.4 0.9997 24.8 6 11969 HLP-H 4.1600 1 2.9 -0.3 1.8 -1.0 1.0250 2.9 0.9962 4.3 4 11970 MAG-B5 13.800 6 48.2 -13.0 46.5 -37.2 1.0000 49.9 0.9653 77.5 6 11971 PGO-B 13.800 1 25.5 -2.7 24.0 -18.0 1.0165 25.2 0.9946 40.0 6 11973 EPI-B3 13.800 4 12.6 2.9 17.1 -7.5 1.0380 12.4 0.9750 28.6 6 11974 TUL-B4 13.800 4 9.2 2.4 11.2 -9.0 1.0380 9.1 0.9681 18.8 6 11975 VDA-H 0.6900 1 1.5 -0.2 0.7 -0.6 1.0000 1.5 0.9923 1.7 6 11975 VDA-H 0.6900 2 0.5 -0.1 0.4 -0.3 1.0000 0.5 0.9923 0.6 6 11977 MAG-B6 13.800 7 45.6 -9.7 33.8 -24.2 1.0100 46.2 0.9781 77.5 6 11978 HAG-H 13.800 1 1.4 -0.2 1.3 -1.0 1.0250 1.4 0.9934 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 2 56.1 0.0 10.0 0.0 1.0155 55.2 1.0000 78.0 6 11998 CBN-H 6.6000 1 4.8 -0.6 3.2 -2.6 1.0000 4.9 0.9929 6.1 6 11998 CBN-H 6.6000 2 4.8 -0.6 3.2 -2.6 1.0000 4.9 0.9929 6.1 6 116007 MNL-H2 0.4800 3 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0200 1.0 0.9987 1.3 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 -0.0 0.3 -0.2 1.0200 0.5 0.9991 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 -0.0 0.3 -0.2 1.0200 0.5 0.9991 0.7 6 1



PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:23PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA


X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1163 GIS-69D 69.000 1 12269 IMP-69D 69.000* 1 1 65.5 62.8 104.312242 VNU-695 69.000* 1 12269 IMP-69D 69.000 1 1 63.3 62.8 100.8



D-24


X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1301 CHM-69 69.000* 1 1361 CHM-34 34.500 1 1 29.5 28.0 105.41307 LNO-69 69.000* 1 1387 LNO-34 34.500 1 1 15.6 14.0 111.11309 MAZ-69 69.000 1 1359 MAZ-13 13.800* 1 1 29.8 28.0 106.61313 QUI-69 69.000 1 1363 QUI-131 13.800* 1 1 14.2 14.0 101.71430 JAL-69 69.000* 1 1488 JAL-13 13.800 1 1 7.0 7.0 100.21811 CSA-69 69.000* 1 1812 CSA-34 34.500 1 1 14.9 14.0 106.112102 LFL-69 69.000* 1 12523 LFL-13 13.800 1 1 15.0 14.0 107.212150 RBR-69 69.000* 1 12537 RBR-13 13.800 1 1 26.4 20.0 131.812171 SMP-69 69.000* 1 12562 SMP-132 13.800 1 1 16.3 14.0 116.712176 SSI-694 69.000* 1 12543 SSI-13 13.800 1 1 16.0 14.0 114.4


PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:24PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA



* NONE *


BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)1814 MAR-69 69.000 1 0.9472 65.359 12008 ANT-691 69.000 1 0.9410 64.92812038 CHA-69 69.000 1 0.9410 64.928 12048 COR-69 69.000 1 0.9410 64.92812131 NES-69 69.000 1 0.9410 64.927 12159 SAG-69 69.000 1 0.9427 65.05012161 SGA-69 69.000 1 0.9421 65.002 12162 SGA-69D 69.000 1 0.9427 65.05012264 COR-691 69.000 1 0.9410 64.928 12503 ANT-13 13.800 1 0.9487 13.09312523 LFL-13 13.800 1 0.9360 12.916 12532 NOR-13 13.800 1 0.9445 13.034


PSS(R)E-33.4.0 ASCC SHORT CIRCUIT CURRENTS TUE, FEB 17 2015 10:25PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA


D-25


THREE PHASE FAULT X----LG FAULT---XX---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)1101 [AGU-230 230.00] AMP 10238.2 -81.07 11060.4 -82.261102 [ALB-230 230.00] AMP 12391.4 -82.73 15248.1 -84.161103 [CHX-231 230.00] AMP 6490.1 -83.04 7526.0 -84.701105 [ENR-230 230.00] AMP 5294.8 -83.31 5264.8 -84.631106 [ESC-231 230.00] AMP 12435.4 -82.74 15352.2 -84.181107 [GES-231 230.00] AMP 9703.3 -81.24 10990.4 -83.451108 [GNO-231 230.00] AMP 8785.2 -81.35 9742.7 -83.601109 [GSU-231 230.00] AMP 9853.6 -81.59 10919.4 -83.581110 [LBR-231 230.00] AMP 6871.4 -84.44 6777.3 -85.391112 [TAM-230 230.00] AMP 11350.5 -82.46 12920.5 -83.801113 [ESC-138 138.00] AMP 6541.1 -90.00 8011.2 -90.921114 [GSU-138 138.00] AMP 5557.7 -89.79 6133.2 -91.421115 [JUR-138 138.00] AMP 6202.0 -89.65 7005.8 -90.151116 [SID-22 22.800] AMP 13590.3 -93.56 12882.6 -95.481117 [SJO-230 230.00] AMP 8637.9 -84.09 8564.2 -84.781120 [SJQ-230 230.00] AMP 11772.8 -82.76 13903.2 -83.791121 [ARI-230 230.00] AMP 5087.6 -83.05 5924.8 -85.121122 [PAL-138T 138.00] AMP 5414.5 -89.06 5608.0 -89.381123 [PAL-138 138.00] AMP 5379.5 -89.03 5552.3 -89.321124 [LVG-230 230.00] AMP 8613.9 -82.27 8416.1 -82.891125 [MOY-231 230.00] AMP 4631.6 -84.54 3714.9 -84.191126 [MOY-230 230.00] AMP 4696.6 -84.50 3786.1 -84.181128 [LBR-400 400.00] AMP 6967.7 -82.99 5253.7 -82.551129 [MOY-232 230.00] AMP 4734.6 -84.48 3819.6 -84.131131 [ORT-138 138.00] AMP 4132.1 -87.87 3897.2 -89.041132 [SIQ-230 230.00] AMP 10471.7 -83.60 10170.8 -82.901140 [PAC-230 230.00] AMP 11767.2 -82.76 13857.5 -83.801141 [CHX-233 230.00] AMP 6603.4 -82.75 7512.7 -84.121145 [PGO-231 230.00] AMP 6926.9 -84.11 6440.4 -84.001151 [ESC-691 69.000] AMP 19146.3 -86.95 20702.4 -88.241152 [GNO-691 69.000] AMP 12028.6 -90.53 12973.1 -93.561153 [GNO-692 69.000] AMP 8568.1 -92.09 8419.4 -95.391154 [GSU-691 69.000] AMP 14455.5 -89.58 15646.9 -92.141155 [GES-69 69.000] AMP 15147.3 -89.53 16202.2 -92.601156 [GSU-692 69.000] AMP 11150.2 -90.03 13041.5 -92.051159 [GST-69 69.000] AMP 9369.0 -88.96 9111.5 -90.681160 [LPA-230 230.00] AMP 12435.4 -82.74 15352.2 -84.18

D-26

1161 [LPA-231 230.00] AMP 12435.4 -82.74 15352.2 -84.181162 [LPA-232 230.00] AMP 12435.4 -82.74 15352.2 -84.181163 [GIS-69D 69.000] AMP 10416.8 -89.77 11448.8 -91.511444 [TIC-231 230.00] AMP 6910.4 -83.37 6743.7 -83.771447 [TIC-69 69.000] AMP 10061.8 -87.78 9698.8 -88.451448 [TIC-232 230.00] AMP 6910.4 -83.37 6743.7 -83.771707 [CCA-69 69.000] AMP 1104.5 -81.25 652.6 -81.571708 [CCA-13 13.800] AMP 3628.2 -85.98 4638.2 -87.391710 [PAN-230 230.00] AMP 2550.0 -83.91 3821.1 -83.931720 [SYX-34 34.500] AMP 787.4 -88.72 1024.6 -91.351771 [SAS-230 230.00] AMP 4229.1 -78.16 4511.9 -80.831823 [PVI-230 230.00] AMP 5163.3 -83.37 5474.0 -84.251845 [USP-230 230.00] AMP 5235.9 -83.33 5549.7 -84.15

D.2.2. Demanda Media. Resumen.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:27PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MEDIA, EPOCA SECA IN MW/MVAR



1 1433.3 0.0 0.0 1298.6 0.0 0.0 0.0 0.0 57.9 76.7 76.7 0.0GUATEMAL -20.0 0.0 0.0 153.6 -217.3 0.0 60.9 446.8 447.0 -17.4 -17.4

2 0.0 0.0 0.0 107.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 -107.8 -107.8 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 15.3 0.0 0.0 0.0 25.9 3.0 7.6 7.6

3 0.0 0.0 0.0 87.4 0.0 0.0 0.0 0.0 1.5 -89.0 -89.0 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 12.4 0.0 0.0 0.0 21.8 10.0 -0.6 -0.6

8 32870.2 0.0 0.0 32750.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 120.0 120.0 0.0MEXICO 8869.9 0.0 0.0 8859.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 10.4 10.4

COLUMN 34303.5 0.0 0.0 34243.5 0.0 0.0 0.0 0.0 60.0 0.0 0.0 0.0TOTALS 8849.9 0.0 0.0 9040.8 -217.3 0.0 60.9 494.5 459.9 0.0 0.0


PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:27PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA

D-27

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 44.1 -7.7 29.0 -20.0 1.0100 44.3 0.9853 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 2 44.2 -7.7 29.0 -20.0 1.0100 44.4 0.9853 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 3 44.2 -7.7 29.0 -20.0 1.0100 44.4 0.9853 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 4 44.2 -7.7 29.0 -20.0 1.0100 44.4 0.9853 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 5 44.2 -7.7 29.0 -20.0 1.0100 44.4 0.9853 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 15.0 2.0 10.0 -10.0 1.0020 15.1 0.9912 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 19.4 4.2 5.0 -5.0 1.0300 19.3 0.9772 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 2 19.4 4.2 5.0 -5.0 1.0300 19.3 0.9772 25.0 6 11612 LES-H 6.9000 1 6.5 2.0 2.0 -1.0 1.0262 6.6 0.9555 7.5 6 11613 RBO-H 4.1600 1 10.2 -0.8 5.0 -2.0 1.0250 10.0 0.9970 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0392 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0392 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 3 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0392 1.3 1.0000 2.5 6 11615 SAL-H 2.3000 1 0.8 0.0 0.3 0.0 0.9829 0.8 1.0000 2.5 6 11616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 1.0115 2.1 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 15.5 -1.6 10.0 -5.0 0.9900 15.7 0.9945 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 15.5 -1.6 10.0 -5.0 0.9900 15.7 0.9945 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 3 15.5 -1.6 10.0 -5.0 0.9900 15.7 0.9945 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 4 15.2 -1.6 10.0 -5.0 0.9900 15.5 0.9945 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 5 15.2 10.0 10.0 -5.0 1.0185 17.9 0.8362 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 6 15.2 10.0 10.0 -5.0 1.0185 17.9 0.8362 23.1 6 11635 CON-B 13.800 1 25.2 6.6 8.0 0.0 1.0200 25.5 0.9672 32.3 6 11636 LUN-B 13.800 1 32.9 1.0 5.0 0.0 1.0200 32.3 0.9996 38.8 6 11638 MTI-B 13.800 1 19.0 0.2 6.0 0.0 1.0100 18.8 1.0000 25.9 6 11639 PNT-B 13.800 1 39.0 5.0 5.0 0.0 1.0111 38.9 0.9919 45.3 6 11640 SAA-B 13.800 1 35.3 5.8 10.0 0.0 1.0200 35.1 0.9866 45.3 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.4 5.0 0.0 1.0325 9.7 0.9992 12.1 6 11642 GEN-B1 13.800 2 10.0 0.4 5.0 0.0 1.0325 9.7 0.9992 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 4.5 0.6 2.0 -2.0 1.0200 4.4 0.9922 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 4.5 0.6 2.0 -2.0 1.0200 4.4 0.9922 5.6 6 11645 SEC-H 6.6000 1 15.5 -1.3 10.0 -5.0 1.0250 15.2 0.9964 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 1.9 1.0 1.0 -1.0 1.0227 2.1 0.8809 7.5 6 11648 LPA-B 13.800 1 9.3 7.7 8.5 0.0 1.0100 12.0 0.7712 19.7 6 11648 LPA-B 13.800 2 9.3 7.7 8.5 0.0 1.0100 11.9 0.7712 19.7 6 11651 SJO-C 13.800 1 133.3 -2.3 64.0 -30.0 1.0000 133.3 0.9998 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 2.8 -0.1 1.0 -1.0 1.0100 2.7 0.9989 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 2 2.8 -0.1 1.0 -1.0 1.0100 2.7 0.9989 4.4 6 11654 TUL-B12 12.000 1 9.3 0.0 9.9 0.0 1.0223 9.1 1.0000 13.6 6 11656 REN-H1 6.9000 1 12.0 0.0 11.9 0.0 1.0217 11.7 1.0000 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 2 12.0 0.0 11.9 0.0 1.0217 11.7 1.0000 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 6.0 1.4 15.0 0.0 0.9900 6.2 0.9739 26.0 6 11664 MTZ-H 4.1600 1 7.4 0.0 6.4 0.0 1.0160 7.3 1.0000 13.4 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.5 0.2 0.8 0.0 1.0200 1.5 0.9880 2.1 6 11666 CAN-H1 13.800 1 12.1 0.4 12.5 -3.0 1.0200 11.8 0.9996 28.3 6 11670 CAN-H2 13.800 2 12.1 0.4 12.5 -3.0 1.0200 11.8 0.9996 28.3 6 11671 PAL-H 6.3000 1 2.3 0.4 2.0 -1.0 1.0150 2.3 0.9808 3.2 6 11672 PNT-B2 13.800 2 20.9 0.7 15.0 0.0 1.0000 20.9 0.9994 25.0 2 1

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1673 MAG-B2 13.800 3 16.0 3.5 6.2 0.0 1.0280 15.9 0.9772 17.6 6 11674 REC-H 13.800 1 12.0 -0.9 9.1 -7.2 1.0250 11.8 0.9975 17.2 3 11676 MTO-H 13.800 1 6.4 2.3 4.0 -3.8 1.0250 6.6 0.9392 7.7 3 11688 MAG-B3 13.800 4 22.6 0.0 18.0 0.0 1.0073 22.4 1.0000 37.5 6 11690 CND-H 6.6000 1 4.3 -1.0 2.0 -1.0 1.0200 4.3 0.9765 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 0.1 9.0 0.0 1.0100 9.3 1.0000 15.0 6 11691 ORT-G 12.470 2 9.4 0.1 9.0 0.0 1.0100 9.3 1.0000 15.0 6 11693 PVI-H1 13.800 1 42.2 -6.4 26.3 -21.1 1.0120 42.2 0.9888 50.0 6 11699 MAG-B4 13.800 5 44.3 3.0 34.0 -20.0 1.0170 43.6 0.9977 56.2 6 11902 LLI-C 13.800 1 15.4 -3.5 6.6 -3.5 1.0030 15.7 0.9751 24.6 6 11912 XAC-H1 13.800 1 30.8 -9.1 29.0 -23.3 1.0250 31.4 0.9589 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 1 2.0 -1.1 2.4 -1.9 1.0000 2.3 0.8695 4.0 3 11953 MNL-H1 0.4800 1 0.7 -0.4 0.8 -0.4 1.0000 0.8 0.8992 1.3 6 11953 MNL-H1 0.4800 2 0.7 -0.4 0.8 -0.4 1.0000 0.8 0.8992 1.3 6 11958 LPA-C1 13.200 1 37.1 3.4 25.7 -20.6 0.9900 37.6 0.9958 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 37.1 3.4 25.7 -20.6 0.9900 37.6 0.9958 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 29.1 -5.8 20.7 -16.6 1.0010 29.7 0.9808 41.5 6 11964 STS-H1 6.3000 1 3.2 -0.8 5.0 -4.0 1.0200 3.2 0.9732 9.4 4 11966 TND-B2 13.800 3 19.8 2.9 14.9 -11.9 1.0200 19.6 0.9894 24.8 6 11969 HLP-H 4.1600 1 0.3 -0.0 1.8 -1.0 1.0200 0.3 0.9963 4.3 4 11970 MAG-B5 13.800 6 48.2 -8.6 46.5 -37.2 1.0000 48.9 0.9846 77.5 6 11971 PGO-B 13.800 1 24.5 -3.9 24.0 -18.0 1.0210 24.3 0.9878 40.0 6 11973 EPI-B3 13.800 4 12.6 -2.0 17.1 -7.5 1.0200 12.5 0.9872 28.6 6 11974 TUL-B4 13.800 4 9.2 0.6 11.2 -9.0 1.0250 9.0 0.9978 18.8 6 11977 MAG-B6 13.800 7 45.6 -12.9 33.8 -24.2 1.0000 47.4 0.9622 77.5 6 11978 HAG-H 13.800 1 0.2 -0.3 1.3 -1.0 1.0000 0.3 0.6152 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 2 56.1 0.0 10.0 0.0 1.0006 56.1 1.0000 78.0 6 11998 CBN-H 6.6000 1 3.4 -0.5 3.2 -2.6 1.0000 3.4 0.9905 6.1 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 -0.2 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9346 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 -0.2 0.3 -0.2 1.0000 0.5 0.9346 0.7 6 116012 HRU-F 20.000 1 13.1 -1.4 6.3 -6.3 1.0200 12.9 0.9947 13.5 4 116012 HRU-F 20.000 2 12.1 -1.3 5.9 -5.9 1.0200 12.0 0.9947 12.5 4 116012 HRU-F 20.000 3 11.7 -1.2 5.6 -5.6 1.0200 11.5 0.9947 12.0 4 116012 HRU-F 20.000 4 11.6 -1.2 5.6 -5.6 1.0200 11.5 0.9947 12.0 4 1





X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT12057 ESI-69 69.000 1 12058 ESI-691 69.000* 1 1 60.2 58.0 103.812058 ESI-691 69.000 1 12059 ESI-692 69.000* 1 1 60.2 58.0 103.8

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12059 ESI-692 69.000* 1 12165 SJD-692 69.000 1 1 60.2 58.0 103.812091 INC-691 69.000 1 12165 SJD-692 69.000* 1 1 60.2 58.0 103.8




X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1309 MAZ-69 69.000 1 1359 MAZ-13 13.800* 1 1 31.2 28.0 111.312102 LFL-69 69.000* 1 12523 LFL-13 13.800 1 1 14.9 14.0 106.512150 RBR-69 69.000* 1 12537 RBR-13 13.800 1 1 22.9 20.0 114.7





* NONE *


BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)12008 ANT-691 69.000 1 0.9354 64.544 12038 CHA-69 69.000 1 0.9354 64.54412048 COR-69 69.000 1 0.9354 64.544 12131 NES-69 69.000 1 0.9354 64.54312159 SAG-69 69.000 1 0.9370 64.655 12161 SGA-69 69.000 1 0.9365 64.61612162 SGA-69D 69.000 1 0.9370 64.655 12264 COR-691 69.000 1 0.9354 64.54412503 ANT-13 13.800 1 0.9407 12.981 12515 ESI-13 13.800 1 0.9334 12.88112523 LFL-13 13.800 1 0.9075 12.524


PSS(R)E-33.4.0 ASCC SHORT CIRCUIT CURRENTS TUE, FEB 17 2015 10:30

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PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA



THREE PHASE FAULT X----LG FAULT---XX---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)1101 [AGU-230 230.00] AMP 9605.5 -79.81 10525.7 -81.191102 [ALB-230 230.00] AMP 11858.7 -81.73 14685.0 -83.171103 [CHX-231 230.00] AMP 6293.5 -82.90 7321.0 -84.601105 [ENR-230 230.00] AMP 5058.6 -82.71 5091.2 -84.111106 [ESC-231 230.00] AMP 11902.1 -81.74 14785.4 -83.191107 [GES-231 230.00] AMP 9335.9 -80.38 10670.1 -82.641108 [GNO-231 230.00] AMP 8484.8 -80.69 9501.1 -83.011109 [GSU-231 230.00] AMP 9479.4 -80.70 10597.2 -82.731110 [LBR-231 230.00] AMP 6566.9 -83.67 6590.0 -84.231112 [TAM-230 230.00] AMP 10891.6 -81.50 12492.0 -82.871113 [ESC-138 138.00] AMP 6435.1 -87.58 7902.2 -88.461114 [GSU-138 138.00] AMP 5458.4 -87.47 6046.3 -88.951115 [JUR-138 138.00] AMP 6107.9 -87.26 6922.0 -87.681116 [SID-22 22.800] AMP 13392.7 -92.76 12709.2 -94.751117 [SJO-230 230.00] AMP 8316.3 -83.15 8314.9 -83.931120 [SJQ-230 230.00] AMP 11216.4 -81.77 13354.1 -82.841121 [ARI-230 230.00] AMP 4947.4 -82.26 5782.3 -84.351122 [PAL-138T 138.00] AMP 5334.7 -86.65 5545.4 -86.861123 [PAL-138 138.00] AMP 5300.6 -86.61 5490.8 -86.801124 [LVG-230 230.00] AMP 8233.8 -80.98 8136.6 -81.931125 [MOY-231 230.00] AMP 4515.3 -83.09 3646.6 -83.391126 [MOY-230 230.00] AMP 4578.0 -83.04 3717.3 -83.361128 [LBR-400 400.00] AMP 6956.5 -81.29 5248.7 -80.821129 [MOY-232 230.00] AMP 4613.2 -83.03 3748.7 -83.321131 [ORT-138 138.00] AMP 4080.2 -85.35 3860.0 -86.431132 [SIQ-230 230.00] AMP 10132.0 -82.66 9931.2 -81.971140 [PAC-230 230.00] AMP 11200.4 -81.74 13300.8 -82.841141 [CHX-233 230.00] AMP 6395.7 -82.59 7302.9 -84.031145 [PGO-231 230.00] AMP 6708.2 -83.22 6323.0 -82.881151 [ESC-691 69.000] AMP 18710.4 -85.63 20267.0 -86.851152 [GNO-691 69.000] AMP 11840.8 -89.82 12824.9 -92.801153 [GNO-692 69.000] AMP 8459.5 -91.59 8353.3 -94.751154 [GSU-691 69.000] AMP 14105.4 -88.96 15336.1 -91.47

D-31

1155 [GES-69 69.000] AMP 14773.7 -88.65 15880.0 -91.811156 [GSU-692 69.000] AMP 10906.2 -88.00 12801.1 -89.801159 [GST-69 69.000] AMP 9190.2 -86.80 8988.5 -88.161160 [LPA-230 230.00] AMP 11902.1 -81.74 14785.4 -83.191161 [LPA-231 230.00] AMP 11902.1 -81.74 14785.4 -83.191162 [LPA-232 230.00] AMP 11902.1 -81.74 14785.4 -83.191163 [GIS-69D 69.000] AMP 10201.6 -87.70 11257.9 -89.191444 [TIC-231 230.00] AMP 6651.2 -83.22 6542.2 -83.721447 [TIC-69 69.000] AMP 9385.9 -89.79 9256.1 -90.261448 [TIC-232 230.00] AMP 6651.2 -83.22 6542.2 -83.721707 [CCA-69 69.000] AMP 1086.7 -83.71 647.3 -83.971708 [CCA-13 13.800] AMP 3585.9 -88.35 4589.9 -89.761710 [PAN-230 230.00] AMP 2544.2 -83.04 3812.8 -83.061720 [SYX-34 34.500] AMP 767.6 -88.98 998.9 -91.351771 [SAS-230 230.00] AMP 4161.5 -77.63 4432.1 -80.581823 [PVI-230 230.00] AMP 5016.6 -83.27 5335.1 -84.211845 [USP-230 230.00] AMP 5086.3 -83.24 5408.4 -84.12

D.2.3. Demanda Mínima.

Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:30PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MÍNIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR



1 910.4 0.0 0.0 816.5 0.0 0.0 0.0 0.0 26.5 67.3 67.3 0.0GUATEMAL -85.2 0.0 0.0 -24.2 117.0 0.0 0.0 382.7 245.0 -40.4 -40.4

2 0.0 0.0 0.0 37.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 -37.1 -37.1 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 5.3 0.0 0.0 0.0 27.0 0.6 21.2 21.2

3 0.0 0.0 0.0 30.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 -30.3 -30.3 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 4.3 0.0 0.0 0.0 24.6 1.1 19.2 19.2

8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0MEXICO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

COLUMN 910.4 0.0 0.0 883.6 0.0 0.0 0.0 0.0 26.8 0.0 0.0 0.0TOTALS -85.2 0.0 0.0 -14.6 117.0 0.0 0.0 434.3 246.7 0.0 0.0


D-32

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E TUE, FEB 17 2015 10:31PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MÍNIMA, EPOCA SECA

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 31.9 -17.4 29.0 -20.0 1.0080 36.1 0.8777 55.3 6 1 SYST1613 RBO-H 4.1600 1 1.4 -0.9 5.0 -2.0 1.0050 1.7 0.8426 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0191 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0191 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 3 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0191 1.3 1.0000 2.5 6 11615 SAL-H 2.3000 1 0.8 0.0 0.3 0.0 1.0002 0.8 1.0000 2.5 6 11616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 0.9916 2.1 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 18.2 -2.6 10.0 -5.0 0.9800 18.8 0.9896 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 18.2 -2.6 10.0 -5.0 0.9800 18.8 0.9896 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 3 11.0 -1.6 10.0 -5.0 0.9800 11.3 0.9896 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 4 11.0 -1.6 10.0 -5.0 0.9800 11.3 0.9896 23.1 6 11635 CON-B 13.800 1 25.2 1.1 8.0 0.0 1.0000 25.2 0.9990 32.3 6 11636 LUN-B 13.800 1 32.9 0.0 5.0 0.0 1.0196 32.3 1.0000 38.8 6 11638 MTI-B 13.800 1 19.0 2.9 6.0 0.0 1.0250 18.7 0.9888 25.9 6 11639 PNT-B 13.800 1 39.0 3.4 5.0 0.0 1.0100 38.7 0.9961 45.3 6 11640 SAA-B 13.800 1 35.3 0.1 10.0 0.0 1.0020 35.3 1.0000 45.3 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.0 5.0 0.0 1.0085 10.0 1.0000 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 4.5 2.0 2.0 -2.0 1.0161 4.8 0.9125 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 4.5 2.0 2.0 -2.0 1.0161 4.8 0.9125 5.6 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 1.8 -0.8 1.0 -1.0 1.0000 2.0 0.9110 7.5 6 11651 SJO-C 13.800 1 133.3 -17.1 64.0 -30.0 0.9880 136.0 0.9919 160.0 6 11654 TUL-B12 12.000 1 9.3 4.9 9.9 0.0 1.0350 10.2 0.8859 13.6 6 11659 ARI-O1 13.800 1 13.5 -2.9 12.0 -7.0 1.0050 13.8 0.9782 21.3 6 11659 ARI-O1 13.800 2 13.5 -2.9 12.0 -7.0 1.0050 13.8 0.9782 21.3 6 11659 ARI-O1 13.800 3 13.5 -2.9 12.0 -7.0 1.0050 13.8 0.9782 21.3 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.5 0.0 0.8 0.0 1.0062 1.5 1.0000 2.1 6 11671 PAL-H 6.3000 1 2.3 0.2 2.0 -1.0 1.0150 2.2 0.9945 3.2 6 11672 PNT-B2 13.800 2 20.9 0.2 15.0 0.0 1.0000 20.9 1.0000 25.0 2 11673 MAG-B2 13.800 3 16.0 3.8 6.2 0.0 1.0300 16.0 0.9728 17.6 6 11674 REC-H 13.800 1 1.7 5.2 9.1 -7.2 1.0350 5.3 0.3139 17.2 3 11688 MAG-B3 13.800 4 11.8 0.0 18.0 0.0 1.0111 11.7 1.0000 37.5 6 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 0.4 9.0 0.0 1.0150 9.3 0.9990 15.0 6 11691 ORT-G 12.470 2 9.4 0.4 9.0 0.0 1.0150 9.3 0.9990 15.0 6 11699 MAG-B4 13.800 5 44.3 -13.8 34.0 -20.0 0.9800 47.3 0.9550 56.2 6 11902 LLI-C 13.800 1 15.9 -3.5 6.6 -3.5 1.0143 16.0 0.9765 24.6 6 11923 PNA-H1 4.1600 1 0.3 0.0 2.4 -1.9 1.0100 0.2 0.9993 4.0 3 11958 LPA-C1 13.200 1 37.1 -6.0 25.7 -20.6 0.9800 38.3 0.9871 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 37.1 -6.0 25.7 -20.6 0.9800 38.3 0.9871 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 29.1 -8.0 20.7 -16.6 0.9900 30.5 0.9641 41.5 6 11966 TND-B2 13.800 3 19.8 -0.5 14.9 -11.9 1.0050 19.7 0.9997 24.8 6 11970 MAG-B5 13.800 6 48.2 -7.1 46.5 -37.2 0.9980 48.8 0.9894 77.5 6 11971 PGO-B 13.800 1 25.5 -7.4 24.0 -18.0 1.0000 26.5 0.9609 40.0 6 11973 EPI-B3 13.800 4 12.6 3.1 17.1 -7.5 1.0200 12.7 0.9710 28.6 6 1

D-33

1974 TUL-B4 13.800 4 9.2 1.8 11.2 -9.0 1.0280 9.1 0.9813 18.8 6 11977 MAG-B6 13.800 7 45.6 -10.9 33.8 -24.2 0.9980 47.0 0.9727 77.5 6 11978 HAG-H 13.800 1 0.2 -0.4 1.3 -1.0 1.0000 0.5 0.4369 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 2 57.8 0.0 10.0 0.0 1.0023 57.6 1.0000 78.0 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 0.0 0.3 -0.2 1.0100 0.5 0.9952 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 0.0 0.3 -0.2 1.0100 0.5 0.9952 0.7 6 1



PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MÍNIMA, EPOCA SECA



* NONE *





* NONE *





* NONE *


D-34


* NONE *

Corrientes de Falla Trifásica.PSS(R)E-33.4.0 ASCC SHORT CIRCUIT CURRENTS TUE, FEB 17 2015 10:32




THREE PHASE FAULT X----LG FAULT---XX---------- BUS ----------X /I+/ AN(I+) /3I0/ AN(I+)1101 [AGU-230 230.00] AMP 7002.2 -74.35 8285.9 -75.321102 [ALB-230 230.00] AMP 8331.9 -76.21 10882.2 -77.241103 [CHX-231 230.00] AMP 3453.6 -76.36 4486.7 -78.101105 [ENR-230 230.00] AMP 4107.3 -76.87 4399.3 -78.261106 [ESC-231 230.00] AMP 8355.7 -76.22 10939.8 -77.261107 [GES-231 230.00] AMP 6324.8 -75.26 7828.7 -76.691108 [GNO-231 230.00] AMP 5628.2 -75.58 6891.4 -77.071109 [GSU-231 230.00] AMP 6542.9 -75.41 7941.4 -76.711110 [LBR-231 230.00] AMP 3666.9 -77.82 3832.5 -78.911112 [TAM-230 230.00] AMP 7844.7 -76.02 9634.3 -77.011113 [ESC-138 138.00] AMP 5298.6 -82.12 6723.2 -82.971114 [GSU-138 138.00] AMP 4544.4 -81.61 5273.1 -82.971115 [JUR-138 138.00] AMP 4808.4 -81.32 5749.5 -81.911116 [SID-22 22.800] AMP 12853.7 -86.28 12402.4 -88.411117 [SJO-230 230.00] AMP 6581.5 -77.23 7077.4 -77.871120 [SJQ-230 230.00] AMP 8047.2 -76.26 10176.2 -77.021121 [ARI-230 230.00] AMP 4588.7 -76.79 5452.3 -78.511122 [PAL-138T 138.00] AMP 4402.3 -81.07 4839.1 -81.411123 [PAL-138 138.00] AMP 4379.3 -81.05 4797.7 -81.371124 [LVG-230 230.00] AMP 6061.2 -75.45 6595.4 -75.981125 [MOY-231 230.00] AMP 3754.0 -77.23 3295.9 -77.001126 [MOY-230 230.00] AMP 3796.3 -77.20 3351.5 -76.991129 [MOY-232 230.00] AMP 3821.9 -77.17 3378.4 -76.951131 [ORT-138 138.00] AMP 3544.3 -80.19 3527.3 -81.23

D-35

1132 [SIQ-230 230.00] AMP 7453.1 -77.12 8003.1 -76.721140 [PAC-230 230.00] AMP 8030.2 -76.23 10136.2 -77.001141 [CHX-233 230.00] AMP 3548.1 -76.06 4548.4 -77.671145 [PGO-231 230.00] AMP 4363.6 -77.75 4489.5 -78.401151 [ESC-691 69.000] AMP 16557.1 -78.53 18543.4 -79.721152 [GNO-691 69.000] AMP 9843.8 -83.10 11187.6 -85.431153 [GNO-692 69.000] AMP 7291.5 -84.75 7566.6 -87.511154 [GSU-691 69.000] AMP 11574.1 -81.98 13255.2 -83.891155 [GES-69 69.000] AMP 12128.0 -81.73 13750.3 -84.281156 [GSU-692 69.000] AMP 9167.2 -81.71 11164.6 -83.251159 [GST-69 69.000] AMP 7946.2 -80.67 8173.8 -81.801160 [LPA-230 230.00] AMP 8355.7 -76.22 10939.8 -77.261161 [LPA-231 230.00] AMP 8355.7 -76.22 10939.8 -77.261162 [LPA-232 230.00] AMP 8355.7 -76.22 10939.8 -77.261163 [GIS-69D 69.000] AMP 8677.9 -81.50 9991.3 -82.761444 [TIC-231 230.00] AMP 4003.0 -76.68 4574.2 -77.861447 [TIC-69 69.000] AMP 6602.8 -84.69 7250.3 -85.981448 [TIC-232 230.00] AMP 4003.0 -76.68 4574.2 -77.861707 [CCA-69 69.000] AMP 1011.7 -82.01 624.9 -82.531708 [CCA-13 13.800] AMP 3410.3 -86.59 4391.7 -88.011710 [PAN-230 230.00] AMP 2175.0 -78.73 3259.9 -78.741720 [SYX-34 34.500] AMP 745.5 -86.45 973.6 -88.461771 [SAS-230 230.00] AMP 3235.9 -74.88 3702.0 -76.401823 [PVI-230 230.00] AMP 3027.3 -77.19 3654.1 -78.771845 [USP-230 230.00] AMP 3056.3 -77.13 3691.6 -78.66

D.2.4. Estudio de Sensibilidad Demanda Máxima.

Resumen.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 15:34

PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16 AREA TOTALSDEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR



1 1689.6 0.0 0.0 1647.4 0.0 0.0 0.0 0.0 77.8 -35.6 -35.6 0.0GUATEMAL -28.5 0.0 0.0 114.5 -299.1 0.0 60.6 452.7 607.1 -58.9 -58.9

2 0.0 0.0 0.0 46.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 -46.5 -46.5 0.0SALVADOR 0.0 0.0 0.0 6.6 0.0 0.0 0.0 27.1 0.9 19.6 19.6

3 0.0 0.0 0.0 37.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 -38.0 -38.0 0.0HONDURAS 0.0 0.0 0.0 5.4 0.0 0.0 0.0 24.9 1.6 17.9 17.9

8 35020.0 0.0 0.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 120.0 120.0 0.0MEXICO 8085.9 0.0 0.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 21.4 21.4

D-36

COLUMN 36709.6 0.0 0.0 36631.5 0.0 0.0 0.0 0.0 78.2 0.0 0.0 0.0TOTALS 8057.5 0.0 0.0 8191.0 -299.1 0.0 60.6 504.7 609.6 0.0 0.0


PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 15:36PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY15-ABR16DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA

AREA 1 [GUATEMAL ] MACHINE SUMMARY:BUS# X-- NAME --X BASKV ID MW MVAR QMAX QMIN ETERM CURRENT PF MVABASE X T R A N GENTAP ZONE AREA SWING1601 CHX-H1 13.800 1 44.1 -10.1 29.0 -20.0 1.0250 44.1 0.9750 55.3 6 1 SYST1602 CHX-H2 13.800 2 44.2 -10.1 29.0 -20.0 1.0250 44.2 0.9750 55.3 6 11603 CHX-H3 13.800 3 44.2 -10.1 29.0 -20.0 1.0250 44.2 0.9750 55.3 6 11604 CHX-H4 13.800 4 44.2 -10.1 29.0 -20.0 1.0250 44.2 0.9750 55.3 6 11605 CHX-H5 13.800 5 44.2 -10.1 29.0 -20.0 1.0250 44.2 0.9750 55.3 6 11606 AGU-H1 10.000 1 25.8 -0.5 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9998 37.5 6 11607 AGU-H2 10.000 2 25.8 -0.5 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9998 37.5 6 11608 AGU-H3 10.000 3 25.8 -0.5 10.0 -10.0 1.0050 25.7 0.9998 37.5 6 11609 JUR-H1 13.800 1 19.4 2.0 5.0 -5.0 1.0250 19.0 0.9947 25.0 6 11610 JUR-H2 13.800 2 19.4 2.0 5.0 -5.0 1.0250 19.0 0.9947 25.0 6 11612 LES-H 6.9000 1 6.5 1.0 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9872 7.5 6 11612 LES-H 6.9000 2 6.5 1.0 2.0 -1.0 1.0300 6.4 0.9872 7.5 6 11613 RBO-H 4.1600 1 10.2 -0.5 5.0 -2.0 1.0150 10.1 0.9986 12.5 6 11614 SMA-H 2.3000 1 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0381 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 2 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0381 1.3 1.0000 2.5 6 11614 SMA-H 2.3000 3 1.3 0.0 0.0 0.0 1.0381 1.3 1.0000 2.5 6 11615 SAL-H 2.3000 1 0.8 0.0 0.3 0.0 0.9974 0.8 1.0000 2.5 6 11616 POR-H 2.3000 1 2.1 0.0 0.0 0.0 0.9619 2.2 1.0000 2.5 6 11621 ENR-B3 13.800 1 16.7 1.0 10.0 -5.0 1.0100 16.6 0.9981 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 2 16.7 1.0 10.0 -5.0 1.0100 16.6 0.9981 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 3 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9981 23.1 6 11621 ENR-B3 13.800 4 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9981 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 5 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9979 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 6 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9979 23.1 6 11623 ENR-B3B 13.800 7 15.9 1.0 10.0 -5.0 1.0100 15.8 0.9979 23.1 6 11635 CON-B 13.800 1 25.2 5.6 8.0 0.0 1.0300 25.1 0.9759 32.3 6 11636 LUN-B 13.800 1 32.9 0.0 5.0 0.0 1.0283 32.0 1.0000 38.8 6 11638 MTI-B 13.800 1 20.0 0.9 6.0 0.0 1.0250 19.5 0.9991 25.9 6 11639 PNT-B 13.800 1 39.0 5.0 5.0 0.0 1.0230 38.4 0.9919 45.3 6 11640 SAA-B 13.800 1 35.3 1.6 10.0 0.0 1.0200 34.7 0.9990 45.3 6 11642 GEN-B1 13.800 1 10.0 0.9 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9959 12.1 6 11642 GEN-B1 13.800 2 10.0 0.9 5.0 0.0 1.0350 9.7 0.9959 12.1 6 11643 GEN-B2 13.800 3 10.0 1.3 5.0 0.0 1.0350 9.8 0.9918 12.1 6 11644 ZUN-G 13.200 1 4.5 1.7 2.0 -2.0 1.0250 4.7 0.9343 5.6 6 11644 ZUN-G 13.200 2 4.5 1.7 2.0 -2.0 1.0250 4.7 0.9343 5.6 6 11645 SEC-H 6.6000 1 15.5 1.9 10.0 -5.0 1.0350 15.1 0.9929 19.5 6 11646 PAS-H1 4.1600 1 4.4 -1.0 1.0 -1.0 1.0037 4.5 0.9751 7.5 6 1

D-37

1651 SJO-C 13.800 1 133.3 8.3 64.0 -30.0 1.0250 130.3 0.9981 160.0 6 11652 PVE-H1 4.1600 1 3.3 -0.3 1.0 -1.0 1.0100 3.3 0.9962 4.4 6 11653 PVE-H2 4.1600 2 3.3 -0.3 1.0 -1.0 1.0100 3.3 0.9962 4.4 6 11654 TUL-B12 12.000 1 9.3 0.0 9.9 0.0 1.0252 9.1 1.0000 13.6 6 11656 REN-H1 6.9000 1 21.1 0.8 11.9 0.0 1.0200 20.7 0.9993 24.6 6 11657 REN-H2 6.9000 2 21.1 0.8 11.9 0.0 1.0200 20.7 0.9993 24.6 6 11658 REN-H3 6.9000 3 21.1 0.8 11.9 0.0 1.0200 20.7 0.9993 24.6 6 11662 LVA-H1 13.800 1 18.6 3.7 15.0 0.0 1.0100 18.8 0.9809 26.0 6 11664 MTZ-H 4.1600 1 11.2 0.0 6.4 0.0 1.0164 11.0 1.0000 13.4 6 11665 SIS-H 4.1600 1 1.5 0.0 0.8 0.0 1.0173 1.4 1.0000 2.1 6 11666 CAN-H1 13.800 1 22.9 0.1 12.5 -3.0 1.0200 22.5 1.0000 28.3 6 11670 CAN-H2 13.800 2 22.9 0.1 12.5 -3.0 1.0200 22.5 1.0000 28.3 6 11671 PAL-H 6.3000 1 2.3 0.0 2.0 -1.0 1.0150 2.2 0.9998 3.2 6 11672 PNT-B2 13.800 2 20.9 3.0 15.0 0.0 1.0250 20.6 0.9898 25.0 2 11673 MAG-B2 13.800 3 16.0 2.7 6.2 0.0 1.0350 15.7 0.9862 17.6 6 11674 REC-H 13.800 1 12.7 -2.1 9.1 -7.2 1.0000 12.9 0.9870 17.2 3 11674 REC-H 13.800 2 12.7 -2.1 9.1 -7.2 1.0000 12.9 0.9870 17.2 3 11676 MTO-H 13.800 1 6.1 -0.6 4.0 -3.8 1.0200 6.0 0.9957 7.7 3 11676 MTO-H 13.800 2 6.1 -0.6 4.0 -3.8 1.0200 6.0 0.9957 7.7 3 11688 MAG-B3 13.800 4 22.6 3.6 18.0 0.0 1.0350 22.1 0.9872 37.5 6 11690 CND-H 6.6000 1 4.3 -0.3 2.0 -1.0 1.0250 4.2 0.9969 5.4 4 11691 ORT-G 12.470 1 9.4 2.2 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9748 15.0 6 11691 ORT-G 12.470 2 9.4 2.2 9.0 0.0 1.0300 9.4 0.9748 15.0 6 11693 PVI-H1 13.800 1 42.3 -4.9 26.3 -21.1 1.0350 41.2 0.9935 50.0 6 11699 MAG-B4 13.800 5 44.3 -1.6 34.0 -20.0 1.0150 43.6 0.9994 56.2 6 11901 TDL-B3 13.800 12 7.3 0.9 5.6 0.0 1.0350 7.1 0.9924 9.4 6 11901 TDL-B3 13.800 13 7.3 0.9 5.6 0.0 1.0350 7.1 0.9924 9.4 6 11901 TDL-B3 13.800 14 6.1 0.8 6.0 0.0 1.0350 6.0 0.9924 12.3 6 11902 LLI-C 13.800 1 15.9 -2.4 6.6 -3.5 1.0150 15.8 0.9887 24.6 6 11912 XAC-H1 13.800 1 47.4 1.2 29.0 -23.3 1.0250 46.3 0.9997 55.3 3 11913 XAC-H2 13.800 2 47.4 1.2 29.0 -23.3 1.0250 46.3 0.9997 55.3 3 11923 PNA-H1 4.1600 1 2.1 0.1 2.4 -1.9 1.0150 2.0 0.9984 4.0 3 11923 PNA-H1 4.1600 2 2.1 0.1 2.4 -1.9 1.0150 2.0 0.9984 4.0 3 11945 CHO-H 6.6000 1 8.0 0.1 7.3 -5.8 1.0300 7.7 1.0000 19.5 4 11953 MNL-H1 0.4800 1 1.0 -0.0 0.8 -0.4 1.0200 1.0 0.9993 1.3 6 11953 MNL-H1 0.4800 2 1.0 -0.0 0.8 -0.4 1.0200 1.0 0.9993 1.3 6 11958 LPA-C1 13.200 1 37.1 0.9 25.7 -20.6 0.9980 37.1 0.9997 48.8 6 11959 LPA-C2 13.200 2 37.1 0.9 25.7 -20.6 0.9980 37.1 0.9997 48.8 6 11960 GCS-C1 13.800 1 29.1 -4.3 20.7 -16.6 1.0050 29.3 0.9893 41.5 6 11964 STS-H1 6.3000 1 8.0 -1.3 5.0 -4.0 1.0150 8.0 0.9871 9.4 4 11965 STS-H2 6.3000 2 8.0 -1.3 5.0 -4.0 1.0150 8.0 0.9871 9.4 4 11966 TND-B2 13.800 3 19.8 -0.4 14.9 -11.9 1.0200 19.4 0.9998 24.8 6 11969 HLP-H 4.1600 1 2.9 -0.3 1.8 -1.0 1.0250 2.9 0.9943 4.3 4 11970 MAG-B5 13.800 6 48.2 -13.2 46.5 -37.2 1.0000 50.0 0.9646 77.5 6 11971 PGO-B 13.800 1 25.5 -2.8 24.0 -18.0 1.0165 25.2 0.9940 40.0 6 11973 EPI-B3 13.800 4 12.6 2.8 17.1 -7.5 1.0380 12.4 0.9753 28.6 6 11974 TUL-B4 13.800 4 9.2 2.4 11.2 -9.0 1.0380 9.1 0.9678 18.8 6 11975 VDA-H 0.6900 1 1.5 -0.2 0.7 -0.6 1.0000 1.5 0.9897 1.7 6 11975 VDA-H 0.6900 2 0.5 -0.1 0.4 -0.3 1.0000 0.5 0.9897 0.6 6 11977 MAG-B6 13.800 7 45.6 -9.9 33.8 -24.2 1.0100 46.2 0.9773 77.5 6 1

D-38

1978 HAG-H 13.800 1 1.4 -0.1 1.3 -1.0 1.0250 1.4 0.9991 2.4 2 11993 SAA-B2 13.800 2 56.1 0.0 10.0 0.0 1.0153 55.2 1.0000 78.0 6 11998 CBN-H 6.6000 1 4.8 -0.6 3.2 -2.6 1.0000 4.9 0.9925 6.1 6 11998 CBN-H 6.6000 2 4.8 -0.6 3.2 -2.6 1.0000 4.9 0.9925 6.1 6 116007 MNL-H2 0.4800 3 1.0 -0.1 0.8 -0.4 1.0200 1.0 0.9987 1.3 6 116008 MNL-H3 0.4800 4 0.5 -0.0 0.3 -0.2 1.0200 0.5 0.9990 0.7 6 116008 MNL-H3 0.4800 5 0.5 -0.0 0.3 -0.2 1.0200 0.5 0.9990 0.7 6 1






* NONE *




X--------- FROM BUS ----------X X---------- TO BUS -----------XBUS# X-- NAME --X BASKV AREA BUS# X-- NAME --X BASKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT1301 CHM-69 69.000* 1 1361 CHM-34 34.500 1 1 29.5 28.0 105.41307 LNO-69 69.000* 1 1387 LNO-34 34.500 1 1 15.6 14.0 111.11309 MAZ-69 69.000 1 1359 MAZ-13 13.800* 1 1 29.8 28.0 106.61313 QUI-69 69.000 1 1363 QUI-131 13.800* 1 1 14.2 14.0 101.71430 JAL-69 69.000* 1 1488 JAL-13 13.800 1 1 7.0 7.0 100.21811 CSA-69 69.000* 1 1812 CSA-34 34.500 1 1 14.9 14.0 106.112102 LFL-69 69.000* 1 12523 LFL-13 13.800 1 1 15.0 14.0 107.212150 RBR-69 69.000* 1 12537 RBR-13 13.800 1 1 26.4 20.0 131.812171 SMP-69 69.000* 1 12562 SMP-132 13.800 1 1 16.3 14.0 116.712176 SSI-694 69.000* 1 12543 SSI-13 13.800 1 1 16.0 14.0 114.4

D-39

Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS(R)E WED, FEB 18 2015 15:38




* NONE *


BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV) BUS# X-- NAME --X BASKV AREA V(PU) V(KV)1814 MAR-69 69.000 1 0.9478 65.400 12008 ANT-691 69.000 1 0.9409 64.91912038 CHA-69 69.000 1 0.9409 64.919 12048 COR-69 69.000 1 0.9409 64.91912131 NES-69 69.000 1 0.9408 64.918 12159 SAG-69 69.000 1 0.9426 65.04112161 SGA-69 69.000 1 0.9419 64.993 12162 SGA-69D 69.000 1 0.9426 65.04112264 COR-691 69.000 1 0.9409 64.919 12503 ANT-13 13.800 1 0.9486 13.09112523 LFL-13 13.800 1 0.9368 12.928 12532 NOR-13 13.800 1 0.9453 13.044

D-40

D.6. Bloque Horario

Hora Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo01:00 5 4 4 4 4 4 402:00 5 4 4 4 4 4 403:00 5 4 4 4 4 4 404:00 5 4 4 4 4 4 405:00 5 4 4 4 4 4 406:00 5 4 4 4 4 4 407:00 3 3 3 3 3 3 408:00 3 3 3 3 3 3 409:00 3 3 3 3 3 3 410:00 3 3 3 3 3 3 411:00 3 3 3 3 3 3 412:00 3 3 3 3 3 3 413:00 3 3 3 3 3 3 414:00 3 3 3 3 3 3 415:00 3 3 3 3 3 3 416:00 3 3 3 3 3 3 417:00 3 3 3 3 3 3 418:00 3 3 3 3 3 3 419:00 1 1 1 1 1 2 220:00 2 2 2 2 2 3 321:00 2 2 2 2 2 3 322:00 4 4 4 4 4 4 423:00 4 4 4 4 4 4 400:00 4 4 4 4 4 4 4

D-41

D.7. Esquemas de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia

// GUATEMALA LOAD SHEDDING MODELS /

2 'LDSHZN' '*' 59.00 0.00 0.05 58.70 0.00 0.15 58.40 0.00 0.15 0.10 / TRELEC12544 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SMM-6912509 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CER-6912533 'LDSHBL' '*' 58.10 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PLM-6912534 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PRT-691240 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / EJO-69

/1350 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.64 58.40 0.00 0.11 00.00 0.00 0.00 0.10 / SSE-13/1351 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.04 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / COA-13/1354 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / ESP-34/1359 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.48 58.40 0.00 0.27 00.00 0.00 0.00 0.10 / MAZ-131/1360 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.64 58.10 0.00 0.11 00.00 0.00 0.00 0.10 / MAZ-132/1361 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CHM-34/1362 'LDSHBL' '*' 58.10 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SOL-34/1363 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / QUI-131/1365 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / COC-13/1366 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / COC-34/1368 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / LNO-13/1369 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / TOT-13/1378 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SFE-2/1408 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / NOV-69/1421 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / LAP-13/1450 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CLL-13/1454 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SEC-13/1455 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.30 58.10 0.00 0.45 00.00 0.00 0.00 0.10 / PAN-13/1456 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PAN-34/1457 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CQM-341458 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / IPA-131460 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.58 58.70 0.00 0.17 00.00 0.00 0.00 0.10 / LRU-3411462 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PRO-131464 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.16 58.10 0.00 0.59 00.00 0.00 0.00 0.10 / QUE-341466 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.14 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SAN-341467 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.50 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PBA-1311468 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.50 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PBA-132

12502 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.02 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CAL-G1

programaciÓn de largo plazo versiÓn … · 3 /7 1. premisas para la elaboraciÓn de la...

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