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Informe cuatrimestral de la operación técnico comercial del MER (septiembre – diciembre 2017)

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Informe cuatrimestral de la operación técnico comercial del MER

(septiembre – diciembre 2017)

➢Informe comercialRMER+PDC septiembre-diciembre 2017

➢Informe técnicoRMER+PDC septiembre-diciembre 2017

CONTENIDO

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

INFORME COMERCIAL RMER+PDC SEPTIEMBRE -DICIEMBRE 2017:

1. INYECCIONES Y RETIROS PROGRAMADOS MCR Y MOR POR PAÍS2. INYECCIONES Y RETIROS PROGRAMADOS MCR Y MOR TOTALES3. INYECCIONES Y RETIROS PROGRAMADOS POR PAÍS Y AGENTE4. PRECIOS EX ANTE / PRECIOS EX POSTDECLARACIONES DE CF

FECHA 3

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Agentes autorizados a realizar transacciones en el MER

TIPOS DE AGENTES AUTORIZADOS POR PAÍS

INFORMACIÓN ACTUALIZADA AL 31 DE DICIEMBRE 2017

0

20

40

60

80

100

120

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

107

57

2

40

2

46

AGENTES AUTORIZADOS POR PAÍS

252

0

50

100

150

200

250

300

TOTAL

TOTAL DE AGENTES AUTORIZADOS

PAÍS COMERCIALIZADOR GENERADOR DISTRIBUIDOR GRAN USUARIO TOTAL

GUATEMALA 23 58 3 23 107

EL SALVADOR 38 10 8 1 57

HONDURAS 0 1 1 0 2

NICARAGUA 0 16 5 17 38

COSTA RICA 0 1 1 0 2

PANAMÁ 0 46 0 0 46

TOTAL 61 132 18 41 252

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Histórico de Inyecciones diarias en el MER

11,651.4

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

01

-en

e

11

-en

e

21

-en

e

31

-en

e

10

-fe

b

20

-fe

b

02

-mar

12

-mar

22

-mar

01

-ab

r

11

-ab

r

21

-ab

r

01

-may

11

-may

21

-may

31

-may

10

-ju

n

20

-ju

n

30

-ju

n

10

-ju

l

20

-ju

l

30

-ju

l

09

-ago

19

-ago

29

-ago

08

-sep

18

-sep

28

-sep

08

-oct

18

-oct

28

-oct

07

-no

v

17

-no

v

27

-no

v

07

-dic

17

-dic

27

-dic

MW

h

Comparativo diario de Inyeccionesaños 2013, 2014 ,2015, 2016 y 2017

2013

2014

2015

2016

2017

11,651.4

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

01

-mar

-13

05

-ab

r-1

31

0-m

ay-1

31

4-j

un

-13

19

-ju

l-1

32

3-a

go-1

32

7-s

ep-1

30

1-n

ov-

13

06

-dic

-13

10

-en

e-1

41

4-f

eb

-14

21

-mar

-14

25

-ab

r-1

43

0-m

ay-1

40

4-j

ul-

14

08

-ago

-14

12

-sep

-14

17

-oct

-14

21

-no

v-1

42

6-d

ic-1

43

0-e

ne

-15

06

-mar

-15

10

-ab

r-1

51

5-m

ay-1

51

9-j

un

-15

24

-ju

l-1

52

8-a

go-1

50

2-o

ct-1

50

6-n

ov-

15

11

-dic

-15

15

-en

e-1

61

9-f

eb

-16

25

-mar

-16

29

-ab

r-1

60

3-j

un

-16

08

-ju

l-1

61

2-a

go-1

61

6-s

ep-1

62

1-o

ct-1

62

5-n

ov-

16

30

-dic

-16

03

-fe

b-1

71

0-m

ar-1

71

4-a

br-

17

19

-may

-17

23

-ju

n-1

72

8-j

ul-

17

01

-sep

-17

06

-oct

-17

10

-no

v-1

71

5-d

ic-1

7

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

MW

h

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Contratos Programados

Septiembre-Diciembre 2017

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

Ene

rgía

(M

Wh

)

Inyección

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

Ene

rgía

(M

Wh

)

Retiro

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Ofertas de Oportunidad Programadas

Septiembre-Diciembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

Ene

rgía

(M

Wh

)

Inyección

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

Ene

rgía

(M

Wh

)

Retiro

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Inyecciones del Mercado de Contratos y del Mercado de Oportunidad

Septiembre-Diciembre 2017

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

MCR MOR

Ene

rgía

(M

Wh

)

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh)

90,975.15, 43%

35,783.61, 17%

0.00, 0%0.00, 0%

39,199.24, 18%

45,687.19, 22%

Septiembre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

105,106.23, 50%

23,517.68, 11%

2.39, 0%

0.00, 0%

40,462.91, 19%

41,224.60, 20%

Octubre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh)

148,306.91, 71%10,859.22, 5%

707.39, 0%

0.00, 0%

12,676.53, 6%

37,930.69, 18%

Noviembre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

125,180.17, 70%

16,887.72, 9%

598.07, 0%

0.00, 0%

10,932.00, 6%

26,474.31, 15%

Diciembre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh)

4,332.85, 2%

127,244.43, 61%27,119.27, 13%

51,369.46, 24%

0.00, 0%21.00, 0%

Septiembre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

1,191.25, 1%

137,034.21, 65%

23,853.57, 11%

47,341.65, 23%

19.00, 0%

0.00, 0%

Octubre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh)

233.43, 0%

156,294.74, 76%

14,467.49, 7%

32,559.03, 16% 1,586.53, 1%

0.00, 0%

Noviembre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

22.02, 0%

154,159.99, 86%

12,201.60, 7%

12,602.81, 7%

84.00, 0%0.00, 0%

Diciembre 2017

GUATEMALA

EL SALVADOR

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMÁ

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Inyecciones Totales RMER por Agente

Septiembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Inyecciones Totales RMER por Agente

Octubre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Inyecciones Totales RMER por Agente

Noviembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Inyecciones Totales RMER por Agente

Diciembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Retiros Totales RMER por Agente

Septiembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Retiros Totales RMER por Agente

Octubre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Retiros Totales RMER por Agente

Noviembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Programación Retiros Totales RMER por Agente

Diciembre 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Inyecciones Mensuales Programadas México a Guatemala

Septiembre-Diciembre 2017

42,000

44,000

46,000

48,000

50,000

52,000

54,000

SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

Ene

rgía

(M

Wh

)

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Precio promedio diario Ex-ante y Ex-post

Septiembre-Diciembre 2017

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

US$

/MW

h

PRECIO EXANTE

PRECIO EXPOST

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Precio Ex Ante Mínimo, Promedio y Máximo

Septiembre-Diciembre 2017

-2

18

38

58

78

98

118

138

158

US$

/MW

h

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Precio Promedio diario Ex-ante en Nodo Moyuta (1126) y Fortuna (6096)

Septiembre-Diciembre 2017

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

US$

/MW

h

1126-MOYUTA

6096-FORTUNA

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Estadística de Contratos Firmes Declarados

0

5

10

15

20

25

300

1/0

9/2

01

7

08

/09

/20

17

15

/09

/20

17

22

/09

/20

17

29

/09

/20

17

06

/10

/20

17

13

/10

/20

17

20

/10

/20

17

27

/10

/20

17

03

/11

/20

17

10

/11

/20

17

17

/11

/20

17

24

/11

/20

17

01

/12

/20

17

08

/12

/20

17

15

/12

/20

17

22

/12

/20

17

29

/12

/20

17

Número de Contratos Firmes DeclaradosSeptiembre-Diciembre 2017

30 DFA: 19 DF A17018 DF A1707

3 DFM

31 DFA: 19 DF A17018 DF A1707

4 DFM

32 DFA: 19 DF A17018 DF A1707

5 DFM

27 DFA: 19 DF A17018 DF A1707

0 DFM

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Derechos Firmes Vigentes

Septiembre-Diciembre 2017

250

260

270

280

290

300

310

320

SETIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 0.00 MWTOTAL: 273.323 MW

DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 22.202 MWTOTAL: 295.526 MW

DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 37.423 MWTOTAL: 310.746 MW

DF(A1701): 211.24 MWDF(A1707): 62.083 MWDF(MENSUAL): 38.108 MWTOTAL: 311.432 MW

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

INFORME TÉCNICO RMER+PDC SEPTIEMBRE -DICIEMBRE 2017:

1. EVALUACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LOS CRITERIOS DE:CALIDADSEGURIDADDESEMPEÑO

2. CONCLUSIONES

FECHA 27

Todos los Derechos Reservados ® 2017Todos los Derechos Reservados ® 2018

Evaluación criterios de Calidad:

FrecuenciaCriterio: El 90% de las variaciones de la frecuencia promedio en períodos de 10 minutos, deberán estar

comprendidas dentro del rango de 0.03 Hz.

Área de

control

Porcentaje de variación dentro del rango (%) Desviación estándar de la frecuencia (Hz)

Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Guatemala 99.38 99.33 99.75 99.71 0.015 0.015 0.013 0.014

El Salvador 99.33 99.26 99.75 99.73 0.015 0.015 0.013 0.014

Honduras 99.35 99.26 99.75 99.71 0.015 0.015 0.013 0.014

Nicaragua 99.35 99.24 99.69 99.70 0.015 0.015 0.013 0.013

Costa Rica 99.35 99.22 99.68 99.73 0.015 0.015 0.014 0.014

Panamá 99.37 99.24 99.70 99.71 0.015 0.015 0.013 0.014

➢ Frecuencia máxima: 61.65 Hz, el día 5 de octubre 2017, a las 19:14 ocurre falla en la línea 230kV Masaya – San Martin, se generan

oscilaciones no amortiguadas en el SER, actuando el esquema ESIM004_OSC disparando bancos de transformadores 400/230kV de la sub.

Los Brillantes. Desconexión de línea interconexión 230 kV Cañas - Ticuantepe (Costa Rica - Nicaragua) separando el SER en 2 bloques

(norte y sur). Debido al exceso de generación en bloque sur (CRI-PAN-Sur de Nicaragua), la frecuencia incrementó hasta los 61.65 Hz.

➢ Frecuencia mínima: 59.01 Hz, mismo evento 5 de octubre 2017, en bloque norte (Guatemala, El Salvador, Honduras y Norte de

Nicaragua) el déficit de generación provocado por la pérdida de la inyección de generación desde el sistema de México, más la

separación del SER en dos bloques, provocan una caída de frecuencia en bloque norte hasta los 59.01 Hz, provocando la activación del

EDACBF regional hasta la segunda etapa.

Todos los Derechos Reservados ® 2018

Evaluación criterios de Calidad:

Voltaje (porcentaje de horas fuera de rango)

Criterio: La magnitud del voltaje en las barras de la RTR, debe mantenerse entre 0.95 y 1.05 p.u.

Datos fuente: SCADA Regional EOR.

Nodos con bajo voltajeNodos con alto voltaje

82

8

82

7

1

1

10

26

7

35

1

1

1

12

1

3

19

1

0 20 40 60 80 100

0.00% 0.50% 1.00% 1.50% 2.00% 2.50% 3.00% 3.50%

GUA-Alborada

HON-Santa Lucia

HON-Prados

HON-Nueva…

HON-Agua Caliente

NIC-Planta Che…

NIC-Amayo

NIC-Alba Rivas

NIC-San Martin

NIC-Leon I 138 kV

NIC-Leon I 230 kV

NIC-Pensa

NIC-Sebaco

NIC-Masaya

NIC-Planta Carlos…

CRI-Amayo

PAN-Caceres

PAN-Bayano

% Horas AltoVoltaje

No. Horas AltoVoltaje

6

1

3

5

2

2

46

7

74

42

528

3

113

0 100 200 300 400 500 600

0.00% 5.00% 10.00% 15.00%

GUA-Guatemala Sur

GUA-Los Brillantes

SAL-Ateos

SAL-Talnique

SAL-San Antonio

HON-Cajon

HON-Circunvalacion

HON-Agua Prieta

HON-Bermejo

HON-Cañaveral

HON-Progreso

HON-San Pedro Sula

HON-Toncontin

% Horas BajoVoltaje

No. Horas BajoVoltaje

Todos los Derechos Reservados ® 2018

Datos fuente: SCADA Regional EOR.

Evaluación de los CCSD en Operación Normal

Criterio: De conformidad con lo establecido en el Artículo 16.2.6.1, inciso a) del Libro III del RMER, para operación

normal: “El sistema debe: (a) permanecer estable, (b) la carga en todos los elementos debe ser igual o inferior a su

capacidad operativa, y (c) no debe haber desconexión de carga.”

Los elementos con carga superior a su límite térmico continuo (Rate A), se muestran en la tabla siguiente:

ÁREA ELEMENTO RATE A

Valor máximo

registrado

(MW)

Sobrecarga

máxima

(% respecto

RATE A)

Tiempo total

acumulado con

sobrecarga

(hh:mm)

Fecha de registro

valor máximo

Honduras L.T. 138kV Agua Prieta - Choloma 151.8 160.00 5.4% 14:00 02/10/2017

Panamá L.T. 230kV Boqueron - Mata de Nance 193 230.58 19.5% 21:40 17/09/2017

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Resumen de contingencias ocurridas en el SER

Datos fuente: SCADA Regional EOR, SCADA OS/OM e Informes de Eventos remitidos por los OS/OM

Mes Simple Múltiple Extrema Total

Septiembre 112 30 3 145

Octubre 143 46 1 190

Noviembre 43 15 3 61

Diciembre 32 15 2 49

Total 330 106 9 445

2820

73

119

4134

15

76

37 9

4 614

0 0 3 1 1 00

20

40

60

80

100

120

140

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Intercon

Distribución de contingencias por tipo y área de control

SIMPLE MULTIPLE EXTREMA

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Evaluación de las contingencias

Contingencias simples, total 330, de las cuales 8 no cumplieron con los CCSD:

Sistema Inestable (oscilaciones): 0

Disparos en cascada (no programados) : 5

Sobrecarga en elementos: 3

Voltajes fuera de rango: 0

Desconexión de carga: 1

Reducción de intercambios: 1

Contingencias múltiples, total 106, de las cuales 70 no cumplieron con los CCSD:

Sistema Inestable(Oscilaciones): 70

Disparos en cascada (no programados): 0

Sobrecarga en elementos: 0

Desconexión de carga: 2

Reducción de intercambios: 8

Contingencias extremas, total 9, que ocurrieron debido a disparos de centrales de generación (todas las unidades). De

dichas contingencias, ninguna provocó efectos severos en el SER.

Baja Frecuencia, el esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia (EDACBF) regional, operó en 3

ocasiones en el periodo de Septiembre - Diciembre 2017.

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Evaluación de la actuación del EDACBF regional

No Fecha y hora Evento ContingenciaFrecuencia

mínima

101/10/2017

18:08

Ocurre disparo de las dos unidades de la central Changuinola con una pérdida de generación de 160 MW,

disparo de línea 230kV Moin – Cahuita y actuación del esquema ESIM004_OSC por oscilaciones disparando

los transformadores 400/230kV de sub. Los Brillantes, perdiendo 104 MW desde México. Con la desconexión

de generación mencionada (160 MW + 104 MW), el SER presenta un déficit de generación de 264 MW.

CRI_01102017_18:08

PAN_01102017_18:08

GUA_01102017_18:0859.26

205/10/2017

19:14

Ocurre falla en línea 230kV Masaya – San Martin y la actuación del esquema ESIM004_OSC por oscilaciones,

disparando los bancos de transformadores 400/230kV de la subestación Los Brillantes. Se incrementa el flujo

Sur-Norte (S-N) en la línea de interconexión 230 kV Cañas - Ticuantepe (Costa Rica - Nicaragua) a 353 MW,

la cual se desconecta, dividiendo el SER en 2 bloques: norte (GUA-SAL-HON-NIC) y sur (NIC SUR-CRI-PAN).

NIC_05102017_19:13

GUA_05102017_19:14 59.01

303/11/2017

09:08

Las líneas 230kV Corobicí – Cañas y Ticuantepe – Cañas estaban fuera de servicio por mantenimiento (esta

última por emergencia), ocurre falla en la línea 230kV Arenal – Corobicí, provocando pérdida de 204 MW de

generación (PH Dengo y Sandillal), se incrementa la inyección México-Guatemala a más de 439 MW,

actuando el esquema EDALTBV, disparando la línea de interconexión 400kV Tapachula - Los Brillantes.

CRI_03112017_09:08 59.18

S- Satisfactoria,

NS- No satisfactoria

Evento 1 2 3

Área I I II I

Guatemala S S S S

El Salvador S NS S S

Honduras NS NS NS S

Nicaragua - S NS NS

Costa Rica S S NS S

Panamá S S S S

En el caso del área de control de

Honduras, ya se realizó la revisión y

corrección el 16 de octubre 2017

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Evaluación criterio de Desempeño:

Recuperación ACE ante pérdida de generaciónCriterio: Reducir a cero el valor del error de control de área (ACE), en un tiempo máximo de quince (15) minutos

después de ocurrida la pérdida de generación.

Area de ControlTotal de pérdidas de

generación (Neto≥40 MW)

Valores fuera de

límite

Guatemala 12 2

El Salvador 4 1

Honduras 3 0

Nicaragua 4 0

Costa Rica 10 0

Panamá 4 0

Total 37 3

Libro III, artículo 16.2.7.10 al 16.2.7.13

Fecha y hora ÁREA EventoPérdida

MW Inicio Final

TRecuperación

ACE >15 min

(minutos)

17/09/2017 GUAPérdida de generadores Las Fuentes II, El

Manantial, El Recreo 1 y 277.1 19:04:00 19:22:00 18

23/09/2017 SALDisparo U1 en Planta 5 de Noviembre y

reducción de generación en Planta Solar Antares79.0 13:31:00 13:52:00 21

09/10/2017 GUA

Disparo de línea de transmisión Tactic - Renace

2. Pérdida de plantas Renace 2, Renace 3, Xacbal

Delta y El Cafetal.

216.0 13:36:00 13:53:00 17

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Evaluación criterio de Desempeño:

Regulación secundaria de frecuencia (CPS_RMER)

Datos fuente: Archivo ACE remitido por el OS/OM. Libro III, artículo 16.2.7.1 al 16.2.7.4

Área 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Total

Guatemala 15 4 5 4 9 4 10 5 6 4 3 1 3 2 1 0 3 21 19 4 9 24 16 11 183

El Salvador 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2

Honduras 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 3

Nicaragua 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 1 0 4 1 0 1 2 4 1 1 1 1 0 1 20

Costa Rica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1

Panamá 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 15 4 5 4 10 5 10 5 6 4 5 1 7 4 1 1 5 27 20 7 10 25 16 12 209

Área 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Total

Guatemala 28 13 17 14 28 15 27 18 14 11 9 7 11 8 7 10 10 39 48 14 33 57 32 25 495

El Salvador 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 4

Honduras 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 2 2 3 2 3 2 0 3 2 1 0 0 0 0 24

Nicaragua 0 1 0 1 2 3 3 2 3 2 3 1 5 2 0 3 2 12 6 2 3 4 1 5 66

Costa Rica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1

Panamá 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2

Total 29 14 17 15 30 19 31 20 18 16 14 10 19 13 10 15 12 55 56 19 36 61 33 30 592

Horas fuera de rango (E10=0.03)

Área SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

Guatemala 65 44 51 23

El Salvador 1 0 0 1

Honduras 0 2 1 0

Nicaragua 5 9 3 3

Costa Rica 0 1 0 0

Panamá 0 0 0 0

Horas fuera de rango (E10=0.018)

Área SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

Guatemala 139 142 134 80

El Salvador 2 1 0 1

Honduras 4 11 1 8

Nicaragua 11 30 14 11

Costa Rica 0 1 0 0

Panamá 0 0 2 0

E10=0.03

E10=0.018

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Área Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Guatemala 151 117 183 180

El Salvador 167 166 185 183

Honduras 180 167 181 171

Nicaragua 200 189 207 205

Costa Rica 222 218 209 211

Panamá 222 209 212 214

Evaluación criterio de Desempeño:

Regulación secundaria de frecuencia (CPS1_NERC)

151167

180200

222 222

117

166 167

189

218209

183 185 181

207 209 212

180 183171

205 211 214

0

50

100

150

200

250

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

%

Área de Control

Porcentaje de cumplimiento del Criterio CPS1

sep-17 % CPS1 oct-17 % CPS1 nov-17 % CPS1 dic-17 % CPS1

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Desviaciones de Energía en Tiempo Real

Fuente DTER

-14

4

-14

-26

86

-12

4

55

-94

28

99

-13

3

-59

14

6

-10

9

-1

56 59

-56

26

-69

-4

47

-2

-47

32

-300

-200

-100

0

100

200

300

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA

MW

h

Área de Control

Desvíos de energía por país mayor a 4 MWH o al 5% (Arriba de lo permitido) de la

Transacción Programada según RMER (+) Inyección (-) Retiro

sep-17 oct-17 nov-17 dic-17

Todos los Derechos Reservados ® 2018

Desviaciones de Energía en Tiempo Real

15.00

0.83

5.28 5.28

0.00

5.00

9.95

0.94

6.99

1.34

0.40

8.87

4.58

0.14

8.47

4.17

0.14

5.695.65

0.00

8.20

3.90

0.40

4.30

0

2

4

6

8

10

12

14

16

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA

%

Área de Control

Porcentaje de horas en el mes con inyección de Energía en desvío mayor a 4 MWH o

al 5% de la Transacción Programada permitida por el RMER (Fuente: DTER)

sep-17 oct-17 nov-17 dic-17

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Banda Muerta AGC (+/- 2 MW)

Desviaciones de Energía

▪ Se concluye que el ajuste de ±2 MW en la Banda Muerta del AGC a nivel regional, es el que mejores resultados esta obteniendo

hasta la fecha, por lo que se recomienda mantenerlo y seguir realizando las evaluaciones.

-1500

-1250

-1000

-750

-500

-250

0

250

500

750

1000

1250

1500

Ene-1

4

Feb

-14

Mar-1

5

Ab

r-14

May-1

4

Jun

-14

Jul-1

4

Ago

-14

Sep

t-14

Oct-1

4

No

v-14

Dic-1

4

Ene-1

5

Feb

-15

Mar-1

5

Ab

r-15

May-1

5

Jun

-15

Jul-1

5*

Ago

-15

Sep

t-15

Oct-1

5

No

v-15

Dic-1

5

Ene-1

6

Feb

-16

Mar-1

6

Ab

r-16

May-1

6

Jun

-16

Jul-1

6

Ago

-16

Sep

t-16

Oct-1

6

No

v-16

Dic-1

6

Ene-1

7

Feb

-17

Mar-1

7

Ab

r-17

May-1

7

Jun

-17

Jul-1

7

Ago

-17

Sep

t-17

Oct-1

7

No

v-17

Dic-1

7

Desvíos Netos por Área de Control, arriba del margen de ±4MWH o el 5% de la Transacción Programada (MWH)

(+) Inyección (-) Retiro

GUA SAL HON NIC CRI PAN

Sin ajustes homologado de la BM

Ajuste de BM ±3 MW

Ajuste de BM ±2 MW

Ajuste de BM ±1 MW

Ajuste de BM ±2 MW

Nota: Ajuste de BM a +/- 2 MW en el mes de marzo 2016

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Evaluación del cumplimiento de la Reserva Rodante

De acuerdo a los datos reportados por los OS/OM en los archivos de declaración de reserva y en los

Pre-despachos Nacionales, durante los meses de septiembre a diciembre del 2017, los valores de

reserva rodante en la operación diaria de cada área de control, fueron mayores al 5% de su demanda

horaria, como lo establece el RMER.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL

PORCENTAJE PROMEDIO DE RESERVA RODANTE HORARIA

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Uso de las interconexiones del SER (GW-h y %)

Dirección N-S

Total

Dirección S-N

Interconexión Disponible Usado % de Uso

GUA-HON 878.40 82.79 9.43%

GUA-SAL 878.40 383.69 43.68%

SAL-HON 878.40 7.84 0.89%

HON-NIC 553.42 8.55 1.55%

NIC-CRI 595.56 0.05 0.01%

CRI-PAN 0.00 0.00 0.00%

Interconexión Disponible Usado % de Uso

GUA-HON 787.32 2.44 0.31%

GUA-SAL 787.32 0.49 0.06%

SAL-HON 787.32 117.89 14.97%

HON-NIC 595.76 116.56 19.56%

NIC-CRI 280.69 252.78 90.06%

CRI-PAN 753.76 152.24 20.20%

Interconexión Disponible Usado % de Uso

GUA-HON 1665.72 85.23 9.73%

GUA-SAL 1665.72 384.17 43.74%

SAL-HON 1665.72 125.74 15.87%

HON-NIC 1149.18 125.11 21.11%

NIC-CRI 876.25 252.83 90.06%

CRI-PAN 753.76 152.24 20.20%

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Conclusiones (1/2)

1. El porcentaje de cumplimiento del criterio de calidad, en cuanto a la frecuencia en el SER, fue superior a 99.51%,

mayor al 90% que indica el RMER. La desviación estándar máxima de la frecuencia fue de 0.015 Hz en el mes de

Octubre y la mínima fue de 0.013 Hz en Noviembre.

2. El perfil de voltaje en los nodos de la RTR, en operación normal es adecuado y conforme al criterio respectivo. Se

continua observando, en el área de control de Honduras, varios nodos con incumplimientos por bajo voltaje con

un porcentaje de horas mayor al 18% del periodo (mas de 500 horas en los 4 meses), así como un aumento en las

horas en que algunos nodos presentan alto voltaje, en estos últimos está conectada generación eólica y

fotovoltaica. Se ha remitido nota a la ENEE para revisar las acciones para corregir es tema es dicha área de

control.

3. Durante los eventos de pérdida de generación que ocurrieron en este período, las áreas de control usaron su

reserva rodante para el restablecimiento y el ACE se recuperó a 0 MW en un tiempo menor a los 15 minutos,

conforme lo establece el RMER; no obstante, en 3 de los 37 eventos ocurridos (8.1%), 2 en el área de control de

Guatemala y 1 en El Salvador, la respectiva recuperación del ACE se logró en tiempo mayor a 15 minutos. Lo

anterior no representa riesgos en la operación del SER.

4. Se observa el cumplimiento satisfactorio del criterio CPS1-NERC para todas las áreas de control, puesto que todas

se mantienen arriba del valor de 100%. De forma particular, las áreas de control de Costa Rica y Panamá

mantuvieron valores superiores a 200% durante el período evaluado, incluyendo a Nicaragua que presentó un

CPS1 mayor a 200% en septiembre y diciembre.

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Conclusiones (2/2)

6. Respecto a la actuación del EDACBF regional, se observa que para los 3 eventos ocurridos en el período

septiembre-diciembre 2017, han existido operaciones no satisfactorias en algunas áreas de control,

tanto en la primera etapa como en la segunda etapa. Entre las principales razones informadas por los

OS/OM, están los cambios topológicos en la red de distribución que a su vez causaron recolocación de

la carga y por tanto el porcentaje de carga en el momento del evento era menor al programado, y con

menos frecuencia, la operación errónea de los equipos de protección o de desconexión de los circuitos.

Así mismo, los OS/OM han realizado las medidas correctivas con los Agentes distribuidores.

7. De acuerdo con la evaluación de actuación del EDACBF regional, y de conformidad con lo establecido

en el artículo 7.2.6.16, inciso b), del libro III del RMER, se concluye que las áreas de control de

Guatemala y Panamá tuvieron un desempeño satisfactorio en la actuación del EDACBF regional para

todas las etapas y para todos los eventos ocurridos durante el período septiembre a diciembre 2017.

8. Respecto a la evaluación del desempeño de la Banda Muerta (BM) ajustada actualmente a ±2MW, se

observa un comportamiento estable de las desviaciones netas por área de control en el SER, las cuales

se mantienen con menor valor en comparación con el cuatrimestre pasado; por lo anterior, se concluye

que el ajuste de ±2 MW en la Banda Muerta del AGC a nivel regional, es el que mejores resultados

mantiene hasta la fecha, por lo que se recomienda continuar con dicho ajuste y su evaluación.

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