Informe Cuatrimestral de la operación técnica - comercial del MER Enero abril 2017

Transcripción

1 Informe Cuatrimestral de la operación técnica - comercial del MER Enero abril 217

2 Sección Comercial RMER+PDC ENERO-ABRIL 217 Inyecciones y Retiros programados MCR y MOR por país Inyecciones y Retiros programados MCR y MOR totales Inyecciones y Retiros programados por país y agente Precios ex ante / Precios ex post Declaraciones de CF

3 Agentes autorizados a realizar transacciones en el MER INFORMACIÓN ACTUALIZADA DEL 1 JUNIO 213 HASTA EL 3 ABRIL 217 TIPOS DE AGENTES AUTORIZADOS POR PAÍS PAÍS COMERCIALIZADOR GENERADOR DISTRIBUIDOR GRAN USUARIO TOTAL GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ TOTAL

4 1-ene 11-ene 21-ene 31-ene 1-feb 2-feb 2-mar 12-mar 22-mar 1-abr 11-abr 21-abr 1-may 11-may 21-may 31-may 1-jun 2-jun 3-jun 1-jul 2-jul 3-jul 9-ago 19-ago 29-ago 8-sep 18-sep 28-sep 8-oct 18-oct 28-oct 7-nov 17-nov 27-nov 7-dic 17-dic 27-dic MWh 1-mar mar-13 2-abr may-13 9-jun-13 4-jul jul ago sep oct-13 6-nov-13 1-dic dic-13 2-ene feb mar-14 5-abr-14 3-abr may jun jul-14 8-ago-14 2-sep sep oct nov dic-14 5-ene-15 3-ene feb mar abr-15 1-may-15 4-jun jun jul ago sep-15 7-oct-15 1-nov nov dic ene-16 9-feb-16 5-mar-16 3-mar abr may jun-16 8-jul-16 2-ago ago sep oct-16 1-nov-16 5-dic-16 3-dic ene feb mar-17 9-abr-17 MWh Histórico de Inyecciones diarias en el MER 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, Inyecciones Diarias en el MER (marzo abril 217) 3 marzo 217: se presentó el mayor registro de inyección diaria programada en la historia del MER 11,651.4 MWh , 12, 1, 11,645.5 Comparativo diario de Inyecciones años 213, 214,215, 216 y 217 8, 6, 4, 2,

5 Energía (MWh) Energía (MWh) Contratos Programados Enero-Abril 217 Inyección 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ enero febrero marzo abril Retiro 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ enero febrero marzo abril

6 Energía (MWh) Energía (MWh) Ofertas de Oportunidad Programadas Enero-Abril 217 Inyección 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ Retiro enero febrero marzo abril 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5, GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ enero febrero marzo abril

7 Energía (MWh) Inyecciones del Mercado de Contratos y del Mercado de Oportunidad Enero-Abril , 16, 14, 12, 1, 8, 6, Enero Febrero Marzo Abril 4, 2, MCR MOR

8 Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh) 24,638, 14% 1,79, % Enero ,129, 11% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA 133,31, 75% COSTA RICA PANAMÁ 11,182, 6% 22, % Febrero ,411, 9% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ 148,573, 83%

9 Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh) Marzo 217 3,31, 2% 23,662, 11% 5,444, 2% 3,126, 1% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ Abril ,591, 84% 4,242.15, 2% 14,488.4, 8% , 1% 1,627.75, 6% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ 153,96.8, 83%

10 Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh) Enero ,573, 8% 1,353, 1% 21,487, 12% 141,196, 79% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ Febrero 217 9,877, 5% 1,59, 1% 19,624, 11% 31,696, 18% 117,158, 65% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

11 Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh) Marzo ,9, 6% 4,825, 2% 12,51, 6% 33,24, 15% 155,48, 71% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ Abril 217 7,36.23, 4% 1,442.78, 6% 34,722.72, 19% 7., % 131,816.1, 71% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ

12 Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Enero , 3, MWh Inyecciones Enero 25, 2, 15, 1, 5,

13 Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Febrero 217 3, MWh Inyecciones Febrero 25, 2, 15, 1, 5,

14 Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Marzo , MWh Inyecciones Marzo 3, 25, 2, 15, 1, 5,

15 Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Abril 217 3, MWh Inyecciones Abril 25, 2, 15, 1, 5,

16 Programación Retiros Totales RMER por Agente Enero 217 3, MWh Retiros Enero 25, 2, 15, 1, 5,

17 Programación Retiros Totales RMER por Agente Febrero , MWh Retiros Febrero 3, 25, 2, 15, 1, 5,

18 Programación Retiros Totales RMER por Agente Marzo , MWh Retiros Marzo 3, 25, 2, 15, 1, 5,

19 Programación Retiros Totales RMER por Agente Abril 217 MWh 35, Retiros Abril 3, 25, 2, 15, 1, 5,

20 Inyecciones Mensuales Programadas México Enero-Abril 217 9, MWh Inyección Mensual México a Guatemala 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1, Enero Febrero Marzo Abril Fuente: Informe de Transacciones Económicas y Programas de Despacho Diario, AMM

21 US$ Precio promedio diario Ex-ante y Ex-post Enero-Abril 217 $1 $9 $8 $7 $6 $5 $4 PRECIO EXANTE PRECIO EXPOST $3 $2 $1 $-

22 Precio Ex Ante Mínimo, Promedio y Máximo Enero-Abril 217 $16 $14 $12 $1 $8 $6 MAXIMO PROMEDIO MINIMO $4 $2 $- 1-ene. 8-ene. 15-ene. 22-ene. 29-ene. 5-feb. 12-feb. 19-feb. 26-feb. 5-mar. 12- mar. 19- mar. 26- mar. 2-abr. 9-abr. 16-abr. 23-abr. 3-abr.

23 Precio Promedio diario Ex-ante en Nodo Moyuta(1126) y Fortuna (696) Enero-Abril 217 $12 $1 $8 $6 $4 $ MOYUTA 696-FORTUNA $- 1-ene. 8-ene. 15-ene. 22-ene. 29-ene. 5-feb. 12-feb. 19-feb. 26-feb. 5-mar. 12-mar. 19-mar. 26-mar. 2-abr. 9-abr. 16-abr. 23-abr. 3-abr.

24 1/1/217 4/1/217 7/1/217 1/1/217 13/1/217 16/1/217 19/1/217 22/1/217 25/1/217 28/1/217 31/1/217 3/2/217 6/2/217 9/2/217 12/2/217 15/2/217 18/2/217 21/2/217 24/2/217 27/2/217 2/3/217 5/3/217 8/3/217 11/3/217 14/3/217 17/3/217 2/3/217 23/3/217 26/3/217 29/3/217 1/4/217 4/4/217 7/4/217 1/4/217 13/4/217 16/4/217 19/4/217 22/4/217 25/4/217 28/4/217 Estadística de Contratos Firmes Declarados Número de Contratos Firmes Declarados Enero-Abril DFA: 7 DF A167 1 DF A171 DFM 17 DFA: 7 DF A167 1 DF A171 DFM 17 DFA: 7 DF A167 1 DF A171 DFM 17 DFA: 7 DF A167 1 DF A171 DFM

25 MW Derechos Firmes Vigentes Enero-Abril 217 DF(A167): MW DF(A171): MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: MW DF(A167): MW DF(A171): MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: MW DF(A167): MW DF(A171): MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: MW DF(A167): MW DF(A171): MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: MW Enero Febrero Marzo Abril

26 Sección técnica RMER+PDC ENERO-ABRIL 217 Contenido 1. Evaluación del cumplimiento de los criterios: Calidad Seguridad Desempeño 2. Conclusiones

27 Evaluación criterios de calidad: Frecuencia Criterio: El 9% de las variaciones de la frecuencia promedio en períodos de 1 minutos, deberán estar comprendidas dentro del rango de.3 Hz. Área de control Porcentaje de variación dentro del rango (%) Desviación estándar de la frecuencia (Hz) Enero Febrero Marzo Abril Enero Febrero Marzo Abril Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Frecuencia máxima: Hz, debido al evento del 17 de marzo 217 a las 19:32 horas. El SER se dividió en bloque centro con SAL HON-NIC y el bloque sur con CRI PAN. El bloque sur alcanzó una frecuencia de hasta Hz (PMU Rio Claro) por exceso de generación y activó el esquema de desconexión de generadores por sobre-frecuencia en ambas áreas de control. Frecuencia mínima: Hz, debido al evento del día 16 de enero 217 a las 9:18 horas. El SER se dividió en bloque norte MEX-GUA-SAL-HON-NIC y bloque sur con CRI-PAN. El bloque norte quedó con déficit de generación, por lo que la frecuencia cayó a Hz, actuando hasta la etapa de apertura de interconexiones del EDACBF. Datos fuente: Archivo ACE y reportes de eventos remitido por el OS/OM. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD

28 Evaluación criterios de calidad: Voltaje (porcentaje de horas fuera de rango) La magnitud del voltaje en las barras de la RTR entre.95 y 1.5 p.u. Nodos con alto voltaje Nodos con bajo voltaje PAN-Mata de Nance 1 PAN-Pacora 6 PAN-Chorrera 6 PAN-Panama 1 PAN-Caceres 2 PAN-Santa Rita 11 NIC-Tipitapa 2 NIC-San Martin 1 NIC-Alba Rivas 1 NIC-Amayo 1 HON-Pavana 1 HON-Nueva Nacaome 2 HON-Agua Caliente 8 HON-Santa Lucia 18.%.2%.4%.6%.8% % Horas Alto Voltaje No. Horas Alto Voltaje PAN-Guasquitas PAN-Veladero CRI-Cachi NIC-San Martin NIC-Alba Rivas NIC-Amayo NIC-Ticuantepe NIC-Masaya NIC-Planta Che Guevara HON-Amarateca HON-Rio Lindo HON-San Buenaventura HON-Agua Prieta HON-La Vegona HON-Circunvalacion HON-Cajon SAL-Nejapa SAL-Santa Ana GUA-Guatemala Sur % 2.% 4.% 6.% % Horas Bajo Voltaje No. Horas Bajo Voltaje Datos fuente: SCADA Regional EOR. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD

29 Evaluación de los CCSD en Operación Normal Artículo , inciso a) del Libro III del RMER para operación normal: El sistema debe: 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) Sobrecarg a máxima (% respecto RATE A) Tiempo total acumulado con sobrecarga (hh:mm) Fecha de registro valor máximo El Salvador L.T. 115kV Acajutla - Sonsonate % :8 3/3/217 El Salvador L.T. 115kV Ahuachapán - Santa Ana % :11 3/3/217 Honduras L.T. 138kV Agua Prieta - Choloma % 1:29 22/4/217 Panama L.T. 115kV Caceres - Panama % 1:28 26/3/217 Datos fuente: SCADA Regional EOR. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD

30 Resumen de contingencias en el SER Mes Simple Múltiple Extrema Total Enero Febrero Marzo Abril Total Distribución de contingencias por tipo y área de control Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Intercon SIMPLE MULTIPLE EXTREMA Datos fuente: SCADA Regional EOR, SCADA OS/OM e Informes de Eventos remitidos por los OS/OM

31 Evaluación de contingencias Contingencias simples, total 155, de las cuales 6 se desvían de los CCSD: Sistema Inestable (oscilaciones): 1 Disparos en cascada (no programados) : 5 Sobrecarga en elementos: 1 Voltajes fuera de rango: Desconexión de carga: 4 Reducción de intercambios: 2 Contingencias múltiples, total 48, de las cuales 8 se desvían de los CCSD : Sistema Inestable(Oscilaciones): 3 Disparos en cascada (no programados): 5 Sobrecarga en elementos: 1 Desconexión de carga: 4 Reducción de intercambios: 3 Contingencias extremas, total 9, de las cuales 8 se debieron a disparos de centrales de generación (todas las unidades) y 1 a la salida de una barra (SE Trapiche). De dichas contingencias la pérdida de la Planta El Coco en Panamá con 197 MW provocó la actuación del EDACBF en la su primera etapa en Guatemala y El Salvador. Baja Frecuencia, el esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia operó en 9 ocasiones en el periodo en el cuatrimestre Enero - Abril 217.

32 Operaciones del EDACBF No Fecha y hora 1 9/1/217 9:13 2 9/1/217 17: /1/217 9:18 4 4/3/217 9:2 5 12/3/217 14: /3/217 19: /3/217 18: /3/217 2:9 9 26/4/217 7:48 Evento Contingencia Disparo de la L. T. 23 kv El Coco - Panama II, que provoca la perdida de 127 MW de carga en Panamá. SER se divide en 2 bloques (Norte y Sur), el bloque Norte queda con déficit por disparo de la L. I. 4 kv Tapachula - Los Brillantes. Disparo de las L. T. 23 kv Fortuna La Esperanza y Changuinola - Cañazas, provocando la pérdida de 242 MW de generación en Panamá y Costa Rica. Se produce la separación del SER en dos bloques. El bloque sur con NIC, CRI y PAN queda con un déficit total de 367 MW de generación, por lo cual la frecuencia cae hasta los Hz. Disparo de la L. D kv Chorrera - Vacamonte, que provoca la perdida de 222 MW de carga en Panamá. SER se divide en 2 bloques (Norte y Sur), el bloque Norte queda con déficit por disparo de la L. I. 4 kv Tapachula - Los Brillantes. Disparo de las L. T. 23 kv Agua Fría Nueva Nacaome, provocando el disparo de la L. T. 23 kv Agua Caliente - Agua Fría, causando la pérdida de 148 MW de generación en Honduras. Luego, disparo de la L. I. 4 kv Tapachula - Los Brillantes. Desconexión del transformador T92 23/34.5 kv de SE El Coco en Panamá, lo que provoca la pérdida de 21 MW de generación. PAN_91217 _9:12 PAN_91217 _17:56 PAN_ _9:17 HON_4321 7_9:2 PAN_ _14:53 Explosión de TC en la barra B de la SE Panamá, provocando la perdida de 34 MW de carga. SER se divide PAN_ en 2 bloques (Norte y Sur), el bloque Norte queda con déficit por disparo de la L. I. 4 kv Tapachula - Los _19:32 Brillantes. Explosión de TC en la barra B de la SE Panamá, provocando la pérdida de 9 MW de carga y 75 MW de generación. Sobrecarga en la L. T. 23 kv Masaya San Martín de Nicaragua, activando el ECS asociado, desconectando L. I. 23kV Amayo Liberia. Disparo de la L. I. 4kV Tapachula Los Brillantes. Disparo de la L. T. 115 kv Panamá ll Cerro Viento, provocando la pérdida de 24 MW de carga. SER se divide en 2 bloques (Norte y Sur), el bloque Norte queda con déficit por disparo de la L. I. 4 kv Tapachula - Los Brillantes. Disparo de la L. I. 23kV Aguacapa La Vega ll y en consecuencia el disparo de la L. I. 4 kv Tapachula Los Brillantes, este disturbio provoca una pérdida de generación en Guatemala de 48 MW. PAN_ _18:16 PAN_ _2:9 GUA_ _7:48 Frec. Mín. registrada

33 Evaluación actuación EDACBF Evento Área I II I II I II I I I I II I II I II Guatemala S S - - S S S S - - S S S S S S El Salvador S NS - - S NS NS NS S S NS - NS - S NS Honduras S S - - S S S - S S S - S S S S Nicaragua S NS S S S NS - - S NS NS - S NS S S Costa Rica S - S NS - - S S NS - - S - Panamá S - S S - - NS NS - S- Operación Satisfactoria, NS- No satisfactoria 33

34 Evaluación criterio de desempeño: Recuperación ACE ante pérdida generación Criterio: Reducir a cero el valor del error de control de área, en un tiempo máximo de quince (15) minutos después de ocurrida la pérdida de generación. Area de Control Total de pérdidas de generación (Neto 4 MW) Valores fuera de límite Guatemala 9 3 El Salvador 3 1 Honduras 7 Nicaragua 4 Costa Rica 3 Panamá 6 Total 32 4 Fecha y hora ÁREA Evento Pérdida MW Inicio Final TRecuperacion ACE >15 min (minutos) 3/2/217 1:38 GUA Perdida de Planta San Jose :38: 1:58: :2 18/3/217 1:1 SAL Perdida de Planta Acajutla, Planta Termopuerto, y L. T. 115 KV Acajutla - Ateos :1: 1:28: :18 7/4/217 1:26 GUA Perdida de Planta San Jose :26: 1:42: :16 24/4/217 1:33 GUA Perdida de lineas de transmision 23 kv Costa Linda - Pacifico, Costa Linda - San Jose :33: 1:49: :16 Libro III, artículo al

35 Evaluación criterio de desempeño: Regulación secundaria de frecuencia (CPS_RMER) Horas fuera de rango (E1=.3) Área Enero Febrero Marzo Abril Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica 1 Panamá 2 E1=.3 Área Total Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica 1 1 Panamá Total E1=.18 Horas fuera de rango (E1=.18) Área Enero Febrero Marzo ABRIL Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica 1 1 Panamá Área Total Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total Datos fuente: Archivo ACE remitido por el OS/OM. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD Libro III, artículo al

36 % Evaluación criterio de desempeño: Regulación secundaria de frecuencia (CPS1_NERC) Porcentaje de cumplimiento del Criterio CPS ene-17 % CPS1 feb-17 % CPS1 mar-17 % CPS1 abr-17 % CPS Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Área de Control Área Enero Febrero Marzo Abril Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

37 MWh Desviaciones de Energía en Tiempo Real Desvíos de energía por país mayor a 4 MWH o al 5% (Arriba de lo permitido) de la Transacción Programada segun RMER (+) Inyección (-) Retiro ene-17 feb-17 mar-17 abr GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA Área de Control Fuente DTER

38 % Desviaciones de Energía en Tiempo Real Porcentaje de horas en el Mes con inyección de Energia en desvio mayor a 4 MWH o al 5% de la Transacción Programada Pérmitido por el RMER (Fuente: DTER) ene-17 feb-17 mar-17 abr GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA Área de Control

39 Banda Muerta AGC (+/- 2 MW) Desviaciones de Energía Desvios 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 Ajuste de BM ±3 MW Ajuste de BM ±2 MW Ajuste de BM ±1 MW Ajuste de BM ±2 MW Sin ajustes homologado de la BM Abr-17 Mar-17 Feb-17 Ene-17 Dic-16 Nov-16 Oct-16 Sept-16 Ago-16 Jul-16 Jun-16 May-16 Abr-16 Mar-16 Feb-16 Ene-16 Dic-15 Nov-15 Oct-15 Sept-15 Ago-15 Jul-15* Jun-15 May-15 Abr-15 Mar-15 Feb-15 Ene-15 Dic-14 Nov-14 Oct-14 Sept-14 Ago-14 Jul-14 Jun-14 May-14 Abr-14 Mar-15 Feb-14 Ene-14 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 continuar con las evaluaciones

40 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 enero a abril del 217, los valores de reserva rodante en la operación diaria de cada área de control, fueron mayor al 5% de su demanda horaria. 3 SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL PORCENTAJE PROMEDIO DE RESERVA RODANTE HORARIA

41 Uso de las interconexiones del SER (GW-h y en %) Dirección N-S Dirección S-N Total INT Disponible Usado % de Uso GUA-HON % GUA-SAL % SAL-HON % HON-NIC % NIC-CRI % CRI-PAN % INT Disponible Usado % de Uso GUA-HON % GUA-SAL % SAL-HON % HON-NIC % NIC-CRI % CRI-PAN % INT Disponible Usado % de Uso GUA-HON % GUA-SAL % SAL-HON % HON-NIC % NIC-CRI % CRI-PAN %

42 Conclusiones 1. El porcentaje de cumplimiento del criterio de calidad, en cuanto a la frecuencia en el SER, fue superior a %, mayor al 9% que indica el RMER y la desviación estándar de.17 Hz. 2. El perfil de voltaje en los nodos de la RTR, en operación normal es adecuado y conforme el criterio respectivo. De forma local, en el área de control de Honduras se observa un incremento de las horas en que se presentan bajos voltajes en algunos nodos. Así mismo, también en el área de control de Honduras, se observa un aumento en las horas en que algunos nodos presentan alto voltaje, en estos últimos está conectada generación eólica y fotovoltaica. 3. Durante los 32 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 MW en un tiempo menor a los 15 minutos conforme lo establece el RMER; no obstante, en 4 de los 32 eventos (12%), 3 ocurridos en el área de control de Guatemala y 1 en El Salvador, la recuperación del ACE se logró en tiempo mayor a 15 minutos.

43 Conclusiones 4. Respecto a los eventos del 17 y 21 de marzo 217, originados por explosiones en Transformadores de Corriente en la subestación Panamá, el EOR en coordinación con el OS/OM respectivo, a realizado y está realizando las siguientes acciones: En fecha 15 de febrero 217, se implementaron ajustes al ECS por sobrecarga de la línea 23 kv Masaya San Martin, desde lo cual ha operado correctamente de conformidad con su lógica y ajustes actuales. En fecha 2 de marzo 217, se implementaron ajustes al ECS ESIM4_OSC con lo cual actúa ante oscilaciones de amplitud/magnitud constante y en un rango de.1 a.9 Hz Se revisaron detalladamente los ajustes de bloqueo por oscilaciones de la línea 23 kv Ticuantepe-Cañas, y se determinó que dichos ajustes han estado actuando correctamente, por lo que se mantienen. Se completó la implementación en mayo 217, de una 3ª etapa del EDACBF regional y se modificó la etapa de apertura de las interconexiones a un umbral de 58.8 Hz con 1 segundo de retardo intencional. Se está realizando la implementación de un ECS en el área de control de Panamá que, ante pérdida de carga, desconecte generación para evitar los flujos de potencia en dirección Sur-Norte. Se está realizando un estudio para homogenizar la 3ª etapa del EDACBF regional.

44 Conclusiones 5. Respecto a la evaluación del desempeño con el ajuste de Banda Muerta (BM) a ±2MW, durante el período marzo 216 abril 217, 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 los otros ajustes de la BM evaluados en periodos anteriores; 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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