ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA

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1 ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 Para: Superintendencia de Electricidad Preparado por: Gerencia de Operaciones V0 PREPARADO POR REVISADO POR APROBADO POR FECHA Fausto Aquino Ingeniero Analista Ercilio Morillo Enc. Interino Supervisión Julián Zuluaga Gerente de Operaciones

2 ÍNDICE GENERAL 1 RESUMEN EJECUTIVO CALIDAD DE LA OPERACION CALIDAD DE LA FRECUENCIA COMPORTAMIENTO DIARIO DE LA FRECUENCIA EN EL TABLA PROMEDIO MENSUAL DE LA EVOLUCIÓN DE LA FRECUENCIA COMPORTAMIENTO PROMEDIADO POR PERÍODO HORARIO DE LOS MÁRGENES DE REGULACIÓN FRECUENCIA EN EL CALIDAD DE LA TENSIÓN COMPORTAMIENTO DIARIO DE LA PERMANENCIA DEL VOLTAJE EN EL S RELEVANTES NÚMERO DE DISPARO DE UNIDADES DE GENERACIÓN POR EMPRESA OCURRIDOS EN EL AÑO SEGUIMIENTO A LOS ARRANQUES DE UNIDADES TÉRMICAS A GAS Y TÉRMICAS A VAPOR EN EL ASPECTOS ECONÓMICOS DURACIÓN EN HORAS DE LOS SUBSISTEMAS FÍSICOS Y/O ECONÓMICOS OCURRIDOS EN EL AÑO SEGUIMIENTO AL COSTO OPERATIVO DEL SENI REDESPACHOS DE LA OPERACIÓN REALIZADOS EN EL AÑO SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES DURANTE EL AÑO SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES GENERACIÓN SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES DE DEMANDA SEGUIMIENTO A LA EJECUCIÓN DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO NIVEL DE IMPLEMENTACIÓN DEL SCADA DEL CCE CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS MÍNIMOS DEL CÓDIGO DE CONEXIÓN DE LAS PROTECCIONES DE LAS LÍNEAS A 138 KV Y 345 KV DEL SENI PRODUCCION Y DEMANDA DE ENERGIA EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN AÑO COMPARACIÓN MENSUAL DE LA ENERGÍA PROGRAMADA VS ABASTECIDA Y DESVIACIÓN ENERGÍA AÑO DÍAS CON MÁXIMA DEMANDA DE ENERGÍA EN CADA MES DURANTE EL AÑO PERIODOS HORARIO DE MÁXIMA DEMANDA DE ENERGÍA POR MES DURANTE EL PORCENTAJE DE ENERGÍA GENERADA POR EMPRESA EN GWH AÑO PORCENTAJE DE ENERGÍA GENERADA POR TIPO DE COMBUSTIBLE AÑO 2012 EN GWH INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 2 de 111

3 9.7 DETALLE DE ENERGÍA ABASTECIDA POR DE GENERACIÓN AÑO POTENCIA INSTALADA Y CAPACIDAD EFECTIVA DISPONIBLE AÑO CONCLUSIONES RECOMENDACIONES INDICE DE TABLAS TABLA 1. CALIDAD DE LA FRECUENCIA 7 TABLA 2. CALIDAD DEL VOLTAJE 7 TABLA 3.PROMEDIO MENSUAL DE LA FRECUENCIA TABLA 4. NÚMERO DE DISPARO POR EMPRESA AÑO TABLA 5. NÚMERO DE MANTENIMIENTOS SUSPENDIDOS Y EJECUTADOS POR ZONA AÑO TABLA 6. PASOS O FASES PARA LA VALIDACIÓN DEL SCADA 33 TABLA 7. RESUMEN DE LA VALIDACIÓN DEL SCADA A DICIEMBRE DE TABLA 8. ESTADO DE CUMPLIMIENTO PROTECCIÓN PRINCIPAL Y DE RESPALDO EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 37 TABLA 9. ESTADO DE CUMPLIMIENTO PROTECCIÓN DIFERENCIAL EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 37 TABLA 10. VALIDACIÓN DEL SCADA EN CUMPLIMIENTO DE LOS REQUERIMIENTOS CÓDIGO DE CONEXIÓN ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. TABLA 11. EVOLUCIÓN MENSUAL DE LA GENERACIÓN TABLA 12.ENERGÍA POR UNIDADES TABLA 13.CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE EN EL AÑO TABLA 14. DETALLES DE S RELEVANTES AÑO INDICE DE FIGURAS FIGURA 1. EVOLUCIÓN DE LA CALIDAD DE LA FRECUENCIA EN EL SENI PROMEDIO MENSUAL AÑO FIGURA 3. MÁRGENES DE REGULACIÓN PROMEDIADO POR PERÍODO AÑO FIGURA 4. EVOLUCIÓN DE LA CALIDAD DEL VOLTAJE EN EL SENI PROMEDIO MENSUAL AÑO FIGURA 5. PROMEDIO DE VOLTAJE EN BARRAS DEL SENI A 345 KV, 138 KV Y 69 KV AÑO FIGURA 6. NÚMERO DE S OCURRIDOS EN EL SENI EN EL AÑO FIGURA 7. PORCENTAJE DE S OCURRIDOS EN EL SENI EN EL AÑO FIGURA 8. IDENTIFICACIÓN DE LAS DE LOS S EN EL AÑO FIGURA 9. CANTIDAD DE S POR MESES EN EL AÑO FIGURA 10. TIPO DE FALLA IDENTIFICADA EN LOS ANÁLISIS DETALLADOS DURANTE EL AÑO FIGURA 11. CANTIDAD DE ARRANQUE UNIDADES TÉRMICAS A GAS Y TÉRMICAS A VAPOR FIGURA 12. DESACOPLES FÍSICOS Y/O ECONÓMICOS EN HORAS PARA EL AÑO FIGURA 13. DESACOPLES ECONÓMICOS IMPORTANTES EN HORAS POR MES EN EL AÑO FIGURA 14. INDISPONIBILIDAD DE POR ORDEN ADMINISTRATIVA AÑO FIGURA 15. MESES DE OCURRENCIA DE INDISPONIBIDAD DE POR ORDEN ADMINISTRATIVA AÑOS 2011 Y FIGURA 16. NÚMERO DE REDESPACHOS REALIZADOS AÑO FIGURA 17. SEGUIMIENTO A LOS COSTOS OPERATIVOS REPROGRAMADOS VS REALES 27 FIGURA 18. VALOR ABSOLUTO DE LAS DESVIACIONES DEL COSTO OPERATIVO DEL PROGRAMA DE OPERACIÓN ÓPTIMO VERSUS EL COSTO OPERATIVO REAL (MM$) 28 FIGURA 19. SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES >7% EN LA GENERACIÓN 29 FIGURA 20. SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES >10% EN LA DEMANDA 29 FIGURA 21. SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES >10% EN LA DEMANDA DE LOS UNR>15 MW 30 INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 3 de 111

4 FIGURA 22. NÚMERO DE MANTENIMIENTOS EJECUTADOS Y SUSPENDIDOS POR TRANSMISIÓN Y GENERACIÓN AÑO FIGURA 23. NÚMEROS DE MANTENIMIENTOS EJECUTADOS Y SUSPENDIDOS AÑO FIGURA 24. NÚMERO DE MANTENIMIENTOS EJECUTADOS FUERA DE HORARIO APROBADO AÑO FIGURA 25. NÚMERO DE MANTENIMIENTOS SUSPENDIDOS Y EJECUTADOS POR ZONA AÑO FIGURA 26. COMPORTAMIENTO DE LA ENERGÍA PROGRAMADA VS. ENERGÍA ABASTECIDA MENSUAL PORCENTAJE DE DESVIACIÓN ABSOLUTA. 39 FIGURA 27. COMPARACIÓN DE LA ENERGÍA PROGRAMADA VS. ENERGÍA ABASTECIDA MENSUAL PORCENTAJE DE DESVIACIÓN ABSOLUTA 39 FIGURA 28. DÍA DE MÁXIMA DEMANDA DEL MES EN EL AÑO FIGURA 29. PERIODOS HORARIOS DE MÁXIMA DEMANDA EN EL FIGURA 30. ENERGÍA ABASTECIDA POR EMPRESA DE GENERACIÓN AÑO FIGURA 31. ENERGÍA ABASTECIDA POR TECNOLOGÍA DE GENERACIÓN. 41 INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 4 de 111

5 1 RESUMEN EJECUTIVO Atendiendo al artículo 187 del RGLE, el Organismo Coordinador (OC-SENI) emite el presente informe que contiene una síntesis de las condiciones de operación del SENI y del mercado para el año 2012, considerando en detalle la calidad de la operación, eventos de relevantes, aspectos económicos de la operación, desviaciones de la demanda y potencia generada, producción de las unidades de generación, potencia instalada, capacidad efectiva y los mantenimientos programados. Para el 2012 se abasteció un aproximado de 13,355.8 GWh de energía bruta, siendo julio el mes de mayor demanda abastecida con un total de 1, GWh, la demanda máxima diaria se registró el martes 16 de octubre con un valor de GWh, y la demanda horaria máxima ocurrió el viernes 05 de octubre en el periodo 20 y la misma fue de 2.07 GWh. La energía total bruta entregada en el año 2012 aumentó en un 7.12% equivalente a GWh en relación al año A continuación se destacan hechos relevantes ocurridos en el SENI como incorporación de nueva generación, elementos nuevos de transmisión y fallas importantes que acontecieron en el SENI durante el año 2012 destacamos los siguientes: El 07 de marzo 2012, se iniciaron las pruebas con la central de San Lorenzo 1 de 34 MW, con tecnología de turbina de gas a ciclo simple, usando combustible fuel oíl #2, entrando comercialmente en operación el 25 de agosto. El martes 08 de mayo de 2012 entró en operación comercial al SENI, la central Estrella del Mar 2 con una potencia instalada de 110 MW. El domingo 28 de abril de 2012 entró en servicio la línea 138 kv Hainamosa - Los Mina L3, impactando positivamente la operación del SENI al aumentar la capacidad de transporte desde la zona Este al resto del SENI. El 14 de mayo de 2012 entró en servicio la línea 138 kv Los Mina Palamara, impactando positivamente la operación del SENI al aumentar la capacidad de transporte desde la zona Este al resto del SENI. El viernes 22 de junio de 2012 se conectó a la barra 69 kv de la subestación de Arroyo Hondo el banco de capacitores de 20 MVAr, impactando positivamente la operación del SENI al mejorar la calidad de la tensión en esa zona. A partir del mes de junio 2012 se inició con la aplicación de la resolución SIE , que establece entre otras cosas la realización de reprogramaciones cada dos horas, por este concepto se realizan mensualmente alrededor de 354 redespachos. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 5 de 111

6 El sábado 21 de julio de 2012 entró en operación comercial al SENI la central INCA KM 22 con una potencia instalada de 14.6 MW. El sábado 03 de agosto de 2012 se interconecta con el SENI la Subestación 138 kv La Isabela.. El domingo 05 de agosto de 2012 se energizó la línea 69 kv km 15 de Azua Guanito, sincronizando en pruebas ese mismo día la central hidroeléctrica de Palomino de 80 MW. El 24 de agosto de 2012 ocurrió un desacople físico en la zona Este con la salida de servicio de la S/E 138 kv Hainamosa, para ese día las condiciones atmosféricas no eran muy favorables, la tormenta ISAAC afectaba el territorio dominicano. A partir del 25 de agosto 2012 se implementa la Resolución No. OC con determinaciones sobre el tiempo mínimo de permanencia en línea (TMPL) de algunas centrales térmicas del SENI. El miércoles 26 de septiembre de 2012 la Central Estrella del Mar 2 a las 11h19 entró en el servicio de regulación de frecuencia primaria por vez primera en el SENI. El 25 de octubre de 2012 a las 06h50 se produce el colapso total del SENI por el paso de la tormenta SANDY, se registraron descargas atmosféricas en la línea 138 kv Palamara - Villa Mella, despejada adecuadamente en la subestación de Villa Mella, y no despejada en Palamara por el sistema de protección de la Subestación. El 08 de noviembre 2012 a las 10h32 sincronizó al SENI en calidad de prueba la Central Los Orígenes con capacidad de 25 MW, la operación se realiza utilizando gas natural. En el año 2012, la empresa con mayor aportación al SENI fue AES-Andrés con un 15.64%, equivalente a GWh, seguido luego por EGE-HIDROELECTRICA con un 13.26%, equivalente a GWh y EGE-ITABO con un 12.08% correspondientes a GWh. Los combustibles más usados en el año 2012 para la generación fue el fuel oíl #6, en un 35.61%, seguido por el gas natural con un 31.21%. La frecuencia del SENI para el año 2012 estuvo en promedio el 95.5% del tiempo en el rango de [59.75,60.25] Hz y el 77.6% del tiempo en el rango de [59.85,60.15] Hz registrándose respecto al año 2011 un aumento en un 6.2% en el rango ± 0.15 Hz, y un 3.7% rango ± 0.25 respecto de los tiempos normados en el Art. 150 del Reglamento para la aplicación de la Ley General de Electricidad (RGLE). INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 6 de 111

7 Tabla 1. Calidad de la Frecuencia CALIDAD DE LA FRECUENCIA DURACIÓN DE LA FRECUENCIA EN LOS RANGOS ESTABLECIDOS EN EL ART. 150 DEL RALGE RANGO RANGO FRECUENCIA [± 0.15 Hz] [± 0.25 Hz] Promedio año % 95.5% Promedio año % 91.8% Indicadores -21.4% -4.3% Meta RLGE 99.0% 99.8% El voltaje promedio del SENI para el año 2012 se mantuvo el 99.3% del tiempo dentro del rango [0.95,1.05] para las barras de 345 kv, un 91.7% y 93.1% del tiempo dentro del mismo rango para el promedio de las barras a 138 kv y 69 kv, respectivamente. Tabla 2. Calidad del Voltaje CALIDAD DEL VOLTAJE PROMEDIO DE DURACION DENTRO DE LOS RANGOS ESTABLECIDOS EN EL ART. 149 RLGE NIVEL DE VOLTAJE 345 kv 138 kv 69 kv Rango RGLE [ 95%, 105% ] [ 95%, 105% ] [ 95%, 105% ] Promedio año % 91.7% 93.1% Promedio año % 83.0% 92.6% Indicadores -0.7% -8.3% -6.9% Meta RLGE 100% 100% 100% En el año 2012 ocurrieron 280 eventos relevantes, donde las contingencias por baja frecuencia en el SENI sin salidas de generación representaron un 5%, para un total de 13 eventos por esta causa y con salidas de generación representaron un 1%, para un total de 2 eventos, los cuales acarrearon la actuación de los esquemas de desconexión de carga en los escalones 1 y 2 de 59.2 Hz. y 59.1 Hz. respectivamente. La distribución de la ocurrencia de los eventos relevantes por zonas es la siguiente; zona Norte representó un 31%, zona Este un 23%, zona Sur un 20% y la zona Central 20%. Para el año 2012 fueron registrados 436 disparos de unidades en el SENI, para un 10.2 % menos de disparo respecto al año 2011, equivalente a 489 disparos, es importante destacar que los disparos de las Unidades Hidroeléctricas representaron el 87.74% de todos esos eventos. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 7 de 111

8 Se registró congestión de la red de transmisión al alcanzarse la máxima capacidad de los siguientes corredores o FlowGates: Líneas 138 kv Timbeque-CNP + Hainamosa-Palamara + Hainamosa-Villa Mella con un total de horas. Líneas 138 kv Palamara Valdesia Pizarrete con un total de horas. Para evitar sobrecarga del Autotransformador de Timbeque II con un total de horas y, Para evitar sobrecarga del Autotransformador de Palamara con un total de horas. En el 2012, se realizaron un total de 3335 redespachos a la programación de la operación en tiempo real, de los cuales a 3333 contaron con la validación eléctrica, todos atendiendo la resolución SIE En el 2012 se programaron 1073 mantenimientos en frío, de los cuales se dejaron de ejecutar un 33%, correspondiente a 353 mantenimientos. Del total de mantenimientos no ejecutados, 214 fueron de transmisión y 139 de generación. El ámbito de lo establecido en la resolución SIE sobre las desviaciones, se reportan los siguientes indicadores según la información de las Transacciones Económicas publicadas por el OC-SENI: Las desviaciones en la oferta de generación han bajado un 15 % desde diciembre de 2011 hasta diciembre de 2012, adicionalmente se identifica que casi un 12% promedio mensual de las desviaciones no son atribuibles a las empresas de generación según las exenciones establecidas en la misma resolución. En la demanda, se observa en la Figura 19 que los periodos con desviación han bajado un 23 % desde diciembre de 2011 hasta diciembre de 2012, adicionalmente se identifica que casi un 5% promedio mensual de las desviaciones no son atribuibles a la demanda según las exenciones establecidas en la misma resolución. Los UNR CEMEX, FALCONDO y PVDC presentan en promedio alrededor de 9% de períodos con desviaciones superiores al 10%. El UNR PVDC disminuyó sus desviaciones en lo corrido del año en 10% para finalizar en diciembre solamente con 3.2%. Durante el año 2012 se presentó un incremento de estas indisponibilidades de centrales por orden administrativa de 62% respecto al año Estas indisponibilidades se concentraron en las centrales CESPM, HAINA 4, HAINA TG y SAN PEDRO VAPOR. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 8 de 111

9 2 CALIDAD DE LA OPERACION 2.1 Calidad de la frecuencia Figura 1. Evolución de la calidad de la frecuencia en el SENI promedio mensual año 2012 El Artículo 150 del RLGE, establece que la frecuencia en el rango ± 0.15 Hz debe mantenerse en el 99.0% del tiempo, mientras en el rango ± 0.25 Hz, debe estar el 99.8% del tiempo. 2.2 Comportamiento diario de la frecuencia en el 2012 a 2. Evolución de la calidad de la frecuencia en el SENI promedio diario año 2012 Figur INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 9 de 111

10 Se destacan las siguientes situaciones operativas que afectaron la calidad de la frecuencia durante el año: La central de AES-Andrés se encontraba fuera de regulación de frecuencia por mantenimiento desde el 17 de enero de 2012 a las 00h17, entró a participar nuevamente en el servicio de regulación el 03 de marzo 2012 a las 14h36. Desde el 17 de enero de 2012 a las 00h17 hasta el 02 de febrero de 2012 a las 07:50 se produjo la salida de la central de AES-Andrés por mantenimiento programado, desde el 27 de enero de 2012 hasta el 02 de febrero de 2012 a las 07h50 se produjo la salida de la central Los Mina 5 por mantenimiento programado y desde el 28 de enero de 2012 hasta el 01 de febrero de 2012 a las 07h50 se produjo la salida de la central Los Mina 5 por mantenimiento programado, estos eventos incidieron en el comportamiento de la calidad de la frecuencia del SENI para el mes de enero. El día 11 de febrero 2012 a las 08h10 disparó el circuito a 69 kv km 15 de Azua Pizarrete desacoplando la zona Sur profundo, acoplándose nueva vez a las 08h35, es importante destacar que se realizaban trabajos programados en la zona Sur para la instalación de seis transformadores de corriente en la subestación de Pizarrete. El día 04 de marzo 2012 ocurrió el disparo de la central CESPM 2 a las 01h01 con una potencia de 88 MW, se produjo una en el circuito a 138 kv Herrera Nueva Los Prados a las 18h08 por falla de apartarrayo, también es importante destacar que se estaban realizando mantenimientos programados en las líneas 138 kv Palamara Hainamosa desde las 09h39 hasta las 17h38 y 138 kv Hainamosa Villa Mella desde las 09h34 hasta las 18h21. El 21 de mayo de 2012 a partir de las 15h54 la central AES-Andrés sale de regulación secundaria de frecuencia, para dar inicio a la descarga de combustible, entrando nueva vez a brindar dicho servicio el 23 de mayo a las 05h12. A las 05h27 del 18 de junio de 2012, la central de Itabo 2 disparó con una potencia de 120 MW, quedando indisponible por el resto del día. El 17 de junio de 2012 a partir de las 10h21 la central de Aes-Andrés salió de RSF, para realizar descarga de gas, entrando nueva vez a brindar dicho servicio el 19 de junio a las 03h28. El 11 de julio de 2012 los márgenes de reserva para la regulación secundaria de frecuencia en promedio permanecieron por debajo del 2%, destacándose como hecho notorio la indisponibilidad por mantenimiento programado de la unidad Los Mina 6 y la salida del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia de la Central de AES-Andrés desde el 10 de julio 2012 a las 12h00 hasta el 12 de julio a las 04h07, para facilitar descarga de gas natural. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 10 de 111

11 El 24 de agosto de 2012 los márgenes de reserva para la regulación secundaria de frecuencia se afectaron drásticamente, destacándose como hecho notorio la ocurrencia de la salida de servicio de la S/E 138 kv Hainamosa, como consecuencia de los eventos acontecidos por el paso de la tormenta ISAAC, ocasionando que la desviación entre la energía programado en relación a la generada para ese día fuera de un 25%, equivalente a 10,546 MWh. El 14 de septiembre de 2012 los márgenes de reserva para la regulación secundaria de frecuencia permanecieron por debajo del 2%, destacándose como hecho notorio la actuación del esquema de deslastre automático de carga (EDAC) a las 15h30 y la no participación en el servicio para la regulación de frecuencia secundaria de la Central de Aes Andrés, que se encontraba en descarga de gas natural, desde el 12 de septiembre hasta el 14 de septiembre a las 04h11. El 25 de octubre de 2012 a las 06h55 el SENI Colapsó, como detalles preliminares se observa para ese día fuertes tormenta eléctricas causadas por el fenómeno natural SANDY, registrándose una descarga atmosférica en la línea 138 kv Palamara - Villa Mella, despejada adecuadamente en la subestación de Villa Mella, y no despejada en la subestación Palamara por el sistema de protección de dicha subestación, este evento afectó drásticamente la calidad de la frecuencia. El 06 de noviembre de 2012 las Centrales de Aes Andrés y Los Minas, vieron reducir su margen de regulación secundario, como consecuencia de un aumento en la demanda de un 4%, permaneciendo el margen de regulación secundario alrededor del 2%, también el disparo del interruptor línea 138 kv San Pedro II Interconexión AES Andrés, afectó la calidad de la frecuencia para ese día. El 17 de diciembre de 2012 los márgenes de reserva para la regulación secundaria de frecuencia en promedio permanecieron por debajo del 1.4%. Cabe destacar la salida de la unidad de Itabo 1 por pinche en la caldera a las 00:52, quedando fuera por el resto del día. La desviación entre la potencia programa y la abastecida fue de un 7.7%. 2.3 Tabla promedio mensual de la evolución de la frecuencia A continuación se presenta un cuadro comparativo de la calidad de la frecuencia por mes, como puede observarse durante los meses donde se realiza el mantenimiento mayor de la central AES Andres (marzo en el 2011, y enero 2012) se presentan los índices más bajos. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 11 de 111

12 MES Tabla 3.Promedio mensual de la frecuencia EVOLUCION COMPORTAMIENTO DE LA FRECUENCIA RANGO [± 0.15 Hz] AÑO 2011 AÑO 2012 RANGO [± 0.25 Hz] RANGO [± 0.15 Hz] RANGO [± 0.25 Hz] ENERO 79.1% 95.7% 74.2% 93.0% FEBRERO 77.4% 95.0% 81.3% 96.2% MARZO 63.8% 88.0% 80.6% 96.0% ABRIL 70.7% 91.0% 76.2% 94.8% MAYO 69.4% 89.6% 79.2% 96.3% JUNIO 67.3% 88.9% 78.5% 96.5% JULIO 71.0% 92.0% 80.7% 96.4% AGOSTO 64.8% 89.2% 79.1% 95.5% SEPTIEMBRE 69.1% 90.7% 75.6% 95.5% OCTUBRE 71.4% 92.7% 74.7% 94.7% NOVIEMBRE 72.6% 92.9% 75.3% 95.1% DICIEMBRE 79.9% 96.2% 75.9% 95.7% PROMEDIO 71.4% 91.8% 77.6% 95.5% El año 2012 finalizó con un aumento en la calidad de la frecuencia en relación al año 2011, de un 6.2% en el rango ± 0.15 Hz y un 3.7% en el rango de ± 0.25 Hz. 2.4 Comportamiento promediado por período horario de los márgenes de regulación frecuencia en el 2012 En la siguiente figura se presenta el promedio de uso de los márgenes de regulación primaria (MRPF) y secundaria (MRSF) en el SENI, en general se observa que el MRPF se mantiene en el mínimo reglamentario del 3%, mientras que el MRSF se mantiene cercano al 2.5%. Figura 2. Márgenes de regulación promediado por período año 2012 INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 12 de 111

13 Los márgenes de regulación son menores en los períodos 08, 11, 12 y 20 cuando se registran las rampas de toma de carga de la demanda del SENI. 2.5 Calidad de la Tensión Para el 2012 la tensión en barras a 345 kv, permaneció el 99.3% del tiempo dentro del rango de cumplimiento, mientras que en las barras a 138 kv, finalizó en 91.7%, y en las barras a 69 kv, fue de 93.1% del tiempo dentro de los rangos normados. Si comparamos los porcentajes obtenidos en el 2012 con respecto a los del 2011, la tensión en barras a 345 kv mejoró en un 0.9%, en barras 138 kv en un 8.7% y en las barras 69 kv en un 0.5%. Figura 3. Evolución de la calidad del voltaje en el SENI promedio mensual año 2012 El viernes 22 de junio de 2012 se conectó a la barra 69 kv de la subestación de Arroyo Hondo el banco de capacitores de 20 Mvar, impactando positivamente la calidad de la tensión en esa zona. El domingo 21 de julio de 2012 se conectó a la barra 69 kv de la subestación de Hainamosa el banco de capacitores de 40 Mvar, impactando positivamente la calidad de la tensión en esa zona, se registró un aumento en la tensión de 65 kv a 67.5 kv. El sábado 02 de noviembre de 2012 se conectó a la barra 69 kv de la subestación de Haina el banco de capacitores de 40 Mvar, impactando positivamente la calidad de la tensión en esa zona. 2.6 Comportamiento diario de la permanencia del voltaje en el 2012 El Artículo 149 del RLGE, establece que el nivel de voltaje en las subestaciones de transmisión debe permanecer dentro del rango [0.95,1.05], (valores por unidad). INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 13 de 111

14 Figura 4. Promedio de voltaje en barras del SENI a 345 kv, 138 kv y 69 kv año 2012 Se destacan las siguientes situaciones operativas que afectaron la calidad del voltaje: El domingo 01 de enero 2012 se presentó la salida por baja demanda de la central de Haina Gas a partir de la 01h19, igualmente que las centrales de Monte río, Pimentel 1 y Pimentel 2 en promedio estuvieron fuera por 15 horas, a esto también se le suma la mala calidad de la tensión 138 kv, en la barra de La Romana, Bonao II, Pizarrete y KM 15 de Azua. El día 23 de febrero del 2012, para este día la central de Itabo 1 estaba fuera de línea por pinche en la caldera desde las 01h18 del 22 de febrero hasta 05h36 del 23 de febrero, coincidiendo con la salida de Los Mina VI, que se encontraba fuera desde el 20 de febrero por programa de combustible. El martes 20 de marzo del 2012 por mantenimiento programado se realizaron las siguientes aperturas de interruptores: 138 kv Hainamosa Los Mina L2 en ambos extremos, desde las 08h47 hasta las 13h11, 138 kv km 15 de Azua Pizarrete L1 desde las 09h27 hasta las 09h05 del 21 de marzo del 2012, el voltaje promedio en la barra de la subestación Pizarrete estuvo un 65% del tiempo por encima de 0.95 pu, para ese mismo día el voltaje promedio en la barra de la subestación a 138 kv Bonao II estuvo un 66% del tiempo por encima de 0.95 pu. El 29 de abril de 2012 se registró el nivel más bajo de tensión en 138 kv. La Subestación de Bonao II estuvo el 100% del tiempo fuera del rango establecido. El día 14 de mayo, se enlazó el cuarto acople entre las zonas Este y Central del SENI, aumentando el nivel de transferencia de flujo de potencia. Independientemente de que INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 14 de 111

15 esta operación abarata los costos operativos del SENI, la misma redujo la producción de potencia reactiva en la zona norte, desplazando generación en esa zona. Al aumentar la transferencia de potencia en los mencionados enlaces, aumentan las caídas de voltajes en las subestaciones pilotos de la zona. El 08 de junio de 2012 la línea 138 kv Villa Duarte Timbeque II, por mantenimiento programado sus interruptores permanecieron abiertos desde 08h42 hasta las 12h08. El nivel de tensión promedio en la barra de la subestación Timbeque II estuvo 52% del tiempo por encima de 0.95 p.u. mientras que en la barra de Villa Duarte fue de un 46%. En la barra de la subestación de Bonao 2 el nivel de tensión promedio se mantuvo en el 4% por encima de 0.95 p.u. La desviación entre la energía programada y la generada fue de un 3.28%. El 18 de julio de 2012 la unidad de Itabo 1 permaneció fuera aproximadamente 05 horas, por problema en el condensador. Los interruptores de La línea 138 kv Itabo Gas UASD, permanecieron abiertos desde 09h46 hasta las 13h17 por mantenimiento programado. El nivel de tensión promedio en la barra de la subestación Bonao 2 estuvo 21% del tiempo por encima de 0.95 p.u. El 27 de agosto de 2012 disparó la unidad de Itabo II, por falla en servicios auxiliares, permaneciendo fuera por el resto del día. El nivel de tensión promedio en la barra de la subestación La Romana estuvo 47% del tiempo por debajo de 0.95 p.u. la barra de la subestación Bonao 2 el nivel de tensión promedio se mantuvo en el 81% por encima de 0.95 p.u. A las 15h05 el disyuntor 138 kv San Francisco hacia Diesel Pimentel disparó, permaneciendo abierto por espacio de 1h00. El 10 de septiembre de 2012 la línea 138 kv Hainamosa Villa Duarte, se mantuvo abierta por mantenimiento correctivo desde el 09 de septiembre cuando a las 23h36 dispararon sus disyuntores hasta las 18h26 del 11 de septiembre. El nivel de tensión promedio en la barra de la subestación La Romana estuvo 18% del tiempo por encima de 0.95 p.u. mientras que en la barra de la subestación Bonao 2 fue de un 27%. A las 17h23 el capacitor que se encuentra instalado en la subestación 138 kv de Hainamosa se desconecto del SENI, permaneciendo fuera por el resto del día. El 15 de octubre de 2012 la línea 138 kv Palamara Bonao II L2, se mantuvo abierta por disparos de sus disyuntores desde las 11h50 hasta las 18h46. El nivel de tensión promedio en la barra de la subestación Palamara estuvo 60% del tiempo por encima de 0.95 p.u. mientras que en la barra de la subestación Bonao 2 fue de un 15%. El 07 de noviembre de 2012, ocurrió el disparo de los enlaces 138 kv Hainamosa Los Minas, Aes Andres Interconexión SPM 2. El perfil de tensión 138 kv en la Zona Este INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 15 de 111

16 promedió un 28 % fuera de rango (<0.95 p.u.) alcanzando un valor extremo de 57% fuera de rango en la barra de la S/E La Romana. En la Zona Norte promedió un 13% fuera de rango (<0.95 p.u.), con valores de: 18% en la S/E Zona Franca Stgo., 27% en la S/E La Gallera y 43% en la S/E Bonao. En La Zona Sur el porcentaje promedio fuera de rango fue de 3% con un 5% en la S/E Km. 15 de Azua. El 07 de diciembre de 2012, los bancos de capacitores localizados en las Subestaciones de Canabacoa y Puerto Plata permanecieron abierto en promedio 6 horas. El perfil de tensión 138 kv en la Zona Sur promedió un 14 % fuera de rango (<0.95 p.u.) alcanzando un valor extremo de 22% fuera de rango en la barra de la S/E Km 15 de Azua. El 24 de diciembre 2012, los bancos de capacitores en las Subestaciones de Zona Franca Santiago, Herrera, Pimentel permanecieron abierto en promedio 9 horas. El perfil de tensión 138 kv en la Zona Sur promedió un 24% fuera de rango (<0.95 p.u.) alcanzando un valor de 36% fuera de rango en la barra de la S/E Km 15 de Azua. En la Zona Norte promedió un 3% fuera de rango (<0.95 p.u.), con valores de 10% en la S/E Bonao. 3 S RELEVANTES Se presenta el seguimiento a los eventos que involucran fallas en los sistemas de generación, transmisión, distribución y/o combinaciones de estos y eventos a solicitud de Agentes, pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de la República Dominicana, con el objetivo de evaluar el desempeño de las protecciones en presencia de fallas, determinar las medidas que deben tomarse para minimizar el efecto de las fallas sobre la estabilidad del SENI, mejorar la calidad del servicio, seguridad de las personas y la vida útil de los equipos. En el año 2012, se presentaron en el SENI un total de 272 eventos, de los cuales 162 corresponden a equipos de generación; 49 a equipos de transmisión que involucran líneas de transmisión de 345 kv, 138 kv o 69 kv con N-2 o mayor ; 43 con fallas en líneas de transmisión de 345 kv, 138 kv o 69 kv con N corresponden a transformadores 138/69 o 345/138 kv. De acuerdo a la metodología para la clasificación y análisis de eventos, sólo requieren análisis profundo: 1) De los eventos relacionados a generación un 60.4%, correspondiente a 98 eventos. 2) De los eventos relacionados a líneas de transmisión de 345 kv, 138 kv o 69 kv con N-2 o mayor un 96%, correspondiente a 47 eventos. 3) De los eventos relacionados a líneas de transmisión de 345 kv, 138 kv o 69 kv con N-1 un 65%, correspondiente a 28 eventos. 4) De los eventos relacionados a transformadores 138/69 o 345/138 kv un 100%, correspondiente a 18 eventos. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 16 de 111

17 Figura 5. Número de eventos ocurridos en el SENI en el año 2012 Figura 6. Porcentaje de eventos ocurridos en el SENI en el año 2012 Se muestra que de 272 eventos ocurridos en el SENI en el 2012 se ha podido identificar la causa de 115 eventos, que corresponde a un 42% de los casos. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 17 de 111

18 Figura 7. Identificación de las causas de los eventos en el año 2012 Solo fue posible realizar el análisis profundo de 132 eventos del total de 191 eventos que requieren los mismos correspondientes a un 69%, ya que no se recibieron todas las informaciones necesarias para realizar el análisis por parte de los Agentes Involucrados en los plazos establecidos en el Manual de Operaciones. En la Figura 8 muestra la tendencia de ocurrencia de eventos en el año 2012, en la misma es evidente que en los meses de abril, agosto, septiembre y octubre fueron los meses donde más evento ocurrió en el SENI. Figura 8. Cantidad de Eventos por meses en el año 2012 De los análisis realizados, para falla en sistema de transmisión el 63.16% corresponde a fallas monofásicas y el 36.84% a fallas bifásicas. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 18 de 111

19 Figura 9. Tipo de falla identificada en los análisis detallados durante el año 2012 De los eventos analizados han surgido recomendaciones, sugerencias y observaciones hacia los Agentes involucrados. Han sido emitidas un total de 656 recomendaciones y/o sugerencias, de las cuales a la fecha los Agentes han dado respuesta a unas 191 recomendaciones, siendo esto un 29 % del total. A continuación se detallan los principales hechos: En el año 2012 ocurrieron 13 actuaciones de Esquema de Deslastre de Carga por baja frecuencia (EDAC) en el SENI sin salidas de generación. En el mes de octubre ocurrió un colapso total del sistema (Black out) iniciado por un falla en la fase A del circuito a 138 kv Palamara Villa Mella con una duración para ser despejada de 1375 mseg que causó el disparo de los disyuntores de los campos de líneas a 138 kv Villa Mella hacia Palamara, Los Mina hacia Palamara, Bonao II hacia Palamara #1, Bonao II hacia Palamara #2, Hainamosa hacia Palamara, Pizarrete hacia Palamara, Valdesia hacia Palamara, Itabo Vapor hacia Palamara, Julio Sauri hacia Palamara, Piedra Blanca hacia Palamara, Cesar Nicolás Penson hacia Timbeque, el autotransformador de la subestación Palamara. Se reportó para ese día fuertes tormentas eléctricas causadas por el fenómeno natural SANDY, registrándose una descarga atmosférica en la línea 138 kv Palamara Villa Mella, despejada adecuadamente en la subestación de Villa Mella, y no despejada en Palamara por el sistema de protección de la Subestación. El 24 de agosto de 2012 ocurrió un desacople físico, en la zona este con la salida de servicio de la S/E 138 kv Hainamosa, para ese día las condiciones atmosféricas no eran muy favorables, la tormenta ISAAC afectaba el territorio dominicano. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 19 de 111

20 El 25 de octubre de 2012 a las 06h50 el SENI Colapso, como detalles preliminares se observa para ese día fuertes tormenta eléctricas causadas por el fenómeno natural SANDY, registrándose una descarga atmosférica en la línea 138 kv Palamara Villa Mella, despejada adecuadamente en la subestación de Villa Mella, y no despejada en Palamara por el sistema de protección de la Subestación. 3.1 Número de disparo de unidades de generación por empresa ocurridos en el año 2012 Durante el año 2012 fueron registrados 436 disparos de unidades en el SENI, una disminución de 10.2 % en comparación con el año 2011 (489 disparos). Es importante destacar que las Unidades Hidroeléctricas representan el 87.74% de todos esos eventos, una posible causa es que gran número de sus unidades están conectadas a circuitos de distribución donde son mas vulnerables ante los eventos. Tabla 4. Número de disparo por empresa año 2012 NUMERO DE DISPAROS POR EMPRESA OCURRIDO EN EL 2012 EMPRESA # DISPAROS AES ANDRES 7 RIO SAN JUAN 225 COMPANIA ELECTRICA DE PUERTO PLATA 35 COMPANIA ELECTRICA DE SAN PEDRO DE MACORIS 33 COMPLEJO METALURGICO DOMINICANO 8 DOMINICAN POWER 11 EGE-HAINA 43 EGE-HIDROLECTRICA 3787 EGE-ITABO 53 GENERADORA PALAMARA LA VEGA 22 GENERADORA SAN FELIPE LP (GSF) 18 LAESA 17 MONTERIO POWER CORPORATION 30 SEABOARD TRANSCONTINENTAL CAPITAL 25 LOS ORIGENES POWER PLANT 2 El 3.78% restante de los disparos acontecidos de unidades queda representado por EGE- ITABO con 53 eventos, EGE-HAINA con 41 eventos, CESPM con 33 eventos, San Felipe con 18 eventos y DOMINICAN POWER con 11 eventos. De las unidades Hidroeléctricas que presentan mayor cantidad de disparos en el año 2012, están Baiguaque 1 y 2 con 453 y 443 salidas respectivamente. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 20 de 111

21 De la Empresa Itabo la mayor cantidad de salidas la representó la unidad de Itabo 1 con 22, seguido luego por San Lorenzo 1 con 18 e Itabo 2 con 13. D e la Empresa Haina la mayor cantidad de salidas lo representa la unidad de Barahona Carbón con 9, seguido luego por Haina 4 con 8. De la Empresa CESPM la mayor cantidad de salidas lo representa la unidad CESPM 1 con 15, seguido luego por CESPM 2 con 11 y CESPM 3 con 7. De la CDEEE la mayor cantidad de salidas lo representa la unidad RIO SAN JUAN con SEGUIMIENTO A LOS ARRANQUES DE UNIDADES TÉRMICAS A GAS Y TÉRMICAS A VAPOR EN EL En atención a lo establecido en la resolución OC , se presenta la Figura 10 con el número de arranques realizados por las centrales térmicas durante el año 2012, dicha información se encuentra desagregada en arranques luego de una salida indeseada y arranques por despacho. Figura 10. Cantidad de arranque unidades térmicas a gas y térmicas a vapor INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 21 de 111

22 5 ASPECTOS ECONÓMICOS 5.1 Duración en horas de los subsistemas físicos y/o económicos ocurridos en el año 2012 En el año 2012 por la congestión en condiciones de exportación de energía desde la zona este del país hacia las zonas norte y sur, la posible activación del Flowgate, por control de flujo en el corredor este, compuesto por los enlaces 138 kv Hainamosa-Villa Mella, 138 kv Hainamosa Palamara, 138 kv y 138 kv Timbeque II CNP. Durante el año se reportaron horas. Cabe destacar que este corredor tenía como copa máxima el nivel de 315 MW, hasta la incorporación del enlace 138 kv Los Mina Palamara. También se destaca la limitación la generación en las centrales Aguacate, Jiguey Monte Río y Barahona Carbón en la zona sur por control de flujo en el corredor Área Sur Área Central del SENI. Este corredor está compuesto por los enlaces 138 kv Palamara Valdesia y 138 kv Palamara Pizarrete. Durante el año 2012, se reportaron horas de contingencia por esta causa. Cabe destacar que este corredor tiene como copa máxima el nivel de 135 MW. Por control de flujo en el corredor Este, compuesto por los enlaces 138 kv Hainamosa Villa Mella, 138 kv Hainamosa Palamara, 138 kv Los Mina Palamara y 138 kv Timbeque II - CNP. Durante el mes de reportaron 51.4 horas. Cabe destacar que este corredor tiene como copa máxima el nivel de 415 MW. Por limitación de generación en la central Estrella del Mar para evitar la sobrecarga del autotransformador de Timbeque 2 138/69 kv. Se reportó la ocurrencia de esta situación en un total de horas, durante el Se continúa generando con la central Palamara para evitar la sobrecarga del autotransformador de Palamara 138/69 kv, se reportó la ocurrencia de esta situación en un total de horas. Para el año 2012 acontecieron los siguientes desacoples físicos en el SENI. Disyuntor 69 kv Timbeque 1 Timbeque 2. Disyuntores 138/69 kv autotransformador Barahona, 69 kv km 15 de azua Cruce de Cabral. Disyuntores 138 kv Subestación Hainamosa. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 22 de 111

23 Figura 11. Desacoples físicos y/o económicos en horas para el año 2012 INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 23 de 111

24 Figura 12. Desacoples económicos importantes en horas por mes en el año 2012 En la Figura 12 se presentan los desacoples económicos por mes, se destaca que a partir de la entrada de las líneas 138kV Los Mina-Palamara el día y la línea Hainamosa hacia Los Mina L3 el , se produjo una disminución considerablemente el Flowgate entre la zona Este y la Zona Central. 5.2 Seguimiento al Costo Operativo del SENI Con la implementación de las Resoluciones SIE el 1 de junio de 2012 sobre las desviaciones de generación y demanda, y la OC el 25 de agosto 2012 sobre el tiempo mínimo de permanencia en línea (TMPL) de algunas centrales térmicas del SENI, se observa un cambio en los costos operativos que se detallados en la Figura 16. Paralelamente, se ha registrado el aumento de declaraciones en tiempo real por parte de algunos agentes generadores de indisponibilidades denominadas por causa administrativa coincidentemente con la aplicación de estas nuevas resoluciones. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 24 de 111

25 Numero de incidencia ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA 14 INDISPONIBILIDAD POR ORDEN ADMINISTRATIVA AÑOS 2011 Y G3CESPM1 G3CESPM2 G3CESPM3 G3HAINA4 G3HAINAG G3SPEDRV Figura 13. Indisponibilidad de centrales por orden administrativa año 2012 La Figura 13 detalla que estas indisponibilidad por central, según los datos registrados en tiempo real el 92% de las indisponibilidades por causas administrativas durante el año 2012 se presentó entre los meses agosto a diciembre. Durante el año 2012 se presentó un incremento de estas indisponibilidades de 62% respecto al año Figura 14. Meses de ocurrencia de Indisponibidad de centrales por orden administrativa años 2011 y 2012 INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 25 de 111

26 5.3 Redespachos de la operación realizados en el año 2012 Figura 15. Número de redespachos realizados año 2012 A partir junio 2012 con la aplicación de la resolución SIE que estableció la realización de reprogramaciones cada dos horas, se incrementaron las publicaciones de las reprogramaciones como puede observarse en la Figura 15. Durante el 2012 se realizaron un total de 3335 reprogramaciones/redespachos a la programación de la operación en tiempo real, de los cuales a 3333 contó con la validación eléctrica. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 26 de 111

27 Figura 16. Seguimiento a los costos operativos Reprogramados vs Reales INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 27 de 111

28 6 SEGUIMIENTO A LAS DESVIACIONES DURANTE EL AÑO 2012 En atención al Art.216 del RALGE el OC-SENI se presentan las experiencias sobre el IMPACTO DE LAS DESVIACIONES (Generación y Demanda) en el Operación del SENI. Inicialmente, se presenta la Figura 17 que complementa la información presentada en la Figura 16, en esta se detallan los valores absolutos de las desviaciones en el Costo Operativo (CO) del Programa de Operación óptimo versus el costo operativo real, según la figura se observa que existe una tendencia sostenida a disminuir las desviaciones sobre el programa óptimo presentándose decrementos desde RD$450 Millones mensuales hasta valores de RD$150 Millones mensuales. Figura 17. Valor absoluto de las desviaciones del costo operativo del Programa de Operación Óptimo versus el costo operativo real (MM$) 6.1 Seguimiento a las desviaciones generación A continuación se presenta el seguimiento a las desviaciones en la oferta de generación según establece la resolución SIE , se observa que los periodos con desviación han bajado un 15 % desde diciembre de 2011 hasta diciembre de 2012, adicionalmente se identifica que casi un 12% promedio mensual de las desviaciones no son atribuibles a las empresas de generación según las exenciones establecidas en la misma resolución. En concordancia con la Figura 17, se encuentra que esta disminución en las desviaciones de la disponibilidad de generación presentan una correlación con las disminución en Valor absoluto de las desviaciones del costo operativo del Programa de Operación Óptimo versus el costo operativo real. INFORME ANUAL DE OPERACIÓN REAL - AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA VD.docx 28 de 110

29 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. Figura 18. Seguimiento a las desviaciones >7% en la generación 6.2 Seguimiento a las desviaciones de demanda El otro ámbito de lo establecido en la resolución SIE son las desviaciones en la demanda, se observa en la Figura 19 que los periodos con desviación han bajado un 23 % desde diciembre de 2011 hasta diciembre de 2012, adicionalmente se identifica que casi un 5% promedio mensual de las desviaciones no son atribuibles a la demanda según las exenciones establecidas en la misma resolución. Nuevamente esta condición coincide con la presentada en la Figura 17, se encuentra la misma correlación con las disminución en Valor absoluto de las desviaciones del costo operativo del Programa de Operación Óptimo versus el costo operativo real. Figura 19. Seguimiento a las desviaciones >10% en la demanda INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 29 de 111

30 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. Respecto de los Usuarios No Regulados con demanda máxima real horaria superior a los 15 MW según establece el Artículo 3 de la resolución SIE , se presenta la siguiente figura donde puede detallarse según la información de las Transacciones Económicas publicadas por el OC- SENI, que se presentaba una tendencia a disminuir del UNR PVDC hasta el mes de diciembre de Figura 20. Seguimiento a las desviaciones >10% en la demanda de los UNR>15 MW 6.3 Seguimiento a la Ejecución del Programa de Mantenimiento Otro ámbito de extrema importancia es la ejecución de los mantenimientos en las centrales de generación y en las instalaciones de transmisión, igualmente es primordial hacer el seguimiento a la deviaciones de su ejecución. Para el 2012 se programaron 1073 mantenimientos en frío, de los cuales en promedio se dejaron de ejecutar un 33%, correspondiente a 353 mantenimientos no ejecutados, del total suspendidos o no ejecutados 214 son de transmisión y 139 corresponden a generación. Es importante señalar que los mantenimientos suspendidos en generación, en su gran mayoría corresponden a mantenimientos de hidroeléctrica. Las centrales compuestas por grupos de motores no reportaron al OC-SENI los programas parciales de mantenimientos de las unidades. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 30 de 111

31 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. Figura 21. Número de mantenimientos ejecutados y suspendidos por transmisión y generación año 2012 Según la misma información operativa registrada en tiempo real, el 62% de los mantenimientos ejecutados presentaron un retraso menor que 2 horas respecto de la hora programada, la Figura 23 detalla esta información. Como se muestra en la Figura 21, en el segundo semestre del 2012 la proporción de mantenimientos programados vs suspendidos presentaba una tendencia a la mejoría, sin embargo el mes de diciembre se retornó a valores del 35% de mantenimientos suspendidos. Figura 22. Números de mantenimientos ejecutados y suspendidos año 2012 INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 31 de 111

32 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. Figura 23. Número de mantenimientos ejecutados fuera de horario aprobado año 2012 En la Figura 24 se presenta el detalle de los mantenimientos por zona, claramente se encuentra que la zona Sur presentó las mayores dificultades a la hora de cumplir los programas de mantenimiento. Figura 24. Número de mantenimientos suspendidos y ejecutados por zona año 2012 Según la información siguiente tabla, 73 de los mantenimientos correspondieron a centrales de generación para un 57% de los mantenimientos suspendidos en la zona Sur. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 32 de 111

33 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. Tabla 5. Número de mantenimientos suspendidos y ejecutados por zona año 2012 ZONA TIPO EJECUTADO SUSPENDIDO ZONA CENTRAL GENERACION ZONA ESTE GENERACION ZONA NORTE GENERACION ZONA SUR GENERACION Total La Superintendencia de Electricidad (SIE) encomendó al OC-SENI la tarea de verificación IN SITU del envío y recepción de señales al SCADA del Centro de Control de Energía (CCE-ETED) por parte de los Agentes del MEM, responsabilidad que debe sujetarse a las disposiciones legales vigentes en la materia. En ese contexto, el OC-SENI el 12 de abril de 2010, informó a los Agentes del MEM por medio de la comunicación OC , que estaría atento a la solicitud formal que realicen los involucrados para verificar el envío de señales al SCADA del CCE-ETED y proceder en forma oportuna con la programación de actividades y asignación de recursos que permita atender dicha solicitud. 7 NIVEL DE IMPLEMENTACIÓN DEL SCADA DEL CCE En atención a la solicitud de la SIE para realizar la validación del estado de implementación del SCADA desde los agentes del SENI hacia el CCE-ETED, el OC-SENI estableció los paso de la Tabla 6 que ha venido desarrollando con los agentes. A continuación se reporta el grado de cumplimiento de los requisitos del Código de Conexión para el envío de señales y alarmas e implementación del envió de las señales y alarmas del SCADA del Agente al SCADA del CCE-ETED. Tabla 6. Pasos o fases para la validación del SCADA PASOS PARA LA VERIFICACION SCADA RESPONSABLE 1. ENVIO LISTA DE SEÑALES Y DIAGRAMA UNIFILAR AGENTE 2. CONFIGURACION DE LA COMUNICACION (Canal, protocolo) AGENTE -CCE 3. CONFIGURACION BASE DE DATOS CCE CCE 4. ENLACE CCE-AGENTE HABILITADO AGENTE -CCE 5. VERIFICACION OC/SIE SIE-OC INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 33 de 111

34 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. NOMBRE Tabla 7. Resumen de la validación del SCADA a diciembre de 2012 NO REQUERIDO CODIGO DE CONEXION NO VERIFICADO VERIFICADO ETED EDENORTE EDEESTE EGEHID HAINA ITABO CDEEE AES ANDRES DPP METALDOM 1 1 UNR SPOT PVDC (CENTRAL M. RIO) 1 1 SEABOARD MONTE RIO-INCA 1 1 EDESUR CEPP 2 2 LAESA 4 4 GPLV 3 3 Total Estas fases corresponden con las responsabilidades descritas en el Código de Conexión. En la tabla anexa se muestran los resultados obtenidos en nivel de implementación en % y el número de pasos adelantado por cada agente durante el proceso de verificación: Adicionalmente, basados en el listado de subestaciones y/o puntos de conexión del SENI, se presenta una estimación del listado de los puntos sujetos a verificación del SCADA. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 34 de 111

35 TIPO AGENTE ENVIO LISTA DE SEÑALES Y DIAGRAMA UNIFILAR CONFIGURACION DE LA COMUNICACION Tabla 10. Validación del SCADA en cumplimiento de los requerimientos Código de Conexión CONFIGURACION BASE DE DATOS CCE ENLACE CCE- AGENTE HABILITADO VERIFICACION OC/SIE OBSERVACIONES % DE IMPLEMENTACION SEGÚN REQUERIMIENTO PASOS REALIZADOS EDE EDESUR SI SI SI SI SI SE FINALIZO CON LAS PRUEBAS DE VERIFICACION EN MAYO 23 DEL SE EMITIO EL INFORME OC-GO- 84% 5 pasos INF DE FECHA EDE EDEESTE SI SI SI NO NO FALTA CONFIGURAR EL CANAL Y LA VERIFICACION 3 pasos EDE EDENORTE SI SI SI NO NO FALTA CONFIGURAR EL CANAL Y LA VERIFICACION 3 pasos GEN PALAMARA SI SI SI SI SI SE EJECUTO LA VERIFICACION DE LA CENTRAL DE PALAMARA (NOVIEMBRE 2008). QUEDAN PENDIENTE LOS DETALLES POR PARTE DE PALAMARA (VER 100% 5 pasos INFORME). GEN LA VEGA SI SI SI SI SI SE EJECUTO LA VERIFICACION DE LA CENTRAL DE LA VEGA (JULIO 2011). QUEDAN PENDIENTESLOS 100% 5 pasos DETALLES POR PARTE DE LA EGA (VER INFORME). GEN SAN FELIPE SI SI SI SI SI SE REALIZO LA VERIFICACION EL 21 DE OCTUBRE DE 2011 VER INFORME 5 pasos GEN METALDOM SI SI NO NO NO FALTA CONFIGURAR BASE DE DATOS, EL CANAL Y LA VERIFICACION 2 pasos GEN CESPM NO SI SI NO NO LA EMPRESA CESPM IMPLEMENTO SU SCADA EN EL CCE ANTES DE QUE EL OC INICIARA EL PROCESO DE VERIFICACION. NO HEMOS RECIBIDO EL INFORME DE 2 pasos PUESTA EN MARCHA, POR PARTE DEL CCE-ETED GEN EGEITABO NO NO NO NO NO EL OCSENI, NO HA RECIBIDO LA INTENCION DEL AGENTE PARA INICIAR EL PROCESO CON LAS UNIDADES DE ITABO 1 E ITABO 2 GEN EGEHAINA SI NO NO NO NO SE INICIARON LAS ACTIVIDADES DE IMPLEMENTACION Y VERIFICACION DE LA CENTRAL LOS COCOS Y LA S/E CRUCE DE CABRAL A 138 KV OC EL OCSENI, NO HA RECIBIDO LA INTENCION DEL AGENTE PARA 1 paso INICIAR EL PROCESO CON LAS UNIDADES QUE ADMINISTRA EGEHAINA. GEN LAESA SI SI SI SI SI SE REALIZO LA VERIFICACION EL 28 DE MARZO DE 2011 (VER INFORME) 100% 5 pasos GEN SEABOARD - TCC SI SI SI SI SI GEN CEPP SI SI SI SI SI SE REALIZO LA VERIFICACION DE EDM2 EL 11 DE ABRIL DE 2012 (VER INFORME). EL OCSENI, NO HA RECIBIDO LA INTENCION DEL AGENTE PARA INICIAR EL PROCESO CON LA UNIDAD ESTRELLA DEL MAR SE REALIZO LA VERIFICACION DE CEPP1 Y CEPP2. VER INRORMES DE FECHA: % 5 pasos 100% 5 pasos INFORME ANUAL DE OPERACIÓN REAL - AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA VD.docx 35 de 110

36 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. TIPO GEN AGENTE MONTE RIO - INCA KM. 22 ENVIO LISTA DE SEÑALES Y DIAGRAMA UNIFILAR CONFIGURACION DE LA COMUNICACION CONFIGURACION BASE DE DATOS CCE ENLACE CCE- AGENTE HABILITADO VERIFICACION OC/SIE SI SI SI SI SI GEN AES ANDRES NO NO NO NO NO GEN SAN LORENZO SI SI SI SI SI GEN EGEHIDRO NO NO PARCIAL NO NO GEN DOMINICAN POWER PARTNER SI NO NO NO NO TRANS ETED NO SI SI SI NO OBSERVACIONES SE REALIZO LA VERIFICACION DE INCA KM. 22. VER INRORME DE FECHA: EL OCSENI, NO HA RECIBIDO LA INTENCION DEL AGENTE PARA INICIAR EL PROCESO CON LA UNIDAD DE AES ANDRES SE REALIZO LA VERIFICACION DE INCA KM. 22. VER INRORME DE FECHA: LA EMPRESA EGEHIDRO SE ENCUENTRA EN PROCESO DE IMPLEMENTACION DEL SISTEMA SCADA PARA SU CENTRO DE CONTROL. EL OCSENI, NO HA RECIBIDO LA INTENCION DEL AGENTE PARA INICIAR EL PROCESO CON LA UNIDADES DE EGEHIDRO EL OCSENI, NO HA RECIBIDO LA INTENCION DEL AGENTE PARA INICIAR EL PROCESO CON LAS UNIDADES DE LOS MINA LA ETED Y EL OCSENI NO HAN INICIADO EL PROCESO DE VERIFICACION DE LAS SEÑALES DE SCADA DE LOS EQUIPOS ADMINISTRADOS POR LA ETED, SEGÚN EL CODIGO DE CONEXION % DE IMPLEMENTACION SEGÚN REQUERIMIENTO PASOS REALIZADOS 100% 5 pasos 100% 5 pasos 1 paso 3 pasos INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 36 de 111

37 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. 8 CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS MÍNIMOS DEL CÓDIGO DE CONEXIÓN DE LAS PROTECCIONES DE LAS LÍNEAS A 138 KV Y 345 KV DEL SENI En atención a la finalización del Estudio Integral de Protecciones para el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) inicialmente suscrito con la empresa KEMA Inc. Mediante el contrato AT-05/2006 y que fue finalizado mediante trabajo conjunto ETED-OC a partir de abril de año 2011 a través de iniciativas consecutivas del Plan Operativo del OC-SENI. Se presenta en la Tabla 8 y Tabla 9 el estado de situación al finalizar el plan integral en el proyecto denominado P : Proyecto de coordinación e implementación de ajustes de protecciones del SENI para la zona Sur y Este (PPROT). y remitimos el inventario de las protecciones pendientes para el cabal cumplimiento del Código de Conexión que incluye los requisitos mínimos de protecciones que deben tener todas las líneas de transmisión a 138 kv o mayores, Tabla 4. Paralelamente, anexamos las tablas resumen para su consideración y fines pertinentes. Tabla 8. Estado de cumplimiento Protección principal y de respaldo en el sistema de transmisión Cumplimiento CC6.4 Protección Principal Área Estado Central Este Norte Sur Total Cumple No cumple Total Cumplimiento CC Protección Respaldo Área Estado Central Este Norte Sur Total Cumple No cumple Total Tabla 9. Estado de cumplimiento Protección diferencial en el sistema de transmisión Cumplimiento CC Protección Diferencial Área Estado Central Este Norte Sur Total No cumple Cumple No requiere Total Según la información, casi la totalidad de los activos de la ETED (98%) cuenta con la protección principal según los requerimientos del Código de Conexión, en protección del respaldo falta en el 24% de los activos concentrados principalmente en el área Norte del país. El nivel de cumplimiento del requerimiento de protección diferencial es de 46% y faltan de las subestaciones concentrados principalmente en el área Central del país. Es necesaria la consideración de esta información para que se instalen o sustituyan las protecciones mencionadas para garantizar la seguridad del SENI ante fallas y dar cumplimiento a los puntos CC6.2.2 y CC6.4.1 de Código de Conexión. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 37 de 111

38 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. 9 PRODUCCION Y DEMANDA DE ENERGIA Evolución de la Generación año A continuación se muestra el cuadro comparativo de la evolución de la generación bruta del SENI mes a mes. Tabla 10. Evolución mensual de la generación EVOLUCION DE LA GENERACION EN GWh MES EVOLUCION EN % ENERO % FEBRERO % MARZO % ABRIL % MAYO % JUNIO % JULIO % AGOSTO % SEPTIEMBRE % OCTUBRE % NOVIEMBRE % DICIEMBRE % Total GWh % La energía total entregada en el año 2012 aumentó en un 7.12% equivalente a GWh en relación al año 2011, es importante señalar, que como nueva generación se interconectaron al SENI, las siguientes centrales: El 07 de marzo 2012, se iniciaron las pruebas con la central de San Lorenzo 1, de 34 MW, con tecnología de turbina de gas a ciclo simple, usando combustible fuel oíl #2, entrando comercialmente en operación el 25 de agosto. El martes 08 de mayo de 2012 la central Estrella del Mar 2, con una potencia instalada de 110 MW, entró en operación comercial al SENI. El sábado 21 de julio de 2012 la central INCA KM 22, con una potencia instalada de 14.6 MW, entró en operación comercial al SENI. El domingo 05 de agosto de 2012 se energizó la línea 69 kv km 15 de Azua Guanito, sincronizando ese mismo día la central hidroeléctrica de Palomino de 80 MW, aun sin cumplir con los procedimientos establecidos. El 08 de noviembre 2012 a las 10:32 sincronizó al SENI, en calidad de prueba la Central Los Orígenes con capacidad de 25 MW, a gas natural. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 38 de 111

39 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. Figura 25. Comportamiento de la energía programada vs. energía abastecida mensual Porcentaje de desviación absoluta. 9.2 Comparación mensual de la Energía Programada vs Abastecida y Desviación energía año 2012 Figura 26. Comparación de la energía programada vs. energía abastecida mensual Porcentaje de desviación absoluta La Figura 27, muestra que para los meses de agosto, septiembre y octubre se produjeron las máximas diferencias entre la energía proyectada y la abastecida. Es importante señalar que en los meses de verano se reportó la mayor desviación entre la energía proyectada y abastecida, para el mes de agosto fue de 7.29 %. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 39 de 111

40 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. 9.3 Días con Máxima demanda de energía en cada mes durante el año 2012 Figura 28. Día de máxima demanda del mes en el año Para el año 2012 la máxima demanda diaria aconteció el martes 16 de octubre, con GWh. 9.4 Periodos horario de máxima demanda de energía por mes durante el 2012 Figura 29. Periodos horarios de máxima demanda en el Para el año 2012 la máxima demanda aconteció el viernes 05 de octubre a la hora 20, con 2.07 GWh. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 40 de 111

41 EPÚBLICA DOMINICANA, INC. 9.5 Porcentaje de Energía Generada por Empresa en GWh año 2012 Figura 30. Total Energía Abastecida por Empresa de Generación año 2012 Para el año 2012, la empresa con mayor aportación al SENI fue AES-Andrés con un 15.64%, equivalente a GWh, seguido luego por EGE-HIDROELECTRICA con un 13.26%, equivalente a GWh y EGE-ITABO con un 12.08% correspondientes a GWh. 9.6 Porcentaje de Energía Generada por tipo de combustible año 2012 en GWh Figura 31. Total energía abastecida por tecnología de generación. INFORME DE OPERACIÓN REAL DEL AÑO 2012 OC-GO-14-IMORA V0 41 de 111