Informe Cuatrimestral de la operación técnica - comercial del MER Enero abril 217
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
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 23 53 6 23 15 EL SALVADOR 34 1 8 1 53 HONDURAS 1 1 2 NICARAGUA 15 5 17 37 COSTA RICA 1 1 2 PANAMÁ 42 42 TOTAL 57 122 21 41 241 3
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-13 26-mar-13 2-abr-13 15-may-13 9-jun-13 4-jul-13 29-jul-13 23-ago-13 17-sep-13 12-oct-13 6-nov-13 1-dic-13 26-dic-13 2-ene-14 14-feb-14 11-mar-14 5-abr-14 3-abr-14 25-may-14 19-jun-14 14-jul-14 8-ago-14 2-sep-14 27-sep-14 22-oct-14 16-nov-14 11-dic-14 5-ene-15 3-ene-15 24-feb-15 21-mar-15 15-abr-15 1-may-15 4-jun-15 29-jun-15 24-jul-15 18-ago-15 12-sep-15 7-oct-15 1-nov-15 26-nov-15 21-dic-15 15-ene-16 9-feb-16 5-mar-16 3-mar-16 24-abr-16 19-may-16 13-jun-16 8-jul-16 2-ago-16 27-ago-16 21-sep-16 16-oct-16 1-nov-16 5-dic-16 3-dic-16 24-ene-17 18-feb-17 15-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 213 - abril 217) 3 marzo 217: se presentó el mayor registro de inyección diaria programada en la historia del MER 11,651.4 MWh..................... 14, 12, 1, 11,645.5 Comparativo diario de Inyecciones años 213, 214,215, 216 y 217 8, 6, 4, 2, 213 214 215 216 217 4
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
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
Energía (MWh) Inyecciones del Mercado de Contratos y del Mercado de Oportunidad Enero-Abril 217 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, Enero Febrero Marzo Abril 4, 2, MCR MOR
Inyecciones Totales Programados en el MER por País (MWh) 24,638, 14% 1,79, % Enero 217 19,129, 11% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA 133,31, 75% COSTA RICA PANAMÁ 11,182, 6% 22, % Febrero 217 15,411, 9% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ 148,573, 83%
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 217 182,591, 84% 4,242.15, 2% 14,488.4, 8% 817.41, 1% 1,627.75, 6% GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ 153,96.8, 83%
Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh) Enero 217 14,573, 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
Retiros Totales Programados en el MER por País (MWh) Marzo 217 13,9, 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
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Enero 217 35, 3, MWh Inyecciones Enero 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Febrero 217 3, MWh Inyecciones Febrero 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Marzo 217 35, MWh Inyecciones Marzo 3, 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente Abril 217 3, MWh Inyecciones Abril 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Retiros Totales RMER por Agente Enero 217 3, MWh Retiros Enero 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Retiros Totales RMER por Agente Febrero 217 35, MWh Retiros Febrero 3, 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Retiros Totales RMER por Agente Marzo 217 35, MWh Retiros Marzo 3, 25, 2, 15, 1, 5,
Programación Retiros Totales RMER por Agente Abril 217 MWh 35, Retiros Abril 3, 25, 2, 15, 1, 5,
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
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 $-
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.
Precio Promedio diario Ex-ante en Nodo Moyuta(1126) y Fortuna (696) Enero-Abril 217 $12 $1 $8 $6 $4 $2 1126-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.
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 217 2 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 17 DFA: 7 DF A167 1 DF A171 DFM 15 1 5
MW Derechos Firmes Vigentes Enero-Abril 217 DF(A167): 13.28 MW DF(A171): 115.82 MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: 219.1 MW DF(A167): 13.28 MW DF(A171): 115.82 MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: 219.1 MW DF(A167): 13.28 MW DF(A171): 115.82 MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: 219.1 MW DF(A167): 13.28 MW DF(A171): 115.82 MW DF(MENSUAL):. MW TOTAL: 219.1 MW 25. 2. 15. 1. 5.. Enero Febrero Marzo Abril
Sección técnica RMER+PDC ENERO-ABRIL 217 Contenido 1. Evaluación del cumplimiento de los criterios: Calidad Seguridad Desempeño 2. Conclusiones
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 99.13 99.6 99.34 99.34.18.17.15.14 El Salvador 99.8 99.6 99.31 99.48.18.17.15.14 Honduras 99.8 99.3 99.28 99.53.18.17.19.14 Nicaragua 98.5 99.1 99.11 99.43.23.17.19.14 Costa Rica 99.4 99.6 99.33 99.44.18.17.15.14 Panamá 99.6 99.6 99.28 99.49.18.17.18.14 Frecuencia máxima: 61.95 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 61.95 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: 58.71 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 58.71 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
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 5 1 15 2 25 3 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 5 1 15 2 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 2 5 15 4 18 4 1 88 184.% 2.% 4.% 6.% % Horas Bajo Voltaje No. Horas Bajo Voltaje Datos fuente: SCADA Regional EOR. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD
Evaluación de los CCSD en Operación Normal Artículo 16.2.6.1, 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 13 15. 15.4% :8 3/3/217 El Salvador L.T. 115kV Ahuachapán - Santa Ana 13 15. 15.4% :11 3/3/217 Honduras L.T. 138kV Agua Prieta - Choloma 151.8 155.8 2.6% 1:29 22/4/217 Panama L.T. 115kV Caceres - Panama 142 154.99 9.1% 1:28 26/3/217 Datos fuente: SCADA Regional EOR. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD
Resumen de contingencias en el SER Mes Simple Múltiple Extrema Total Enero 37 12 3 52 Febrero 33 9 1 43 Marzo 35 15 4 54 Abril 5 12 1 63 Total 155 48 9 212 45 4 35 3 4 Distribución de contingencias por tipo y área de control 31 25 2 15 1 5 23 21 18 18 15 9 9 7 4 2 2 2 3 3 1 1 2 1 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
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.
Operaciones del EDACBF No Fecha y hora 1 9/1/217 9:13 2 9/1/217 17:56 3 16/1/217 9:18 4 4/3/217 9:2 5 12/3/217 14:53 6 17/3/217 19:32 7 21/3/217 18:16 8 21/3/217 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 58.86 Hz. Disparo de la L. D. 34.5 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_161217 _9:17 HON_4321 7_9:2 PAN_123217 _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_173217 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_213217 _18:16 PAN_213217 _2:9 GUA_264217 _7:48 Frec. Mín. registrada 58.74 58.86 58.71 59.21 59.28 58.71 59.2 59.6 59.13
Evaluación actuación EDACBF Evento 1 2 3 4 5 6 7 8 9 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
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 136. 1:38: 1:58: :2 18/3/217 1:1 SAL Perdida de Planta Acajutla, Planta Termopuerto, y L. T. 115 KV Acajutla - Ateos 184. 1:1: 1:28: :18 7/4/217 1:26 GUA Perdida de Planta San Jose 134. 1:26: 1:42: :16 24/4/217 1:33 GUA Perdida de lineas de transmision 23 kv Costa Linda - Pacifico, Costa Linda - San Jose 124. 1:33: 1:49: :16 Libro III, artículo 16.2.7.1 al 16.2.7.13
Evaluación criterio de desempeño: Regulación secundaria de frecuencia (CPS_RMER) Horas fuera de rango (E1=.3) Área Enero Febrero Marzo Abril Guatemala 17 22 28 19 El Salvador 2 1 2 1 Honduras 2 3 6 2 Nicaragua 5 4 4 7 Costa Rica 1 Panamá 2 E1=.3 Área 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 Total Guatemala 4 2 2 4 3 3 5 6 1 5 3 2 1 1 11 1 4 23 2 3 86 El Salvador 1 2 1 1 1 6 Honduras 3 1 2 1 2 1 1 1 1 13 Nicaragua 1 1 2 1 1 2 3 3 3 2 1 2 Costa Rica 1 1 Panamá 1 1 2 Total 4 2 2 5 3 4 5 6 5 9 6 3 4 3 5 4 4 12 7 5 25 2 3 128 E1=.18 Horas fuera de rango (E1=.18) Área Enero Febrero Marzo ABRIL Guatemala 58 72 89 41 El Salvador 2 1 4 1 Honduras 1 6 17 12 Nicaragua 19 24 23 29 Costa Rica 1 1 Panamá 1 5 7 Área 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 Total Guatemala 12 1 11 8 9 5 18 2 6 7 6 1 6 5 4 6 3 2 3 6 19 43 1 13 26 El Salvador 1 1 1 2 1 1 1 8 Honduras 1 1 1 1 7 5 4 3 1 5 3 3 2 2 2 1 2 1 45 Nicaragua 1 2 3 2 3 5 4 4 3 3 3 2 4 5 7 9 9 13 2 3 6 1 1 95 Costa Rica 1 1 2 Panamá 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 13 Total 14 13 14 11 13 12 24 21 2 19 15 7 9 14 12 17 14 14 46 13 23 51 12 15 423 Datos fuente: Archivo ACE remitido por el OS/OM. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD Libro III, artículo 16.2.7.1 al 16.2.7.4
% Evaluación criterio de desempeño: Regulación secundaria de frecuencia (CPS1_NERC) Porcentaje de cumplimiento del Criterio CPS1 3 25 2 15 1 164 168 154 112 ene-17 % CPS1 feb-17 % CPS1 mar-17 % CPS1 abr-17 % CPS1 251 29 215 25 214 28 198 198 2 28 2427 191 196 177 167 158 148154 147 5 Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Área de Control Área Enero Febrero Marzo Abril Guatemala 164 154 168 112 El Salvador 29 25 198 191 Honduras 167 177 148 154 Nicaragua 147 198 158 196 Costa Rica 215 214 2 28 Panamá 28 24 27 251
-66-379 -152-85 -15-18 -56-46 -47 MWh 3 18 2 14 11 5 229 44 77 51 169 128 243 571 74 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-17 1 8 6 4 2-2 -4-6 -8-1 GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA Área de Control Fuente DTER
% 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-17 25 22.98 2 15 1 5 8.7 6.72 6.9 7.12 5.65 5.51 5.9 4.97 5.11 4.84 4.2 4.6 3.9 4. 3.2 1.48 1.21.4.3.67.7.4.27 GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA Área de Control
Banda Muerta AGC (+/- 2 MW) Desviaciones de Energía 15 125 1 75 5 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 25-25 -5-75 -1 Sin ajustes homologado de la BM -125-15 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
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 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23
Uso de las interconexiones del SER (GW-h y en %) Dirección N-S Dirección S-N Total INT Disponible Usado % de Uso GUA-HON 864. 113.52 13.1% GUA-SAL 864. 516.53 59.8% SAL-HON 864. 26.7 3.% HON-NIC 472.6 25.53 5.4% NIC-CRI 532.7 11.88 2.2% CRI-PAN 524.7 3.5.6% INT Disponible Usado % de Uso GUA-HON 698.4.29.% GUA-SAL 698.4..% SAL-HON 698.4 5.3 7.2% HON-NIC 478.6 51.91 1.8% NIC-CRI 155.5 95.81 61.6% CRI-PAN 721.5 73.21 1.1% INT Disponible Usado % de Uso GUA-HON 1562.4 113.82 13.2% GUA-SAL 1562.4 516.53 59.8% SAL-HON 1562.4 76.1 1.2% HON-NIC 951.2 77.43 16.2% NIC-CRI 688.2 17.69 63.8% CRI-PAN 1246.2 76.26 1.7%
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