Post on 23-Mar-2020
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Informe Cuatrimestral de la operación técnica - comercial del
MEREnero abril 2017
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Sección ComercialRMER+PDC
ENERO-ABRIL 2017
Inyecciones y Retiros programados MCR y MOR por paísInyecciones y Retiros programados MCR y MOR totalesInyecciones y Retiros programados por país y agentePrecios ex ante / Precios ex postDeclaraciones de CF
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Agentes autorizados a realizar transacciones en
el MER
3
PAÍS COMERCIALIZADOR GENERADOR DISTRIBUIDOR GRAN USUARIO TOTAL
GUATEMALA 23 53 6 23 105
EL SALVADOR 34 10 8 1 53
HONDURAS 0 1 1 0 2
NICARAGUA 0 15 5 17 37
COSTA RICA 0 1 1 0 2
PANAMÁ 0 42 0 0 42
TOTAL 57 122 21 41 241
TIPOS DE AGENTES AUTORIZADOS POR PAÍS
INFORMACIÓN ACTUALIZADA DEL 1 JUNIO 2013 HASTA EL 30 ABRIL 2017
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Histórico de Inyecciones diarias en el MER
4
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,0000
1-m
ar-1
3
26
-mar
-13
20
-ab
r-13
15
-may
-13
09
-ju
n-1
3
04
-ju
l-1
3
29
-ju
l-1
3
23
-ago
-13
17
-sep
-13
12
-oct
-13
06
-no
v-1
3
01
-dic
-13
26
-dic
-13
20
-en
e-1
4
14
-fe
b-1
4
11
-mar
-14
05
-ab
r-14
30
-ab
r-14
25
-may
-14
19
-ju
n-1
4
14
-ju
l-1
4
08
-ago
-14
02
-sep
-14
27
-sep
-14
22
-oct
-14
16
-no
v-1
4
11
-dic
-14
05
-en
e-1
5
30
-en
e-1
5
24
-fe
b-1
5
21
-mar
-15
15
-ab
r-15
10
-may
-15
04
-ju
n-1
5
29
-ju
n-1
5
24
-ju
l-1
5
18
-ago
-15
12
-sep
-15
07
-oct
-15
01
-no
v-1
5
26
-no
v-1
5
21
-dic
-15
15
-en
e-1
6
09
-fe
b-1
6
05
-mar
-16
30
-mar
-16
24
-ab
r-16
19
-may
-16
13
-ju
n-1
6
08
-ju
l-1
6
02
-ago
-16
27
-ago
-16
21
-sep
-16
16
-oct
-16
10
-no
v-1
6
05
-dic
-16
30
-dic
-16
24
-en
e-1
7
18
-fe
b-1
7
15
-mar
-17
09
-ab
r-17
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
MW
h
30 marzo 2017: se presentó el mayor registrode inyección diaria programada en la historiadel MER 11,651.4 MWh.
11,645.5
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
01-
ene
11-
ene
21-
ene
31-
ene
10-
feb
20-
feb
02-
mar
12-
mar
22-
mar
01-
abr
11-
abr
21-
abr
01-
may
11-
may
21-
may
31-
may
10-
jun
20-
jun
30-
jun
10-
jul
20-
jul
30-
jul
09-
ago
19-
ago
29-
ago
08-
sep
18-
sep
28-
sep
08-
oct
18-
oct
28-
oct
07-
no
v
17-
no
v
27-
no
v
07-
dic
17-
dic
27-
dic
MW
h
Comparativo diario de Inyeccionesaños 2013, 2014 ,2015, 2016 y 2017
2013 2014 2015 2016 2017
Inyecciones Diarias en el MER (marzo 2013 - abril 2017)
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Contratos Programados
Enero-Abril 2017
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Inyección
enero
febrero
marzo
abril
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Retiro
enero
febrero
marzo
abril
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Ofertas de Oportunidad Programadas
Enero-Abril 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Inyección
enero
febrero
marzo
abril
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ
Ene
rgía
(M
Wh
)
Retiro
enero
febrero
marzo
abril
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Inyecciones del Mercado de Contratos y
del Mercado de Oportunidad
Enero-Abril 2017
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
MCR MOR
Ene
rgía
(M
Wh
)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Inyecciones Totales Programados en el MER por
País (MWh)
133,031, 75%
1,079, 0%
24,638, 14%
19,129, 11%
Enero 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
148,573, 83%
220, 0%
11,182, 6%
15,411, 9%
Febrero 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Inyecciones Totales Programados en el MER por
País (MWh)
182,591, 84%
5,444, 2%
3,126, 1%
3,310, 2% 23,662, 11%Marzo 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
153,906.80, 83%
10,627.75, 6%
817.41, 1%
4,242.15, 2% 14,488.40, 8%
Abril 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Retiros Totales Programados en el MER por
País (MWh)
1,353, 1%
141,196, 79%
21,487, 12%
14,573, 8%
Enero 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
117,158, 65%
31,696, 18%
19,624, 11%
9,877, 5% 1,059, 1%
Febrero 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Retiros Totales Programados en el MER por
País (MWh)
155,480, 71%
33,024, 15%
12,501, 6%
13,090, 6%4,825, 2%
Marzo 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
131,816.10, 71%
34,722.72, 19%
10,442.78, 6%
7,036.23, 4%700.00, 0%
Abril 2017
GUATEMALA
EL SALVADOR
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMÁ
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Enero 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
MWhInyecciones Enero
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Febrero 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
MWhInyecciones Febrero
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Marzo 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000MWh
Inyecciones Marzo
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Inyecciones Totales RMER por Agente
Abril 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
MWhInyecciones Abril
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Enero 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000MWh
Retiros Enero
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Febrero 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000MWh
Retiros Febrero
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Marzo 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000MWh
Retiros Marzo
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Programación Retiros Totales RMER por Agente
Abril 2017
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000MWh
Retiros Abril
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Inyecciones Mensuales Programadas México
Enero-Abril 2017
Fuente: Informe de Transacciones Económicas y Programas de Despacho Diario, AMM
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
Enero Febrero Marzo Abril
MWhInyección Mensual México a Guatemala
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Precio promedio diario Ex-ante y Ex-post
Enero-Abril 2017
$-
$10
$20
$30
$40
$50
$60
$70
$80
$90
$100
US$
PRECIO EXANTE
PRECIO EXPOST
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Precio Ex Ante Mínimo, Promedio y Máximo
Enero-Abril 2017
$-
$20
$40
$60
$80
$100
$120
$140
$160
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. 30-abr.
MAXIMO
PROMEDIO
MINIMO
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Precio Promedio diario Ex-ante en Nodo Moyuta(1126) y Fortuna (6096)
Enero-Abril 2017
$-
$20
$40
$60
$80
$100
$120
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. 30-abr.
1126-MOYUTA
6096-FORTUNA
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Estadística de Contratos Firmes Declarados
0
5
10
15
20
01
/01
/20
17
04
/01
/20
17
07
/01
/20
17
10
/01
/20
17
13
/01
/20
17
16
/01
/20
17
19
/01
/20
17
22
/01
/20
17
25
/01
/20
17
28
/01
/20
17
31
/01
/20
17
03
/02
/20
17
06
/02
/20
17
09
/02
/20
17
12
/02
/20
17
15
/02
/20
17
18
/02
/20
17
21
/02
/20
17
24
/02
/20
17
27
/02
/20
17
02
/03
/20
17
05
/03
/20
17
08
/03
/20
17
11
/03
/20
17
14
/03
/20
17
17
/03
/20
17
20
/03
/20
17
23
/03
/20
17
26
/03
/20
17
29
/03
/20
17
01
/04
/20
17
04
/04
/20
17
07
/04
/20
17
10
/04
/20
17
13
/04
/20
17
16
/04
/20
17
19
/04
/20
17
22
/04
/20
17
25
/04
/20
17
28
/04
/20
17
Número de Contratos Firmes DeclaradosEnero-Abril 2017
17 DFA: 7 DF A1607
10 DF A17010 DFM
17 DFA: 7 DF A1607
10 DF A17010 DFM
17 DFA: 7 DF A1607
10 DF A17010 DFM
17 DFA: 7 DF A1607
10 DF A17010 DFM
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Derechos Firmes Vigentes
Enero-Abril 2017
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
Enero Febrero Marzo Abril
MW
DF(A1607): 103.28 MWDF(A1701): 115.82 MWDF(MENSUAL): 0.00 MWTOTAL: 219.10 MW
DF(A1607): 103.28 MWDF(A1701): 115.82 MWDF(MENSUAL): 0.00 MWTOTAL: 219.10 MW
DF(A1607): 103.28 MWDF(A1701): 115.82 MWDF(MENSUAL): 0.00 MWTOTAL: 219.10 MW
DF(A1607): 103.28 MWDF(A1701): 115.82 MWDF(MENSUAL): 0.00 MWTOTAL: 219.10 MW
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Sección técnicaRMER+PDC
ENERO-ABRIL 2017
Contenido1. Evaluación del cumplimiento de los criterios:
• Calidad• Seguridad• Desempeño
2. Conclusiones
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Criterio: El 90% de las variaciones de la frecuencia promedio en períodos de 10minutos, deberán estar comprendidas dentro del rango de 0.03 Hz.
Datos fuente: Archivo ACE y reportes de eventos remitido por el OS/OM. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD
➢ Frecuencia máxima: 61.95 Hz, debido al evento del 17 de marzo 2017 a las 19:32 horas. El SER se dividió en bloque centrocon SAL–HON-NIC y el bloque sur con CRI–PAN. El bloque sur alcanzó una frecuencia de hasta 61.95 Hz (PMU Rio Claro) porexceso 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 2017 a las 09:18 horas. El SER se dividió en bloquenorte MEX-GUA-SAL-HON-NIC y bloque sur con CRI-PAN. El bloque norte quedó con déficit de generación, por lo que lafrecuencia cayó a 58.71 Hz, actuando hasta la etapa de apertura de interconexiones del EDACBF.
Evaluación criterios de calidad:
Frecuencia
Área de controlPorcentaje de variación dentro del rango (%) Desviación estándar de la frecuencia (Hz)
Enero Febrero Marzo Abril Enero Febrero Marzo Abril
Guatemala 99.13 99.06 99.34 99.34 0.018 0.017 0.015 0.014
El Salvador 99.08 99.06 99.31 99.48 0.018 0.017 0.015 0.014
Honduras 99.08 99.03 99.28 99.53 0.018 0.017 0.019 0.014
Nicaragua 98.05 99.01 99.11 99.43 0.023 0.017 0.019 0.014
Costa Rica 99.04 99.06 99.33 99.44 0.018 0.017 0.015 0.014
Panamá 99.06 99.06 99.28 99.49 0.018 0.017 0.018 0.014
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Evaluación criterios de calidad:
Voltaje (porcentaje de horas fuera de rango)
La magnitud del voltaje en las barras de la RTR entre 0.95 y 1.05 p.u.
Datos fuente: SCADA Regional EOR. Conforme a la guía de evaluación de los CCSD
Nodos con bajo voltajeNodos con alto voltaje
18
8
2
10
1
1
1
2
11
2
1
6
6
1
0 5 10 15 20 25 30
0.00% 0.20% 0.40% 0.60% 0.80%
HON-Santa Lucia
HON-Agua Caliente
HON-Nueva Nacaome
HON-Pavana
NIC-Amayo
NIC-Alba Rivas
NIC-San Martin
NIC-Tipitapa
PAN-Santa Rita
PAN-Caceres
PAN-Panama
PAN-Chorrera
PAN-Pacora
PAN-Mata de Nance
% Horas Alto Voltaje No. Horas Alto Voltaje
1
4
18
184
88
4
15
5
2
1
1
1
1
2
2
1
1
1
1
0 50 100 150 200
0.00% 2.00% 4.00% 6.00%
GUA-Guatemala Sur
SAL-Santa Ana
SAL-Nejapa
HON-Cajon
HON-Circunvalacion
HON-La Vegona
HON-Agua Prieta
HON-San Buenaventura
HON-Rio Lindo
HON-Amarateca
NIC-Planta Che Guevara
NIC-Masaya
NIC-Ticuantepe
NIC-Amayo
NIC-Alba Rivas
NIC-San Martin
CRI-Cachi
PAN-Veladero
PAN-Guasquitas
% Horas Bajo Voltaje No. Horas Bajo Voltaje
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org 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 sistemadebe: permanecer estable, (b) la carga en todos los elementos debe ser igual oinferior 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 muestranen la tabla siguiente:
ÁREA ELEMENTORATE
A
Valor máximo registrado
(MW)
Sobrecarga máxima
(% respecto RATE A)
Tiempo total acumulado
con sobrecarga (hh:mm)
Fecha de registro valor máximo
El Salvador L.T. 115kV Acajutla - Sonsonate 130 150.00 15.4% 0:08 30/03/2017
El Salvador L.T. 115kV Ahuachapán - Santa Ana 130 150.00 15.4% 0:11 30/03/2017
Honduras L.T. 138kV Agua Prieta - Choloma 151.8 155.80 2.6% 1:29 22/04/2017
Panama L.T. 115kV Caceres - Panama 142 154.99 9.1% 1:28 26/03/2017
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Resumen de contingencias en el SER
Datos fuente: SCADA Regional EOR, SCADA OS/OM e Informes de Eventos remitidos por los OS/OM
Mes Simple Múltiple Extrema Total
Enero 37 12 3 52
Febrero 33 9 1 43
Marzo 35 15 4 54
Abril 50 12 1 63
Total 155 48 9 212
40
7
31
23
15
21
18
9
2
18
4 3
9
32 2 1 1 2 1
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Intercon
Distribución de contingencias por tipo y área de control
SIMPLE MULTIPLE EXTREMA
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Evaluación de contingencias
Contingencias simples, total 155, de las cuales 6 se desvían de los CCSD:Sistema Inestable (oscilaciones): 1Disparos en cascada (no programados) : 5Sobrecarga en elementos: 1Voltajes fuera de rango: 0Desconexión de carga: 4Reducción de intercambios: 2
Contingencias múltiples, total 48, de las cuales 8 se desvían de los CCSD :Sistema Inestable(Oscilaciones): 3Disparos en cascada (no programados): 5Sobrecarga en elementos: 1Desconexión de carga: 4Reducción de intercambios: 3
Contingencias extremas, total 9, de las cuales 8 se debieron a disparos de centrales degeneración (todas las unidades) y 1 a la salida de una barra (SE Trapiche). De dichascontingencias la pérdida de la Planta El Coco en Panamá con 197 MW provocó la actuación delEDACBF en la su primera etapa en Guatemala y El Salvador.
Baja Frecuencia, el esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia operóen 9 ocasiones en el periodo en el cuatrimestre Enero - Abril 2017.
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Operaciones del EDACBF
NoFecha y
horaEvento Contingencia
Frec. Mín. registrada
109/01/2017
09:13
Disparo de la L. T. 230 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. 400 kV
Tapachula - Los Brillantes.
PAN_09012017_09:12
58.74
209/01/2017
17:56
Disparo de las L. T. 230 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.
PAN_09012017_17:56
58.86
316/01/2017
09:18
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.
400 kV Tapachula - Los Brillantes.
PAN_16012017_09:17
58.71
404/03/2017
09:20
Disparo de las L. T. 230 kV Agua Fría – Nueva Nacaome, provocando el disparo de la L. T. 230 kV Agua Caliente - Agua Fría, causando la pérdida de 148 MW de generación en Honduras. Luego, disparo de la L. I.
400 kV Tapachula - Los Brillantes.
HON_04032017_09:20
59.21
512/03/2017
14:53Desconexión del transformador T92 230/34.5 kV de SE El Coco en Panamá, lo que provoca la pérdida de
201 MW de generación.PAN_12032017
_14:5359.28
617/03/2017
19:32
Explosión de TC en la barra B de la SE Panamá, provocando la perdida de 340 MW de carga. SER se divide en 2 bloques (Norte y Sur), el bloque Norte queda con déficit por disparo de la L. I. 400 kV Tapachula - Los
Brillantes.
PAN_17032017_19:32
58.71
721/03/2017
18:16
Explosión de TC en la barra B de la SE Panamá, provocando la pérdida de 900 MW de carga y 750 MW de generación. Sobrecarga en la L. T. 230 kV Masaya – San Martín de Nicaragua, activando el ECS asociado,
desconectando L. I. 230kV Amayo – Liberia. Disparo de la L. I. 400kV Tapachula – Los Brillantes.
PAN_21032017_18:16
59.02
821/03/2017
20:09
Disparo de la L. T. 115 kV Panamá ll – Cerro Viento, provocando la pérdida de 240 MW de carga. SER se divide en 2 bloques (Norte y Sur), el bloque Norte queda con déficit por disparo de la L. I. 400 kV
Tapachula - Los Brillantes.
PAN_21032017_20:09
59.06
926/04/2017
07:48Disparo de la L. I. 230kV Aguacapa – La Vega ll y en consecuencia el disparo de la L. I. 400 kV Tapachula –
Los Brillantes , este disturbio provoca una pérdida de generación en Guatemala de 408 MW.GUA_26042017
_07:4859.13
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org 33
Evaluación actuación EDACBF
S- Operación Satisfactoria, NS- No satisfactoria
Evento 1 2 3 4 5 6 7 8 9Área 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 SEl Salvador S NS - - S NS NS NS S S NS - NS - S NSHonduras S S - - S S S - S S S - S S S SNicaragua S NS S S S NS - - S NS NS - S NS S SCosta Rica S - S NS - - S - - - S NS - - S -Panamá S - S S - - NS - - - - - - - NS -
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Evaluación criterio de desempeño:
Recuperación ACE ante pérdida generación
Criterio: Reducir a cero el valor del error de control de área, en un tiempomáximo de quince (15) minutos después de ocurrida la pérdida degeneración.
Area de ControlTotal de pérdidas de
generación (Neto≥40 MW)
Valores fuera de
límite
Guatemala 9 3
El Salvador 3 1
Honduras 7 0
Nicaragua 4 0
Costa Rica 3 0
Panamá 6 0
Total 32 4
Libro III, artículo 16.2.7.10 al 16.2.7.13
Fecha y hora ÁREA Evento Pérdida MW Inicio FinalTRecuperacion ACE >15 min
(minutos)
03/02/2017 10:38 GUA Perdida de Planta San Jose 136.0 10:38:00 10:58:00 00:20
18/03/2017 10:10 SALPerdida de Planta Acajutla, Planta
Termopuerto, y L. T. 115 KV Acajutla - Ateos184.0 10:10:00 10:28:00 00:18
07/04/2017 10:26 GUA Perdida de Planta San Jose 134.0 10:26:00 10:42:00 00:16
24/04/2017 01:33 GUAPerdida de lineas de transmision 230 kV Costa
Linda - Pacifico, Costa Linda - San Jose124.0 01:33:00 01:49:00 00:16
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Evaluación criterio de desempeño:
Regulación secundaria de frecuencia (CPS_RMER)
Datos fuente: Archivo ACE remitido por el OS/OM. Conforme a la guía de evaluación de los CCSDLibro III, artículo 16.2.7.1 al 16.2.7.4
Área 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Total
Guatemala 4 2 2 4 3 3 5 6 1 5 3 0 0 2 1 0 0 1 11 1 4 23 2 3 86
El Salvador 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 1 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 6
Honduras 0 0 0 0 0 0 0 0 3 1 0 2 0 1 0 2 0 0 1 1 1 1 0 0 13
Nicaragua 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 2 1 0 1 2 3 3 3 0 2 0 1 0 0 20
Costa Rica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1
Panamá 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 2
Total 4 2 2 5 3 4 5 6 5 9 6 3 0 4 3 5 4 4 12 7 5 25 2 3 128
Área 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Total
Guatemala 12 10 11 8 9 5 18 20 6 7 6 1 6 5 4 6 3 2 30 6 19 43 10 13 260
El Salvador 0 0 0 0 1 0 1 0 1 2 1 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 8
Honduras 1 0 0 0 0 1 1 1 7 5 4 3 1 5 3 3 0 2 2 2 1 2 0 1 45
Nicaragua 1 2 3 2 3 5 4 0 4 3 3 3 2 4 5 7 9 9 13 2 3 6 1 1 95
Costa Rica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 2
Panamá 0 1 0 1 0 1 0 0 2 1 1 0 0 0 0 1 1 1 1 1 0 0 1 0 13
Total 14 13 14 11 13 12 24 21 20 19 15 7 9 14 12 17 14 14 46 13 23 51 12 15 423
Horas fuera de rango (E10=0.03)
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 0 0 1 0
Panamá 0 0 2 0
Horas fuera de rango (E10=0.018)
Área Enero Febrero Marzo ABRIL
Guatemala 58 72 89 41
El Salvador 2 1 4 1
Honduras 10 6 17 12
Nicaragua 19 24 23 29
Costa Rica 1 0 1 0
Panamá 1 0 5 7
E10=0.03
E10=0.018
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Área Enero Febrero Marzo Abril
Guatemala 164 154 168 112
El Salvador 209 205 198 191
Honduras 167 177 148 154
Nicaragua 147 198 158 196
Costa Rica 215 214 200 208
Panamá 208 204 207 251
164
209
167147
215 208
154
205
177198
214204
168
198
148158
200 207
112
191
154
196208
251
0
50
100
150
200
250
300
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
%
Área de Control
Porcentaje de cumplimiento del Criterio CPS1
ene-17 % CPS1 feb-17 % CPS1 mar-17 % CPS1 abr-17 % CPS1
Evaluación criterio de desempeño:
Regulación secundaria de frecuencia (CPS1_NERC)
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Desviaciones de Energía en Tiempo Real
Fuente DTER
70
4
16
9
20
57
1
-37
9
-60
6
22
9
3
14
11
-85
5
-15
2
18
24
3
12
8
-56
-47-15
44
-18
77
-46
51
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA
MW
h
Área de Control
Desvíos de energía por país mayor a 4 MWH o al 5% (Arriba de lo permitido) de la Transacción Programada segun RMER (+) Inyección (-) Retiro
ene-17 feb-17 mar-17 abr-17
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Desviaciones de Energía en Tiempo Real
22.98
1.48
6.72
5.51
1.21
4.84
8.7
0.4
3.23.9
0.7
4.04.2
0.3
6.95.9
0.4
4.65.65
0.67
4.97 5.11
0.27
7.12
0
5
10
15
20
25
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA
%
Área de Control
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
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Banda Muerta AGC (+/- 2 MW)
Desviaciones de Energía
❖ Se concluye que el ajuste de ±2 MW en la Banda Muerta del AGC a nivel regional, es el que mejores resultados esta obteniendo hasta la fecha, por loque se recomienda continuar con las evaluaciones
-1500
-1250
-1000
-750
-500
-250
0
250
500
750
1000
1250
1500
Ene-1
4
Feb
-14
Mar-1
5
Ab
r-14
May-1
4
Jun
-14
Jul-1
4
Ago
-14
Sep
t-14
Oct-1
4
No
v-14
Dic-1
4
Ene-1
5
Feb
-15
Mar-1
5
Ab
r-15
May-1
5
Jun
-15
Jul-1
5*
Ago
-15
Sep
t-15
Oct-1
5
No
v-15
Dic-1
5
Ene-1
6
Feb
-16
Mar-1
6
Ab
r-16
May-1
6
Jun
-16
Jul-1
6
Ago
-16
Sep
t-16
Oct-1
6
No
v-16
Dic-1
6
Ene-1
7
Feb
-17
Mar-1
7
Ab
r-17
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
Sin ajustes homologado de la BM
Ajuste de BM ±3 MW
Ajuste de BM ±2 MW
Ajuste de BM ±1 MW
Ajuste de BM ±2 MW
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Evaluación del cumplimiento de
la Reserva Rodante
De acuerdo a los datos reportados por los OS/OM en los archivos de declaración dereserva y en los Pre-despachos Nacionales, durante los meses de enero a abril del2017, los valores de reserva rodante en la operación diaria de cada área de control,fueron mayor al 5% de su demanda horaria.
0
5
10
15
20
25
30
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL PORCENTAJE PROMEDIO DE RESERVA RODANTE HORARIA
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
Uso de las interconexiones
del SER (GW-h y en %)
INT Disponible Usado % de Uso
GUA-HON 864.0 113.52 13.1%
GUA-SAL 864.0 516.53 59.8%
SAL-HON 864.0 26.07 3.0%
HON-NIC 472.6 25.53 5.4%
NIC-CRI 532.7 11.88 2.2%
CRI-PAN 524.7 3.05 0.6%
INT Disponible Usado % de Uso
GUA-HON 698.4 0.29 0.0%
GUA-SAL 698.4 0.00 0.0%
SAL-HON 698.4 50.03 7.2%
HON-NIC 478.6 51.91 10.8%
NIC-CRI 155.5 95.81 61.6%
CRI-PAN 721.5 73.21 10.1%
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 76.10 10.2%
HON-NIC 951.2 77.43 16.2%
NIC-CRI 688.2 107.69 63.8%
CRI-PAN 1246.2 76.26 10.7%
Dirección N-S
Total
Dirección S-N
Derechos reservados. © Copyright 2017.Ente Operador Regional //www.enteoperador.org
42
NOTA IMPORTANTE
El contenido del presente documento, junto con cualquier archivo adjunto, puede contener información propiedad del Ente Operador Regional -
EOR.- titular de los derechos de autor de todo el contenido, diseño e imagen. Por lo anterior, está prohibido copiar, transmitir, retransmitir,
transcribir, almacenar, alterar o reproducir parcial o total por cualquier medio electrónico o mecánico esta información, sin permiso por escrito
por parte del EOR. Dicha información podría ser de carácter confidencial, propietaria o con derechos reservados y privilegios legales
asociados. Su uso se debe circunscribir solamente al individuo o entidad para el cual la información fue originalmente destinada. Asimismo, el
Ente Operador Regional-EOR, no se hace legalmente responsable por daños de cualquier tipo causados por el contenido del mensaje, por
errores u omisiones, o por los archivos adjuntos. La integridad y seguridad de este mensaje no pueden ser garantizadas en el Internet.
Si usted no es el destinatario de este mensaje, por favor elimínelo. Asimismo, le agradecemos informarnos de cualquier uso indebido de
nuestra infraestructura mediante el envío de un correo electrónico a : consultas-informacion@enteoperador.org
Colonia San Benito, Ave. Las Magnolias No. 128.
San Salvador, El Salvador, C.A.
PBX : (503) 2245-9000 FAX : (503) 2208-2368.
www.enteoperador.org