informe cuatrimestral de la operación técnica - comercial del mer … · 2017-08-01 · retiros...

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Informe Cuatrimestral de la operación técnica - comercial del

MEREnero abril 2017


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


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


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

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n-1

3

04

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l-1

3

29

-ju

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3

23

-ago

-13

17

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-13

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-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

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-14

05

-en

e-1

5

30

-en

e-1

5

24

-fe

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5

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-mar

-15

15

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-15

04

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n-1

5

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-ju

n-1

5

24

-ju

l-1

5

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-15

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-oct

-15

01

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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

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13

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n-1

6

08

-ju

l-1

6

02

-ago

-16

27

-ago

-16

21

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-16

16

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10

-no

v-1

6

05

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-16

30

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24

-en

e-1

7

18

-fe

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7

15

-mar

-17

09

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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)


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


Ene

rgía

(M

Wh

)

Retiro

enero

febrero

marzo

abril


Ofertas de Oportunidad Programadas

Enero-Abril 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000


Ene

rgía

(M

Wh

)

Inyección

enero

febrero

marzo

abril

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000


Ene

rgía

(M

Wh

)

Retiro

enero

febrero

marzo

abril


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


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


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


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


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


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



Febrero 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

MWhInyecciones Febrero



Marzo 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000MWh

Inyecciones Marzo



Abril 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

MWhInyecciones Abril


Programación Retiros Totales RMER por Agente

Enero 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000MWh

Retiros Enero



Febrero 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000MWh

Retiros Febrero



Marzo 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000MWh

Retiros Marzo



Abril 2017

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000MWh

Retiros Abril


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


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


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


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


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 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





Sección técnicaRMER+PDC

ENERO-ABRIL 2017

Contenido1. Evaluación del cumplimiento de los criterios:

• Calidad• Seguridad• Desempeño

2. Conclusiones


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


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


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


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.


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 -


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



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


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


Regulación secundaria de frecuencia (CPS1_NERC)


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


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


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


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


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%


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%


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


42

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informe cuatrimestral de la operación técnica - comercial del mer … · 2017-08-01 · retiros...

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