· 2012-08-17 · ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DIVISIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA...

ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA

DIVISIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I.

DEFINITIVA

AÑO ESTACIONAL

2,012-2,013

Embalse Hidroeléctrica Santa Teresa

Obras Hidroeléctrica Choloma



PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOVERSIÓN DEFINITIVA

MAYO 2012 – ABRIL 2013



CONTENIDO

1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOPERIODO MAYO 2012 - ABRIL 20131.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I.1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS1.4. OFERTA1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DE

LARGO PLAZO2. RESULTADOS

2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO ESTACIONAL 2012-20132.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2012-20132.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2012-20132.4. COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO

DECLARABLE2.5. COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE

ESTACIONAL2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DE

OFERTA HIDROELÉCTRICA2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN3.2. MANTENIMIENTOS DE TRANSMISIÓN

3.2.1. MANTENIMIENTOS ETCEE3.2.2. MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISIÓN3.2.3. MANTENIMIENTOS RECSA3.2.4. MANTENIMIENTOS TRELEC3.2.5. MANTENIMIENTOS TREO

4. CONCLUSIONES4.1 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

5. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS6. INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE

RESERVA RÁPIDA7. ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE SEGURIDAD OPERATIVA PARA LA PROGRAMACIÓN DE

LARGO PLAZO DEL AÑO ESTACIONAL

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1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOMAYO 2012- ABRIL 2013

1.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I

Análisis del Comportamiento Histórico de la Demanda.

A partir del año 1,985 los principales parámetros de la Demanda de Energía Eléctrica, muestran uncrecimiento considerable y constante, el cual se mantuvo hasta el año 2000 presentando un promedioincremental de 8.5, a partir es este año el crecimiento ha tenido una desaceleración de tal forma que elpromedio de crecimiento de 2001 a 2007 ha sido de 4.81%, situación que se vio agravada en el año 2008,presentándose para el periodo 2008-2011 un crecimiento promedio de 0.83%.

El indicador más importante que representa el desarrollo de la actividad económica del país es el ProductoInterno Bruto en precios de mercado constante. Comparativamente, la generación eléctrica y el PIB en eltiempo, presentan una gran simultaneidad. Se recopilaron los datos del PIB, teniendo como fuentes deinformación el Banco de Guatemala, para esta proyección se han utilizado los datos de PIB constante, con lanueva base de cálculo publicada en abril de 2004 por el Banco de Guatemala, de la cual se tienen datos desdeel año 1990.

Formulación del Modelo de Proyección Global de la Demanda.

En el análisis para la formulación se investigaron las siguientes variables: Variables dependientes: Demanda Máxima del Año Estacional y Demanda de Energía anual. Variables independientes: Producto Interno Bruto en precio constante de 2001 y el tiempo en años.

Los modelos econométricos probados fueron tanto de regresión simple como de regresión múltiple, serealizaron también pruebas con modelos autorregresivos.

Después de varias pruebas se adopto el siguiente modelo para la proyección global de la demanda.

Potencia Máxima = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) + C4(MA(11))

Energía Anual = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) + C4(MA(11))

Donde el Tiempo se mide en años, siendo el tiempo “1” el año 1,990.

El modelo de proyección de potencia y energía, busca caracterizar de la forma más realista y simple posible,la dependencia de la demanda con su propio histórico reciente y las variables que representen elcomportamiento esperado de la actividad económica para el periodo de estimación de la proyección. Elmodelo adoptado tiene la capacidad de simular y aplicar diferentes órdenes de auto correlación a laproyección, con el objetivo de evaluar los mejores coeficientes para cada uno de los diferentes órdenessimulados (modelo autoregresivo de orden p o AR(p)), por lo que para evaluar diferentes ordenes de autoregresión, no podemos considerar como muestra (sample), la totalidad de los datos con los que se cuente, yaque el modelo no podría evaluar años en los que no se poseen datos para comparar el orden p que se estátrabajando. Adicionalmente para evaluar los coeficientes de correlación resultantes para los diferentesordenes, es recomendable realizarlo como la misma muestra de datos.

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La figura No 1 muestra el comportamiento estadístico del modelo de proyección

Dependent Variable: ENERGIA Dependent Variable: POTENCIAMethod: Least Squares Method: Least SquaresDate: 02/13/12 Time: 17:54 Date: 02/13/12 Time: 17:55Sample (adjusted): 1991 2011 Sample (adjusted): 1991 2011Included observations: 21 after adjustments Included observations: 21 after adjustmentsConvergence achieved after 40 iterations Convergence achieved after 36 iterationsMA Backcast: 1980 1990 MA Backcast: 1980 1990

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

PIB308 0.045669 0.004539 10.06057 0.00E+00 PIB308 0.002649 0.003115 0.850297 0.407TREND -43.1335 43.60132 -0.989271 0.3364 TREND 30.81701 44.05825 0.699461 0.4937AR(1) 0.599095 0.097874 6.121084 0.00E+00 AR(1) 0.979618 0.166887 5.869934 0.00E+00MA(11) -0.99443 1.34E-02 -74.27769 0.00E+00 MA(11) -0.885503 0.058205 -15.21355 0.00E+00

R-squared 0.999364 Mean dependent var 5560.332 R-squared 0.997038 Mean dependent var 1049.759Adjusted R-squared 0.999251 S.D. dependent var 1978.291 Adjusted R-squared 0.996516 S.D. dependent var 344.2525S.E. of regression 54.12521 Akaike info criterion 10.99012 S.E. of regression 20.32095 Akaike info criterion 9.030825Sum squared resid 49802.16 Schwarz criterion 11.18908 Sum squared resid 7019.999 Schwarz criterion 9.229782Log likelihood -111.3963 Hannan-Quinn criter. 11.0333 Log likelihood -90.82367 Hannan-Quinn criter. 9.074004Durbin-Watson stat 1.919087 Durbin-Watson stat 1.976979

Inverted AR Roots 0.6 Inverted AR Roots 0.98Inverted MA Roots 1 .84-.54i .84+.54i .42-.91i Inverted MA Roots 0.99 .83+.53i .83-.53i .41+.90i

.42+.91i -.14-.99i -.14+.99i -.65-.76i .41-.90i -.14+.98i -.14-.98i -.65-.75i-.65+.76i -.96-.28i -.96+.28i -.65+.75i -.95+.28i -.95-.28i

Figura No.1

Según datos proporcionados por la Sección de Cuentas Nacionales del Banco de Guatemala, el ProductoInterno Bruto proyectado para el año 2012 es nuevamente un rango, el cual se muestra a continuación:

BANCO DE GUATEMALADEPARTAMENTO DE ESTADÍSTICAS ECONÓMICASSECCIÓN DE CUENTAS NACIONALES

GUATEMALAPRODUCTO INTERNO BRUTO (BASE 2001)

AÑOS: 2007 - 2015(Cifras en millones)

PIB PIB PIB per Tasas de variación porcentualAÑOS Real Nominal cápita PIB PIB PIB per

en Q en Q (Q al año) Real Nominal cápita2007 186,766.9 261,760.1 19,615.2 6.30 13.89 11.112008 192,894.9 295,871.5 21,631.5 3.28 13.03 10.282009 p/ 193,950.6 307,552.3 21,941.3 0.55 3.95 1.432010 p/ 199,348.3 331,870.5 23,108.1 2.78 7.91 5.322011 e/ 206,895.8 365,112.1 24,814.3 3.79 10.02 7.382012 py/ (bajo) 212,846.2 394,314.7 26,159.7 2.88 8.00 5.422012 py/ (base) 213,260.0 395,081.3 26,210.5 3.08 8.21 5.632012 py/ (alto) 213,673.8 395,847.9 26,261.4 3.28 8.42 5.83

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Para el año 2013 no se cuentan con datos proyectados por el Banco de Guatemala, por lo que para este año seprocedió a proyectar con la misma tasa de variación que para 2012.

La proyección de potencia se realiza utilizando el PIB proyectado base. La potencia máxima a generarestimada para el periodo es de 1,530.776 MW (2.66%), la cual se espera en Noviembre de 2012 y la demandade energía proyectada es de 8821.589 GWh (3.18%).

Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodo de 0.658. Esto se visualiza en la siguiente tabla.

POTENCIA ENERGÍA FACTOR DEMW GWh CARGA

1,530.776 8,821.589 0.658

1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA

Para la correcta representación de la demanda en la optimización del despacho, esta fue representada en 5bloques, los cuales representan los escalones de demanda que a continuación se describen:

BLOQUE 1: DEMANDA PICO ENTRE SEMANA (1 HORA POR DÍA)BLOQUE 2: DEMANDA MÍNIMA DE MARTES A DOMINGO Y MEDIA DOMINGOBLOQUE 3: DEMANDA MEDIA DE LUNES A SÁBADOBLOQUE 4: DEMANDA POST-PICO LUNES A VIERNES Y PICO FIN DE SEMANABLOQUE 5: DEMANDA MÍNIMA LUNES

1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS

Condiciones Observadas al 2 de Marzo del 2012A nivel del Pacífico ecuatorial oriental la temperatura se incrementó en las últimas semanas de febrero,observándose actualmente anomalías positivas (temperatura por encima de lo normal para la época). A niveloceánico las condiciones La Niña han cedido por completo, tanto a nivel de la superficie del mar como bajoella. Se espera que el calentamiento en la zona ecuatorial se mantenga durante el próximo mes por lo menos.Por el momento se descarta el desarrollo de un evento El Niño. El escenario más probable es de temperaturacercana a lo normal en la mayor parte del Pacífico a excepción de la zona ecuatorial que se espera que semantenga por encima de lo normal por unos meses.

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Predicciones de Modelos GlobalesDe acuerdo a los modelos de predicción de lluvia LRF WMO (emsembles), International Research InstituteIRI y el European Centre for Medium-Range Weather Forecasts ECMWF, no existen probabilidades altas deprecipitaciones por encima de lo normal en la región. Los modelos pronostican lluvias ligeramente anómalasen la costa de Ecuador, Colombia, Venezuela y América Central. A nivel mensual, la situación puede serdiferente y presentarse meses con lluvias por encima de lo normal y otros con lluvia cercana a lo normal,debido a la transición estacional.

Estimación para el S.N.I.

Teniendo en cuenta el pronóstico general mencionado anteriormente, puntualizando en la culminación de lafase de declinación de La Niña habiendo cedido por completo, lo que implica que no se esperanprecipitaciones arriba de lo normal y al no existir condiciones para el desarrollo de un evento El Niño, seprocede a utilizar el modelo estocástico de estimación de caudales a fin de simular 50 escenarios hidrológicosmediante series sintéticas, presentando el promedio de estas series hidrológicas, utilizándose como año inicialde hidrología el 2011.

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1.4. OFERTA

Para la realización de esta programación se considera disponible el parque generador a marzo de 2012.

FECHA COMBUSTIBLEPLANTAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA DE

GENERADORAS MW MW INSTALACIÓN MUNICIPIO DEPARTAMENTO

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 2,569.654 2,194.080

HIDROELÉCTRICAS 880.442 838.098CHIXOY 5 300.000 280.983 27 de noviembre de 1983 San Cristóbal Alta Verapaz N.A.HIDRO XACBAL 2 94.000 97.053 8 de agosto de 2010 Chajul Quiché N.A.AGUACAPA 3 90.000 79.759 22 de febrero de 1982 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N.A.JURÚN MARINALÁ 3 60.000 61.664 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N.A.RENACE 3 68.100 66.721 marzo de 2004 San Pedro Carchá Alta Verapaz N.A.EL CANADÁ 2 48.100 47.203 noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N.A.LAS VACAS 2 39.000 35.849 mayo de 2002 Chinautla Guatemala N.A.EL RECREO 2 26.000 26.129 jul-07 El Palmar Quetzaltenango N.A.SECACAO 1 16.500 16.225 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N.A.LOS ESCLAVOS 2 15.000 13.231 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N.A.MONTECRISTO 2 13.500 13.182 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N.A.PASABIEN 2 12.750 12.147 22 de junio de 2000 Río Hondo Zacapa N.A.MATANZAS 1 12.000 11.783 1 de julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N.A.POZA VERDE 3 12.510 9.848 22 de junio de 2005 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N.A.RIO BOBOS 1 10.000 10.362 10 de agosto de 1995 Quebradas, Morales Izabal N.A.CHOLOMA 1 9.700 9.651 11 de diciembre de 2011 Senahú Alta Verapaz N.A.SANTA TERESA 2 17.000 16.688 9 de octubre de 2011 Tucurú Baja Verapáz N.A.PANAN 3 7.320 7.677 18 de septiembre de 2011 San Miguel Panán Suchitepequez N.A.SANTA MARÍA 3 6.000 5.858 25 de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N.A.PALÍN 2 2 5.800 0.000 julio de 2005 Palín Escuintla N.A.CANDELARIA 1 4.600 4.344 mayo de 2006 Senahú Alta Verapaz N.A.SAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N.A.EL CAPULÍN 2 3.500 3.200 1990 Siquinalá Escuintla N.A.EL PORVENIR 1 2.280 2.114 septiembre de 1968 San Pablo San Marcos N.A.EL SALTO 2 2.000 2.371 1938 Escuintla Escuintla N.A.CHICHAÍC 2 0.600 0.456 26 de julio de 1979 Cobán Alta Verapaz N.A.SAN JERÓNIMO 1 0.250 0.200 18 de diciembre de 1996 San Jerónimo Baja Verapaz N.A.

TERMOELÉCTRICAS 1,689.212 1,355.982

TURBINAS DE VAPOR 173.000 153.450SAN JOSÉ 1 139.000 133.518 01 enero de 2000 Masagua Escuintla CarbónDARSA 1 1.500 0.000 2004 Santa Lucía Cotz. Escuintla N.A.LA LIBERTAD 1 20.000 15.122 17 agosto 2008 Villa Nueva Guatemala CarbónARIZONA VAPOR 1 12.500 4.810 29 septiembre 2008 Puerto San José Escuintla Bunker

TURBINAS DE GAS 250.850 153.060TAMPA 2 80.000 78.457 1995 Escuintla Escuintla DieselSTEWART & STEVENSON 1 51.000 21.342 24 de diciembre de 1995 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 3 1 35.000 22.829 1976 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 5 1 41.850 13.000 noviembre de 1985 Escuintla Escuintla DieselLAGUNA GAS 1 1 17.000 0.000 1978 Amatitlán Guatemala DieselLAGUNA GAS 2 1 26.000 17.432 1978 Amatitlán Guatemala Diesel

MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 765.662 660.327ARIZONA 10 160.000 161.338 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla BunkerPOLIWATT 7 129.360 125.402 mayo de 2000 Puerto Quetzal Escuintla BunkerPUERTO QUETZAL POWER 20 118.000 114.729 1993 Puerto Quetzal Escuintla BunkerLAS PALMAS 5 66.800 65.149 septiembre de 1998 Escuintla Escuintla BunkerGENOR 4 46.240 41.457 octubre 1998 Puerto Barrios Izabal BunkerSIDEGUA 10 44.000 38.258 1995 Escuintla Escuintla BunkerINDUSTRIA TEXTILES DEL LAGO 10 90.000 71.047 1996 Amatitlán Guatemala BunkerGENERADORA PROGRESO 6 21.968 20.904 1993 Sanarate El Progreso BunkerELECTRO GENERACIÓN 2 15.750 16.220 noviembre de 2003 Amatitlán Guatemala BunkerGECSA 2 15.744 0.000 25 de febrero de 2007 Chimaltenango Chimaltenango BunkerGECSA 2 2 37.800 0.000 12 octubre 2008 Chimaltenango Chimaltenango BunkerCOENESA 5 10.000 5.823 Septiembre de 2008 El Estor Izabal DieselELECTRO GENERACIÓN CRISTAL BUNKER 2 10.000 0.000 2005* Santa Elena Petén Bunker

INGENIOS AZUCAREROS 450.500 357.446MAGDALENA Varias 130.000 111.254 1994 La Democracia Escuintla Biomasa/BunkerMAGDALENA EXCEDENTES Varias 45.000 28.316 2005-2006 La Democracia Escuintla BiomasaPANTALEÓN Varias 35.000 38.719 1991 Siquinalá Escuintla Biomasa/BunkerPANTALEÓN EXCEDENTES Varias 20.000 21.534 2005 Siquinalá Escuintla BiomasaLA UNIÓN Varias 65.000 31.341 1995 Santa Lucía Cotz. Escuintla Biomasa/BunkerLA UNION EXCEDENTES 1 10.000 5.643 2009 Santa Lucía Cotz. Escuintla BiomasaSANTA ANA Varias 40.000 35.430 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerMADRE TIERRA Varias 28.000 21.314 1996 Santa Lucía Cotz. Escuintla Biomasa/BunkerCONCEPCIÓN Varias 27.500 25.956 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerTULULÁ 2 19.000 13.664 febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepequez Biomasa/BunkerTRINIDAD 3 26.000 24.275U1 febrero de 2009 , U2 enero 2011 y U3 noviembre 2011Masagua Escuintla BiomasaSAN DIEGO 1 5.000 0.000 diciembre de 2004 Escuintla Escuintla BiomasaEL PILAR 2 10.500 3.513 18 de marzo de 2012 San Andrés Villa Seca Retalhuleu Biomasa

GEOTÉRMICA 49.200 31.699ZUNIL 7 24.000 13.889 4 de agosto de 1999 Zunil Quezaltenango N.A.ORTITLAN 3 25.200 17.810 01 julio 2007 San Vicente Pacaya Escuintla N.A.

POTENCIA UBICACIÓN

MARZO DE 2012CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL

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Para esta programación se mantiene la incertidumbre acerca de la fecha de puesta en operación comercial delas siguientes centrales generadoras: INTECCSA (bunker y diesel) y Las Palmas 2 (carbón) por lo que no seincluyen en la misma.

Adicionalmente se tiene conocimiento que durante el Año Estacional se incorporará la central hidroeléctricaPalo Viejo, la cual no se simula al no disponer de los datos definitivos necesarios para tal fin.

También se tiene conocimiento de la puesta de operación del embalse de regulación de la hidroeléctricaRenace, lo cual se actualizará en su oportunidad.

Del parque generador se consideran indisponibles para el periodo de estudio las siguientes unidades: EscuintlaVapor 2, Gecsa 1, Gecsa 2, Gecsa 3 y Gecsa 4.

Se considera que las unidades: Tampa 1 y Tampa 2, estarán durante el periodo del 1 de mayo de 2012 al 27 defebrero de 2013 ofertando el servicio de Reserva Rápida (RRa), para el resto del año estacional, de nopresentarse ofertas se procederá conforme a lo estipulado en la Norma de Coordinación Operativa No. 4inciso 4.3.2. Adicionalmente se considera que el servicio de RRO será prestado por las centrales: Aguacapa,Xacbal, Jurún Marinalá, Las Vacas, Poliwatt, Arizona y Las Palmas.

Mantenimientos

La central hidroeléctrica Chixoy tiene programado mantenimiento mayor durante los primeros meses de 2013,una a la vez, por lo que durante estos meses contará con el 80 % de su capacidad instalada.

La Central Generadora Eléctrica San José informa la realización de su mantenimiento mayor en una solaetapa, iniciando el 25 de septiembre y finalizando el 18 de noviembre de 2012, con una duración de 55 días, laparte comprometida en un Contrato Existente se rige mediante el mismo en donde se estipulan condicionesparticulares respecto a la disponibilidad, el resto de la potencia se rige según la Normativa vigente.

1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES

Se considera una exportación considerando un promedio de 11 GWh mensuales.

Se considera para todo el Año Estacional la importación de 120 MW de potencia, regida por el despachoeconómico al costo variable estimado del contrato vigente para el próximo año estacional entre ECOE-INDEy CFE de México.

1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL

Para la determinación de los costos variables de generación de cada unidad, se consideran la proyección decostos de combustibles según el Short Term Energy Outlook de la Energy Information Administración,publicado en marzo de 2012, adicionando un cargo estimado por concepto de transporte marítimo hastaGuatemala de US$6.5/BBL, para los precios de Bunker y Diesel.

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Proyección de precios de carburantes 2012-2013Fuente: Short Term Energy Outlook, EIA, Marzo 2012

103.0

104.0

105.0

106.0

107.0

108.0

109.0

110.0

111.0

112.0

113.0M

ay Jun

Jul

Aug

Sep Oct

Nov

Dec Ja

n

Feb

Mar

Apr

US$/

BBL

2.5

22.5

42.5

62.5

82.5

102.5

122.5

142.5

162.5

US$/

BBL

Dies

el

West Texas Intermediate No. 6 Residual Fuel Oil Diesel Fuel

En lo relativo al precio de la Central Generadora San José, se utilizan los presentados por EEGSA con objetode esta Programación de Largo Plazo, teniendo en cuenta la consideración de Contrato Existente según elArtículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.

Para el bloque de importación de México, se considera el precio promedio histórico del año 2011 para elCosto Total de Corto Plazo del Nodo Sureste del sistema mexicano, multiplicado por el Índice de Precios alProductor para el sector de Electricidad y Gas publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Geografíade México, adicionando los cargo establecidos en la metodología de integración de costos, ya que para elpróximo año estacional la fórmula no incluye con el componente de combustibles y no se tuvo acceso a laproyección de costos en el nodo de referencia del contrato, para el periodo 2012-2013.

Los costos de las centrales generadoras térmicas se calcularon utilizando las metodologías de integración decostos presentadas por los agentes representantes, los cuales se muestran a continuación:

NEMO PLANTA may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13MAG-B4 MAGDALENA BLOQUE 4 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 22.52 22.52 22.52 22.52 22.52 22.52PNT-B2 PANTALEON BLOQUE 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 25 25 25 25 25 25TND-B TRINIDAD N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54

TND-B2 TRINIDAD 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00SJO-C SAN JOSE 84.01 83.95 83.94 84.03 84.12 84.21 84.21 84.45 84.69 85.15 85.36 85.58LLI-C LA LIBERTAD 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 138.13 138.13 138.13 138.13 138.13 138.13 138.13 138.13 141.35 141.35 141.35 141.35ARI-O ARIZONA 166.74 167.91 167.68 169.44 169.24 168.59 169.67 170.58 168.95 167.94 167.47 164.68

LPA-B1 LAS PALMAS 175.54 176.78 176.53 178.39 178.18 177.49 178.63 179.59 177.87 176.80 176.31 173.37PWT-B POLIWAT 172.35 173.58 173.34 175.20 174.99 174.30 175.44 176.40 174.68 173.61 173.11 170.16GEC-B GECSA 173.13 174.30 174.06 175.82 175.63 174.97 176.05 176.96 175.33 174.32 173.85 171.06SID-B SIDEGUA 178.61 179.90 179.64 181.58 181.36 180.65 181.83 182.83 181.04 179.93 179.41 176.35

GEC-B2 GECSA 2 177.97 179.20 178.96 180.80 180.60 179.91 181.05 182.00 180.29 179.23 178.73 175.81GEN-B1 GENOR 181.19 182.42 182.18 184.02 183.82 183.13 184.27 185.22 183.51 182.45 181.95 179.03PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 183.71 185.01 184.75 186.72 186.50 185.77 186.98 187.99 186.17 185.04 184.52 181.40TDL-B2 TEXTILES BLOQUE 2 187.47 188.74 188.48 190.38 190.17 189.47 190.63 191.61 189.85 188.76 188.25 185.24ELG-B ELECTRO GENERACION 187.47 188.74 188.48 190.38 190.17 189.47 190.63 191.61 189.85 188.76 188.25 185.24TDL-B3 TEXTILES BLOQUE 3 189.24 190.48 190.23 192.10 191.89 191.20 192.34 193.30 191.58 190.50 190.01 187.05CGP-B GENERADORA PROGRESO BUNKER 195.19 196.54 196.27 198.29 198.07 197.32 198.56 199.61 197.73 196.57 196.02 192.81TDL-B1 TEXTILES BLOQUE 1 195.26 196.58 196.31 198.30 198.08 197.34 198.56 199.59 197.74 196.60 196.07 192.93ECR-B ELECTRO CRISTAL BUNKER 197.85 199.13 198.87 200.79 200.58 199.87 201.05 202.04 200.26 199.15 198.64 195.59CON-B INGENIOS ZAFRA 228.40 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 232.91 234.31 231.80 230.24 229.51 225.22LUN-B INGENIOS NO ZAFRA 268.70 270.83 270.40 273.59 273.23 272.05 274.01 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.

MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 301.59 303.75 303.32 306.57 306.21 305.00 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 310.65 312.88 312.44 315.79 315.41 314.17 316.23 317.96 314.85 312.93 312.03 306.72TUL-B1 TULULA 1 355.70 356.58 356.55 359.31 357.93 357.29 359.06 32.40 32.40 32.40 32.40 32.40COE-D COENESA 267.36 267.74 268.20 269.03 268.99 266.33 265.95 263.66 261.32 261.25 262.53 261.49TAM-G TAMPA 299.85 300.30 300.86 301.86 301.81 298.62 298.16 295.42 292.62 292.53 294.07 292.82S&S-D STEWART & STEVENSON 360.48 361.03 361.72 362.93 362.87 358.97 358.41 355.06 351.63 351.53 353.40 351.88

ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 376.45 377.06 377.83 379.18 379.11 374.77 374.14 370.42 366.59 366.47 368.57 366.87CGP-D GENERADORA PROGRESO DIESEL 395.42 396.05 396.83 398.21 398.14 393.71 393.07 389.27 385.37 385.25 387.38 385.66LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08

COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN$/MWh

11/7

1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA

El déficit se modela en escalones simulando máquinas térmicas ficticias adicionales denominadas Máquinasde Falla, se simulan cuatro máquinas de fallas de acuerdo a los escalones especificados en la NCC-4, lasmáquinas de falla que representan a los escalones de déficit se modelan con un costo operativocorrespondiente al escalón de reducción de demanda según la siguiente tabla:

Donde:CENS = Costo de energía no servidaSegún la NCC4, se adopta un CENS igual a diez veces el cargo unitario por energía de la tarifa simple parausuarios conectados en Baja Tensión sin cargo por demanda de la ciudad de Guatemala, teniendo en cuentaesta disposición los costos operativos para máquinas de falla son los siguientes:

Norma NCC 4, 4.4Resolución CNEE BOLETIN DE PRENSA CNEE - 01 - 2012

Vigencia FEBRERO 2012 - ABRIL 2012Tipo de cambio de referencia BG [Q] 01/02/2012 7.76205

Baja Tensión Simple Trimestral en [Q/KWh] 1.82953CENS trimestral [$/MWh] 2357.0

Escalon de reducción de demanda [RD]Escalon de costo de falla en % del valor

del CENS

Costo operativocorrespondiente

[$/MWh]0% < RD ≤ 2% 16% x CENS 377.12% < RD ≤ 5% 20% x CENS 471.45% < RD ≤ 10% 24% x CENS 565.7

RD>10% 100% x CENS 2357.0

1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES

Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo, tienen como finmostrar las condiciones esperadas de operación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI); para el AñoEstacional en estudio. Como resultado de los estudios se identificado zonas en los cuales se tendránrestricciones de transporte, para lo cual se hace necesario según sea el caso, reducir generación, generaciónforzada, restricción de elementos para mantenimientos y posible reducción de demanda ante ciertosmantenimientos; para evitar sobrecarga en equipos o para mantener los niveles de voltaje dentro de losrangos establecidos en las Normas Técnicas.

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En la zona central del sistema, la principal restricción está asociada los niveles de voltaje en la red de 69 kVpor los niveles de crecimiento de demanda y la transmisión de potencia reactiva desde los centros degeneración.

La zona oriental del sistema, es dependiente de generación local y déficit de potencia reactiva, antemantenimientos o contingencias se hace necesario despachar generación forzada y restricción de demanda. Laentrada en operación de la línea de transmisiónGuatemala Norte – Panaluya 230 kV y las ampliaciones a la Subestación Panaluya mejoraran la condicionesde voltaje en la zona oriental. La línea de transmisión Panaluya – San Buena Ventura 230 kV proveerá deotra línea de interconexión de Guatemala con el Sistema Eléctrico Regional, en éste caso específicamente conel Sistema Eléctrico de Potencia de Honduras.

En la zona occidental del sistema, es necesario ampliar la capacidad de transformación por el crecimiento dela demanda. Dado que ésta zona es el vínculo con la interconexión entre Guatemala y México por lascondiciones de operación interconectada es necesario restringir la ejecución de mantenimientos a líneas detransmisión en dicha área.

Es de suma urgencia promover las ampliaciones necesarias en el sistema eléctrico en 230 kV, de tal maneraque se provea de distintas rutas que sean suficientes para la transmisión de potencia desde las centralesgeneradoras hacia los centros de consumo, manteniendo o mejorando la seguridad y calidad del SNI. Con laentrada en operación de la línea de transmisión Aguacapa – Ahuachapán 230 kV se proveerá de otra ruta parael transporte de generación desde el área de Escuintla hacia la zona central de demanda.

La concentración de generación en ciertas zonas donde la capacidad de transmisión está siendo usada casi almáximo, hasta tanto no se cuente con ampliaciones de transporte, requerirá la implementación de restricciónde generación y/o la implementación de esquemas de control suplementario para evitar mayoresconsecuencias ante contingencias.

1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DELARGO PLAZO

1.9.1 Se respeta la Legislación actual del Subsector Eléctrico.1.9.2 Se respetan las condiciones contractuales actualizadas y operativas de los generadores, lo cual

incluye:1.9.2.1 Compra mínima obligada de los Ingenios Cogeneradores, la totalidad de la energía generada

durante la época de zafra (noviembre a abril-mayo).1.9.2.2 Se respetan las condiciones contractuales informadas por EEGSA respecto a los contratos con

sus proveedores.1.9.3 El despacho del excedente a 120 MW de San José a precio de contrato.1.9.4 Se despacha de forma económica el bloque de 120 MW proveniente de México, en base al costo

variable según fórmula establecida en el contrato vigente entre ECOE-INDE y CFE de México.Teniendo en cuenta las condiciones operativas actuales, en las que la interconexión con Méxicose opera cerrada en horario de 7:00 a 21:00 horas, el despacho de la importación proveniente deMéxico se considera con ese horario, como la condición más probable de operación. En caso deque ese horario sea modificado, esa modificación será considerada en la programación yoperación de la oferta de importación.

1.9.5 Se consideran las restricciones de la red actual y los resultados de los estudios eléctricos.1.9.6 Se considera la disponibilidad de las centrales térmicas e hidráulicas, mediante el programa de

mantenimiento presentado por los mismos, el cual fue revisado por el AMM.

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2. RESULTADOS2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO ESTIONAL 2012-2013

SUBTOTALENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWHPLANTAS HIDRÁULICAS 237.9 563.3 416.5 754.7 447.5 765.7 472.2 747.2 503.8 778.8 513.0 788.8 2514.6CHIXOY 73.99 112.9 178.20 264.5 174.31 270.5 191.22 251.6 192.35 273.6 196.14 274.3 1006.20AGUACAPA 19.24 71.19 29.1 76.0 28.9 72.0 31.2 64.5 42.4 72.0 39.8 72.0 190.58JURUN 25.62 54.81 25.5 52.8 24.7 52.9 24.3 50.9 24.0 52.8 25.4 52.9 149.61RENACE 14.95 20.10 28.6 39.7 37.2 50.0 38.4 51.6 41.9 58.5 45.4 61.0 206.43ESCLAVOS 3.65 8.51 8.0 12.8 8.0 12.8 7.6 12.8 9.1 12.8 9.3 12.8 45.75PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 6.39 9.97 6.8 10.0 6.7 10.0 6.6 10.0 6.5 10.0 6.7 10.0 39.66RIO BOBOS 2.59 10.05 3.1 10.4 3.2 10.6 3.3 10.1 3.4 10.0 4.6 10.1 20.19SECACAO 5.37 14.57 6.9 15.6 9.2 15.6 10.5 15.6 10.6 15.6 11.0 15.6 53.58PASABIEN 3.71 11.67 6.1 11.7 5.9 11.8 5.6 11.8 6.7 11.8 7.2 11.8 35.28POZA VERDE 3.76 9.47 5.5 9.4 5.7 9.4 5.7 9.4 6.6 9.5 6.5 9.6 33.71LAS VACAS 8.29 33.81 14.1 27.3 14.3 25.8 13.7 34.8 15.8 27.8 14.3 34.5 80.49MATANZAS + SAN ISIDRO 3.56 14.40 6.5 14.7 8.3 14.7 8.7 14.7 8.8 14.7 9.0 14.7 44.86EL CANADÁ 19.28 45.79 22.9 45.7 21.1 45.8 23.4 45.8 27.2 45.8 27.7 45.8 141.59CANDELARIA 1.45 3.94 1.9 4.2 2.5 4.2 2.8 4.2 2.9 4.2 3.0 4.2 14.49MONTECRISTO 5.15 12.24 6.1 12.2 5.6 12.2 6.3 12.2 7.2 12.2 7.4 12.2 37.82EL RECREO 9.98 25.34 12.01 26.34 11.16 25.34 12.40 25.34 15.51 25.34 15.22 25.34 76.27XACBAL 22.40 76.13 39.00 88.52 62.37 89.14 62.72 89.14 62.88 89.14 62.97 89.14 312.34PANAN 2.76 7.45 4.62 7.43 3.89 7.45 3.88 7.45 5.28 7.45 5.30 7.45 25.74SANTA TERESA 3.33 16.19 7.16 16.19 8.53 16.19 8.62 16.19 9.63 16.11 10.87 16.19 48.14CHOLOMA 2.37 4.75 4.34 9.21 5.90 9.22 5.47 9.21 5.07 9.22 5.02 9.21 28.17

PLANTAS TÉRMICAS 473.0 766.1 261.7 552.6 251.4 544.1 230.3 577.4 185.3 553.8 210.9 570.3 1612.62TURBINAS DE VAPOR 105.5 141.9 100.4 139.4 105.5 148.2 98.4 132.4 79.7 115.9 10.9 14.7 500.38SAN JOSE 94.6 127.2 91.6 127.2 94.6 127.2 94.6 127.2 70.0 101.8 445.37

LA LIBERTAD 10.9 14.7 8.8 12.2 10.9 21.0 3.9 5.2 9.7 14.2 10.9 14.7 55.01

ARIZONA VAPOR

GEOTÉRMICAS 22.9 30.7 22.1 30.7 22.9 30.7 20.6 27.7 22.1 30.7 22.9 30.7 133.52ORZUNIL 10.0 13.5 9.7 13.5 10.0 13.5 7.8 10.4 9.7 13.5 10.0 13.5 57.23

ORTITLAN 12.9 17.3 12.4 17.3 12.9 17.3 12.9 17.3 12.4 17.3 12.9 17.3 76.29

COGENERADORES(T.VAPOR) 23.5 26.8 23.51CONCEPCION

PANTALEON

PANTALEON BLOQUE 2

SANTA ANA

MAGDALENA

MAGDALENA BLOQUES

LA UNION 9.8 13.1 9.78

MADRE TIERRA

TULULA

TRINIDAD 13.7 13.7 13.74

EL PILAR

MOTORES RECIPROCANTES 321.0 566.7 139.2 382.4 123.1 365.1 111.3 417.3 83.5 407.1 177.2 524.9 955.22ARIZONA 110.5 148.5 74.2 137.4 69.4 135.8 56.9 135.9 45.7 139.5 90.6 151.5 447.36

LA ESPERANZA 77.9 108.0 24.5 96.3 18.7 90.5 17.2 94.9 11.2 105.7 35.7 107.4 185.12

PQP 23.6 110.6 0.2 1.1 0.7 9.2 3.7 69.6 28.17

LAS PALMAS 1 10.0 14.5 2.0 14.5 1.4 14.5 1.4 14.5 0.6 14.5 3.2 14.5 18.66

LAS PALMAS 2 9.4 14.5 2.1 14.5 1.2 14.5 1.4 14.5 0.6 14.5 2.1 14.5 16.79

LAS PALMAS 3 5.8 8.4 1.2 9.1 1.3 13.7 1.2 13.7 0.5 13.7 2.8 13.7 12.74

LAS PALMAS 4 6.1 9.5 1.2 9.5 0.8 9.5 0.8 9.5 0.3 9.5 1.5 9.5 10.60

LAS PALMAS 5 3.4 5.0 0.7 5.0 0.5 5.0 0.5 5.0 0.2 5.0 1.2 5.0 6.41

GENOR 29.9 40.2 26.4 40.2 26.1 38.3 26.6 38.3 20.5 38.2 26.8 40.2 156.23

SIDEGUA 21.4 37.1 3.2 31.2 1.0 31.1 2.1 37.1 1.0 36.1 4.0 37.1 32.68

GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 0.4 5.6 0.1 4.6 0.52

GEN. DEL ESTE (3,4,9) 5.9 16.6 0.8 15.8 0.2 4.7 0.4 14.9 0.2 12.0 0.9 16.6 8.36

GEN. DEL ESTE (10,11,13) 3.1 17.1 0.2 3.1 0.5 5.2 0.4 6.5 0.7 14.1 4.90

ELECTROGENERACIÓN 6.1 15.7 0.5 14.9 0.2 4.3 0.8 15.7 7.61

ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1 7.6 15.4 2.7 4.2 2.1 3.4 1.2 9.8 2.3 7.6 3.1 15.4 19.08

GECSA 1

GECSA 2

PROGRESO 2COENESATURBINAS DE GASTAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 1

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

TRANS. INTERNACIONALES -30.5 -120.0 -32.0 -120.0 -36.7 -120.0 -40.9 -120.0 -35.7 -120.0 -30.6 -120.0 -206.48IMPORTACIONES (- ) 44.0 120.0 42.5 120.0 43.0 120.0 44.0 120.0 41.4 120.0 44.0 120.0 258.96

EXPORTACIONES (+) 13.5 10.5 6.2 3.1 5.7 13.5 52.48

DEMANDA S.N.I. 741.3 1,449.4 710.1 1,427.5 735.7 1,429.7 743.5 1,444.6 724.9 1,452.6 754.5 1,479.1 4,410.0

TOTAL GENERACIÓN 710.8 1,449.5 678.2 1,427.3 699.0 1,429.7 702.5 1,444.6 689.1 1,452.6 723.9 1,479.2 4,127.2

RESERVA RODANTE 29.0 28.5 28.6 28.9 29.1 29.6

RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUALRESERVA RODANTE OPERATIVA 28.99 28.55 28.59 28.89 29.05 29.58RESERVA RODANTE REGULANTE 43.48 42.82 42.89 43.34 43.58 44.37RESERVA RODANTE TOTAL 72.47 71.37 71.49 72.23 72.63 73.96

RESERVA SECUNDARIA2% 29.0 28.5 28.6 28.9 29.1 29.6

Déficit de reserva 0.0 0.0 0.0

PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADOAÑO ESTACIONAL 2012-2013

septiembre-12 octubre-12mayo-12 junio-12 julio-12 agosto-12

Administrador del Mercado Mayorista

14/7

SUBTOTAL TOTALENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA

GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH GWHPLANTAS HIDRÁULICAS 414.4 742.4 341.3 724.0 296.4 681.8 200.9 560.6 189.3 552.3 178.1 499.1 1620.4 4211.3CHIXOY 183.90 264.2 146.78 255.7 135.74 220.7 74.45 165.3 64.81 166.1 57.27 149.8 662.94 1669.14AGUACAPA 22.25 59.97 18.76 68.01 16.16 71.85 14.58 36.83 15.27 56.51 14.57 64.28 101.59 292.17JURUN 18.84 50.81 17.11 54.73 15.58 53.58 14.60 51.91 17.00 40.71 19.08 43.87 102.21 251.82RENACE 38.10 52.95 32.38 43.52 22.20 29.84 16.78 24.97 12.66 17.02 10.84 15.06 132.96 339.39ESCLAVOS 4.66 7.39 2.85 7.59 2.00 8.64 1.76 9.90 1.84 10.28 1.96 11.90 15.09 60.84PEQUEÑAS HIDRÁULICAS 4.54 7.17 5.35 8.59 5.19 10.03 3.26 6.38 3.89 6.86 4.57 6.55 26.80 66.46RIO BOBOS 5.25 10.05 6.06 10.05 5.41 10.05 4.52 9.98 4.07 10.05 2.82 10.05 28.12 48.31SECACAO 9.77 15.58 8.45 15.58 7.44 15.58 5.84 14.93 5.69 15.21 5.08 11.42 42.27 95.84PASABIEN 5.76 9.81 6.10 11.63 4.99 11.55 3.86 10.89 3.26 10.46 2.96 7.83 26.92 62.20POZA VERDE 4.37 9.55 3.38 9.19 2.84 6.51 2.52 5.47 2.54 4.56 2.47 8.60 18.12 51.83LAS VACAS 5.98 32.41 5.45 26.98 4.77 26.49 4.24 21.14 4.64 22.78 4.51 30.93 29.59 110.08MATANZAS + SAN ISIDRO 7.22 12.87 6.58 14.72 5.89 14.50 4.70 14.13 2.92 4.22 3.68 9.16 30.99 75.84EL CANADÁ 16.91 45.79 14.31 39.88 12.92 45.79 10.79 43.31 11.92 41.35 13.13 33.56 79.98 221.57CANDELARIA 2.64 4.21 2.29 4.21 2.01 4.21 1.58 4.04 1.54 4.11 1.37 3.09 11.43 25.92MONTECRISTO 4.50 12.24 3.83 10.66 3.45 12.24 2.89 11.58 3.19 11.06 3.51 8.98 21.37 59.19EL RECREO 9.32 25.34 7.70 25.23 6.95 22.69 5.82 18.31 6.42 14.72 7.07 25.34 43.29 119.56XACBAL 54.37 89.14 41.79 88.71 33.42 86.14 21.84 80.99 21.74 85.88 17.86 37.66 191.03 503.36PANAN 3.88 7.45 2.56 6.26 2.08 5.99 1.80 6.40 1.74 7.03 1.60 5.65 13.66 39.40SANTA TERESA 9.12 16.19 7.03 13.58 5.44 16.19 3.66 15.54 2.87 15.05 2.54 10.80 30.66 78.80CHOLOMA 3.07 9.22 2.52 9.19 1.95 9.21 1.40 8.67 1.27 8.37 1.18 4.61 11.39 39.56

PLANTAS TÉRMICAS 290.38 668.40 376.90 674.73 413.86 681.34 470.72 804.00 520.51 820.01 549.45 880.26 2621.81 4234.44TURBINAS DE VAPOR 45.26 63.10 105.33 141.86 105.55 141.86 95.33 141.86 103.79 139.50 102.14 141.86 557.40 1057.78SAN JOSE 36.49 50.88 94.48 127.20 94.63 127.20 85.48 127.20 94.63 127.20 91.58 127.20 497.29 942.66LA LIBERTAD 8.77 12.22 10.85 14.67 10.91 14.67 9.86 14.67 9.15 12.31 10.56 14.67 60.11 115.12ARIZONA VAPOR

GEOTÉRMICAS 19.65 27.29 17.90 24.06 22.88 30.75 20.66 30.75 22.88 30.75 22.14 30.75 126.11 259.62ORZUNIL 9.70 13.47 10.02 13.47 10.02 13.47 9.05 13.47 10.02 13.47 9.70 13.47 58.52 115.75ORTITLAN 9.95 13.82 7.88 10.59 12.85 17.28 11.61 17.28 12.85 17.28 12.44 17.28 67.58 143.87COGENERADORES(T.VAPOR) 102.76 144.41 189.77 257.86 189.77 257.86 171.40 257.85 189.77 257.85 161.15 225.10 1004.60 1028.12CONCEPCION 7.20 13.43 13.95 25.18 13.95 25.18 12.60 25.18 13.95 25.18 12.60 23.50 74.23 74.23PANTALEON 13.04 18.11 25.26 33.95 25.26 33.95 22.81 33.95 25.26 33.95 22.81 31.69 134.44 134.44PANTALEON BLOQUE 2 5.42 7.53 10.51 14.13 10.51 14.13 9.49 14.13 10.51 14.13 9.49 13.18 55.93 55.93SANTA ANA 11.51 18.33 22.30 34.37 22.30 34.37 20.15 34.37 22.30 34.37 10.07 16.04 108.64 108.64MAGDALENA 4.66 6.51 9.02 12.12 9.02 12.12 8.15 12.13 9.02 12.12 8.18 12.54 48.04 48.04MAGDALENA BLOQUES 30.85 43.24 49.56 66.61 49.56 66.61 44.76 66.61 49.56 66.61 45.82 63.79 270.09 270.09LA UNION 11.17 15.51 21.65 29.10 21.65 29.10 19.56 29.10 21.65 29.10 20.95 29.10 116.62 126.40MADRE TIERRA 7.22 11.02 13.98 20.62 13.98 20.62 12.63 20.62 13.98 20.62 12.64 19.30 74.43 74.43TULULA 6.06 8.14 6.06 8.14 5.47 8.14 6.06 8.14 2.93 4.07 26.57 26.57TRINIDAD 10.45 9.00 14.88 10.15 14.88 10.15 13.44 10.15 14.88 10.15 14.40 10.15 82.93 96.66EL PILAR 1.26 1.75 2.60 3.49 2.60 3.49 2.35 3.49 2.60 3.49 1.26 1.75 12.66 12.66MOTORES RECIPROCANTES 122.71 433.59 63.89 250.95 95.67 250.87 183.33 373.54 204.08 391.91 264.02 482.56 933.70 1888.92ARIZONA 64.68 145.24 28.02 142.57 55.17 142.41 92.77 145.91 107.02 151.50 97.94 136.90 445.60 892.96LA ESPERANZA 19.49 106.64 6.69 33.32 11.27 43.11 36.91 85.07 35.99 82.61 55.04 85.22 165.39 350.51PQP 1.08 9.73 0.64 8.76 0.53 12.01 9.80 56.80 12.06 40.23LAS PALMAS 1 1.59 14.53 0.53 6.62 0.42 6.54 4.11 11.74 4.88 14.32 9.17 14.53 20.70 39.36LAS PALMAS 2 1.46 14.49 0.39 6.45 0.40 6.16 3.75 9.26 4.34 12.26 9.19 14.49 19.51 36.30LAS PALMAS 3 1.43 13.67 0.42 6.64 0.50 6.64 3.59 12.33 4.20 13.09 8.75 13.67 18.89 31.63LAS PALMAS 4 0.96 9.48 0.23 5.75 0.27 5.45 2.52 6.82 2.67 7.87 6.01 9.48 12.66 23.26LAS PALMAS 5 0.51 5.04 1.44 4.09 1.66 4.47 3.16 5.04 6.77 13.18GENOR 25.37 40.21 25.05 40.21 25.25 35.67 25.09 38.06 29.19 40.21 28.90 40.21 158.85 315.07SIDEGUA 2.44 37.11 0.13 2.19 0.24 1.48 6.37 17.67 7.30 19.82 20.20 37.11 36.67 69.35GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 0.52GEN. DEL ESTE (3,4,9) 0.48 9.54 1.26 9.23 0.98 9.25 2.51 18.90 5.23 13.58GEN. DEL ESTE (10,11,13) 0.27 9.83 0.26 3.85 0.82 9.13 0.89 10.01 1.93 22.40 4.18 9.08ELECTROGENERACIÓN 0.37 7.22 0.90 8.78 0.97 7.85 4.56 14.17 6.79 14.40ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1 2.57 10.86 2.17 3.35 2.18 3.41 3.16 6.69 3.47 6.65 6.86 13.64 20.41 39.49GECSA 1

GECSA 2

PROGRESO 2

COENESA

TURBINAS DE GASTAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 1

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

TRANS.INTERNACIONALES -29.4 -120.0 -28.0 -120.0 -28.8 -120.0 -26.2 -120.0 -28.5 -120.0 -28.4 -120.0 -169.39 -375.87IMPORTACIONES (- ) 42.5 120.0 42.4 120.0 43.44 120.0 39.36 120.0 42.96 120.0 42.5 120.0 253.08 512.04EXPORTACIONES (+) 13.0 14.4 14.6 13.1 14.5 14.1 83.70 136.17

DEMANDA S.N.I. 734.2 1,530.8 746.1 1,518.7 739.1 1,483.1 697.9 1,484.7 738.3 1,492.3 756.0 1,499.4 4,411.6 8,821.6

TOTAL GENERACIÓN 704.8 1,530.7 718.2 1,518.8 710.3 1,483.1 671.6 1,484.6 709.8 1,492.3 727.5 1,499.4 4,242.2 8,445.7

RESERVA RODANTE 30.6 30.4 29.7 29.7 29.8 30.0

RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUALRESERVA RODANTE OPERATIVA 30.62 30.37 29.66 29.69 29.85 29.99RESERVA RODANTE REGULANTE 45.92 45.56 44.49 44.54 44.77 44.98RESERVA RODANTE TOTAL 76.54 75.94 74.16 74.23 74.62 74.97

PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADOAÑO ESTACIONAL 2012-2013

enero-13 febrero-13 marzo-13 abril-13noviembre-12 diciembre-12

Administrador del Mercado Mayorista

15/7

2.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2012-2013

COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2012-2013 (GWh)

HIDRO, 4211, 47%

TERMICO, 4234, 47.3%

INT. MÉXICO, 512.04,5.7%

2.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2012-2013

REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLEMAYO 2012 - ABRIL 2013

-

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

Uni

dade

s

Unidades 467,861 2,998,287 - -

CARBÓN (TM)BUNKER MOTORES

(BBL)

BUNKERCOGENERADORES/NZ

(BBL)

DIESEL TURBINAS GAS(BBL)

16/7

2.4. COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMODECLARABLE

INICIAL FINAL VERTIMIENTO INICIAL FINAL VERTIMIENTOmsnm msnm m3/seg msnm msnm m3/seg

MAYO 779.00 779.89 0.00 1187.59 1187.49 0.00JUNIO 779.89 780.14 0.00 1187.49 1187.51 0.00JULIO 780.14 780.67 0.00 1187.51 1187.83 0.00AGOSTO 780.67 784.50 0.00 1187.83 1188.18 0.00SEPTIEMBRE 784.50 797.01 0.00 1188.18 1188.57 0.00OCTUBRE 797.01 801.93 0.00 1188.57 1188.37 0.00NOVIEMBRE 801.93 797.35 0.00 1188.37 1188.26 0.00DICIEMBRE 797.35 792.17 0.00 1188.26 1188.62 0.00ENERO 792.17 785.34 0.00 1188.62 1188.82 0.00FEBRERO 785.34 782.83 0.00 1188.82 1188.59 0.00MARZO 782.83 781.16 0.00 1188.59 1188.23 0.00ABRIL 781.16 779.67 0.00 1188.23 1187.72 0.00

NIVELES DE EMBALSES DEL S.N.I. 2012-2013

EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN

2.5. COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO

Costo Marginal por bloque horario US$/MWhBLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO

may-12 255.75 196.03 200.56 200.81 199.26 200.52jun-12 214.92 182.19 187.28 187.58 180.78 186.07jul-12 211.42 176.57 185.06 185.50 175.87 182.32ago-12 227.34 178.86 187.74 190.15 175.86 185.61sep-12 222.33 128.67 185.08 189.77 112.72 163.58oct-12 250.84 184.90 188.65 191.03 175.65 188.69nov-12 214.37 180.21 187.82 190.37 177.89 185.83dic-12 203.11 179.63 181.42 184.11 176.38 181.58ene-13 199.13 181.99 184.39 185.51 183.46 184.06feb-13 203.06 187.61 191.89 195.40 187.07 197.78mar-13 203.21 185.16 191.68 191.56 182.36 189.29abr-13 249.71 192.25 194.33 200.76 184.89 195.55

100

150

200

250

300

may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13

US$

/MW

h

COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO 2012-2013

BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO

Estos costos estimados pueden variar debido a la puesta en operación de las siguientes adiciones al S.N.I.: LasPalmas Carbón, Hidroeléctrica Palo Viejo y el embalse de regulación diaria de Renace.

17/7

Del Al Del Al01/05/2012 07/05/2012 211.00 200.56 196.38 30/10/2012 05/11/2012 -187.63 144.66 -15.5808/05/2012 14/05/2012 211.00 200.56 196.38 06/11/2012 12/11/2012 194.77 187.82 179.9515/05/2012 21/05/2012 211.00 200.56 196.38 13/11/2012 19/11/2012 194.77 187.82 179.9522/05/2012 28/05/2012 211.00 200.56 196.38 20/11/2012 26/11/2012 194.77 187.82 179.9529/05/2012 04/06/2012 -774.04 -501.38 -561.90 27/11/2012 03/12/2012 -197.54 -149.55 140.7205/06/2012 11/06/2012 192.36 187.28 182.03 04/12/2012 10/12/2012 187.33 181.42 179.2112/06/2012 18/06/2012 192.36 187.28 182.03 11/12/2012 17/12/2012 187.33 181.42 179.2119/06/2012 25/06/2012 192.36 187.28 182.03 18/12/2012 24/12/2012 187.33 181.42 179.2126/06/2012 02/07/2012 73.25 70.57 -109.96 25/12/2012 31/12/2012 224.37 336.71 332.9803/07/2012 09/07/2012 190.10 185.06 176.48 01/01/2013 07/01/2013 188.04 184.39 182.1510/07/2012 16/07/2012 190.10 185.06 176.48 08/01/2013 14/01/2013 188.04 184.39 182.1517/07/2012 23/07/2012 190.10 185.06 176.48 15/01/2013 21/01/2013 188.04 184.39 182.1524/07/2012 30/07/2012 190.10 185.06 176.48 22/01/2013 28/01/2013 188.04 184.39 182.1531/07/2012 06/08/2012 559.41 327.48 285.77 29/01/2013 04/02/2013 649.56 580.82 467.4507/08/2012 13/08/2012 197.05 187.74 178.54 05/02/2013 11/02/2013 196.77 191.89 187.5514/08/2012 20/08/2012 197.05 187.74 178.54 12/02/2013 18/02/2013 196.77 191.89 187.5521/08/2012 27/08/2012 197.05 187.74 178.54 19/02/2013 25/02/2013 196.77 191.89 187.5528/08/2012 03/09/2012 99.45 47.52 -2545.39 26/02/2013 04/03/2013 26.24 180.82 45.4504/09/2012 10/09/2012 195.20 185.08 126.86 05/03/2013 11/03/2013 193.53 191.68 184.8511/09/2012 17/09/2012 195.20 185.08 126.86 12/03/2013 18/03/2013 193.53 191.68 184.8518/09/2012 24/09/2012 195.20 185.08 126.86 19/03/2013 25/03/2013 193.53 191.68 184.8525/09/2012 01/10/2012 558.38 372.25 3107.44 26/03/2013 01/04/2013 1042.94 330.62 521.8602/10/2012 08/10/2012 202.12 188.65 183.71 02/04/2013 08/04/2013 209.73 194.33 191.2809/10/2012 15/10/2012 202.12 188.65 183.71 09/04/2013 15/04/2013 209.73 194.33 191.2816/10/2012 22/10/2012 202.12 188.65 183.71 16/04/2013 22/04/2013 209.73 194.33 191.2823/10/2012 29/10/2012 202.12 188.65 183.71 23/04/2013 29/04/2013 209.73 194.33 191.28

Nota: Los bloques que se presentan en esta tabla son los definidos en el Artículo 87 de RAMM.

Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3

COSTO MARGINAL POR BLOQUE HORARIO SEMANAL ($/MWh)

Semana SemanaBloque 1 Bloque 2 Bloque 3

2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSEESTACIONAL

70

90

110

130

150

170

190

210

230

250

270


US

$/M

Wh


CHIXOY 225 123.35 95.726 97.63 75.324 85.509 154.1 170.1 171.19 231.38 233.37 257.22JURUN 176.13 154.63 157.32 152.42 122.88 141.27 160.88 164.82 171.86 175.48 170.18 176.03

COSTO DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CONEMBALSE ESTACIONAL

CHIXOY JURUN

Estos costos estimados pueden variar debido a la puesta en operación de las siguientes adiciones al S.N.I.: LasPalmas Carbón, Hidroeléctrica Palo Viejo y el embalse de regulación diaria de Renace.

18/7

2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DEOFERTA HIDROELÉCTRICA

Para identificar y cuantificar el riesgo de vertimiento se utiliza la metodología que se ha denominado BalanceHídrico, la cual se define de la siguiente manera: “el almacenamiento al final de la etapa t, inicio de la etapat+1, es igual al almacenamiento inicial menos el desfogue total, el cual se totaliza con la sumatoria delturbinamiento, vertimiento y riego, más el volumen afluente, el cual es la sumatoria de los caudales lateralesmás el desfogue de las plantas aguas arriba”. Lo anterior se resume en la siguiente fórmula:st(i) = vt(i) — ut(i) + at(i) — rt(i) + ∑ [ut(m) + st(m)] — vt+1(i)mЄu(i)

Para i = 1, …, IDonde:i indexa las plantas hidroeléctricasI número de plantasvt+1(i) volumen almacenado en la planta i al final de la etapa tvt(i) volumen almacenado en la planta i en el inicio de la etapa tat(i) caudal lateral afluente a la planta i en la etapa trt(i) riego en la planta i en la etapa tut(i) volumen turbinado en la etapa tst(i) volumen vertido en la etapa tmЄu(i) conjunto de plantas inmediatamente aguas arriba de la planta i

La identificación de la escasez de la oferta hidroeléctrica se realiza mediante una comparación entre laproducción esperada y la producción promedio mensual histórica a partir del año 2000.

Para el periodo no se identifica vertimiento en la Central Hidroeléctrica Chixoy.

Para el parque generador hidráulico se prevé una producción de 4211.3 GWh, generación que está 484 GWhpor arriba de la generación promedio histórica 2000-2011, lo que representa un 13 % más respecto a ésta.

A continuación se presenta una gráfica en donde se puede observar la generación histórica promedio y lageneración esperada para el año 2012-2013 para el periodo de análisis.

19/7

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PARQUE GENERADORHIDRÁULICO S.N.I.

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

may

-12

jun-

12

jul-1

2

ago-

12

sep-

12

oct-1

2

nov-

12

dic-

12

ene-

13

feb-

13

mar

-13

abr-

13

GW

h

2012-2013 PROMEDIO HISTÓRICO (2000-2011)

2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

Planta FechaPOLIWATT 02/05/12PUERTO QUETZAL POWER 15/05/12COENESA 22/05/12SIDEGUA 05/06/12ESCUINTLA G-3 12/06/12LAS PALMAS B 13/06/12ESCUINTLA G-5 * 19/06/12SANTA ANA NO ZAFRA 03/07/12MAGDALENA B-1 NO ZAFRA 10/07/12PANTALEON B-1 NO ZAFRA 07/08/12MAGDALENA B-4 04/12/12SANTA ANA ZAFRA 05/12/12LA UNION B-2 11/12/12MAGDALENA B-5 ZAFRA 12/12/12TRINIDAD B-1 13/12/12

* AL DECLARARLA DISPONIBLE

CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMAAÑO ESTACIONAL 2012 - 2013

20/7

3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN

PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS MAYORES

CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION

POTENCIAFUERA DESERVICIO

[MW]

ENERGIAFUERA DESERVICIO

[GWH]

MOTIVO DEL MANTENIMIENTO

Ortitlan Unidad 1 7 19-nov-12 25-nov-12 8.9 1.5 Mantenimiento anualOrtitlan Unidad 2 7 26-nov-12 02-dic-12 8.9 1.5 Mantenimiento anualOrtitlan Planta 11 03-dic-12 13-dic-12 17.8 4.7 Mantenimiento anual

Orzunil Planta 7 20-ago-12 26-ago-12 13.9 2.3 Mantenimiento anual a las unidades ySubestación

Central Ternica Escuintla Gas 5 30 19-nov-12 18-dic-12 33.4 24.0 Mantenimiento Generador Electrico

Las Palmas Stewart & Stevenson 15 01-sep-12 15-sep-12 21.3 7.7 Inspección y Revisión de Turbina ygenerador

Planta Laguna Laguna Gas 2 15 18-jun-12 02-jul-12 17.4 6.3 Mantenimiento ChimeneaTampa Centro Americana

de ElectricidadPlanta 3 29-abr-12 01-may-12 80.0 5.8

Mantenimiento red de tierras, separador

lodos y aceite Sistema de Control unidadesTampa Centro Americana

de Electricidad Chiller 10 07-ago-12 16-ago-12 3.0 0.7 Mantenimiento de Chiller

Tampa Centro Americanade Electricidad GT1 2 19-nov-12 20-nov-12 40.0 1.9 Boroscopía e inspección externa

Tampa Centro Americanade Electricidad GT2 2 21-nov-12 22-nov-12 40.0 1.9 Boroscopía e inspección externa

Tampa Centro Americanade Electricidad Subestación 3 16-feb-13 18-feb-13 80.0 5.8 Subestación de la Planta, torre de

enfriamiento

La Libertad CENTRAL 5 10-jun-12 14-jun-12 15.1 1.8 Mantenimiento de caldera y auxiliares

La Libertad CENTRAL 21 12-ago-12 01-sep-12 15.1 7.6Mantenimiento a caldera, inspección de

turbina e intalación de sellos rueda Curtis,revisión de equipo auxiliar

La Libertad CENTRAL 5 25-nov-12 29-nov-12 15.1 1.8 Mantenimiento de caldera y auxiliares

La Libertad CENTRAL 5 17-mar-13 21-mar-13 15.1 1.8 Mantenimiento Generador, Caldera ySistema de Combustión

Palmas II Térmica PalmasCarbón 28 01-jul-12 28-jul-12 36.0 24.2

Revisión de 1 caldera y turbogenerador 2(conexión nuevo sistema de control)

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 29-jul-12 11-ago-12 18.0 6.0 Revisión de 1 caldera

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 01-sep-12 14-sep-12 18.0 6.0 Revisión de 1 caldera

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 15-sep-12 28-sep-12 36.0 12.1 Revisión de 2 calderas y 1 turbogenerador

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 29-sep-12 12-oct-12 18.0 6.0 Revisión de 1 caldera

San Jose Central 55 25-sep-12 18-nov-12 133.5 176.2Mantenimiento anual (se tienen autorizados

30 días, el resto es indisponibilidad)Turbina de Vapor No.1 ARI-V1 15 06-ago-12 20-ago-12 5.1 1.8 Mantenimiento mayor

Concepción Planta Térmica 30 01-sep-12 30-sep-12 13.7 9.8

Mantenimiento anual para caldera,turbogenerador y accesorios de planta

térmica Concepción para conservación delequipo

La Unión LUN-B1 30 01-ago-12 30-ago-12 23.7 17.1 Mantenimiento anual según contrato

Madre Tierra Planta 30 01-sep-12 30-sep-12 16.8 12.1 Mantenimiento anual programado anteEmpresa Eléctrica de Guatemala

Magdalena TGC-1 (Bloque 1) 30 11-jul-12 09-ago-12 11.8 8.5

Mantenimiento general anual de la plantade generación (caldera de vapor, sistemasauxiliares, turbina, generador y subestación

de potencia en 69 KV)

Magdalena TGC-2 (Bloque 3) 30 01-oct-12 30-oct-12 16.5 11.9


de potencia en 69 KV). SubestaciónMagdalena 69 KV.

Magdalena TGC-3 (Bloque 5) 30 17-ago-12 15-sep-12 45.5 32.8


de potencia 13.8/230 KV), línea detransmisión interna 230 KV

Pantaleón Planta Térmica 30 01-jul-12 30-jul-12 27.8 20.0

Mantenimiento anual para caldera,turbogenerador y accesorios de planta

térmica Pantaleón para conservación delequipo

Santa Ana TGC-1 30 01-oct-12 30-oct-12 27.6 19.9 Mantenimiento mayorTululá Tulula B1 31 04-ago-12 03-sep-12 8.4 6.2 Mantenimiento anual

GEOTÉRMICAS

TURBINAS DE GAS

TURBINAS DE VAPOR

COGENERADORES (TURBINAS DE VAPOR)

PROGRAMACION DEFINITIVA 2012-2013

21/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Arizona ARI-O6 28 04-jun-12 01-jul-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O10 28 02-jul-12 29-jul-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O9 28 30-jul-12 26-ago-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O8 28 27-ago-12 23-sep-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O7 28 19-nov-12 16-dic-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O4 28 14-ene-13 10-feb-13 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O5 28 01-abr-13 28-abr-13 16.5 11.1 Mantenimiento mayor

Electrogeneración ELG-B1 7 14-ene-13 20-ene-13 7.5 1.3 Cambio de damper cigüeñalElectrogeneración ELG-B2 7 11-feb-13 17-feb-13 7.5 1.3 Cambio de damper cigüeñal

Generadora del Este TDL-B10 15 15-abr-12 29-abr-12 7.5 2.7 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B8 15 09-abr-12 23-abr-12 7.5 2.7 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B9 15 24-jun-12 08-jul-12 7.5 2.7 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B4 7 08-jul-12 14-jul-12 5.0 0.8 Cambio de damper cigüeñalGeneradora del Este TDL-B3 7 27-ago-12 02-sep-12 5.0 0.8 Cambio de damper cigüeñalGeneradora del Este TDL-B6 15 10-sep-12 24-sep-12 5.0 1.8 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B7 15 19-nov-12 03-dic-12 5.0 1.8 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B11 7 02-dic-12 08-dic-12 7.5 1.3 Mantenimiento mayor turboGeneradora del Este TDL-B12 7 10-dic-12 16-dic-12 10.0 1.7 Cambio de damper cigüeñalGeneradora del Este TDL-B4 7 18-mar-13 24-mar-13 5.0 0.8 Mantenimiento turbo

Generadora Progreso S.A. CGP-B1 8 03-sep-12 10-sep-12 4.0 0.8 Mantenimiento de 6000 hrs. del motorGeneradora Progreso S.A. CGP-B2 20 19-nov-12 08-dic-12 4.0 1.9 OverhaulGeneradora Progreso S.A. CGP-B3 20 30-jul-12 18-ago-12 4.0 1.9 OverhaulGeneradora Progreso S.A. CGP-B4 20 04-dic-12 23-dic-12 4.0 1.9 Overhaul

Genor GEN-B3 6 06-jul-12 11-jul-12 10.3 1.5 Mantenimiento de inspección de 4000horas

Genor GEN-B1 6 03-ago-12 08-ago-12 10.3 1.5 Mantenimiento de inspección de 4000horas

Genor GEN-B4 6 19-sep-12 24-sep-12 10.3 1.5 Mantenimiento de inspección de 4000horas

Genor GEN-B2 20 18-ene-13 06-feb-13 10.3 4.9 Mantenimiento de inspección de 36000horas

La Esperanza PWT-B1 5 04-feb-13 08-feb-13 17.8 2.1 Reparación de fugas varias y revisiónsistema de inyección


La Esperanza PWT-B3 30 09-jul-12 07-ago-12 17.8 12.8 Mantenimiento de generador


La Esperanza PWT-B4 15 23-jul-12 06-ago-12 17.8 6.4 Servicio de 7000 horas

La Esperanza PWT-B4 5 25-feb-13 01-mar-13 17.8 2.1 Reparación de fugas varias y revisiónsistema de inyección

La Esperanza PWT-B5 15 10-jun-12 24-jun-12 17.8 6.4 Cambio de levas

La Esperanza PWT-B5 5 04-mar-13 08-mar-13 17.8 2.1 Reparación de fugas varias y revisiónsistema de inyección

La Esperanza PWT-B5 21 12-abr-13 02-may-13 17.8 9.0 Overhaul

La Esperanza PWT-B6 15 25-jun-12 09-jul-12 17.8 6.4 Servicio de 7000 horas y cambio deCoupling



La Esperanza PWT-B7 21 22-mar-13 11-abr-13 17.8 9.0 Overhaul

La Esperanza Esperanza 1 12-ago-12 12-ago-12 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

La Esperanza Esperanza 1 16-dic-12 16-dic-12 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

La Esperanza Esperanza 1 14-abr-12 14-abr-12 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Las Palmas LPA-B3 22 20-may-12 10-jun-12 15.4 8.1 Mantenimiento mayorSanta Elisa y Santa Ines PQP-B3 10 07-ene-13 16-ene-13 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B4 30 26-ago-12 24-sep-12 5.7 4.1 Mantenimiento de generadorSanta Elisa y Santa Ines PQP-B8 10 21-ene-13 30-ene-13 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B18 30 27-jul-12 25-ago-12 5.7 4.1 Mantenimiento de generador

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 12-ago-12 12-ago-12 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 16-dic-12 16-dic-12 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 14-abr-13 14-abr-13 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Sidegua SID-B2 8 10-sep-12 17-sep-12 3.8 0.7 Servicio de 4000 horas

MOTORES RECIPROCANTES


22/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Aguacapa Unidad 3 10 22-abr-12 01-may-12 30.0 7.2 Cambio de rodete

Aguacapa Planta 3 18-ago-12 20-ago-12 79.4 5.7 Limpieza de emblase e inspección,ensayos no destructivos rodetes 1, 2 y 3

Aguacapa Planta 3 17-nov-12 19-nov-12 79.4 5.7 Limpieza de emblase e inspección,ensayos no destructivos rodetes 1, 2 y 3

Aguacapa Unidad 3 12 17-nov-12 28-nov-12 30.0 8.6 Mantenimiento preventivo a toberas "A" y"B"

Aguacapa Planta 12 09-feb-13 20-feb-13 79.4 22.9

Limpieza de embalse, mantenimiento

toberas "A" y "B", unidad No. 2 e inspección

ensayos no destructivos rodetes 1,2 y 3Aguacapa Unidad 2 9 21-feb-13 01-mar-13 30.0 6.5 Mantenimiento mayorAguacapa Unidad 1 21 02-mar-13 22-mar-13 30.0 15.1 Mantenimiento mayorAguacapa Unidad 3 9 01-abr-13 09-abr-13 30.0 6.5 Mantenimiento mayor

Candelaria Central 15 18-abr-12 02-may-12 4.3 1.5 Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)

Candelaria Central 15 23-abr-13 07-may-13 4.3 1.5 Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)

Chichaic Unidad 1 15 08-may-12 22-may-12 0.3 0.1Mantenimiento obra civil al embalse ymantenimiento preventivo anual de la

unidad

Chichaic Unidad 2 15 23-jun-12 07-jul-12 0.3 0.1Mantenimiento obra civil al embalse ymantenimiento preventivo anual de la

unidadChixoy Unidad 1 22 22-ene-13 12-feb-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 2 24 13-feb-13 08-mar-13 56.0 32.3 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 3 22 09-mar-13 30-mar-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 4 26 31-mar-13 25-abr-13 56.0 34.9 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 5 22 26-abr-13 17-may-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidad

Chixoy Unidad 1 3 03-ago-12 05-ago-12 56.0 4.0Limpieza de radiadores y serpentin deenfriamiento del aceite del cojinete del

gobernador


gobernador


gobernador


gobernador

Chixoy Unidad 5 3 31-ago-12 02-sep-12 56.0 4.0Limpieza de radiadores y serpentin deenfriamiento del aceite del cojinete del

gobernador

Choloma Central 15 02-may-12 16-may-12 9.7 3.5 Mantenimiento anual Casa de Máquinas yembalse

Choloma Central 15 03-abr-13 17-abr-13 9.7 3.5 Mantenimiento anual Casa de Máquinas yembalse

El Porvenir Unidad 1 12 19-nov-12 30-nov-12 2.0 0.6

Mantenimiento preventivo semestral, losdos primeros días se necesita energizar la

línea El Porvenir-Malacatan para darmantenimiento a la subestación

El Porvenir Unidad 1 10 06-may-13 15-may-13 2.0 0.5

Mantenimiento preventivo semestral, losdos primeros días se necesita energizar la

línea El Porvenir-Malacatan para darmantenimiento a la subestación

El Recreo Unidad 1 10 15-feb-13 24-feb-13 13.5 3.2

Preventivo mayor, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación

El Recreo Unidad 2 10 25-feb-13 06-mar-13 13.5 3.2

Preventivo mayor, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación

El Recreo

Servicios auxiliares,

subestación casa de

máquinas y presa

5 07-mar-13 11-mar-13 25.4 3.0

Preventivo a servicios auxiliares eléctricos,servicios auxiliares mecánicos, válvula

Roller Gate y otros equipos de la presa; lalínea de transmisión y en la subestación de

casa de máquinas, mantenimiento a lasbarras, transformadores, interruptor,

seccionador, mando y control

El Recreo

Subestación San Martín -

punto de entrega

5 12-mar-13 16-mar-13 25.4 3.0

Preventivo a servicios auxiliares; la línea detransmisión y en la Subestación SanMartín, mantenimiento a las barras,

intrruptor, seccionadores, aisladores,barras y tendidos altos, equipo de mando y

controlEl Salto Unidad 1 29 19-nov-12 17-dic-12 2.1 1.5 Mantenimiento mayor de la unidadEl Salto Planta (Unidad 1) 15 19-nov-12 03-dic-12 2.1 0.8 Limpieza de presaEl Salto Unidad 1 21 02-abr-13 22-abr-13 2.1 1.1 Mantenimiento preventivo semestral

El Salto Planta (Unidad 1) 1 22-abr-13 22-abr-13 2.1 0.1Mantenimiento de la subestación 69/2.4 KVes necesario que las líneas de la EEGSA

esten sin tensión

Hidrocanadá

Subestaciones Canadá y

Santa María

4 07-dic-12 10-dic-12 47.2 4.5

Pruebas de factor de potencia, capacitanciade devanados y bushing, collar caliente,

TTR, corriente de excitación atransformadores de las unidades 1 y 2.Limpieza general a rotor y estator de launidad No. 1, mantenimiento general asubestaciones Canada y Santa María

CENTRALES HIDRÁULICAS


23/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Hidrocanadá Unidad 1 3 16-feb-13 18-feb-13 23.6 1.7

Mantenimiento general tamizadora 1,inspección visual de turbina, cambio deagujas y asientos si fuera necesario y

aplicación de líquidos penetrantes; limpiezade rotor estator, filtrado de aceite hidráulicodel regulador, mantenimiento predictivo altransformador. Inspección de segmentos

de cojinetes guías de la unidad No. 1.Mantenimiento predictivo al generador

Hidrocanadá Unidad 2 3 09-mar-13 11-mar-13 23.6 1.7

Mantenimiento general tamizadora 2,inspección visual de turbina, cambio deagujas y asientos si fuera necesario y

aplicación de líquidos penetrantes; limpiezade rotor estator, filtrado de aceite hidráulicodel regulador, mantenimiento predictivo altransformador. Mantenimiento predictivo al

generador

Hidrocanadá

Subestaciones Canadá y

Santa María

4 19-abr-13 22-abr-13 47.2 4.5

Mantenimiento a tamizadora No. 3 ybombas; limpieza interior a los equipos decomputo instalados en el cuarto de control;

calibracióm de relevadores degeneradores, transformadores, recloser y

línea de 69 KV, revisión y mantenimiento alcableado y sensores del sistema Rittmeyer;mantenimoemto predictivo al transformador

de servicios auxiliares T3 (69/13.8 KV); ydragado del cauce del río aguas arriba y

abajo desfogue

Hidrocanadá

Unidad 1

15 19-abr-13 03-may-13 26.6 9.6

Desmontaje del rotor, limpieza general alestator y rotor, cambio de RTD de mediciónde temperatura del devanado del rotor del

generador de la Unidad 1

Hidroxacbal Unidad 2 10 01-may-12 10-may-12 48.5 11.6

Campo unidad 2 en la subestación,compuertas en toma de carga,desarenadores, compuerta de

desarenadores

Hidroxacbal Unidad 1 10 16-may-12 25-may-12 48.5 11.6Campo de unidad 1 en la subestación,

descarga de fondo de presa,mantenimiento compuerta entrada

Hidroxacbal Unidad1 15 01-abr-13 15-abr-13 48.5 17.5

Preventivo mayor como seguimiento de lagarantía del fabricante que incluirá

mantenimiento a la turbina, generador,gobernador, excitación. Cojinetes

radiadores, sistema de enfriamiento,sistema de lubricación, transformador de

potencia y campo de unidad 1 en lasubestación

Hidroxacbal Unidad 2 15 18-abr-13 02-may-13 48.5 17.5

Preventivo mayor como seguimiento de lagarantía del fabricante que incluirá

mantenimiento a la turbina, generador,gobernador, excitación. Cojinetes

radiadores, sistema de enfriamiento,sistema de lubricación, transformador de

potencia y campo de unidad 2 en lasubestación

Hidroxacbal Embalse 4 15-abr-13 18-abr-13 97.1 9.3 Mantenimiento embalse, presa dederivación y subestación

Jurún Marinalá Planta 1 24-jun-12 24-jun-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

Jurún Marinalá Planta 1 28-jul-12 28-jul-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

Jurún Marinalá Planta 2 26-ago-12 27-ago-12 60.0 2.9 Limpiesa del embalse, mantenimientopreventivo de las tres unidades

Jurún Marinalá Planta 1 23-sep-12 23-sep-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

Jurún Marinalá Planta 1 28-oct-12 28-oct-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

Jurún Marinalá Planta 2 17-nov-12 18-nov-12 60.0 2.9 Limpieza del embalse, mantenimientopreventivo de las tres unidades

Jurún Marinalá Planta 1 18-nov-12 18-nov-12 60.0 1.4 Mantenimiento de la SubestaciónJurún Marinalá Unidad 1 10 15-feb-13 24-feb-13 20.3 4.9 Mantenimiento mayor de la unidadJurún Marinalá Unidad 2 10 12-abr-13 21-abr-13 20.3 4.9 Mantenimiento mayor de la unidad

Jurún Marinalá Planta 8 11-mar-13 18-mar-13 60.9 11.7Limpieza del embalse, presa, cambio deválvula esférica a unidad 3 y cambio de

toberas de agujas a la unidad 2

Jurún Marinalá Unidad 3 13 11-mar-13 23-mar-13 20.3 6.3 Mantenimiento mayor a la unidad y cambiode válvula esférica

Jurún Marinalá Planta 2 27-abr-13 28-abr-13 60.9 2.9 Limpieza del embalse, mantenimientopreventivo de las tres unidades

Jurún Marinalá Planta 1 28-abr-13 28-abr-13 60.9 1.5 Mantenimiento de la Subestación

Las Vacas Embalse 4 01-jun-12 04-jun-12 43.5 4.2

Inspección de Housing de agujas, reemplazo sies necesario, inspección de rodete. Limpieza deembalse de acuerdo a las condiciones del río y

requerimientos del Ministerio de MedioAmbiente

Las Vacas Embalse 6 29-jun-12 04-jul-12 43.5 6.3




24/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Las Vacas Embalse 4 27-jul-12 30-jul-12 43.5 4.2



Las Vacas Embalse 6 19-sep-12 24-sep-12 43.5 6.3



Las Vacas Embalse 6 29-nov-12 04-dic-12 43.5 6.3



Las Vacas Embalse 4 06-ene-13 09-ene-13 43.5 4.2



Los Esclavos Planta 25 16-abr-12 10-may-12 14.0 8.4Reparación del fondo de la compuerta No. 4 en

presa, colocación de la malla que detienesólidos en toma del embalse

Los Esclavos Planta 22 19-nov-12 10-dic-12 14.0 7.4 Mantenimiento anual

Matanzas Presa 4 26-nov-12 29-nov-12 11.8 1.1 Dragado de presa, mantenimiento a laturbina, generadores y auxiliares

Matanzas Unidad 1 4 20-abr-13 23-abr-13 11.8 1.1 Dragado de presa, mantenimiento a laturbina, generadores y auxiliares

Matanzas Subestación 69 KV 2 19-abr-13 20-abr-13 11.8 0.6 Mantenimiento Subestación 69 KVMatanzas

Matanzas Unidad 1 28 11-mar-13 07-abr-13 11.8 7.9 Instalación de protección de tubería depresión

Montecristo

Subestaciones

Montecristo y

Montecristo-Canada

4 07-dic-12 10-dic-12 13.2 1.3

Mantenimiento y limpieza general aaparamente, aisladores y equipos de las

subestaciones Montecristo y Conmutación,limpiesa y cambio de aisladores si es

necesario a línea de transmisión en 69 KVy 13.8 KV, pruebas mecánicas de aperturay cierre de interruptores de 69 y 13.8 KV,medición de tierras a subestación y líneas

de transmisión

Montecristo Unidad 2 3 16-feb-13 18-feb-13 6.6 0.5

Inspección de líquidos penetrantes,inspeccióm sellos de laberinto, limpieza y

mantenimiento general al estator y rotor delgenerador

Montecristo Unidad 1 3 09-mar-13 11-mar-13 6.6 0.5

Inspección de líquidos penetrantes,inspeccióm sellos de laberinto, limpieza y

mantenimiento general al estator y rotor delgenerador

Montecristo

Subestaciones

Montecristo y

Commutación

4 19-abr-13 22-abr-13 13.2 1.3

Mantenimiento predictivo al transformadorprincipal y transformador de servicios

propios. Calibración de reles de protecciónde generadores y líneas de transmisión.

Inspección de juntas de valvulas mariposade las U1 y U2

Montecristo Unidad 1 15 19-abr-12 03-may-12 13.2 4.7 Cambio de paletas directrices en la unidadNo. 1. cambio de rodete

Panan Unidad 1 7 02-abr-13 08-abr-13 3.4 0.6

Mantenimiento rutinario, en el caso de launidad 1 y Unidad 2 se hará servicio por

bajo caudal a las unidades, la presa estarátambien fuera


Mantenimiento rutinario, en el caso de launidad 1 y Unidad 2 se hará servicio por

bajo caudal a las unidades, la presa estarátambien fuera


Pasabien Unidad 1 5 19-nov-12 23-nov-12 6.2 0.7

Revisión y limpieza de equipoelectromecanico, turbina, chumacera,

valvulas de alta presión, sistema de presiónhidráulica, interruptor, panel, etc


25/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Pasabien Unidad 2 5 26-nov-12 30-nov-12 6.2 0.7

Revisión y limpieza de equipoelectromecanico, turbina, chumacera,

valvulas de alta presión, sistema de presiónhidráulica, interruptor, panel, etc

Pasabien Unidad 1 y 2 10 01-abr-13 10-abr-13 12.3 3.0

Mantenimiento anual mayor a las unidadesde generación: revisión de equipo

electromecanico, paneles eléctricos,transformadores, interruptores,

subestación, reparación de canal deconducción de agua y revisión de valvulas

de alivio en la tubería de alta presión

Poza Verde Unidad 1 15 07-ene-13 21-ene-13 4.2 1.5

Mantenimiento anual de la turbina, chequeode rodete, chequeo de sellos, chumaceras,

limpieza de tanque rotativo, laberinto,chequeo de ejes y acoples, mediciones algenerador, al transformador, sistema de

refrigeración, válvulas y unidad de potenciahidráulica.

Poza Verde Unidad 2 15 28-ene-13 11-feb-13 4.2 1.5




Poza Verde Unidad 3 15 18-feb-13 04-mar-13 4.2 1.5




Poza Verde Presa 20 11-mar-13 30-mar-13 5.0 2.4

Mantenimiento presa: Limpieza deazolvamiento del embalse,mantenimiento

bocatoma, reparación de sellos decompuertas desfogue, chequeo sellos de

compuertas, chequeo y limpieza de sistemaolehidraulico, tuberías, limpieza y revisión

de instrumentación

Poza Verde Subestación La Vega 4 01-abr-13 04-abr-13 0.0 0.0

Servicio de mantenimiento a tresintrruptores de gran volumen de aceiteOCB, incluye reacondicionamiento de

aciete. Servicio preventivo: limpieza deaisladores de porcelana, revisión y aprietes

de conexcion entre equipos y putentes,revision, lubricacion y ajustes de

seccionadores. Medicion de la resistenciaelectrica de la red electrica de tierras, etc.

Nota: El tiempo estimado para los OCBS esde 12 horas pudiendose realizar con by-pass sin desenergizar la subestación y 8

horas para la subestaciónRenace REN-H1 2 03-dic-12 04-dic-12 22.0 1.1 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H2 2 05-dic-12 06-dic-12 22.0 1.1 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H3 2 07-dic-12 08-dic-12 22.0 1.1 Mantenimiento anual preventivoRenace Equipo eléctrico 2 09-dic-12 10-dic-12 66.0 3.2 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H1 5 04-mar-13 08-mar-13 22.0 2.6 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H2 5 18-mar-13 22-mar-13 22.0 2.6 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H3 5 01-abr-13 05-abr-13 22.0 2.6 Mantenimiento anual preventivo

Renace S/E-Enfriamiento-Auxiliares 5 15-abr-13 19-abr-13 66.0 7.9 Mantenimiento anual preventivo

Río Bobos Central 8 29-jun-12 06-jul-12 10.0 1.9 Mantenimiento anual

Río Bobos Embalse 5 20-abr-12 24-abr-12 10.0 1.2 Limpieza de embalse por modifiación de laNCC-1

San Isidro Línea de transmisión 3 04-may-12 06-may-12 3.4 0.2 Mantenimiento de línea de transmisión 13.8KV San Isidro

San Isidro Unidad No. 1 y 2 3 19-nov-12 21-nov-12 3.4 0.2 Mantenimiento mayor a turbinas ygeneradores

San Isidro Unidad No. 1 y 2 5 05-mar-13 09-mar-13 3.4 0.4 Mantenimiento mayor a turbinas ygeneradores, dragado de presa

San Isidro Subestación 69 KVMTZ 2 18-abr-13 19-abr-13 3.4 0.2

Mantenimiento Subestación 69 KVMatanzas

San Isidro Unidad No. 1 y 2 28 11-mar-13 07-abr-13 3.4 2.3Instalación de protección de tubería depresión o modificación de compuertas

entrada a canalSanta María Unidad 1 7 22-oct-12 28-oct-12 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 3 7 05-nov-12 11-nov-12 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 2 7 12-nov-12 18-nov-12 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Planta 33 11-feb-13 15-mar-13 6.0 4.8 Mantenimiento general de embalseSanta María Unidad 1 7 18-mar-13 24-mar-13 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 3 7 01-abr-13 07-abr-13 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 2 33 08-abr-13 10-may-13 2.0 1.6 Mantenimiento mayor de unidad 2

Santa Teresa Unidad 1 2 01-dic-12 02-dic-12 8.1 0.4 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos


26/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Santa Teresa Unidad 2 2 03-dic-12 04-dic-12 8.1 0.4 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Subestación 3 05-dic-12 07-dic-12 16.2 1.2 Revisión, limpieza y verificación de losequipos

Santa Teresa Unidad 1 6 06-abr-13 11-abr-13 8.1 1.2 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Unidad 2 6 12-abr-13 17-abr-13 8.1 1.2 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Subestación 4 18-abr-13 21-abr-13 16.1 1.5 Revisión, limpieza y verificación de losequipos

Secacao Central 15 18-abr-12 02-may-12 15.6 5.6Mantenimiento anual (turbina, generador y

limpieza, reparación y limpieza delembalse)

Secacao Central 15 23-abr-13 07-may-13 15.6 5.6Mantenimiento anual (turbina, generador y

limpieza, reparación y limpieza delembalse)


3.2 MANTENIMIENTOS DE TRANSMISIÓN3.2.1 MANTENIMIENTOS ETCEE

EquipoTiempo del

Mantenimiento(días)

Fecha preferida decomienzo

Fecha mastemprana de

comienzo

Fecha mas tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Los Brillantes Barra 400KV, Interconexion Guatemala - Mexico 5 26/03/2012 * Reparacion de fase R del interruptor titular de campo Tapachula No.1 400KV.

La Esperanza, Transformador 69/13.8 KV 15 29/04/2012 **

Mantenimiento a transformador, se instalara un 20/28 en su lugar.La demanda maxima se encuentra alrededor de los 30MW, motivopor el cual existe un excedente de carga de 2 a 2.5 MW, lasdistribuidoras deberan trasladarlo a otra subestacion.

Jalpatagua Transformador 230/138 kV 5 11-may-12 Mantenimiento preventivo del transformador.Chisec - Sayaxché NUEVA dic-12 Construcción de 92.6km de línea de transmisiónSayaxché - Ixpanpajul NUEVA dic-12 Construcción de 85.4km de línea de transmisión

MANTENIMIENTOS ETCEEAÑO ESTACIONAL 2012-2013

Voltaje Capacidad inicial FinalChimaltenango La Noria 69/34.5 7 14 ago-12Nuevo * Chimaltenango 69/34.5 14 28 jun-12La Noria Cocales 69/34.5 3.5 7 oct-12Nuevo * Malacatán 69/13.8 14 28 dic-12La Ruidosa Sanarate 69/34.5 7 14 nov-12Cobán Jalapa 69/13.8 6.25 14 may-12Chiquimula La Ruidosa 69/34.5 14 28 may-12Jalapa Santa Elena 69/13.8 3.5 6.25 oct-12Ipala San Julián 69/13.8 7 13.25 ago-12

ROTACIÓN DE TRANSFORMADORES

FechaOrigen Destino Transformador

Subestación Voltaje (KV) Capacidad (MVAR) Mes AñoGuatemala Norte 69 16.2 Mayo 2012Guatemala Norte 69 16.2 Junio 2012Guatemala Este 69 10.8 Mayo 2012Guatemala Este 69 10.8 Abril 2013

Sayaxche 34.5 1.8 Diciembre 2012

Subestación KV MVA Mes AñoPanaluya ** 230/69 150 Mayo 2012Sayaxche 69/34.5 14 Diciembre 2012

**Su operación final depende de la puesta en servicio de la línea Siepac Guate Norte – Panaluya, la cual nos han informado esta programada para la primera semana de Mayo.

BANCOS DE CAPACITORES

SUBESTACIONES

27/7

3.2.2 MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISIÓN

EquipoTiempo del



Fecha mástemprana de

comienzo

Fecha más tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Reles de protección de linea Arizona San-Joaquin De 22:00 Horas del 03a 18:00 horas del 04 03-nov-12 27-Oct-2012 11-nov-12 Calibración de protecciones

Subestación San Joaquin Campo Arizona, Escuintla y Aguacapa De 22:00 Horas del 19a 18:00 horas del 20 03-nov-12 27-Oct-2012 11-nov-12 Limpieza de aisladores, mantenimiento de tierras, mantenimiento de

paneles, prueba de seccionadores e interruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 901 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 902 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 903 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatograficos, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo de salida y Barra 230 Kv / SubestaciónArizona Campo Transformador AET 901 / Transformador CEMEX

03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12

Limpieza de aisladores, limpieza de cables / pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Relevadores de protección generadores 1 al 10 05:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Calibración de protecciones

Relevadores de protección outgoing feeder 1 al 4 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformador de potencia 1 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformadores de potencia 2 al 3 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de trasnsformadores de serviciosauxiliares 1 al 6

03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Calibración de protecciones

Subestación Arizona Campo Transformador AET 901 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Pruebas eléctricas y de aislamiento a transformadores de corrriente

CTs, y pruebas eléctricas y de cierre a interruptor de potencia

Subestación Arizona Campo Transformador AET 902 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Pruebas eleéctricas y de aislamiento a transformadores de corrriente


Subestación Arizona Campo Transformador AET 903 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Pruebas eléctricas y de aislamiento a Transformadores de corrriente


Subestación Arizona Campo de salida hacia Subestación SanJoaquin AEA 901 y Barra de 230 kV

03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12

Pruebas eléctricas y de aislamiento a Transformadores de corrrienteCTs y transformadores de voltaje PTs y pruebas eléctricas y decierre/apertura a interruptor de potencia

Subestación San Joaquin Campo Arizona, Escuintla y Aguacapa De 22:00 Horas del 19a 18:00 horas del 20 03-nov-12 27-Oct-2012 11-nov-12

Pruebas eléctricas y de aislamiento a transformadores de corrrienteCTs y transformadores de voltaje PTs y pruebas eléctricas y decierre/apertura a interruptores de potencia

AÑO ESTACIONAL 2012-2013MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISION

3.2.3 MANTENIMIENTOS RECSA

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Telemán 1 13-mar-12 28-feb-12 27-mar-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección.

Chicacao 1 15-abr-12 25-mar-12 29-abr-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección.

Tolimán 1 29-abr-12 15-abr-12 13-may-12

Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Cambio de interruptor de 69kVposición de línea Cocales. Pruebas a los interruptores y esquemade protección.

Patzún 1 13-may-12 29-abr-12 27-may-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección.

Cruz de Santiago 1 13-may-12 29-abr-12 27-may-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas al interruptor yesquema de protección.

Usumatlán 1 27-may-12 13-may-12 10-jun-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección

Asunción Mita 1 25-sep-12 10-sep-12 15-oct-12 Puesta en servicio de subestación.

MANTENIMIENTOS RECSAAÑO ESTACIONAL 2012-2013

28/7

3.2.4 MANTENIMIENTOS TRELEC

EquipoTiempo del



Fecha mástemprana de

comienzo

Fecha más tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Línea Enron 230kV 2 Marzo y Noviembre 2012 01/04/12 y 10/11/12 30/04/12 y 30/11/12 Lavado de Aislamiento por contaminaciónLínea 69kV Sector Industrial Laguna Mayo y Junio 2012 15/05/12 y 15/06/12 01/05/12 y 30/06/12 Manteinimiento a equiposLínea 69kV Pantaleón - Miriam Abril y Mayo 2012 15/04/12 y 15/05/12 10/04/12 y 30/05/12 Manteinimiento de línea y seccionadoresLínea 69kV Pantaleón - Obispo Abril y Agosto 2012 01/04/12 y 01/08/12 31/04/12 y 30/08/12 Ampliación a la capacidad de transporteLínea 69kV Escuintla - Línea 5, entre subestación Puerto san José ySubestación Portuaria. Abril y Julio 2012 01/04/12 y 01/07/12 30/04/12 y 01/07/12 Ampliación a la capacidad de transporte

Línea 69kV Modelo Abril y Agosto 2012 01/04/12 y 01/08/12 01/04/12 y 01/08/12 Readecuación de líneas para subestación Palmeras y alimentadorsubestación Suprema

Líena 69kV Centro - Antigua Junio a Diciembre 2012 01/06/12 y 01/12/12 30/06/12 y 20/12/12 Ampliación a la capacidad de transporteLínea 69kV Centro - Guatemala 5 y 6 Mayo y Septiembre 2012 01/05/12 y 01/09/12 30/05/12 y 30/09/12 Readecuación de líneas para alimentación de subestación NaranjoTinco 1 01-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposLlano Largo 1 01-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposKaminal 1 08-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposMinerva 1 08-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposGuarda 1 15-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPlanta Laguna 1 15-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposCarlos Dorion (Campo 10/14 MVA) 1 22-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposLos Lirios 1 22-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Isidro 1 29-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposObispo. 1 29-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposDorion 15/28 MVA 1 05-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPróceres 1 05-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposCastellana 1 12-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPalin 1 12-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposArrazola 1 19-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposEl Sauce 1 19-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta María Cauque 1 26-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposAntigua. 1 26-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposMayan Golf. 1 03-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Cristóbal 1 03-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposCambray 1 10-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposRoosevelt 1 10-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPalmeras 1 17-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposGuadalupe 1 17-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposLuis Fernando Nimatuj 1 24-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposAugusto Palma 1 24-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Miguel Petapa 1 31-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposAcacias 1 31-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPuerto San José 1 07-ago-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPortuaria 1 07-ago-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta Lucia 1 08-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposIncienso (Barra I) 1 08-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposIncienso (Barra II) 1 15-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCentro (Barra I) 1 15-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCentro (Barra II) 1 22-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposChácara 1 22-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposVilla Nueva 1 29-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Juan Sácatepequez 1 29-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Lucas 1 05-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposHincapié 1 05-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposAmatitlan 1 12-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Gaspar 1 12-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposNorte 1 19-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposRodríguez Briones 1 19-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMontecristo 1 26-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCiudad Quetzal 1 26-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposGerona 1 04-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMonte María 1 04-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposPetapa 1 11-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposLas Flores 1 11-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Juan De Dios 1 18-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCiudad Vieja 1 18-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposAurora 1 25-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposHéctor Flores 1 25-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposBárcenas 1 01-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposPapi Strachan 1 01-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMixco 1 08-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMiriam 1 08-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMontserrat 1 15-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposVilla Lobos 1 15-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSitio 1 22-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta Ana 1 22-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta Maria Márquez 1 29-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMilagro 1 29-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposTraslado de Subestación Cerritos a Sub. Los Lirios N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Reubicación de subestaciónAmpliación para la salida del tercer circuito de 13.8 kV en Sub. LlanoLargo N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestación

Ampliación para maniobras en 69 kV Sub. Los Lirios N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestaciónAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Santa María Márquez N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestaciónAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Puerto San José N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestaciónPuesta en servicio de la subestación Milagro N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Puesta en servicioPuesta en servicio de la subestación Miriam N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Puesta en servicioCambio de herrajes y tornillería en Sub. San Gaspar N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. San Gaspar N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. San Gaspar N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. Incienso N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. Incienso N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. Incienso N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraAplicación de aislamiento en barras y cables Sub. Montecristo N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Mejora de la calidad del servicioAplicación de aislamiento en barras y cables Sub. Centro N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Mejora de la calidad del servicioAplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub.Portuaria N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub.Palmeras N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. HéctorFlores N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. LlanoLargo N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. Milagro N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. SanMiguel Petapa N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Mantenimiento al OLTC del transformador de Sub. Próceres N/A 01-abr-11 01-may-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipoMantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Petapa N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Castellana N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Minerva N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Sitio N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Mixco N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Ampliación para maniobras en 69 kV Sub. Petapa N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Instalación de equipo por mejora de la RedAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Rodríguez Briones N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Instalación de equipo por mejora de la RedAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Obispo N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Instalación de equipo por mejora de la RedTraslado de Subestación El Sauce N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Reubicación de subestación

MANTENIMIENTOS TRELECAÑO ESTACIONAL 2012-2013

29/7

3.2.5 MANTENIMIENTOS TREO

EquipoTiempo del




comienzo


Línea 230kV Xacbal - La Esperanza 1 30-nov-12 01-nov-12 30-nov-12 Inclusión de las Subestaciones Huehuetenango II y Covadonga alSIN

Línea 230kV Xacbal - La Esperanza 0.33 02-may-12 01-may-12 02-may-12 Entronque de la línea para Subestación Huehuetenango IILínea 230kV Xacbal - La Esperanza 0.33 05-may-12 04-may-12 05-may-12 Entronque de la línea para Subestación CovadongaLínea 230kV Xacbal - La Esperanza 0.33 17-may-12 16-may-12 17-may-12 Mantenimiento de línea de 230kV

MANTENIMIENTOS TREOAÑO ESTACIONAL 2012-2013

4. CONCLUSIONES

1. Para el periodo mayo de 2012 a abril de 2013, existe la suficiente capacidad instalada para suplir lademanda del Sistema Nacional Interconectado, considerando la garantía de suministro de combustible,según lo informado por los Participantes Productores mediante los informes emitidos por las empresascertificadoras de procesos respecto a instalaciones necesarias y disponibilidad de suministro decombustible para poder generar de forma continua durante todo el Año Estacional.

2. Para suplir la demanda de potencia y energía se estima que serán necesarios 3millones de barriles debunker y 468 mil toneladas métricas de carbón.

3. La producción de energía hidráulica para este Año Estacional se espera esté arriba un 13 % del promediohistórico.

4. La importación desde México para el Año Estacional se estima en 512.04 GWh, los cuales son requeridospor despacho económico que se suma a la generación local. No obstante, tal como se indicaanteriormente, con el parque generador nacional se cuenta con la suficiente potencia y energía para suplirtoda la demanda local y la exportación estimada para el Sistema Eléctrico Regional.

4.1. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

En el entendido que Energía No Suministrada (ENS), es la porción de la demanda de la energía proyectadapara el Año Estacional, que no puede ser atendida por falta de oferta o escasez de los recursos para laproducción de energía; se estima que para el periodo de estudio no habrá ENS.Tal como se mencionó anteriormente, con la capacidad instalada localmente, el Mercado Mayorista puedeabastecer la demanda local y las exportaciones previstas y con la adición de la oferta de importación desdeMéxico se cuentan con márgenes de potencia y energía mayores que estarán disponibles para el cubrimientode la demanda, garantizando el abastecimiento en el Mercado Mayorista.

5. CALCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS

Según lo indicado en la NCC-13, numeral 13.12.1, se presentan de forma indicativa, los bloques de energíamensual correspondientes a las centrales hidroeléctricas, calculados con una probabilidad de excedencia decaudales de 80 % y 95 %.

30/7

MES AGUACAPA EL CANADA CHOLOMA CHIXOY CANDELARIA JURUN MARINALÁ LOS ESCLAVOS LAS VACAS MONTE CRISTO MATANZAS PANAN FA PANAN REG.05/2012 14.9711 14.011 1.2875 41.73 1.1129 15.7937 2.04704 4.98055 3.7469 1.6448 0.23729 1.798206/2012 16.40463 15.811 2.7833 146.62 1.4058 15.7947 5.8326 9.8615 4.228 3.3468 0.40463 3.151907/2012 22.2579 16.217 5.2647 133.18 2.0574 14.6369 5.421 13.6633 4.3367 4.9827 0.38176 2.891508/2012 22.6697 19.315 4.8573 151.46 2.5769 14.1624 6.4676 11.7606 5.1652 4.378 0.37638 2.543409/2012 34.1876 20.158 4.2933 177.17 2.6497 14.2342 9.2364 16.1128 5.1425 4.5128 0.63345 4.728210/2012 26.3509 19.508 3.8654 177.55 2.7601 13.8476 9.5442 11.5028 5.2169 4.8679 0.58238 4.472211/2012 15.9022 12.434 1.8437 91.163 2.4366 8.12539 3.3617 4.6112 3.325 3.6065 0.3969 2.744212/2012 12.8621 12.424 1.2695 103.19 2.1583 7.183 1.67355 4.2992 3.3223 2.8748 0.24614 2.012101/2013 11.7249 10.609 1.3131 85.926 1.8232 9.636 1.56969 4.27972 2.837 3.107 0.18964 1.40102/2013 10.5868 8.9417 0.80756 39.609 1.4482 9.5797 1.03644 3.68468 2.3911 2.1873 0.14023 1.116303/2013 10.24253 9.6011 0.80722 38.063 1.3523 12.0954 1.23783 4.2331 2.5675 2.1084 0.14309 1.167704/2013 12.3328 9.9867 0.76281 36.583 1.2058 11.3247 1.32792 3.292855 2.6706 1.6215 0.11911 1.0136

MES PASABIEN EL PORVENIR POZA VERDE RIO BOBOS EL RECREO RENACE EL SALTO SECACAO SAN ISIDRO SANTA MARIA SANTA TERESA XACBAL05/2012 2.3292 1.4768 2.5942 2.166 7.2697 9.3697 0.85865 4.1156 0.96766 3.3333 1.9275 17.66106/2012 3.6624 1.4764 3.558 2.2801 8.4038 17.889 0.97853 5.1984 1.3828 3.8543 4.1251 32.14407/2012 4.6875 1.5256 4.4391 2.6361 8.7845 31.537 0.77577 7.6078 1.8819 3.914 6.3102 59.27508/2012 3.7352 1.5256 4.5203 2.306 10.217 25.464 0.59626 9.5289 1.7389 4.2276 6.6357 54.00709/2012 5.6027 1.4764 6.6395 2.3159 11.58 32.112 0.75879 9.7984 2.0567 4.0913 8.5187 64.18210/2012 6.0486 1.5256 6.0183 3.4512 10.999 40.279 0.66337 10.206 1.9998 4.2276 9.5282 66.18811/2012 4.9575 0.88585 2.8778 4.6714 6.774 26.336 0.40624 9.0103 1.6256 3.0316 5.8255 39.62512/2012 4.4043 1.5256 2.2539 4.9751 6.6894 22.471 0.32499 7.981 1.401 2.9943 4.9995 28.84901/2013 3.5395 1.5256 2.17 3.6304 6.1759 19.806 0.35629 6.7419 1.1773 2.5568 3.5881 23.69702/2013 2.9893 1.378 1.7656 2.7626 4.8697 11.472 0.33634 5.3553 0.97432 1.3632 2.5868 15.27303/2013 2.3746 1.5256 1.851 3.1276 5.4779 10.681 0.42857 5.0005 0.39505 1.8686 2.0526 16.55904/2013 1.9191 1.4764 1.7993 2.3447 5.4093 9.2229 0.49675 4.4589 0.73964 2.372 2.0235 13.849

ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOSCON UNA PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 80% (GWh)

MES AGUACAPA EL CANADA CHOLOMA CHIXOY CANDELARIA JURUN MARINALÁ LOS ESCLAVOS LAS VACAS MONTE CRISTO MATANZAS PANAN FA PANAN REG.05/2012 8.028 10.792 1.025 37.017 0.942 22.037 1.098 3.275 2.886 1.255 0.178 1.36306/2012 10.112 14.120 1.796 93.574 1.186 24.273 3.512 5.195 3.776 2.284 0.289 2.32307/2012 14.426 14.239 4.201 101.930 1.805 19.702 3.479 8.485 3.808 3.517 0.265 1.77308/2012 13.391 14.365 3.646 80.223 2.345 22.902 3.844 6.663 3.841 3.393 0.260 1.67709/2012 21.649 14.388 3.401 148.900 2.399 22.193 9.188 9.249 3.848 2.666 0.517 3.96610/2012 10.578 15.748 2.774 80.781 2.488 19.431 8.526 7.243 4.211 4.159 0.395 3.31711/2012 11.948 8.256 1.022 37.545 2.241 10.609 3.274 3.333 2.208 2.760 0.218 1.54912/2012 9.038 10.252 0.818 37.232 1.937 13.136 1.084 2.831 2.742 2.469 0.148 1.22801/2013 2.991 8.064 0.996 40.984 1.619 12.126 0.947 2.939 2.157 2.486 0.098 0.62602/2013 8.456 6.807 0.372 33.600 1.220 11.231 0.685 1.841 1.820 1.647 0.070 0.48203/2013 7.922 7.625 0.463 37.200 1.212 13.759 0.734 3.297 2.039 1.495 0.065 0.47704/2013 9.162 7.574 0.414 36.000 1.056 15.573 0.871 2.123 2.025 1.039 0.045 0.310

MES PASABIEN EL PORVENIR POZA VERDE RIO BOBOS EL RECREO RENACE EL SALTO SECACAO SAN ISIDRO SANTA MARIA SANTA TERESA XACBAL05/2012 1.387 1.477 1.572 1.875 5.791 7.616 0.659 3.483 0.823 2.557 1.438 13.57006/2012 2.571 1.476 2.035 1.634 7.310 12.968 0.637 4.387 1.196 3.403 3.266 21.33907/2012 3.006 1.526 3.370 1.335 7.853 22.182 0.595 6.675 1.618 3.475 4.762 37.72508/2012 1.547 1.526 2.115 1.416 7.642 17.759 0.406 8.672 1.619 3.419 4.724 39.75609/2012 3.487 1.476 3.840 1.564 8.714 26.290 0.498 8.870 1.802 3.470 6.096 40.95310/2012 4.479 1.526 3.218 1.483 8.831 30.440 0.277 9.201 1.647 3.755 6.784 39.38311/2012 3.348 0.886 2.246 3.004 4.769 19.817 0.221 8.287 1.352 2.004 4.683 27.68312/2012 2.369 1.526 1.765 3.522 5.558 17.358 0.287 7.163 1.205 2.471 3.979 20.38801/2013 2.249 1.526 1.613 3.207 4.465 16.391 0.223 5.988 0.914 1.984 2.903 14.87602/2013 1.613 1.378 1.230 1.873 3.671 8.769 0.198 4.512 0.702 1.363 1.832 9.50103/2013 1.592 1.526 1.078 2.412 4.165 8.847 0.323 4.480 0.395 1.838 1.521 7.87804/2013 1.031 2.405 1.167 2.016 4.035 6.612 0.478 3.904 0.518 1.825 1.598 10.181

ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOSCON UNA PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 95% (GWh)

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6. INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DERESERVA RÁPIDA

Objetivo

Presentar un informe técnico que determine los niveles necesarios de potencia del servicio de Reserva Rápidacon el que debe de contar el SNI, para afrontar desbalances carga – generación; para garantizar laconfiabilidad y calidad del suministro de energía eléctrica.

6.1. Justificación

La Norma de Coordinación Operativa No.4 “DETERMINACIÓN DE LOS CRITERIOS DE CALIDAD YNIVELES MÍNIMOS DE SERVICIO”, establece que el AMM es el encargado de controlar que la operacióndel SNI se efectúe dentro de los niveles establecidos en las Normas Técnicas y dentro de los criteriosestablecidos en la norma. Por tal motivo ejecutará las acciones que estime necesarias, tanto en condiciones deoperación normal como ante contingencias. En el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional(RTMER) aparecen una serie de criterios de calidad y seguridad, a los cuales Guatemala debe darcumplimiento y que complementa lo establecido en las Normas Técnicas y de Coordinación – Comercialy Operativa. El procedimiento para la prestación y remuneración del servicio complementario de ReservaRápida establece que el cálculo de la Reserva Rápida necesaria para la operación se determina en base a unestudio Técnico realizado por el AMM. Para el desarrollo de éste estudio, se toman como base los criterios ymetodología aprobados por Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista mediante la ResoluciónNúmero 830-06.

Para dar cumplimiento a la legislación vigente se realiza el presente estudio y análisis de la situaciónoperativa actual del SNI.

6.2. Análisis de la Operación del SNI

Actualmente el SNI cuenta con una Reserva Rápida de 78.457 MW, prestada por unidades de la CentralTérmica Arizona, de la Central Térmica Las Palmas y S&S que pertenece la empresa Duke Energy y unaunidad generadora que pertenece a Generadora La Laguna.

En el SNI, existen una serie de contingencias tanto en operación aislada (sólo Guatemala), comointerconectada con el bloque norte (Guatemala - El Salvador) y todo el Sistema Eléctrico Regional (SER), queprovocan un gran desbalance de generación y que no necesariamente provocan la actuación del Esquema deDesconexión Automático de Carga por Baja Frecuencia (EDACBF) o de otros esquemas de control comoel instalado por El Salvador (EDLI) para tomar una acción correctiva.

En el caso de la operación interconectada de todo el SER los valores de pérdida de generación mayores a 230MW provocan la actuación del EDACBF y el agotamiento total de la Reserva Rodante1.

El desbalance en la interconexión por políticas operativas debe ser corregido en el menor tiempo posible, paralo cual se toman una serie de medidas como la puesta en operación de generación adicional y la desconexiónmanual de carga para poder reestablecer la operación del SER a sus condiciones normales de operación ydentro de los criterios establecidos; a nivel nacional como ante el MER.

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6.3. Requerimiento de RRa

6.3.1. Criterios

A) El rango técnico del servicio de la RRa está definido entre el 40% y 100% de la potencia con la que el SERmás Sistema Eléctrico Mexicano apoya ante la pérdida más grande de generación a Guatemala bajo lacondición más severa de operación.B) Dentro del rango técnico, el valor en el que se establece la RRa necesaria se determina sobre la base delCENS asociado a la operación del EDMC por el tiempo en el que se restablece de nuevo el balance carga –generación y el cumplimiento de los criterios establecidos en el Protocolo de Operación del SER. La ReservaRápida necesaria será la que resulte con el menor costo en la combinación de operación de RRa y el EDMC,considerando el mismo orden que para el establecimiento de la Lista de Mérito que incluye los ContratosExistentes, y deberá estar dentro del rango técnico.C) La RRa necesaria deberá ser como mínimo igual a la suma de la ReservaRodante Regulante y la Reserva Rodante Operativa.

6.3.2. Rango Técnico de la RRa

Bajo condiciones de falla en Guatemala la política de operación hace necesario reestablecer el intercambio acero o reestablecerlo a su valor original en un tiempo inferior a los 15 minutos, por que se violan los criteriosde calidad establecidos en las normas y la tolerancia que se tiene en los otros sistemas eléctricos quecomponen el SER.

Simulaciones realizadas en los estudios del GTSO Septiembre 2009 y Marzo 2010, Informe deGuatemala para la Máxima Transferencia de Potencia.

Los márgenes aproximados típicos de reserva rodante que se manejan actualmente se encuentran alrededorde:

Cuadro No.1.Márgenes de Reserva 22 de marzo 2,012 (MW)

Período de Demanda RRR RRO RR Total(RRR + RRO)

Máxima 40.1 29.1 69.2Media 32.2 34.6 66.8Mínima 21.8 28.7 50.5

De acuerdo a las simulaciones realizadas en los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa paraProgramación de Largo Plazo Año Estacional Mayo 2,012 – Abril 2,013, minutos después de ocurrida lapérdida de generación el SER apoya a Guatemala con una potencia aproximada de acuerdo al siguientecuadro:

Cuadro No.2.Flujo en la Interconexión Septiembre 2,012

Período deDemanda

PlantaPérdida

MW Perdidos MWInterconexión

Máxima CHX 272.8 251.36Media CHX 272.8 259.89Mínima CHX 261.8 125.14

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Escalon de reducción dedemanda (RD)

Escalon de costode falla en % del

valor del CENS

Costo operativocorrespondiente($/MW-h)

0 < RD =< 2 16%CENS 377.122 < RD =< 5 20%CENS 471.405 < RD =<10 24%CENS 565.68

RD>10 100%CENS 2,357.02

Cuadro No.3.Flujo en la Interconexión Marzo 2,012

Período deDemanda

PlantaPérdida

MW Perdidos MWInterconexión

Máxima CHX 214.69 197.81Media CHX 203.20 193.01Mínima CHX 148.20 75.82

La condición más severa analizada tomando en cuenta la Reserva Rodante de Guatemala, se encuentra en elcaso de demanda media, en el cual el SER y México apoyan a Guatemala con 193.09 MW, segundos despuésde ocurrida la falla. El intercambio debe llevarse a cero (0) lo más pronto posible para restablecer el serviciodentro de los niveles mínimos de calidad y afectar en menor grado a los otros sistemas eléctricos que integranel SER.

La manera en la cual el intercambio se puede llevar a cero es contando con unidades generadoras querespondan rápidamente ante esas contingencias y con esquemas de control suplementarios de desconexiónmanual de carga.

Tomando en cuenta que la prioridad es mantener la continuidad en el suministro y la operación dentro de losniveles de acuerdo a las normas técnicas de la CNEE, la NCO-4 y los compromisos adquiridos en el MER, elcriterio que se recomienda para la operación esque el desbalance se comparta entre el servicio de Reserva Rápida de generación y el Esquema deDesconexión Manual de Carga (EDMC). Se debe tomar en cuenta que lo que no se asigna a la ReservaRápida de Generación, ante una contingencia, debe de ser aportado en la operación en tiempo real a través dela desconexión manual de carga, por lo que se recomienda que se establezca una proporción mayor a la RRa,y con esto minimizar las desconexiones del servicio.

Otro criterio importante para la determinación de la RRa lo constituye la capacidad de las máquinas quepueden prestar el servicio, la recomendación es que se considere la oferta disponible máxima de las unidades,ya que en la operación en tiempo real se dificulta asignar valores parciales a la RRa.

6.3.3. Relación CENS contra RRa

Cuadro No.4.Máquina de Falla

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Total Neto US$ Enero 2012939,376.21

RRa Máximos Valores Diarios Remunerados enEnero 2012 en US$

35,063.1118,665.31

Potencia Actual en Costo US$ CENS ahorrada con RRaTiempo (horas) RRa (MW) Máxima Media Mínima

1 78.457 184,924.65 184,924.65 184,924.652 78.457 369,849.29 369,849.29 369,849.29

Relación Costo RRa vrs. CENSTiempo (horas) Máxima Media Mínima

1 5.08 5.08 5.082 2.54 2.54 2.54

Cuadro No.5.Remuneración por RRa (referencia)

Cuadro No.6.Ahorro en 100% CENS por un período de uso de RRa actual

Cuadro No.7.Relación de la remuneración por RRa en un mes (Ref. Enero 2,012) contra el ahorro en 100 %CENS por unperíodo de uso de la RRa

6.4. Conclusiones

• El SNI está propenso por su configuración, a grandes desbalances de carga – generación.• Estos desbalances deben ser corregidos para re-establecer la operación a los niveles mínimos de calidad.• Por las condiciones de operación el SNI debe de contar con un adecuado margen de potencia asignado a laReserva Rápida.• Para el cubrimiento de los desbalances de generación además de la Reserva Rápida, es necesario ejecutar elEsquema de Desconexión Manual de Carga (EDMC).• La seguridad operativa del SNI se verá mejorada con la implementación de la reserva rápida y ladesconexión manual de carga.• La magnitud de la carga a desconectar manualmente ante contingencia, está en función de la ReservaRápida con que se cuente, al disminuir la Reserva Rápida se incrementa la carga a desconectar• Sobre la base de los criterios antes indicados, es más económico tener el mínimo de RRa sobre la base dela relación de los costos por RRa versus los costos de interrupción (CENS).

6.5. Recomendaciones

• Establecer el Rango Técnico del Requerimiento del Servicio Complementario deReserva Rápida en un valor dentro de un margen entre 77.24 y 193.09 MW.• Considerar que la capacidad disponible como reserva rápida deberá ser como mínimo igual a lacapacidad que corresponda a la reserva rodante de acuerdo a lo indicado en la NCO-4.• Considerar la oferta máxima disponible de las unidades generadoras que van a cubrir este servicio debido ala dificultad de convocar las unidades de forma parcial.

Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa Programación de Largo Plazo Año

Estacional Mayo 2,012– Abril 2,013

(ESO PLP AE)

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Resumen Ejecutivo Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo, tienen como fin mostrar las condiciones esperadas de operación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI); para el Año Estacional en estudio. Como resultado de los estudios se podrá localizar los puntos en los cuales se tendrán restricciones de transporte y por las cuales será necesario incluir Generación Forzada dentro de la programación, para evitar sobrecarga en equipos o para mantener los niveles de voltaje dentro de los rangos establecidos en las Normas Técnicas en los nodos en los cuales resulten voltajes fuera de dichos rangos. Al mismo tiempo, se incluyen las adiciones de instalaciones de transporte que se tienen planificadas y la nueva generación que ingresará al SNI, según lo informado por los Participantes del Mercado Mayorista, para evaluar los efectos que éstos pueden tener sobre el sistema de transporte. Instalaciones de 230 KV Debido a la concentración de generación que se tiene en el área de Escuintla, por razones de Seguridad Operativa, bajo ciertas situaciones será necesario restringir el despacho de generación en esa área, de tal manera que se cumplan los criterios de seguridad operativa y de calidad establecidos en las normas. Relacionado con el mismo tema, es de suma urgencia promover las ampliaciones necesarias en el sistema eléctrico en 230 KV, de tal manera que se provea de distintas rutas que sean suficientes para la transmisión de potencia desde las centrales generadoras hacia los centros de consumo, manteniendo o mejorando la seguridad y calidad del SNI. La instalación de compensación de potencia reactiva por medio de bancos de capacitores en las subestaciones Guatemala Este y Guatemala Norte, reducirá el riesgo de colapso de voltaje. A pesar de que existen unidades generadoras en el área de Escuintla que no alcanzan su máximo despacho generación de potencia reactiva, en la operación en tiempo real ya no es posible que se haga uso de la potencia reactiva disponible ya que los niveles de voltaje en sus nodos son tan altos que ya no se puede generar más potencia reactiva. Zona Central

Algunas de las instalaciones de transporte de TRELEC se encuentran con una carga muy próxima, igual o superior a sus capacidades máximas de transmisión por lo que se considera necesario hacer ampliaciones o modificaciones en líneas de transmisión, adiciones de bancos de transformadores y reconfiguraciones del sistema eléctrico; de tal manera que se eviten sobrecargas, se dé la reducción de pérdidas de transmisión y se mejore la confiabilidad de las instalaciones de transporte.

Hay que mencionar que es necesario instalar bancos de capacitores en las instalaciones de transporte de TRELEC en algunos nodos en específico, principalmente en el área de Escuintla y en la Línea denominada Modelo, para elevar los niveles de voltaje en sus nodos de 69KV a niveles de voltajes dentro de los rangos establecidos en las normas técnicas, evitando así una mayor transmisión de potencia reactiva desde las líneas de 230 KV del SNI hacia todo el sistema de TRELEC; reduciendo también los

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niveles de pérdidas por transmisión. La adición de compensación de potencia reactiva en los centros de consumo aumentará la reserva de potencia reactiva de nuestro sistema y ayudará a aumentar la capacidad de transmisión de potencia activa desde los centros de generación.

Zona Oriental

Es una zona dependiente de generación local y con déficit de potencia reactiva, en la cual su capacidad de transporte ha sido rebasada o se encuentra muy próxima a su límite; ante mantenimientos o contingencias, se hace necesario despachar Generación Forzada o desconexión de demanda. Dado que la zona es dependiente de la generación, dependiendo de las condiciones de despacho económico se podría hacer necesaria la generación forzada para mantenimiento de los niveles de voltaje. Las ampliaciones de ETCEE deben ser complementadas con la instalación de bancos de capacitores de tal manera que se mejoren los niveles de voltaje y se aumente la reserva de potencia reactiva en dicha área; evitando con esto una mayor requerimiento de potencia reactiva de de 230 y 138 KV del SNI y manteniendo estos voltajes dentro de los rangos establecidos en las Normas Técnicas.

Zona Occidental

Debido al crecimiento natural de la demanda algunos de los transformadores de potencia están por alcanzar su capacidad nominal, por lo que se hará necesario aumentar la capacidad de esas subestaciones con la adición de nuevos transformadores de potencia, la sustitución de los existentes por otros de mayor capacidad, la transferencia de carga a otras subestaciones o la puesta en operación de nuevas subestaciones.

Para las centrales conectadas a la línea de transmisión en 69 KV entre las subestaciones La Esperanza y Los Brillantes, se hace necesario la ampliación a la capacidad de transporte y la implementación de esquemas de desconexión automática de generación ante pérdida de alguno de los extremos de la línea, o en su defecto la implementación de restricciones de generación, para evitar sobrecargas de equipos por contingencias o en caso de mantenimientos; las ampliaciones de transporte en ésta área en 230 kV se hacen necesarias bajo éstas condiciones. En los períodos de demanda máxima la generación de la mencionada área se hace imprescidible para el mantenimiento del voltaje en el área occidental.

SNI A) Guatemala Interconectado con SER

Las condiciones de operación de nuestro sistema han cambiado por la operación interconectada de todo el Sistema Eléctrico Regional (SER). El SER cuenta con una mayor inercia, mayor disponibilidad de reserva rodante y esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia (EDACBF) equivalente a la suma de cada uno de los sistemas eléctricos nacionales que

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conforman el SER, por lo cual se tiene un mayor apoyo de los demás sistemas eléctricos que conforman el SER ante una contingencia sufrida en cualquier sistema eléctrico de éstos. Las contingencias que antes se traducían en variaciones severas de la frecuencia y la actuación de esquemas (EDACBF) para aliviarlas, ahora se traducen variaciones leves de la frecuencia dependiendo del tipo de contingencia, pero con mayor efecto sobre el flujo de potencia entre las distintas interconexiones de los distintos sistemas eléctricos que conforman el SER; por la misma naturaleza de la composición de los sistemas eléctricos individuales.

La incorporación de los tramos de las líneas de transmisión correspondientes al proyecto SIEPAC proveeran nuevas rutas para la transmisión de potencia entre los centros de generación y consumo en el SNI de Guatemala, las cuales dependiendo de los niveles de intecambio que se manejen con otros países del SER generarán fllujos circulantes en la interconexiones con otros países, que serviran a la demanda local del SNI. En los escenarios de demanda máxima y media la potencia reactiva producida por la líneas de transmisión ayudará a mejorar la reserva de potencia reactiva y lo niveles de tensión, para los escenarios de demanda mínima será necesario dependiendo de las condiciones de operación verificar la posibilidad de operación de las mismas con la correspondiente compensación de potencia reactiva por medio de reactores y la implementación de esquemas de control suplementario para mantenimiento del voltaje. Para el AGC de Guatemala será necesario incorporar las nuevas consideraciones de operación por la reorientación de los flujos en las interconexiones.

La operación interconectada con tres líneas de transmisión de interconexión requerirá la implementación de Esquemas de Control Suplementario que ayuden a preservar la seguridad y el abastecimiento de la demanda en el SNI, adicionalmente se tendrá una mayor capacidad de transporte hacia el resto del SER; ésta capacidad se verá ampliada considerablemente.

B) El SER Interconectado con México

Las condiciones de operación de nuestro sistema cambian considerablmente con la operación interconectada con México. El sistema mexicano puede ser denominado como la barra infinita por su tamaño, siendo éste aproximadamente siete (7) veces mayor que el del SER, lo anterior significa una mayor inercia y un aumento de la disponibilidad de reserva rodante equivalente a la suma de cada uno de los sistemas eléctricos que conforman el sistema interconectado SER-MEX, bajo ésta nueva condición de operación el mayor soporte a las variaciones de carga o generación a razón de un 85% aproximadamente es provisto por México, lo cual significa un mayor apoyo a los demás sistemas eléctricos que conforman el SER ante una contingencia sufrida en cualquier sistema eléctrico de éstos. Las contingencias ahora se traducirán en variaciones leves de la frecuencia dependiendo del tipo de contingencia, pero con mayor efecto sobre el flujo de potencia entre las distintas interconexiones de los distintos sistemas eléctricos que conforman el SER; por la misma naturaleza de la composición de los sistemas eléctricos individuales.

El SNI debe contar efectivamente, con las componentes necesarias de capacidad de transporte, reservas de potencia y los

esquemas suplementarios de control necesarios para hacer frente a contingencias, tanto de forma aislada, interconectado con el SER y en el SER intercontectado con México, y ahora con mayor razón por la entrada en operación de los tramos de la línea

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SIEPAC en Guatemala. La participación activa de la generación, el transporte y de la demanda, en lo que a cada uno le corresponde, ayudarán a mantener la calidad, confiabilidad y seguridad del conjunto SNI - SER.

Ampliaciones de Transporte Como resultado de los análisis llevados a cabo en los estudios eléctricos se identifica la necesidad de que en corto plazo se lleven a cabo: Ampliaciones de transporte en los siguientes elementos del SNI: 1. Instalación de Compensación de Potencia Reactiva por medio de Bancos de Capacitores en la zona Central del SNI en 69 kV. 2. Línea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Alborada (Escuintla 2) – San Joaquín – Aguacapa. 3. Línea de transmisión en 69 kV entre las subestaciones Escuintla – El Jocote – Pantaleón – Cocales. 4. Línea de transmisión en 69 kV entre las subestación Guatemala Sur – Chimaltenango – Patzún – Sololá – La Esperanza. 5. Línea de transmisión en 69 kV entre las subestaciones Los Brillantes – San Felipe – Santa María – Orzuníl – La Esperanza. 6. Líneas de transmisión (enlaces) en 230 kV entre las subestaciones Escuintla 1 – Alborada (Escuintla 2). 7. En la transformación Guatemala Este 230/69 kV. 8. En la transformación Guatemala Norte 230/69 kV. 9. En la transformación Moyuta 230/138 kV Reconfiguraciones y redistribución de salidas de líneas o alimientadores: 10. Subestación Alborada (Escuintla 2). 11. Subestación Escuintla 1. 12. Subestación Guatemala Este, línea de transmisión Guatemala Sur – Guatemala Norte seccionamiento en Guatemala Este. Ampliaciones necesarias asociadas a Proyectos Futuros en el corto plazo: 13. Subestación La Vega en 230 kV. 14. Línea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Guatemala Este – La Vega. 15. Linea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Aguacapa – La Vega.

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CONTENIDO

A. Objetivo B. Criterios del Estudio C. Metodología

1. Estudios de Flujos de Carga y Corto Circuito…………………………………………………………………………….. (1-3 a 1-5) 1.1. Estudio Septiembre 2,012 • Caso de Demanda Máxima • Caso de Demanda Media • Caso de Demanda Mínima

1.2. Estudio Marzo 2,013 • Caso de Demanda Máxima • Caso de Demanda Media • Caso de Demanda Mínima

1.3. Estudio Noviembre 2,012 • Caso de Demanda Máxima

2. Instalación de Bancos de Capacitores……………………………………………………………………………………. (2-1 a 2-5) 2.1. Estudio Septiembre 2,012 2.2. Estudio Marzo 2013

3. Estudio de Máxima Trasferencia de Potencia en Estado Estable…………………………………………………….. (3-1 a 3-32) 3.1. Estudio por Límite de Voltaje

3.1.1. Septiembre 2,012 • Caso de Demanda Máxima • Caso de Demanda Media

3.1.2. Marzo 2013 • Caso de Demanda Máxima • Caso de Demanda Media

3.2. Curvas Q-V 3.3. Estudio por Límite Térmico de Conductores

3.3.1. Definición de sistemas de estudio 3.3.2. Definición de contingencias 3.3.3. Definición de elementos monitoreados

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3.3.4. Máximas Transferencias 4. Estudio de Estabilidad Transitoria. ………………………………………………………………………………….….. (4-1 a 4-48) 4.1. Disparos de Generación

• Septiembre 2,012 • Marzo 2,013

4.2. Operación de EDACBF • Septiembre 2,012 • Marzo 2,013

4.3. Pérdida de Demanda • Septiembre 2,012 • Marzo 2,013

4.4. Disparos de Generación SER interconectado con México • Época Lluviosa • Época Seca

5. Restricciones de Transmisión…………………………………………………………………………………………….... (5-1 a 5-8) 5.1. Zona Occidental

• Septiembre 2,012 • Demanda Máxima • Demanda Media • Demanda Mínima

5.2. Ingenios Generadores • Marzo 2013 • Demanda Máxima • Demanda Media • Demanda Mínima

6. Factores de Pérdidas Nodales de Referencia (Indicativos)……………………………………………………………. (6-1 a 6-9) 6.1. Septiembre 2,012

6.2. Marzo 2,013 7. Curvas Q-V………………………………………………………………………………………………………………... (7-1 a 7-24)

7.1 Septiembre 2,012 7.1.1 Red 230 KV 7.1.2 Zona Central

7.1.3 Zona Occidental 7.1.4 Zona Oriental

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7.2 Marzo 2,013

7.2.1 Red 230 KV 7.2.2 Zona central

7.2.2 Zona Occidental 7.2.3 Zona Oriental

8. Análisis de Contingencias…………………………………………………………………………………………………... (8-1 a 8-101) 8.1 Septiembre 2,012 8.1.1 Demanda Máxima 8.1.2 Demanda Media 8.1.3 Demanda Minima 8.2 Marzo 2013 8.2.1 Demanda Máxima 8.2.2 Demanda Media 8.2.3 Demanda Minima 8.3 SER Interconectado con México 8.3.1 Septiembre 8.3.1.1 Demanda Máxima 8.3.1.2 Demanda Media 8.3.1.3 Demanda Minima 8.3.2 Marzo 8.3.2.1 Demanda Máxima 8.3.2.2 Demanda Media 8.3.2.3 Demanda Minima 9. Reservas Operativas……………………………………………………………………………………………...………... (9-1 a 9-2)

D. Anexos D.1. Septiembre 2,012……………………………………………………………………………………………………… (D-2 a D-13)

D.1.1. Demanda Máxima • Resumen. • Despacho de Generación • Sobrecarga en Líneas de Transmisión.

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• Sobrecarga en Transformadores. • Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. • Corrientes de Falla Trifásica.

D.1.2. Demanda Media • Resumen. • Despacho de Generación • Sobrecarga en Líneas de Transmisión. • Sobrecarga en Transformadores. • Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. • Corrientes de Falla Trifásica.

D.1.3. Demanda Mínima • Resumen. • Despacho de Generación • Sobrecarga en Líneas de Transmisión. • Sobrecarga en Transformadores. • Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. • Corrientes de Falla Trifásica.

D.2. Marzo 2,013………………………………………………………………………………………………………… (D-13 a D-24) D.2.1. Demanda Máxima • Resumen. • Despacho de Generación • Sobrecarga en Líneas de Transmisión. • Sobrecarga en Transformadores. • Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. • Corrientes de Falla Trifásica.

D.2.2. Demanda Media • Resumen. • Despacho de Generación • Sobrecarga en Líneas de Transmisión. • Sobrecarga en Transformadores.

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• Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. • Corrientes de Falla Trifásica.

D.2.3. Demanda Mínima • Resumen. • Despacho de Generación • Sobrecarga en Líneas de Transmisión. • Sobrecarga en Transformadores. • Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. • Corrientes de Falla Trifásica.

D.3. TLTG - Septiembre 2,012……………………………………………………………………………………………. (D-24 a D-30) D.3.1. Demanda Máxima D.3.2. Demanda Media

D.4. TLTG - Marzo 2,013……………………………………………………………………………………………….. (D-30 a D-36) D.4.1. Demanda Máxima D.4.2. Demanda Media

D.5. Restricción de Transmisión D 5.1 Occidente……………………………………………………………………………………………………….. (D-37 a D-45)

• Septiembre 2,012 D.5.1.1. Demanda Máxima D.5.1.2. Demanda Media D.5.1.3. Demanda Mínima

D.5.2 Ingenios Generadores • Marzo 2013………………………………………………………………………………………………………. (D-45 a D-53)

D.5.2.1. Demanda Máxima D.5.2.2. Demanda Media D.5.2 3. Demanda Mínima

D.7. Bloque Horario………………………………………………………………………………………………………… (D-54) D.8. Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia (EDCABF)…………………………... (D-55)

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A. Objetivos • Determinar las condiciones de operación del Sistema Nacional Interconectado durante el año estacional comprendido entre

Mayo 2,012 y Abril 2,013. • Ubicar los nodos en la red que operaran fuera del rango de tensión. • Determinar los equipos del SNI que pueden resultar con sobrecarga, en los distintos escenarios de demanda en el período

estacional. • Determinar las unidades generadoras que deberán operar para evitar la sobrecarga de equipos en el sistema eléctrico. • Identificar las necesidades de ampliación y reconfiguración del SNI. • Implementar restricciones de generación por sobrecargas en elementos de transmisión. • Determinar la máxima transferencia de potencia entre el área de generación de Escuintla ubicada en 230KV hacia el resto del

Sistema Nacional Interconectado. • Verificar el desempeño de la Reserva Rodante del SNI. • Determinar el comportamiento de la frecuencia y la operación del EDACBF, durante la ocurrencia de disparos de generación

importante en el SNI. • Conocer el comportamiento de la frecuencia y el flujo de intercambio del SNI, encontrándose todo el SER interconectado ante

pérdidas de generación den Guatemala. B. Criterios de Estudio • Para el control del nivel de tensión en los nodos se utilizó un rango de ±5% del valor nominal de tensión, para contingencias

se utiliza el ±10%. • Para límites de transferencia en las líneas de transmisión se utilizaron dos rangos de temperatura de operación del conductor

a la temperatura ambiente; es decir, 60 oC (Rate A) y 75 oC (Rate B). • Para límites de transferencia en transformadores se utilizó su capacidad nominal en MVA (Rate A). • Para la generación de potencia activa se utilizó hasta la potencia máxima de cada unidad generadora y para la potencia

reactiva se utilizaron los valores entregados al sistema típicamente. • Como límites máximos de niveles de corto circuito, se utiliza la máxima capacidad interruptiva del equipo. • Los despachos de generación usados para los casos de flujo de carga toman en cuenta la Reserva Rodante de acuerdo a lo

establecido en las normas.

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• Para la operación del EDCABF se usó el siguiente esquema:

Etapa Frecuencia (Hz) % de Carga Teórica a Desconectar

1 59.30 5 2 59.00 5 3 58.70 15 4 58.40 15 5 58.10 5

• Se realizaron curvas P-V, Q-V, reserva de reactivos, determinación de puntos de colapso de voltaje y modificaciones de

despacho. Colapso de voltaje, que se manifiesta con la caída progresiva de los niveles de voltaje hasta llegar a un punto incontrolable de donde el sistema eléctrico no puede recuperarse.

• Las simulaciones de disparo de generación para estabilidad transitoria se realizaron con la operación del Sistema Nacional Guatemalteco aislado, con las respectivas reservas de potencia rodante simuladas en los archivos de dinámica.

• Se añade un análisis de la pérdida de generación de Guatemala en forma aislada, y se realiza la misma pérdida de generación todo el Sistema Eléctrico Regional (SER) interconectado.

C. Metodología • La modelación del sistema eléctrico para los estudios, se realizó tomando en cuenta las adiciones de elementos informadas

por la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE), Transportista Eléctrica Centroamericana, S.A. (TRELEC) y Redes Eléctricas de Centro América, S.A. (RECSA).

• La base de datos para estado estable incorpora las modificaciones a los parámetros eléctricos de las líneas transmisión. • Para la generación en cada uno de los casos de flujo de carga se utilizaron los datos obtenidos de la Programación Anual

Estacional Mayo 2,012 – Abril 2,013. Para cada uno de los despachos de generación se tomó en cuenta el 3% de reserva para la regulación primaria de frecuencia y el 2%,3% y 4%, de reserva para la regulación secundaria de frecuencia para los períodos de demanda respectivos.

• Sobre la base del pronóstico de demanda para el año 2,012 y 2,013, la proyección de la demanda por barra se realizó en función de la medición de carga horaria por barra.

• Para cada uno de los casos en estudio se colocó en el programa de simulación (PSS/E V. 29.5), los parámetros eléctricos de cada uno de los equipos que se adicionaran al SNI, la generación y la demanda; procediendo después a resolver los flujos de carga.

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• De los resultados obtenidos del flujo de carga, se determinó los nodos en los cuales los niveles de voltaje estuviesen fuera del rango permitido. Se determinan montos propuestos de compensación reactiva para elevar el nivel de tensión.

• Los elementos sobrecargados en el sistema eléctrico se muestran en los reportes que genera el programa tanto para líneas de transmisión como para transformadores.

• Dependiendo del nivel de sobrecarga en los equipos del sistema eléctrico se utilizó traslado de carga, reconfiguración del sistema y generación forzada.

• La determinación de la generación forzada se hizo en función del nivel de sobrecarga en el elemento de la red y de acuerdo a lista de mérito para despacho económico de unidades generadoras.

• En los nodos de la red de 230KV se realizaron fallas trifásicas para determinación de los niveles de corrientes de corto circuito para los períodos de demanda máxima, media y mínima.

• Para el Estudio de Máxima Transferencia de Potencia se definió un área, denominada Área “10” o Escuintla, conformada por la generación de Sidegua, Tampa, Aguacapa, PQP, Esperanza, San José y Arizona, Las Palmas, Escuintla en 230 y 138 KV, y S & S, y el resto del Sistema Nacional Interconectado conformando otra área, denominada Área “1”. Para el cálculo de la máxima transferencia de potencia por límite térmico se utilizó la actividad TLTG del PSS/E; se definieron contingencias que pueden ocurrir y que tienen un efecto directo sobre la transferencia de potencia del área en cuestión y el resto del SNI En el cálculo del límite por voltaje se uso el programa en IPLAN Vgraph, se realizaron curvas P-V y curvas Q-V en programas IPLAN del PSS/E; para esto se tomaron los nodos de la red de 230KV para monitoreo del voltaje. Se modificaron los despachos originales con la finalidad de alcanzar los valores encontrados de transferencias y se obtuvieron curvas Q-V bajo ésta condición.

• Para el análisis de restricciones de transmisión en el área Occidental se define un área denomina “11” conformada por las centrales generadoras Orzunil, Santa María, El Canadá y Monte Cristo.

• Para el análisis de restricciones de transmisión en el área de los Ingenieros Generadores se define un área denomina “14” conformada por los ingenios generadoras Pantaleón, La Unión y Madre Tierra, y la subestación Milagro.

• Se incorpora el cálculo de Factores de Pérdidas Nodales indicativos para ambas épocas calculados en e flujo AC, para los escenarios de demanda máxima, media y mínima.

• Se generaron curvas Q-V, para los escenarios de demanda máxima, media y mínima en ambas épocas para los nodos principales de la red de 230 kV, la zona central, occidental y oriental del S.N.I.

• Se agrega un análisis de contingencias para los tres escenarios en ambas épocas, de las principales líneas de transmisión, para determinar su efecto en el sistema.

• La base de datos de dinámica utilizada para los estudios de estabilidad transitoria incorpora modificaciones a los modelos de los generadores, gobernadores y a los modelos de los sistemas de regulación de excitación, de algunas de las unidades.

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• Se realizaron simulaciones de estabilidad transitoria con las unidades que participan en la regulación primaria, para Demanda máxima, media y mínima. Provocando el disparo de las centrales generadoras Las Palmas, San José, Chixoy y Enron y Esperanza. De los disparos de generación que provocaron la mayor depresión de frecuencia en cada uno de los escenarios, se procedió a analizar lo operación del EDACBF ante éstas. Para cada una de las simulaciones sé graficó el comportamiento de la frecuencia en Guatemala Sur 230KV (GSU-230).

• Se realizaron simulaciones de estabilidad transitoria para la pérdida de la mayor demanda servida y su efecto en la frecuencia. • Se realiza el análisis del SER para la pérdida de generación en Guatemala con las centrales mencionadas en el punto

anterior, se muestran las frecuencias alcanzadas y los flujos en la interconexión con El Salvador. Se hace una comparación de la diferencia en el impacto en la frecuencia al disparar Chixoy en condiciones aislada e interconectados y también de la mayor demanda.

• De los datos específicos obtenidos de unidades generadoras forzadas para cada bloque de los casos estudiados fueron trasladados para ser tomados en cuenta en el Programa Anual Estacional, con una nueva programación tomando en cuenta las restricciones de la red.

• Se agrega un análisis de pérdidas de generación en Guatemala estando interconectado el Sistema Eléctrico Regional con México.

• En las simulaciones en las que se involucra a México, se utiliza el modelo equivalente utilizado por el Ente Operador Regional –EOR- en el Estudio Anual Indicativo –EAI-.

• Los elementos de transmisión que se incoroporan en el SNI de Guatemala por el proyecto SIEPAC son los asociados a las líneas de trnamisión Aguacapa – Ahuchapán 230 kV, Guatemala Norte – Panaluya 230 kV y Panaluya – San Buena Ventura 230 kV, la transformación 230/138 kV y 230/69 kV en la Subestación Panaluya, reactor en la Subestación Panaluya.

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1. Estudios de Flujos de Carga y Corto Circuito

1.1. Estudio Septiembre 2,012

El mes de septiembre es representativo de la época lluviosa, se caracteriza porque en demanda media y mínima el componente de generación hidráulica es mayor. Al mismo tiempo los Ingenios generadores se encuentran fuera de operación. • Demanda Máxima

La demanda máxima esperada de generación será de aproximadamente 1,332.0 MW, adicional a esto se le agrega una exportación de 0.30 MW y 25.2 MW en la interconexión con El Salvado y Honduras respectivamente y 120.0 MW importados desde México; las pérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.3843 %. La demanda de potencia reactiva de la carga es menor a la de demanda media, pero el sistema de transmisión se encuentra en su máximo requerimiento de potencia activa por parte de la demanda. En ciertas áreas se encuentran generadores, los cuales se acercan al despacho máximo de potencia reactiva, entre éstos los del área occidental y los ubicados en la red de 230 kV en el área de Escuintla, agotándose así la reserva de potencia reactiva. La reserva de potencia reactiva está al límite y se está operando en un punto en el que se está haciendo uso del margen de reserva de potencia activa, ésta condición nos coloca casi en el punto de colapso de tensión.

En la red de TRELEC, dependiendo de las configuraciones que se manejen, es posible que se den sobrecargas en líneas de transmisión en su red central y en el área Escuintla dónde se encuentran localizados los ingenios generadores.

La red de 230 KV tiene tendencia al bajo voltaje, la depresión del voltaje se debe al gran requerimiento de potencia reactiva por parte de los centros de consumos y la transmisión de potencia, entre la generación y el consumo. En la red de 69 KV de TRELEC aparecen una considerable cantidad de nodos por debajo del limite de 0.95 pu del nominal; varios en la zona de Escuintla y en la línea modelo. En el área occidental se hace imprescindible la generación de las centrales Santa María, Orzunil, El Canadá, Montecristo y El Recreo.

En demanda máxima se presentan los mayores niveles de corrientes de falla, siendo el nodo de GSU-69 con el mayor nivel de falla (16.0866 kA). Aunque se tengan valores altos de falla éstos se encuentran por debajo de la capacidad de los equipos instalados.

Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.1.1.”. • Demanda Media

La demanda esperada de generación será de aproximadamente 1,102.9 MW, adicional a ésta se agrega una exportación de 35.3 MW y 33.4 en la interconexión con El Salvador y honduras respectivamente y una importación de México de 120 MW. En este período se tiene el mayor requerimiento de potencia reactiva por parte de la demanda local.

1-2

En la red 69 KV de TRELEC se tendrán varios nodos con voltaje por debajo del 0.95 pu del nominal en el área de Escuintla y en la demanda conectada en la línea modelo.

El máximo valor de la corriente de falla trifásica es de 15.2265 kA por debajo de los valores obtenidos en demanda máxima. Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.1.2.”.

• Demanda Mínima

La demanda mínima esperada de generación será apróximadamente de 847.0MW , adicional a ésta se agrega una exportación de 49.10MW y 50.80MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente con 0.0 MW de importación con México. Los niveles de tensión en la red de 230 KV se encontraran muy próximos al nominal con tendencia a estar por encima de éste; la existencia de bancos de reactores en las subestaciones Los Brillantes, La Esperanza y Guate Norte, reducen los nivel de tensión.

No se esperan sobrecargas en transformadores y líneas de transmisión. Las corrientes de falla trifásica se encuentran 14.761 kA aproximadamente por debajo de los valores obtenidos en demanda máxima.

Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.1.3.”. 1.2. Estudio Marzo2,013

El mes de marzo es representativo de la época seca, se caracteriza porque en demanda media y mínima el componente de generación térmica es mayor. Al mismo tiempo coincide con la época de zafra de los ingenios generadores. • Demanda Máxima

La demanda máxima esperada de generación será de aproximadamente 1,362.4 MW, adicional a ésta se agrega una

exportación de 0.40 MW y 22.00MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente y 120MW importados desde México; las pérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.1103%. La demanda de potencia reactiva de la carga es menor a la de demanda media, pero el sistema de transmisión se encuentra en su máximo requerimiento de potencia activa por parte de la demanda. En ciertas áreas se encuentran generadores, los cuales se acercan al despacho máximo de potencia reactiva, entre éstos los del área occidental y los ubicados en la red de 230 kV en el área de Escuintla, agotándose así la reserva de potencia reactiva. La reserva de potencia reactiva está al límite y se está operando en un punto en el que se está haciendo uso del margen de reserva de potencia activa, ésta condición nos coloca casi en el punto de colapso de tensión.

La red de 230 KV tiene tendencia al bajo voltaje con tendencia a estar muy cercanos al nivel inferior de tensión establecido en la normativa, la depresión del voltaje se debe al gran requerimiento de potencia reactiva por parte de los centros de consumos y

1-3

la transmisión de potencia, entre la generación y el consumo; lo anterior es un indicador de la necesidad de ampliaciones de transporte y compensación de potencia reactiva en la red central del SNI.

En la red de 69 KV de TRELEC aparecen una considerable cantidad de nodos por debajo del limite de 0.95 pu del nominal; algunos nodos en 13.8 KV aparecen por debajo de límite. En el área occidental se hace imprescindible la generación de las centrales Santa María, Orzunil, El Canadá, Montecristo y El Recreo.

En demanda máxima se presentan los mayores niveles de corrientes de falla, siendo el nodo de GSU-691 con el mayor nivel de falla (16.2162 kA). Aunque se tengan valores altos de falla éstos se encuentran por debajo de la capacidad de los equipos instalados.

Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.2.1.”.

• Demanda Media

La demanda esperada de generación será de aproximadamente 1,095.3MW, teniendo en cuenta una demanda esperada de exportación de 15.30MW y 21.60MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente y una importación de 120MW con México. En este período se tiene el mayor requerimiento de potencia reactiva por parte de la demanda local.

En la red 69 KV de TRELEC se tendrán varios nodos con voltaje por debajo del 0.95 pu del nominal en el área central, de Escuintla y en la línea modelo.

Las mayor corriente de falla esta en 15.2568 kA aproximadamente por debajo de los valores obtenidos en demanda máxima. Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.2.2.”.

• Demanda Mínima

La demanda esperada de generación será de aproximadamente 753.80MW y teniendo en cuenta una demanda esperada de exportación de 11.90MW y 11.90MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente. Los niveles de tensión en la red de 230 KV se encontraran muy próximos al nominal con tendencia a estar por encima de éste; la existencia de bancos de reactores en las subestaciones Los Brillantes, La Esperanza y Guate Norte, reducen los nivel de tensión. Debido al crecimiento de la demanda se tendrá una baja en la potencia reactiva absorbida a estas horas por las unidades generadoras despachadas.

No se esperan sobrecargas en transformadores y líneas de transmisión. En la red TRELEC en el área de Escuintla aparecen nodos con voltaje por debajo del límite inferior.

Las corrientes de falla trifásica se encuentran 13.2565kA aproximadamente por debajo de los valores obtenidos en demanda media. Los resultados obtenidos del estudio de flujo de carga se muestran en el anexo “D.2.3.”.

1-4

1.3. Estudio Noviembre 2,012

Para el año estacional en estudio se espera que para el mes de noviembre de 2012 se tenga la demanda máxima proyectada. • Demanda Máxima

Las condiciones esperadas para éste escenario sera una generación máxima de aproximadamente 1,410.6 MW, la demanda

de 1,469.2 MW y las pérdidas de transmisión alrededor de 61.4 MW; adicional a ésta se considera una exportación de 0.00 MW y 0.00MW en la interconexión con El Salvador y Honduras respectivamente , y 120MW importados desde México; el porcentaje de pérdidas de transmisión calculadas para este escenario son del 4.0114% sobre una generación total de 1,530.6 MW.

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2. Instalación de de Bancos de Capacitores

Sobre la base de los estudios de flujos de carga y asumiendo que la demanda conectado a los nodos en que se vincula con el

transportista cumplen con el factor de potencia de 0.9; se determinan los montos de potencia reactiva necesaria para elevar el nivel de tensión a por lo menos del 1.00 pu del nominal. 2.1. Estudio Septiembre 2,012 • Demanda Máxima

Tomando como base el estudio de demanda máxima, los montos propuestos de bancos de capacitores para los nodos con mayor tendencia a bajo voltaje son los siguientes: Tabla 2.1. Bancos de Capacitores

Nodo Nomenclatura Subestación MVAR TOTAL 0.95 pu 1.00 pu

1387 LNO-34 LA NORIA 0.30 4.80 12008 ANT-691 ANTIGUA 4.90 16.00 12048 COR-69 CORFINA 4.90 15.90 12159 SAG-69D SACOS AGRICOLAS 4.80 16.10 12162 SGA-69D SAN GASPAR 4.80 16.30 12503 ANT-13 ANTIGUA 2.00 6.10 12527 MCR-13 MONTE CRISTO 1.10 6.90

12557 SJS-13 SAN JUAN

SACATEPEQUEZ 1.60 7.00

1495 PET-69 PETEN 0.00 1.20 12038 CHA-69 CHACARA 4.70 15.50 12131 NES-69 NESTLE 4.90 16.00 12161 SGA-69 SAN GASPAR 4.80 16.30 12264 COR-691 CORFINA 4.80 15.70

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12523 LFL-13 LAS FLORES 1.60 7.60 12539 SGA-13 SAN GASPAR 1.70 11.40

La adición de bancos de capacitores no sólo mejora los niveles de tensión en la red del transportista, si no que se mejoran los niveles de tensión en la red de 230 KV del SNI; esto se demuestra en la comparación entre los casos con y sin la adición de bancos de capacitores como sigue a continuación: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 10:40 COMPARISON OF THE WORKING CASE AND THE SAVED CASE C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Bancapa\PAESEPMAX12100.sav BUSES WITH VOLTAGE DIFFERING BY MORE THAN 0.00000 PU: IN WORKING CASE IN C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Bancapa\PAESEPMAX12100.sav X------ BUS -------X VOLTAGE ANGLE VOLTAGE ANGLE DELTA VLT ANGLE 1101 [AGU-230 230] 1.03024 -21.16 1.03572 -21.06 0.00548 0.10 1102 [ALB-230 230] 1.02375 -21.68 1.03016 -21.59 0.00641 0.09 1103 [CHX-231 230] 1.03736 -14.91 1.03985 -14.85 0.00250 0.06 1105 [ENR-230 230] 1.03661 -20.30 1.04136 -20.20 0.00474 0.10 1106 [ESC-231 230] 1.02367 -21.71 1.03012 -21.61 0.00645 0.09 1107 [GES-231 230] 1.01369 -23.97 1.02102 -23.86 0.00733 0.11 1108 [GNO-231 230] 1.01434 -23.41 1.02112 -23.30 0.00677 0.11 1109 [GSU-231 230] 1.01414 -23.63 1.02143 -23.52 0.00729 0.11 1110 [LBR-231 230] 1.02573 -21.94 1.02962 -21.82 0.00390 0.12 1112 [TAM-230 230] 1.02375 -21.68 1.03016 -21.59 0.00641 0.09 1113 [ESC-138 138] 1.02563 -24.20 1.02361 -24.08 -0.00202 0.12 1114 [GSU-138 138] 0.99762 -26.63 0.99877 -26.54 0.00115 0.09 1115 [JUR-138 138] 1.01913 -24.56 1.01859 -24.46 -0.00053 0.11 1116 [SID-22 22.8] 1.00913 -24.15 1.01564 -24.02 0.00652 0.13 1117 [SJO-230 230] 1.02564 -20.52 1.03113 -20.43 0.00549 0.09 1120 [SJQ-230 230] 1.02528 -21.41 1.03133 -21.31 0.00605 0.09 1121 [ARI-230 230] 1.03170 -19.09 1.03522 -18.99 0.00352 0.10 1122 [PAL-138T 138] 1.01388 -25.03 1.01389 -24.93 0.00001 0.10 1123 [PAL-138 138] 1.01388 -25.03 1.01389 -24.93 0.00001 0.10 1125 [MOY-231 230] 1.02757 -24.07 1.03332 -23.95 0.00575 0.11 1126 [MOY-230 230] 1.02727 -24.10 1.03302 -23.98 0.00575 0.11 1128 [LBR-400 400] 1.00623 -15.28 1.00698 -15.20 0.00075 0.09 1129 [MOY-232 230] 1.02702 -24.09 1.03281 -23.98 0.00579 0.11 1131 [ORT-138 138] 1.01663 -24.70 1.01665 -24.60 0.00001 0.10 1132 [SIQ-230 230] 1.02574 -21.77 1.03176 -21.67 0.00603 0.10 1141 [CHX-233 230] 1.03644 -15.32 1.03912 -15.26 0.00268 0.06 1151 [ESC-691 69.0] 1.01297 -26.50 1.01569 -26.44 0.00271 0.06 1152 [GNO-691 69.0] 1.01374 -28.56 1.00492 -28.53 -0.00882 0.03 1153 [GNO-692 69.0] 1.01374 -28.56 1.00492 -28.53 -0.00882 0.03 1154 [GSU-691 69.0] 1.01869 -28.95 1.02144 -28.84 0.00276 0.11 1155 [GES-69 69.0] 1.00563 -29.18 1.01757 -28.97 0.01194 0.21 1156 [GSU-692 69.0] 1.01869 -28.95 1.02144 -28.84 0.00276 0.11

2-3

1159 [GST-69 69.0] 1.01533 -29.38 1.01822 -29.26 0.00289 0.11 1160 [LPA-230 230] 1.02367 -21.71 1.03012 -21.61 0.00645 0.09 1161 [LPA-231 230] 1.02367 -21.71 1.03012 -21.61 0.00645 0.09 1162 [LPA-232 230] 1.02367 -21.71 1.03012 -21.61 0.00645 0.09 1163 [GIS-69D 69.0] 1.01720 -29.14 1.01992 -29.03 0.00272 0.11 1444 [TIC-231 230] 1.02771 -18.15 1.03175 -18.08 0.00404 0.07 1447 [TIC-69 69.0] 1.01449 -16.95 1.01704 -16.91 0.00255 0.05 1448 [TIC-232 230] 1.02771 -18.15 1.03175 -18.08 0.00404 0.07 1520 [HUE-13T ] 1.03733 -34.90 1.04182 -34.68 0.00449 0.21 1710 [PAN-230 230] 1.04345 -26.11 1.05303 -25.98 0.00959 0.13 1823 [PVI-230 230] 1.03776 -14.78 1.04015 -14.72 0.00239 0.06 1845 [USP-230 230] 1.03774 -14.82 1.04015 -14.76 0.00241 0.06

Al mismo tiempo las pérdidas de transmisión pasan a ser de 58.0 MW con la adición de bancos de capacitores comparadas con el caso base, en el cual las pérdidas eran de 58.4 MW; esto representa un incremento de pérdidas de 0.4 MW en la hora de demanda máxima. 2.2. Estudio Marzo 2,013 • Demanda Máxima

Tomando como base el estudio de demanda máxima, los montos propuestos de bancos de capacitores para los nodos con mayor tendencia a bajo voltaje son los siguientes: Tabla 2.2. Bancos de Capacitores

Nodo Nomenclatura Subestación MVAR TOTAL 0.95 pu 1.00 pu

1495 PET-69 PETEN 0.50 1.70 12038 CHA-69 CHACARA 3.50 14.50 12131 NES-69 NESTLE 3.60 15.00 12161 SGA-69 SAN GASPAR 3.50 15.30 12264 COR-691 CORFINA 3.50 14.7 12523 LFL-13 LAS FLORES 2.1 8.1 12532 NOR-13 NORTE 1.00 7.2

12557 SJS-13 SAN JUAN

SACATEPEQUEZ 2.1 7.5

12008 ANT-691 ANTIGUA 3.6 15.1

2-4

12048 COR-69 CORFINA 3.6 14.9 12159 SAG-69 SACOS AGRICOLAS 3.4 15.2 12162 SGA-69D SAN GASPAR 3.4 15.4 12503 ANT-13 ANTIGUA 1.3 5.6 12527 MCR-13 MONTE CRISTO 0.5 6.2 12539 SGA-13 SAN GASPAR 0.1 9.9

A continuación se observa el mejoramiento de los voltajes al adicionar capacitores en los puntos con problemas de voltaje, esto se ve reflejado en la red 230 KV. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 10:42 COMPARISON OF THE WORKING CASE AND THE SAVED CASE C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Bancapa\PAEMARMAX13100.sav BUSES WITH VOLTAGE DIFFERING BY MORE THAN 0.00000 PU: IN WORKING CASE IN C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Bancapa\PAEMARMAX13100.sav X------ BUS -------X VOLTAGE ANGLE VOLTAGE ANGLE DELTA VLT ANGLE 1101 [AGU-230 230] 1.02209 -17.24 1.02811 -17.16 0.00601 0.08 1102 [ALB-230 230] 1.01968 -16.99 1.02571 -16.91 0.00603 0.08 1103 [CHX-231 230] 1.03414 -14.99 1.03818 -14.92 0.00403 0.07 1105 [ENR-230 230] 1.03918 -14.75 1.04282 -14.67 0.00364 0.08 1106 [ESC-231 230] 1.01957 -17.01 1.02564 -16.94 0.00607 0.08 1107 [GES-231 230] 1.00319 -20.80 1.01207 -20.70 0.00888 0.10 1108 [GNO-231 230] 1.00456 -20.72 1.01332 -20.62 0.00876 0.10 1109 [GSU-231 230] 1.00508 -20.15 1.01357 -20.05 0.00848 0.10 1110 [LBR-231 230] 1.02631 -17.41 1.02929 -17.30 0.00298 0.11 1112 [TAM-230 230] 1.01968 -16.99 1.02571 -16.91 0.00603 0.08 1113 [ESC-138 138] 1.02328 -20.43 1.02768 -20.33 0.00440 0.10 1114 [GSU-138 138] 0.99522 -23.27 0.99936 -23.16 0.00414 0.12 1115 [JUR-138 138] 1.01695 -21.01 1.02062 -20.90 0.00367 0.11 1116 [SID-22 22.8] 1.00499 -19.47 1.01112 -19.37 0.00613 0.11 1117 [SJO-230 230] 1.02215 -15.82 1.02732 -15.75 0.00517 0.07 1120 [SJQ-230 230] 1.02071 -16.84 1.02654 -16.76 0.00583 0.08 1121 [ARI-230 230] 1.02903 -14.55 1.03241 -14.47 0.00339 0.08 1122 [PAL-138T 138] 1.01157 -21.58 1.01523 -21.47 0.00365 0.11 1123 [PAL-138 138] 1.01157 -21.58 1.01523 -21.47 0.00365 0.11 1125 [MOY-231 230] 1.01812 -20.74 1.02570 -20.63 0.00758 0.11 1126 [MOY-230 230] 1.01781 -20.77 1.02540 -20.67 0.00760 0.11 1128 [LBR-400 400] 1.00634 -10.76 1.00691 -10.67 0.00058 0.09 1129 [MOY-232 230] 1.01753 -20.78 1.02516 -20.67 0.00763 0.11 1131 [ORT-138 138] 1.01428 -21.32 1.01765 -21.20 0.00337 0.12 1132 [SIQ-230 230] 1.02256 -16.66 1.02787 -16.58 0.00531 0.08 1141 [CHX-233 230] 1.03320 -15.32 1.03748 -15.25 0.00428 0.07

2-5

1151 [ESC-691 69.0] 1.01742 -16.85 1.01644 -16.77 -0.00097 0.08 1152 [GNO-691 69.0] 1.00717 -26.01 1.01895 -25.81 0.01178 0.20 1153 [GNO-692 69.0] 1.00717 -26.01 1.01895 -25.81 0.01178 0.20 1154 [GSU-691 69.0] 1.01700 -25.75 1.02184 -25.62 0.00483 0.13 1155 [GES-69 69.0] 1.01256 -26.01 1.01016 -25.96 -0.00240 0.05 1156 [GSU-692 69.0] 1.01700 -25.75 1.02184 -25.62 0.00483 0.13 1159 [GST-69 69.0] 1.01388 -26.11 1.01869 -25.98 0.00482 0.13 1160 [LPA-230 230] 1.01957 -17.01 1.02564 -16.94 0.00607 0.08 1161 [LPA-231 230] 1.01957 -17.01 1.02564 -16.94 0.00607 0.08 1162 [LPA-232 230] 1.01957 -17.01 1.02564 -16.94 0.00607 0.08 1163 [GIS-69D 69.0] 1.01550 -25.94 1.02027 -25.81 0.00477 0.13 1444 [TIC-231 230] 1.02376 -17.35 1.02963 -17.27 0.00587 0.08 1447 [TIC-69 69.0] 1.01915 -17.73 1.02428 -17.64 0.00513 0.09 1448 [TIC-232 230] 1.02376 -17.35 1.02963 -17.27 0.00587 0.08 1520 [HUE-13T ] 1.03586 -31.67 1.03957 -31.48 0.00371 0.19 1710 [PAN-230 230] 1.03673 -23.50 1.04927 -23.35 0.01253 0.15 1823 [PVI-230 230] 1.03457 -15.08 1.03860 -15.01 0.00403 0.07 1845 [USP-230 230] 1.03454 -15.10 1.03859 -15.02 0.00405 0.07

Al mismo tiempo las pérdidas de transmisión pasan a ser de 55.6 MW en el caso con la adición de bancos de capacitores comparadas con el caso base, en el cual las pérdidas eran de 56.0 MW; esto representa un incremento de pérdidas de 0.4 MW en la hora de demanda máxima.

3-1

3. Estudio de Máxima Transferencia de Potencia en Estado Estable Para la realización de los estudios de máxima transferencia de potencia se define un área “10” conformada por los siguientes nodos del SNI: Tabla. 3.1. Área “10” Escuintla.

1101 AGU-230 1116 SID-22 1504 ESC-T2 1620 ESC-G4 1634 TAM-G2 1102 ALB-230 117 SJO-230 1606 AGU-H1 1621 ENR-B3 1648 LPA-B 1105 ENR-230 1118 AGU-13 1607 AGU-H2 1622 S&S-D 1651 SJO-C 1106 ESC-231 1120 SJQ-230 1608 AGU-H3 1623 ENR-B3B 1631 ENR-B2 1111 SID-230 1121 ARI-230 1617 ESC-V2 1630 ENR-B1 1659 ARI-O1 1112 TAM-230 1151 ESC-691 1618 ESC-G25 1632 SID-B 1660 ARI-O2 1113 ESC-138 1502 ESC-T1 1619 ESC-G3 1633 TAM-G1 1661 ARI-O3

3.1. Estudio por límite de Voltaje (N-0)

Como un primer paso se calculan la máximas transferencia de potencia entre el área “10” Escuintla y el resto del SNI utilizando el programa Vgraph en IPLAN, a continuación de muestran las gráficas obtenidas.

3-2

Gráfica 3.1.1. Demanda Máxima Septiembre 2012.

3-3

Gráfica 3.1.2. Demanda Media Septiembre 2012.

3-4

Gráfica 3.1.3. Demanda Máxima Marzo 2,013.

3-5

Gráfica 3.1.4. Demanda Media Marzo 2,013.

3-6

A continuación se resumen en una tabla los valores máximos obtenidos de transferencia: Tabla.3.2. Máximas Transferencias de Potencia por límite de voltaje Vgraph.

MW / V-P Vgraph Período de Demanda Septiembre 2012 Marzo 2,013

Máxima 938.50 910.60 Media 780.30 745.80

De las gráficas obtenidas se puede observar, que el valor máximo de transferencia de potencia en la curva P-V, se encuentra en un punto crítico es decir tendencia a colapso de voltaje; por lo que es necesario aplicar a éste valor encontrado un margen de reserva. De los resultados obtenidos se procederá a modificar los despachos de generación en los estudios de flujos de carga respectivos, con el fin de determinar si estos valores pueden ser realmente alcanzados por la diferencia de aporte de potencia reactiva de las unidades generadoras en ambos sistemas en estudio (3.1.1 y 3.1.2.).

3-7

3.1.1. Septiembre 2,012 3.1.1.1. Caso de Demanda Máxima:

A continuación se muestra el resultado de modificar el despacho de generación:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 20 2012 7:37 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 401.7 1368.0 0.0 0.0 0.0 -999.3 59.8 0.0 GUATEMAL 47.4 235.0 -223.5 60.3 363.9 -112.6 460.1 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.7 0.7 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 31.5 26.2 5.3 3 0.0 25.0 0.0 0.0 0.0 -25.2 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 5.0 0.0 0.0 41.6 35.0 1.6 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8098.1 8064.5 0.0 0.0 0.0 33.5 0.0 10 938.5 0.0 0.0 0.0 0.0 905.3 6.4 0.0 ESCUINTL 158.0 0.0 0.0 0.0 25.0 17.8 157.2 TOTALS 36360.2 36293.0 0.0 0.0 0.0 0.0 67.2 0.0 8303.5 8304.5 -223.5 60.3 462.0 0.0 624.1

El alcanzar el 938.5 MW de generación en el área “10” Escuintla, asume que las unidades que quedan despachadas en el área “1” pueden alcanzar su máximo teórico de potencia reactiva entregada al sistema, sin tomar en cuenta las restricciones operativas con que las centrales cuentan y que limitan significativamente su aporte de potencia reactiva. Por otro lado se incrementa la capacidad real instalada en el área “10” con el fin de encontrar el máximo valor que se pueda exportar desde esa área y adicionalmente requiere reducir generación hidráulica para poder encontrar el balance de generación entre ambas zonas. Ésta condición pondría al sistema en un alto riesgo de colapso de voltaje.

Bajo ésta condición de operación los nodos de la red de 230 KV con menor voltaje son GES-230, GSU-230 y MOY-230, respectivamente. La zona más afectada con ésta condición de operación es la zona occidental. Por otro lado esto causa una seria depresión en el voltaje de la red de TRELEC con niveles de tensión por debajo del 0.90 pu. La reserva de potencia reactiva que queda en el sistema será verificada con las curvas Q-V de una sección posterior.

3-8

3.1.1.2. Caso de Demanda Media:

A continuación se muestra el resultado de modificar el despacho de generación: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 20 2012 7:39 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 323.0 1107.5 0.0 0.0 0.0 -790.6 40.4 0.0 GUATEMAL 48.3 300.1 -139.6 60.4 360.1 -130.2 317.7 2 0.0 35.0 0.0 0.0 0.0 -35.7 0.7 0.0 SALVADOR 0.0 5.0 0.0 0.0 30.8 20.3 5.5 3 0.0 33.0 0.0 0.0 0.0 -33.4 0.4 0.0 HONDURAS 0.0 8.0 0.0 0.0 38.6 28.2 2.4 8 32870.2 32750.2 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8889.5 8859.5 0.0 0.0 0.0 30.0 0.0 10 780.3 0.0 0.0 0.0 0.0 739.7 6.4 0.0 ESCUINTL 143.2 0.0 0.0 0.0 24.8 51.6 116.4 TOTALS 33973.5 33925.7 0.0 0.0 0.0 0.0 47.8 0.0 9081.1 9172.6 -139.6 60.4 454.3 0.0 441.9

La máxima generación que se alcanza en demanda media es de 780.30 MW, manteniendo la generación en el área oriental de Central Generadora Progreso. Al igual que en el caso de demanda máxima se asume que las unidades despachas en las dos áreas pueden entregar toda la potencia reactiva teórica de sus unidades sin ningún tipo de restricción operativa que la limite. Hay que mencionar que se producen algunas depresiones del voltaje por debajo del 0.95 pu del nominal en la red de 230 kV, en la zona occidental, oriental y en la zona central del Sistema. La reserva de potencia reactiva que queda en el sistema será verificada con las curvas Q-V de una sección posterior.

3-9

3.1.2. Marzo 2,013 3.1.2.1. Caso de Demanda Máxima:

A continuación se muestra el resultado de modificar el despacho de generación: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 20 2012 8:04 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 462.9 1403.9 0.0 0.0 0.0 -972.7 58.5 0.0 GUATEMAL 74.3 235.0 -171.3 60.5 361.3 -118.5 437.9 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -1.0 1.0 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 30.7 23.6 7.1 3 0.0 21.8 0.0 0.0 0.0 -22.0 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 3.5 0.0 0.0 41.1 36.2 1.4 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8089.6 8064.5 0.0 0.0 0.0 25.1 0.0 10 910.6 0.0 0.0 0.0 0.0 875.7 8.0 0.0 ESCUINTL 161.5 0.0 0.0 0.0 24.8 33.6 144.8 TOTALS 36393.4 36325.7 0.0 0.0 0.0 0.0 67.7 0.0 8325.4 8303.0 -171.3 60.5 457.9 0.0 591.1

El alcanzar 910.60 MW de generación en el área “10” Escuintla, asume que las unidades que quedan despachadas en el área “1” pueden alcanzar su máximo teórico de potencia reactiva entregada al sistema, sin tomar en cuenta las restricciones operativas con que las centrales cuentan y que limitan significativamente su aporte de potencia reactiva. Por otro lado se incrementa la capacidad real instalada en el área “10” con el fin de encontrar el máximo valor que se pueda exportar desde esa área. Ésta condición pondría al sistema en un alto riesgo de colapso de voltaje.

Bajo ésta condición de operación los nodos de la red de 230 KV con menor voltaje son GES-230, MOY-230 y GNO-230, respectivamente. El área oriental y occidental del sistema esta por alcanzar el colapso de voltaje. Por otro lado esto causa una seria depresión en el voltaje de la red central con niveles de tensión por debajo del 0.95 pu. La reserva de potencia reactiva que queda en el sistema será verificada con las curvas Q-V de una sección posterior.

3-10

3.1.2.2. Caso de Demanda Media: A continuación se muestra el resultado de modificar el despacho de generación:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 20 2012 7:46 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 352.9 1135.6 0.0 0.0 0.0 -787.6 39.2 0.0 GUATEMAL 38.5 300.1 -141.7 60.5 363.3 -120.6 303.5 2 0.0 15.0 0.0 0.0 0.0 -15.7 0.7 0.0 SALVADOR 0.0 3.5 0.0 0.0 31.0 22.2 5.3 3 0.0 21.4 0.0 0.0 0.0 -21.6 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 4.5 0.0 0.0 41.1 35.2 1.3 8 32870.2 32750.2 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8884.8 8859.5 0.0 0.0 0.0 25.3 0.0 10 745.8 0.0 0.0 0.0 0.0 704.8 6.7 0.0 ESCUINTL 117.2 0.0 0.0 0.0 24.9 37.9 104.2 TOTALS 33969.0 33922.1 0.0 0.0 0.0 0.0 46.8 0.0 9040.4 9167.6 -141.7 60.5 460.3 0.0 414.3

La máxima generación que se alcanza en demanda media es de 745.80 MW, manteniendo la generación en el área oriental de Genor y Central Generadora Progreso. Alcanzar ese valor de generación significa que los nodos de GES-230, GNO-230 y MOY-230 caigan por debajo del límite inferior establecido en la normativa.

Al igual que en el caso de demanda máxima se asume que las unidades despachas en las dos áreas pueden entregar toda la potencia reactiva teórica de sus unidades sin ningún tipo de restricción operativa que la limite. Hay que mencionar que se producen algunas depresiones del voltaje por debajo del 0.95 pu del nominal en la red central y parte de la región Oriental. La reserva de potencia reactiva que queda en el sistema será verificada con las curvas Q-V de una sección posterior.

3-11

3.1.3. Resumen

Agrupando los resultados de despachos modificados de los casos originales obtenidos, se muestra la siguiente tabla: Tabla.3.3. Máximas Transferencias de Potencia modificando el de despacho de generación del Flujo de Carga

MW Período de Demanda Septiembre 2012 Marzo 2,013

Máxima 938.50 910.60 Media 780.30 745.80

3.2. Curvas Q-V

Con las curvas Q-V se verifica el nivel de tensión en el cual ocurre el colapso de voltaje y sí existe reserva de potencia reactiva en los nodos en estudio.

3.2.1. Septiembre 2,012

En el caso base se encuentra el punto de quiebre de la curva y los montos de reserva de potencia reactiva, al mismo tiempo se identifican los nodos que alcanzan primero el colapso. Con el despacho modificado se verifica el punto de operación bajo éstas condiciones sobre la curva del caso base y se encuentra el valor de reserva que queda bajo éstas condiciones.

3-12

3.2.1.1. Caso de Demanda Máxima: Gráfica 3.2.1. Q – V, Caso Base

3-13

Gráfica 3.2.2. Q – V, Despacho Modificado

3-14

3.2.1.2. Caso de Demanda Media: Gráfica 3.2.3. Q – V, Caso Base

3-15


3-16

3.2.1.3. Resumen:

La tabla que se muestra a continuación resume los resultados obtenidos en las simulaciones para demanda máxima y media. La reserva indicada es sin ningún tipo de restricción por parte del generador para poder entregar su potencia reactiva. Tabla 3.4. Niveles de tensión de colapso y Reserva de Potencia Reactiva.

Septiembre 2012 Caso Base Despacho Modificado

Demanda Nodo Voltaje (pu) Colapso

Reserva (MVAR)

Voltaje (pu) Colapso

Reserva (MVAR)

Máxima

GES-231 0.860 287.90 0.930 NC ALB-230 0.900 301.30 0.950 226.00 ESC-231 0.900 301.40 0.950 226.20 GNO-231 0.870 296.40 0.940 NC GSU-231 0.880 290.60 0.940 NC

Media

GES-231 0.870 183.70 0.940 NC ALB-230 0.880 197.20 0.960 239.70 ESC-231 0.880 197.30 0.960 239.70 GNO-231 0.880 189.60 0.940 NC GSU-231 0.870 185.90 0.940 NC

De los resultados mostrados se puede evidenciar que la modificación de despacho (aumento de transmisión del área “10” Escuintla), provoca una reducción en la reserva de potencia reactiva en los nodos descritos. Hay que mencionar que el análisis se realiza en función de la red de 230 kV; pero en el caso de demanda media se evidencia en los flujos de carga que el área Oriental y Occidental del sistema llega a un colapso de voltaje con los despachos presentados en el caso con el despacho modificado, siendo éste el que establece el mínimo número de máquinas o de soporte de potencia reactiva en esa región y la máxima generación que puede se despachada en el área “10” Escuintla.

Para establecer un límite adecuado se analiza en estado estable la pérdida de la línea de transmisión entre Escuintla y

Guatemala Sur el circuito 2; como una falla probable, aplicada al caso de demanda máxima con un 20% de reserva de potencia activa en el área “10” Escuintla en el caso con el despacho modificado, quedando éste como se muestra a continuación:

3-17

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 20 2012 10:44 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 583.5 1368.0 0.0 0.0 0.0 -814.1 56.4 0.0 GUATEMAL 23.0 235.0 -227.6 60.6 368.6 -109.1 440.6 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.6 0.6 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 32.0 27.9 4.1 3 0.0 25.0 0.0 0.0 0.0 -25.2 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 5.0 0.0 0.0 42.5 35.9 1.6 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8086.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 21.5 0.0 10 750.8 0.0 0.0 0.0 0.0 719.9 4.0 0.0 ESCUINTL 109.1 0.0 0.0 0.0 25.3 23.7 102.7 TOTALS 36354.3 36293.0 0.0 0.0 0.0 0.0 61.2 0.0 8218.1 8304.5 -227.6 60.6 468.4 0.0 549.0

Bajo éste despacho los niveles de tensión en la red troncal quedan de la siguiente forma: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 20 2012 11:53 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 BUS DATA DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA BUS# NAME BSKV CODE LOADS VOLT ANGLE S H U N T AREA ZONE OWNER 1101 AGU-230 230.00 1 0 235.52 -18.4 0.0 0.0 10 1 8 1102 ALB-230 230.00 1 0 233.96 -18.7 0.0 0.0 10 1 1 1103 CHX-231 230.00 1 1 237.79 -14.9 0.0 0.0 1 1 8 1105 ENR-230 230.00 1 1 239.11 -15.6 0.0 0.0 10 1 6 1106 ESC-231 230.00 1 0 233.92 -18.8 0.0 0.0 10 1 1 1107 GES-231 230.00 1 0 230.71 -22.6 0.0 0.0 1 1 1 1108 GNO-231 230.00 1 0 231.06 -22.4 0.0 0.0 1 1 1 1109 GSU-231 230.00 1 0 230.66 -22.0 0.0 0.0 1 1 1 1110 LBR-231 230.00 1 0 234.64 -20.5 0.0 0.0 1 1 1 1112 TAM-230 230.00 1 1 234.01 -18.7 0.0 0.0 10 1 6 1113 ESC-138 138.00 1 0 141.13 -22.9 0.0 0.0 10 1 1 1114 GSU-138 138.00 1 0 136.49 -26.4 0.0 0.0 1 1 1 1115 JUR-138 138.00 1 1 139.27 -24.3 0.0 0.0 1 1 8 1116 SID-22 22.800 1 2 22.913 -16.8 0.0 0.0 10 1 9 1117 SJO-230 230.00 1 1 234.61 -17.6 0.0 0.0 10 1 6 1120 SJQ-230 230.00 1 0 234.37 -18.5 0.0 0.0 10 1 10 1121 ARI-230 230.00 1 0 236.50 -16.0 0.0 0.0 10 1 10

3-18

1122 PAL-138T138.00 1 0 138.66 -24.8 0.0 0.0 1 1 1 1123 PAL-138 138.00 1 0 138.66 -24.8 0.0 0.0 1 1 1 1125 MOY-231 230.00 1 0 234.04 -22.5 0.0 0.0 1 1 1 1126 MOY-230 230.00 1 0 233.96 -22.5 0.0 0.0 1 1 1 1128 LBR-400 400.00 1 0 402.06 -13.8 0.0 0.0 1 1 1 1129 MOY-232 230.00 1 0 233.90 -22.5 0.0 0.0 1 1 1 1131 ORT-138 138.00 1 0 139.14 -24.5 0.0 0.0 1 1 1 1132 SIQ-230 230.00 1 0 234.42 -19.1 0.0 0.0 1 1 6 1141 CHX-233 230.00 1 0 237.52 -15.3 0.0 0.0 1 1 1 1151 ESC-691 69.000 1 0 69.341 -23.1 0.0 0.0 10 1 1 1152 GNO-691 69.000 1 0 69.277 -27.8 0.0 0.0 1 1 1 1153 GNO-692 69.000 1 0 69.277 -27.8 0.0 0.0 1 1 1 1154 GSU-691 69.000 1 0 69.751 -28.8 0.0 0.0 1 1 1 1155 GES-69 69.000 1 0 69.738 -27.7 0.0 0.0 1 1 1 1156 GSU-692 69.000 1 0 69.751 -28.8 0.0 0.0 1 1 1 1159 GST-69 69.000 1 0 69.516 -29.2 0.0 0.0 1 1 1 1160 LPA-230 230.00 1 0 233.92 -18.8 0.0 0.0 10 1 1 1161 LPA-231 230.00 1 0 233.92 -18.8 0.0 0.0 10 1 1 1162 LPA-232 230.00 1 0 233.92 -18.8 0.0 0.0 10 1 1 1163 GIS-69D 69.000 1 0 69.613 -29.0 0.0 0.0 1 1 1 1444 TIC-231 230.00 1 0 235.07 -18.1 0.0 0.0 1 1 1 1447 TIC-69 69.000 1 0 70.291 -20.3 0.0 0.0 1 1 1 1448 TIC-232 230.00 1 0 235.07 -18.1 0.0 0.0 1 1 1 1520 HUE-13T 1 0 1.0313 -34.3 0.0 0.0 1 1 1 1710 PAN-230 230.00 1 0 237.08 -26.2 0.0 0.0 1 1 1 1823 PVI-230 230.00 1 0 237.91 -14.8 0.0 0.0 1 1 1 1845 USP-230 230.00 1 0 237.90 -14.8 0.0 0.0 1 1 1 PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 07 2011 12:08 PROGRAMACIËN ANUAL ESTACIONAL, MAYO 11 - ABRIL 12 BUS DATA DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA BUS# NAME BSKV CODE LOADS VOLT ANGLE S H U N T AREA ZONE OWNER 1101 AGU-230 230.00 1 0 230.57 -5.4 0.0 0.0 10 1 8 1102 ALB-230 230.00 1 0 228.70 -6.4 0.0 0.0 10 1 1 1103 CHX-231 230.00 1 1 231.58 -5.5 0.0 0.0 1 1 8 1105 ENR-230 230.00 1 1 237.61 -1.1 0.0 0.0 10 1 6 1106 ESC-231 230.00 1 0 228.63 -6.5 0.0 0.0 10 1 1 1107 GES-231 230.00 1 0 220.52 -11.6 0.0 0.0 1 1 1 1108 GNO-231 230.00 1 0 220.55 -11.4 0.0 0.0 1 1 1 1109 GSU-231 230.00 1 0 222.06 -10.6 0.0 0.0 1 1 1 1110 LBR-231 230.00 1 0 230.67 -8.6 0.0 0.0 1 1 1 1112 TAM-230 230.00 1 1 228.70 -6.4 0.0 0.0 10 1 6 1113 ESC-138 138.00 1 0 141.69 -10.1 0.0 0.0 10 1 1 1114 GSU-138 138.00 1 0 138.00 -12.0 0.0 0.0 1 1 1 1115 JUR-138 138.00 1 1 140.84 -10.2 0.0 0.0 1 1 8 1116 SID-22 22.800 1 2 22.578 -1.8 0.0 0.0 10 1 9 1117 SJO-230 230.00 1 1 230.11 -5.2 0.0 0.0 10 1 6 1120 SJQ-230 230.00 1 0 229.33 -6.1 0.0 0.0 10 1 10 1121 ARI-230 230.00 1 0 233.59 -3.5 0.0 0.0 10 1 10

3-19

1122 PAL-138T138.00 1 0 140.15 -10.6 0.0 0.0 1 1 1 1123 PAL-138 138.00 1 0 140.15 -10.6 0.0 0.0 1 1 1 1125 MOY-231 230.00 1 0 219.45 -13.5 0.0 0.0 1 1 1 1126 MOY-230 230.00 1 0 219.42 -13.5 0.0 0.0 1 1 1 1128 LBR-400 400.00 1 0 400.73 -1.8 0.0 0.0 1 1 1 1129 MOY-232 230.00 1 0 219.48 -13.4 0.0 0.0 1 1 1 1131 ORT-138 138.00 1 0 140.51 -10.3 0.0 0.0 1 1 1 1132 SIQ-230 230.00 1 0 229.34 -6.9 0.0 0.0 1 1 6 1151 ESC-691 69.000 1 0 70.016 -11.7 0.0 0.0 10 1 1 1152 GNO-691 69.000 1 0 69.189 -17.5 0.0 0.0 1 1 1 1153 GNO-692 69.000 1 0 69.189 -17.5 0.0 0.0 1 1 1 1154 GSU-691 69.000 1 0 70.405 -14.1 0.0 0.0 1 1 1 1155 GES-69 69.000 1 0 69.972 -17.1 0.0 0.0 1 1 1 1156 GSU-692 69.000 1 0 70.405 -14.1 0.0 0.0 1 1 1 1159 GST-69 69.000 1 0 70.200 -14.4 0.0 0.0 1 1 1 1444 TIC-231 230.00 1 0 226.92 -8.0 0.0 0.0 1 1 1 1447 TIC-69 69.000 1 0 69.981 -9.7 0.0 0.0 1 1 1 1448 TIC-232 230.00 1 0 226.92 -8.0 0.0 0.0 1 1 1 1520 HUE-13T 1 0 0.9835 -24.9 0.0 0.0 1 1 1 1720 SYX-13 13.800 1 1 13.316 -29.8 0.0 0.0 1 1 1 14319 THP-400 400.00 2 2 408.00 -0.2 0.0 0.0 8 1 51

GES-230, no viola el criterio de ± 10 % del nivel de tensión ante contingencia, con este margen del 20% los niveles de tensión quedan dentro del rango del ± 5%.

Las gráficas que se muestran a continuación muestran la comparación de la reserva de potencia reactiva en los nodos de GES-230 y ALB-230 (Escuintla II), para los distintos casos analizados de transferencia de potencia reactiva. La letra “F” significa la aplicación de falla al despacho indicado y “DM” es el caso base con el despacho modificado con el fin de alcanzar el límite inferior de la reserva de potencia reactiva.

3-20

Gráfica 3.2.5. Q – V, Comparación de curvas en el nodo GES-230

3-21

Gráfica 3.2.6. Q – V, Comparación de curvas en el nodo ALB-230

3-22

De los resultados obtenidos para distintos valores de porcentaje de reservas, se tiene que el valor recomendable es mantener una reserva de 20%.

En función de lo mencionado anteriormente para Septiembre de 2,012, los resultados son: Tabla.3.5. Máximas Transferencias de potencia con reserva

MW Período de Demanda Septiembre 2012

Máxima 750.80 Media 624.24

3.2.2. Marzo 2,013

En el caso base se encuentra el punto de quiebre de la curva y los montos de reserva de potencia reactiva, al mismo tiempo se identifican los nodos que alcanzan primero el colapso. Con el despacho modificado se verifica el punto de operación bajo éstas condiciones sobre la curva del caso base y se encuentra el valor de reserva que queda en bajo éstas condiciones.

3-23

3.2.2.1. Caso de Demanda Máxima:

Gráfica 3.2.7. Q – V, Caso Base

3-24


3-25

3.2.2.2. Caso de Demanda Media: Gráfica 3.2.9. Q – V, Caso Base

3-26


3-27

3.2.2.3. Resumen: Tabla 3.6. Niveles de tensión de colapso y Reserva de Potencia Reactiva.

Marzo 2,013 Caso Base Despacho Modificado

Demanda Nodo Voltaje (pu) Colapso

Reserva (MVAR)

Voltaje (pu) Colapso

Reserva (MVAR)

Máxima

GES-231 0.840 317.60 0.870 209.70 ALB-230 0.890 379.70 0.930 258.70 ESC-231 0.890 379.90 0.930 259.10 GNO-231 0.840 315.20 0.880 NC GSU-231 0.860 333.00 0.880 NC

Media

GES-231 0.860 249.80 0.850 223.60 ALB-230 0.880 296.00 0.930 303.00 ESC-231 0.880 296.20 0.930 302.50 GNO-231 0.860 249.40 0.850 216.50 GSU-231 0.860 260.90 0.870 238.10

De los resultados mostrados se puede evidenciar que la modificación de despacho (aumento de transmisión del área “10”

Escuintla), provoca una reducción en la reserva de potencia reactiva en los nodos descritos. Hay que mencionar que el análisis se realiza en función de la red de 230 KV; pero en el caso de demanda media se evidencia en los flujos de carga que el área Oriental del sistema llega a un colapso de voltaje con los despachos presentados en el caso con el despacho modificado, siendo éste el que establece el mínimo número de máquinas o de soporte de potencia reactiva en esa región y la máxima generación que puede se despachada en el área “10” Escuintla. Los resultados muestran una drástica reducción de la reserva de potencia reactiva en el punto de quiebre, en comparación con los valores obtenidos para el año estacional anterior.

Para establecer un límite adecuado se analiza en estado estable la pérdida de la línea de transmisión entre Escuintla y

Guatemala Sur el circuito 2; como una falla probable, aplicada al caso de demanda máxima con un 20% de reserva en el caso con el despacho modificado, quedando éste como se muestra a continuación:

3-28

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 07 2011 14:34 PROGRAMACIËN ANUAL ESTACIONAL, MAYO 11 - ABRIL 12 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 647.8 1455.8 0.0 0.0 0.0 -876.1 68.2 0.0 GUATEMAL 116.2 237.5 -199.2 60.3 325.4 -126.6 469.6 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 8.7 8.7 0.0 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8098.7 8064.5 0.0 0.0 0.0 34.2 0.0 10 763.0 0.0 0.0 0.0 0.0 756.1 6.9 0.0 ESCUINTL 184.2 0.0 0.0 0.0 24.8 83.7 125.3 TOTALS 36430.8 36355.8 0.0 0.0 0.0 0.0 75.1 0.0 8399.0 8302.0 -199.2 60.3 358.9 0.0 594.9

Bajo éste despacho los niveles de tensión en la red troncal quedan de la siguiente forma:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 07 2011 14:35 PROGRAMACIËN ANUAL ESTACIONAL, MAYO 11 - ABRIL 12 BUS DATA DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA BUS# NAME BSKV CODE LOADS VOLT ANGLE S H U N T AREA ZONE OWNER 1101 AGU-230 230.00 1 0 232.83 -4.0 0.0 0.0 10 1 8 1102 ALB-230 230.00 1 0 231.06 -5.1 0.0 0.0 10 1 1 1103 CHX-231 230.00 1 1 233.62 -5.2 0.0 0.0 1 1 8 1105 ENR-230 230.00 1 1 238.80 -0.5 0.0 0.0 10 1 6 1106 ESC-231 230.00 1 0 231.00 -5.1 0.0 0.0 10 1 1 1107 GES-231 230.00 1 0 223.87 -10.4 0.0 0.0 1 1 1 1108 GNO-231 230.00 1 0 223.97 -10.3 0.0 0.0 1 1 1 1109 GSU-231 230.00 1 0 225.33 -9.3 0.0 0.0 1 1 1 1110 LBR-231 230.00 1 0 231.09 -9.4 0.0 0.0 1 1 1 1112 TAM-230 230.00 1 1 231.06 -5.1 0.0 0.0 10 1 6 1113 ESC-138 138.00 1 0 141.53 -9.0 0.0 0.0 10 1 1 1114 GSU-138 138.00 1 0 138.20 -10.5 0.0 0.0 1 1 1 1115 JUR-138 138.00 1 1 140.72 -9.2 0.0 0.0 1 1 8 1116 SID-22 22.800 1 2 22.703 -0.3 0.0 0.0 10 1 9 1117 SJO-230 230.00 1 1 232.13 -3.9 0.0 0.0 10 1 6 1120 SJQ-230 230.00 1 0 231.59 -4.7 0.0 0.0 10 1 10 1121 ARI-230 230.00 1 0 234.95 -2.0 0.0 0.0 10 1 10 1122 PAL-138T138.00 1 0 140.15 -9.4 0.0 0.0 1 1 1

3-29

1123 PAL-138 138.00 1 0 140.15 -9.4 0.0 0.0 1 1 1 1125 MOY-231 230.00 1 0 223.43 -12.2 0.0 0.0 1 1 1 1126 MOY-230 230.00 1 0 223.40 -12.2 0.0 0.0 1 1 1 1128 LBR-400 400.00 1 0 400.87 -2.6 0.0 0.0 1 1 1 1129 MOY-232 230.00 1 0 223.44 -12.1 0.0 0.0 1 1 1 1131 ORT-138 138.00 1 0 140.51 -9.1 0.0 0.0 1 1 1 1132 SIQ-230 230.00 1 0 231.40 -5.7 0.0 0.0 1 1 6 1151 ESC-691 69.000 1 0 69.844 -10.1 0.0 0.0 10 1 1 1152 GNO-691 69.000 1 0 69.372 -16.5 0.0 0.0 1 1 1 1153 GNO-692 69.000 1 0 69.372 -16.5 0.0 0.0 1 1 1 1154 GSU-691 69.000 1 0 70.456 -12.0 0.0 0.0 1 1 1 1155 GES-69 69.000 1 0 69.804 -16.0 0.0 0.0 1 1 1 1156 GSU-692 69.000 1 0 70.456 -12.0 0.0 0.0 1 1 1 1159 GST-69 69.000 1 0 70.287 -12.4 0.0 0.0 1 1 1 1444 TIC-231 230.00 1 0 229.88 -7.7 0.0 0.0 1 1 1 1447 TIC-69 69.000 1 0 71.050 -11.2 0.0 0.0 1 1 1 1448 TIC-232 230.00 1 0 229.88 -7.7 0.0 0.0 1 1 1 1520 HUE-13T 1 0 0.9833 -27.2 0.0 0.0 1 1 1 1720 SYX-13 13.800 1 1 14.137 -26.9 0.0 0.0 1 1 1 14319 THP-400 400.00 2 2 408.00 -1.0 0.0 0.0 8 1 51

MOY-230, GES-230, GNO-230 y GSU-230, no viola el criterio de ± 10 % del nivel de tensión ante contingencia, con este

margen del 20% los niveles de tensión quedan por debajo del ± 5%. Las gráficas que se muestran a continuación muestran la comparación de la reserva de potencia reactiva en los nodos de

GES-230 y ALB-230 (Escuintla II), para los distintos casos analizados de transferencia de potencia reactiva. La letra “F” significa la aplicación de falla al despacho indicado y “DM” es el caso base con el despacho modificado con el fin de alcanzar el límite inferior de la reserva de potencia reactiva.

3-30

Gráfica 3.2.11. Q – V, Comparación de curvas en el nodo GES-230

3-31

Gráfica 3.2.12. Q – V, Comparación de curvas en el nodo ALB-230

En función de lo mencionado anteriormente para Marzo de 2,013, los resultados son:

3-32

Tabla.3.7. Máximas Transferencias de potencia con reserva

MW Período de Demanda Marzo 2,013

Máxima 728.48 Media 596.64

3.2.3. Resumen de los datos obtenidos por curvas Q-V:

Según lo analizado, se puede concluir que para la máxima demanda en ambas épocas, se esta haciendo uso de la reserva. Por lo que se tienen que tomar las medidas correspondientes para no llegar a estas condiciones críticas.

Máxima Transferencia de Potencia entre el Área de Escuintla y la Zona Central

Período de Demanda Septiembre 2012 Marzo 2,013 Máxima 938.50 910.60 Media 624.24 596.64

3.3. Estudio por límite térmico de conductores

Para la realización de estudio se utiliza la actividad TLTG del programa PSS/E, se crearon archivos para la definición de los sistemas en estudio, las contingencias a tomar en cuenta y los elementos que deben ser monitoreados con el afán de verificar sobrecargas en equipos instalados.

3.3.1. Definición de sistemas de estudio

Tabla 3.8. Subsistemas Subsistema Area Guatemala 1 Escuintla 10

3-33

3.3.2. Definición de contingencias Tabla 3.9. Contingencias

Líneas de Transmisión Transformadores ESCGSU230A ESC230/138 ESCGSU230B ESC230/69

3.3.3. Definición de elementos monitoreados

Tabla 3.10. Elementos Monitoreados

Líneas de Transmisión Transformadores ESCGSU230A ESC230/138 ESCGSU230B GSU138/69A

3.3.4. Máximas Transferencias

A continuación se resumen los resultados obtenidos del cálculo de la máxima transferencia de potencia por límite térmico del área “10” Escuintla hacia el resto del SNI. Tabla 3.11. Resultados del TLTG para MTP

MW Septiembre 2012 Marzo 2,013

Período de Demanda N-0 N-1 N-0 N-1 Máxima 1,678.50 970.00 1,863.60 836.70 Media 1,613.00 881.20 1,936.00 867.30

Los resultados obtenidos de la actividad TLTG, se muestran en los anexos “D.3.” y “D.4.”

4-1

4. Estudios de Estabilidad Transitoria

4.1. Disparos de Generación

Los disparos de generación que se simularon son las siguientes centrales generadoras: a) Las Palmas, b) San José, c) Enron con Esperanza, d) Chixoy y e) Apertura Interconexión Guatemala – México 400 kV. En estos disparos no se simula para cada caso la operación del Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia (EDACBF), con la finalidad de observar el comportamiento de la frecuencia en nuestro sistema sin la existencia de un esquema de protección ante éste tipo de condiciones. El SNI se encuentra interconectado con México en los períodos de demanda máxima y media.

4.1.1. Septiembre 2012 • Demanda Máxima:

4-2

• Demanda Media:

4-3

• Demanda Mínima:

4-4

• Apertura Interconexión Guatemala – México 400 kV:

4-5

4.1.2. Marzo 2013 • Demanda Máxima:

4-6

• Demanda Media:

4-7


4-8

• Apertura de la Interconexión Guatemala – México 400 kV:

4-9

4.2. Operación del EDACBF

Para cada una de las simulaciones realizadas de la operación de Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia (EDACBF), se uso un esquema operando parcialmente. En cada escenario de demanda se analiza, la pérdida de generación que provoca la mayor variación de frecuencia.


La pérdida de la línea de interconexión Los Brillantes – Tapachula 400 kV provoca la pérdida de la inercia y de generación importada desde México la cual asciende a 120.0 MW. Si no actuara el EDACBF la frecuencia que se alcanzaría sería de 59.027 Hz. Ante la actuación del EDACBF, la frecuencia que se alcanza es de 59.165 Hz, del EDACBF actúa 1 etapa y además la frecuencia pos disturbio se recupera a un valor 59.860 Hz. En la gráfica mostrada a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia en ambas condiciones.

4-10

• Demanda Media:

La pérdida de la línea de interconexión Los Brillantes – Tapachula 400 kV provoca la pérdida de la inercia y de generación importada desde México la cual asciende a 120.0 MW. Si no actuara el EDACBF la frecuencia que se alcanzaría sería de 58.877 Hz. Ante la actuación del EDACBF, la frecuencia que se alcanza es de 59.069 Hz, del EDACBF actúan 2 etapas del esquema; con esto se evita un colapso y además la frecuencia pos disturbio se recupera a un valor 59.804 Hz. En la gráfica mostrada a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia en ambas condiciones.

4-11


La pérdida de generación que provoca la mayor depresión en la frecuencia en este escenario es Chixoy, cuyo despacho es de

249.5 MW. Si no actuara el EDACBF la frecuencia que se alcanzaría sería de 54.945 Hz, con este valor de frecuencia actuarían las protecciones por baja frecuencia de todas las unidades generadoras provocando un colapso. Ante la actuación del EDACBF, la frecuencia que se alcanza es de 57.501 Hz, del EDACBF actúan 5 etapas y por las condiciones de baja frecuencia se tiene un colapso; la frecuencia postdisturbio es 59.409Hz. En la gráfica mostrada a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia en ambas condiciones.

4-12

4.2.2. Marzo 2012

• Demanda Máxima: La apertura de la interconexión Guatemala - México, cuyo despacho es de 120.0 MW no provoca la actuación del EDACBF, ya

que la frecuencia mínima que se alcanza es de 59.350 Hz.

4-13

• Demanda Media: La pérdida de generación que provoca la mayor depresión en la frecuencia en este escenario es La apertura dela

interconexión Guatemala - México, cuyo despacho es de 120.0 MW. Si no actuara el EDACBF la frecuencia que se alcanzaría sería de 59.041 Hz, con este valor de frecuencia actuarían las protecciones por baja frecuencia de todas las unidades generadoras provocando un colapso. Ante la actuación del EDACBF, la frecuencia que se alcanza es de 59.188 Hz, del EDACBF actúan 1 etapas; con esto se evita un colapso y además la frecuencia pos disturbio se recupera a un valor 59.704 Hz. En la gráfica mostrada a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia en ambas condiciones.

4-14


La pérdida de generación que provoca la mayor depresión en la frecuencia en este escenario es Chixoy , cuyo despacho es de 147.5MW. Si no actuara el EDACBF la frecuencia que se alcanzaría sería de 57.826 Hz, con este valor de frecuencia actuarían las protecciones por baja frecuencia de todas las unidades generadoras provocando un colapso. Ante la actuación del EDACBF, la frecuencia que se alcanza es de 58.632 Hz, del EDACBF actúan 5 etapas; con esto se evita un colapso y además la frecuencia pos disturbio se recupera a un valor 59.750 Hz. En la gráfica mostrada a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia en ambas condiciones.

4-15

4.3. Pérdida de Demanda

Ante la pérdida de demanda se producen sobre frecuencia, las cuales puede provocar la actuación de la protección por sobre frecuencia de las unidades generadoras; para evitar que esto suceda se ha diseñado el Esquema de Desconexión Automática de Generación (EDAG). Hay que mencionar que la condición más severa para esta condición se da en el período de Demanda Mínima, en función del cual ésta diseñado éste esquema. Durante este año estacional se espera poder implementarlo y las etapas del mismo están diseñadas de la siguiente forma: Tabla 4.3.1. Esquema de Desconexión Automática de Generación.

EDAG Etapa Frecuencia (Hz) Monto de Generación a

Desconectar ≈(MW) 1 60.70 25.00 2 60.90 25.00 3 61.10 25.00


En demanda máxima la mayor demanda que se puede perder es la conectada al nodo de GES-69 En la gráfica que se muestra a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia y el valor máximo de 60.106 HZ alcanzado.

4-17

• Demanda Media: En demanda máxima la mayor demanda que se puede perder es la conectada al nodo de GES-69. En la gráfica que se

muestra a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia y el valor máximo de 60.095 Hz alcanzado.

4-18


En demanda mínima la mayor demanda que se puede perder es la conectada al nodo de GES-69. En la gráfica que se muestra a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia y el valor máximo de 60.895 Hz alcanzado. Ante ésta pérdida de demanda actuarían dos etapas del EDAG.

4-19


En demanda máxima la mayor demanda que se puede perder es la conectada al nodo de GES-69. En la gráfica que se

muestra a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia y el valor máximo de 60.114 Hz alcanzado. Ante ésta pérdida de demanda actuarían las dos etapas del EDAG.

4-20

• Demanda Media:

En demanda máxima la mayor demanda que se puede perder es la conectada al nodo de GES-69. En la gráfica que se

muestra a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia y el valor máximo de 60.104 Hz alcanzado. Ante ésta pérdida de demanda actuarían las dos etapas del EDAG.

4-21


En demanda máxima la mayor demanda que se puede perder es la conectada al nodo de GES-69. En la gráfica que se muestra a continuación se puede ver el comportamiento de la frecuencia y el valor máximo de 60.816 Hz alcanzado. Ante ésta pérdida de demanda actuarían las dos etapas del EDAG.

4-22

4.4. Disparos de generación SER interconectado con México

Se analizan los disparos de generación de Las Palmas, San José, Enron + Poliwatt y Chixoy, en el sistema eléctrico regional

interconectado con México y haciendo uso de los casos más recientes elaborados para el estudio de Máximas Transferencias de Potencia del SER para época seca del 2012 y época lluviosa del 2012 con transferencias en 0 y 120 MW.

4.4.1. Septiembre 2012 • Demanda Maxima:

A continuación se muestra una grafica del comportamiento de la frecuencia en el nodo de Guate Sur ante la perdida de generación.

4-23

A continuación se muestra el comportamiento del flujo de potencia en la interconexión Guatemala – México.

4-24

A continuación se muestra el comportamiento del flujo de potencia en la interconexión Guatemala – El Salvador.

4-26

A continuación se muestra el comportamiento del flujo de potencia en la interconexión Guatemala – Honduras.

4-27

• Demanda Media: A continuación se muestra una grafica del comportamiento de la frecuencia en el nodo de Guate Sur ante la perdida de

generación.

4-28


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4-31


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• Demanda Minima:


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• Demanda Media:


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• Demanda Minima:


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5-1

5. Restricciones de Transmisión 5.1. Zona Occidental

Entre las subestaciones Los Brillantes y La Esperanza, se encontraran conectadas las centrales generadoras Santa María, Orzunil, El Canadá y Montecristo. Ante la apertura de cualquiera de los dos extremos de la línea de transmisión en 69 KV que une a ambas subestaciones se provoca una sobrecarga en el extremo que queda operación. A continuación se analizan los niveles de sobrecarga estimados en los distintos escenarios ante las contingencias mencionadas y en los análisis a ésta área se le denomina área 11 “OCCIDEN”.

• Septiembre 2,012 • Demanda Máxima:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:04 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1257.1 1368.0 0.0 0.0 0.0 -164.4 54.5 0.0 GUATEMAL 106.3 235.0 -207.2 60.7 396.7 -78.4 493.0 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.3 0.3 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 32.5 30.5 2.1 3 0.0 25.0 0.0 0.0 0.0 -25.2 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 5.0 0.0 0.0 43.6 37.0 1.6 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8081.5 8064.5 0.0 0.0 0.0 16.9 0.0 11 74.9 0.0 0.0 0.0 0.0 69.9 3.9 0.0 OCCIDEN -3.4 0.0 -23.4 0.0 1.8 -6.0 27.8 TOTALS 36352.0 36293.0 0.0 0.0 0.0 0.0 59.0 0.0 8184.4 8304.5 -230.6 60.7 474.7 0.0 524.4

5-2

LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 140.6 74 -34.7 -35.2 -73.7* -0.55289

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:07 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 7 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 71.3 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -1.00000 -72.3 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1

• Demanda Media: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:11 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1028.1 1107.5 0.0 0.0 0.0 -123.1 44.0 0.0 GUATEMAL 161.5 300.1 -141.6 60.5 386.3 -68.7 397.7 2 0.0 35.0 0.0 0.0 0.0 -35.3 0.3 0.0 SALVADOR 0.0 5.0 0.0 0.0 30.9 23.7 2.2 3 0.0 33.0 0.0 0.0 0.0 -33.4 0.4 0.0 HONDURAS 0.0 8.0 0.0 0.0 40.2 29.9 2.3 8 32870.2 32750.2 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8886.2 8859.5 0.0 0.0 0.0 26.7 0.0 11 74.9 0.0 0.0 0.0 0.0 71.7 2.8 0.0 OCCIDEN 2.7 0.0 0.0 0.0 1.8 -11.6 16.0 TOTALS 33973.1 33925.7 0.0 0.0 0.0 0.0 47.4 0.0 9050.4 9172.6 -141.6 60.5 459.3 0.0 418.2

5-3

LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 138.7 74 -36.7 -37.2 -73.7* -0.55238 PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:16 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 7 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 72.4 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -1.00000 -73.0 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1


PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:25 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 797.6 716.4 0.0 0.0 0.0 52.2 29.3 0.0 GUATEMAL -5.7 65.8 10.5 0.0 314.1 -52.8 284.9 2 0.0 49.0 0.0 0.0 0.0 -49.1 0.1 0.0 SALVADOR 0.0 7.0 0.0 0.0 30.5 22.4 1.1 3 0.0 50.0 0.0 0.0 0.0 -50.8 0.8 0.0 HONDURAS 0.0 5.0 0.0 0.0 40.5 30.3 5.1 8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MEXICO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11 49.4 0.0 0.0 0.0 0.0 47.7 1.3 0.0 OCCIDEN 5.6 0.0 0.0 0.0 1.8 0.0 7.4 TOTALS 847.0 815.4 0.0 0.0 0.0 0.0 31.6 0.0 -0.1 77.8 10.5 0.0 386.9 0.0 298.5

5-4

LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 133.4 74 -26.4 -27.0 -73.7* -0.55184

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:27 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 7 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 72.9 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -1.00000 -48.5 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1

• Máxima Generación: La máxima capacidad de generación del área sin la aplicación de un porcentaje de seguridad se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 5.1.1. Máxima Capacidad de Generación Área 11 Occidente

MW Septiembre 2,012

Período de Demanda N-0 N-1 Máxima 140.60 71.30 Media 138.7 72.40 Mínima 133.40 72.90

La máxima capacidad de generación del área aplicando un 5% de rango de seguridad se muestra en la tabla siguiente:

5-5

Tabla 5.1.2. Máxima Capacidad de Generación Área 11 Occidente

MW Septiembre 2,009


La implementación de un esquema de disparo automático de generación en el área mencionada se hace necesaria para poder

aprovechar la capacidad máxima de generación instalada, con el fin de evitar que ante contingencias se provoque la sobrecarga de elementos de transmisión y que lo anterior se convierta en el disparo de todas las centrales generadoras conectadas al SNI en la línea de transmisión en 69 KV entre la subestación Los Brillantes y Esperanza. 5.2. Ingenios Generadores

En la subestación del Ingenio Pantaleón adicional a su generación se encuentran conectadas las centrales generadoras del

Ingenio Madre Tierra y el Ingenio La Unión. Ante la apertura de uno de los dos tramos de la línea de transmisión en 69 KV que va desde Escuintla hacia Cocales se provoca una sobrecarga en el extremo que queda operación. A continuación se analizan los niveles de sobrecarga estimados en los distintos escenarios ante las contingencias mencionadas y en los análisis a ésta área se le denomina área 14 “PNTMTILUN”. • Marzo 2,013 • Demanda Máxima: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:31 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1268.4 1403.9 0.0 0.0 0.0 -183.9 53.1 0.0 GUATEMAL 123.8 235.0 -175.4 60.8 395.0 -75.1 473.9 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.4 0.4 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 32.0 29.1 2.9

5-6

3 0.0 21.8 0.0 0.0 0.0 -22.0 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 3.5 0.0 0.0 43.2 38.3 1.4 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8081.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 16.5 0.0 14 94.0 0.0 0.0 0.0 0.0 86.3 2.9 0.0 PNTMTILU 6.7 0.0 0.0 0.0 1.1 -8.7 16.1 TOTALS 36382.4 36325.7 0.0 0.0 0.0 0.0 56.6 0.0 8211.5 8303.0 -175.4 60.8 471.3 0.0 494.4 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 159.6 74 -23.5 -24.2 -73.7* -0.68505 PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:43 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 10 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 86.8 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -73.3 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 86.8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -1.00001 -73.3 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1

• Demanda Media: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:54 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT

5-7

1 1002.8 1135.6 0.0 0.0 0.0 -167.0 40.6 0.0 GUATEMAL 117.0 300.1 -142.3 60.5 388.6 -74.1 362.3 2 0.0 15.0 0.0 0.0 0.0 -15.3 0.3 0.0 SALVADOR 0.0 3.5 0.0 0.0 31.0 25.4 2.1 3 0.0 21.4 0.0 0.0 0.0 -21.6 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 4.5 0.0 0.0 41.7 35.8 1.3 8 32870.2 32750.2 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8884.2 8859.5 0.0 0.0 0.0 24.7 0.0 14 92.5 0.0 0.0 0.0 0.0 83.9 2.2 0.0 PNTMTILU 1.9 0.0 0.0 0.0 1.1 -11.7 13.8 TOTALS 33965.5 33922.1 0.0 0.0 0.0 0.0 43.3 0.0 9003.1 9167.6 -142.3 60.5 462.4 0.0 379.6 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 136.9 74 -37.5 -38.2 -73.7* -0.68339 PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:57 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 10 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 84.2 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -73.4 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 84.2 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -1.00001 -73.4 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1

• Demanda Mínima: PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 07 2011 16:43 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 11 - ABRIL 12 AREA TOTALS DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR

5-8

FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 633.9 692.5 0.0 0.0 0.0 -75.9 17.3 0.0 GUATEMAL -8.7 87.1 -3.4 0.0 283.9 7.6 183.8 2 0.0 22.0 0.0 0.0 0.0 -22.0 0.0 0.0 SALVADOR 0.0 3.1 0.0 0.0 9.2 6.0 0.1 8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MEXICO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 14 101.0 0.0 0.0 0.0 0.0 97.9 3.0 0.0 PNTMTILU 2.5 0.0 0.0 0.0 1.1 -13.6 17.2 TOTALS 734.8 714.5 0.0 0.0 0.0 0.0 20.3 0.0 -6.3 90.2 -3.4 0.0 294.2 0.0 201.1 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 137.6 74 -38.7 -39.4 -73.7* -0.69354 PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 19 2012 11:53 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 10 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 60.1 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.21358 -79.5 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 79.5 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -81.3 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 79.5 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -1.00001 -81.3 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1

• Máxima Generación:

La máxima capacidad de generación del área sin la aplicación de un porcentaje de seguridad se muestra en la tabla siguiente:

5-9

Tabla 5.2.1. Máxima Capacidad de Generación Área 14 PNTMTILUN MW

Marzo 2,013 Período de Demanda N-0 N-1

Máxima 159.60 86.80 Media 136.90 84.20 Mínima 137.60 79.50

La máxima capacidad de generación del área aplicando un 5% de rango de seguridad se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 5.2.2. Máxima Capacidad de Generación Área 14 PNTMTILUN

MW Marzo 2,013


La implementación de un esquema de disparo automático de generación en el área mencionada se hace necesaria para poder

aprovechar la capacidad máxima de generación instalada, con el fin de evitar que ante contingencias se provoque la sobrecarga de elementos de transmisión y que lo anterior se convierta en el disparo de todas las centrales generadoras y subestaciones conectadas al SNI en la línea de transmisión en 69 KV entre la subestación Escuintla - Cocales

6-1

6. Factores de Pérdidas Nodales de Referencia (Indicativos)

Como referencia se analiza el comportamiento de los Factores de Pérdidas Nodales calculados con un flujo de corriente alterna (AC), de acuerdo con la siguiente fórmula tomada de la NCO-7:

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛+=

ΔΔ

PdPerdFPNE

ikik

1

en donde:

MWPdi

0.1=Δ , para cada uno de los nodos listados en las gráficas.

6-2

6.1. Septiembre 2,012

Factores de Pérdidas Nodales de Referencia, Septiembre 2,012

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20SEC-69

REN-69STS-69

GEN-69

M TO-69

CAN-69

PVI-230

CHX-231

SM A-69

COE-13

RBO-69

ZUN-69

ARI-230

XAC-230

ENR-230

M TZ-69

SJO-230

JUR-138

ORT-138

ORT-138

AGU-230

ALB-230

TAM -230

SID-230SIQ-230

M AG-230M AG-69ESC-691SAA-69PAL-138

REC-69

PVE-69

AHU-230

M OY-230

LES-69

LLI-69

LVA-69

SBV-230

PAN-230

PAS-69

TUL-69

CON-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

SAL-69

PNA-69

PNT-69

M TI-69

LUN-69

CGP-69GEC-69

POR-69

Má xima

6-3


0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20SEC-69

REN-69STS-69

GEN-69

M TO-69

CAN-69

PVI-230

CHX-231

SM A-69

COE-13

RBO-69

ZUN-69

ARI-230

XAC-230

ENR-230

M TZ-69

SJO-230

JUR-138

ORT-138

ORT-138

AGU-230

ALB-230

TAM -230

SID-230SIQ-230

M AG-230M AG-69ESC-691SAA-69PAL-138

REC-69

PVE-69

AHU-230

M OY-230

LES-69

LLI-69

LVA-69

SBV-230

PAN-230

PAS-69

TUL-69

CON-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

SAL-69

PNA-69

PNT-69

M TI-69

LUN-69

CGP-69GEC-69

POR-69

Media

6-4


0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20REN-69

STS-69PVI-230

CHX-231

SEC-69

M TO-69

CAN-69

SM A-69

XAC-230

ZUN-69

M TZ-69

ORT-138

ORT-138

REC-69

JUR-138

PAL-138

SJO-230

SIQ-230

M AG-230

M AG-69

ARI-230

AGU-230

ALB-230

TAM -230ENR-230

SID-230ESC-691SAA-69TUL-69LLI-69

AHU-230

M OY-230

PNA-69

LVA-69

CON-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

PNT-69

PAS-69

PVE-69

M TI-69

SBV-230

PAN-230

LUN-69

SAL-69

COE-13

GEC-69

CGP-69

LES-69

POR-69RBO-69

GEN-69

Mínima

6-5

NUMERO NOMBRE MÁX MED MÍN1101 AGU-230 0.985546112 0.988178253 0.9984092711102 ALB-230 0.987739563 0.989318848 0.9989433291103 CHX-231 0.939472198 0.940715790 0.9317531591105 ENR-230 0.977046967 0.985389709 0.9990329741111 SID-230 0.987995148 0.989669800 0.9993247991112 TAM-230 0.987739563 0.989326477 0.9989490511115 JUR-138 0.984489441 0.986511230 0.9915695191117 SJO-230 0.981601715 0.983119965 0.9958858491121 ARI-230 0.969161987 0.980850220 0.9979839321123 PAL-138 0.988925934 0.990341187 0.9932708741126 MOY-230 0.997150421 0.999538422 1.0048084261131 ORT-138 0.985511780 0.986961365 0.9898109441131 ORT-138 0.985511780 0.986961365 0.9898109441132 SIQ-230 0.988334656 0.985157013 0.9978199011151 ESC-691 0.988544464 0.990634918 0.9997539521206 SAL-69 1.037998199 1.031494141 1.0234050751207 CON-69 1.020023346 1.017951965 1.0154972081215 LAG-69 1.025875092 1.023654938 1.0163326261216 TDL-69 1.026138306 1.023929596 1.0165977481217 LUN-69 1.046527863 1.025199890 1.0205020901218 MAG-69 0.988372803 0.985187531 0.9978542331219 MAG-230 0.988372803 0.985187531 0.9978542331220 MTI-69 1.043167114 1.022361755 1.0188694001223 SAA-69 0.988754272 0.990840912 0.9999618531241 PNT-69 1.042636871 1.021835327 1.0183525091249 LVA-69 1.014091492 1.019203186 1.0114574431312 POR-69 1.136413574 1.033508301 1.0317287451314 SMA-69 0.945205688 0.915771484 0.9596748351322 ZUN-69 0.955379486 0.924518585 0.9635620121337 TUL-69 1.015472412 0.979171753 1.0002861021339 CAN-69 0.928695679 0.900257111 0.9509544371398 REC-69 0.990100861 0.961467743 0.9910717011399 MTO-69 0.924598694 0.896526337 0.9489402771406 LES-69 0.999313354 1.022815704 1.0286312101413 RBO-69 0.950397491 0.906822205 1.1088008881417 SEC-69 0.880195618 0.855789185 0.9352130891424 GEN-69 0.913658142 0.873729706 1.1541919711426 REN-69 0.888378143 0.885421753 0.8814830781436 PAS-69 1.015068054 1.008914948 1.0187187191437 PVE-69 0.990852356 1.002635956 1.0187397001449 MTZ-69 0.979175568 0.966255188 0.9732627871667 CGP-69 1.048603058 1.019985199 1.0279769901710 PAN-230 1.014694214 1.011779785 1.0192317961723 COE-13 0.946384430 0.899971008 1.0252799991758 STS-69 0.910438538 0.901260376 0.9215583801806 GEC-69 1.079334259 1.036170959 1.0263099671823 PVI-230 0.939071655 0.941875458 0.9313430791832 XAC-230 0.97077179 0.937549591 0.9621524811835 PNA-69 1.042522430 0.999954224 1.0093536383300 SBV-230 1.014514923 1.011833191 1.01892471312250 TDL-692 1.027961731 1.025432587 1.01740264912254 LLI-69 1.003295898 1.003276825 1.00093269328161 AHU-230 0.994544983 0.997039795 1.003526688

Factores de Pérdidas Nodales de ReferenciaSeptiembre 2,012

6-6

6.2. Marzo 2,013

Factores de Pérdidas Nodales de Referencia, Marzo 2,013

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20LUN-69

SEC-69M TI-69

M TO-69

GEN-69

CAN-69

PNT-69

STS-69

SM A-69

REN-69

ZUN-69

ARI-230

ENR-230

SAA-69

CHX-231

PVI-230

REC-69

RBO-69

COE-13

M AG-69

M AG-230

SJO-230

ESC-691

SIQ-230ALB-230

TAM -230SID-230JUR-138AGU-230ORT-138

ORT-138

XAC-230

PAL-138

CON-69

TUL-69

AHU-230

M TZ-69

M OY-230

PNA-69

PVE-69

LLI-69

SAL-69

SBV-230

PAN-230

PAS-69

LES-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

LVA-69

CGP-69GEC-69

POR-69

Máxima

6-7


0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20LUN-69

SEC-69M TI-69

M TO-69

GEN-69

CAN-69

PNT-69

STS-69

SM A-69

REN-69

ZUN-69

ARI-230

ENR-230

SAA-69

CHX-231

PVI-230

REC-69

RBO-69

COE-13

M AG-69

M AG-230

SJO-230

ESC-691

SIQ-230

ALB-230TAM -230SID-230JUR-138AGU-230

ORT-138

ORT-138

XAC-230

PAL-138

CON-69

TUL-69

AHU-230

M TZ-69

M OY-230

PNA-69

PVE-69

LLI-69

SAL-69

SBV-230

PAN-230

PAS-69

LES-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

LVA-69

CGP-69GEC-69

POR-69

Me dia

6-8


0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20LUN-69

M TI-69GEN-69

PNT-69

REN-69

SAA-69

CHX-231

PVI-230

SJO-230

ARI-230

RBO-69

M AG-69

M AG-230

ESC-691

ENR-230

ORT-138

ORT-138

STS-69

CON-69

JUR-138

ALB-230

TAM -230

SIQ-230

SID-230PAL-138

AGU-230SAL-69PNA-69AHU-230LLI-69

M OY-230

SEC-69

M TZ-69

TUL-69

SM A-69

CAN-69

M TO-69

ZUN-69

PVE-69

REC-69

COE-13

SBV-230

PAN-230

LVA-69

XAC-230

PAS-69

LAG-69

TDL-69

TDL-692

LES-69

GEC-69CGP-69

POR-69

Mínima

6-9

NUMERO NOMBRE MÁX MED MÍN1101 AGU-230 0.983001709 0.986057281 0.9924144741102 ALB-230 0.979843140 0.983386993 0.9904308321103 CHX-231 0.963577271 0.959434509 0.9786319731105 ENR-230 0.963031769 0.981452942 0.9884738921111 SID-230 0.980098724 0.983734131 0.9907951351112 TAM-230 0.97984314 0.983394623 0.9904365541115 JUR-138 0.981330872 0.986858368 0.9895839691117 SJO-230 0.973731995 0.977161407 0.9840888981121 ARI-230 0.962448120 0.966621399 0.9841098791123 PAL-138 0.987041473 0.990879059 0.9918079381126 MOY-230 0.996994019 0.997570038 0.9994850161131 ORT-138 0.984252930 0.988128662 0.9890155791131 ORT-138 0.984252930 0.988128662 0.9890155791132 SIQ-230 0.978065491 0.978195190 0.9907016751151 ESC-691 0.976974487 0.981513977 0.9872932431206 SAL-69 1.009876251 1.009952545 0.9967651371207 CON-69 0.991619110 0.995868683 0.9892139431215 LAG-69 1.027149200 1.024570465 1.0148258211216 TDL-69 1.027404785 1.024845123 1.015085221217 LUN-69 0.895816803 0.885505676 0.8854255681218 MAG-69 0.972618103 0.972927094 0.9854450231219 MAG-230 0.972831726 0.973018646 0.9855537411220 MTI-69 0.916343689 0.909027100 0.9094028471223 SAA-69 0.963233948 0.968536377 0.9740333561241 PNT-69 0.935245514 0.925537109 0.9256229401249 LVA-69 1.040752411 1.035629272 1.0107345581312 POR-69 1.129474640 1.038475037 1.0515041351314 SMA-69 0.946689606 0.941024780 1.0054550171322 ZUN-69 0.958831787 0.948467255 1.0061454771337 TUL-69 0.992900848 0.970539093 1.0049591061339 CAN-69 0.930507660 0.931087494 1.0056018831398 REC-69 0.964393616 0.953617096 1.0068931581399 MTO-69 0.926422119 0.928730011 1.0057716371406 LES-69 1.021648407 1.008018494 1.0181694031413 RBO-69 0.966316223 0.894031525 0.9847755431417 SEC-69 0.908214569 0.894790649 1.0003910061424 GEN-69 0.927062988 0.838901520 0.9176864621426 REN-69 0.952983856 0.946792603 0.9679584501436 PAS-69 1.019401550 1.014530182 1.0141029361437 PVE-69 1.003643036 0.996227264 1.0063648221449 MTZ-69 0.996135712 0.982124329 1.0038414001667 CGP-69 1.048625946 1.029144287 1.0398769381710 PAN-230 1.019340515 1.012836456 1.0107173921723 COE-13 0.969017029 0.917755127 1.0086689001758 STS-69 0.94026947 0.931499481 0.9891090391806 GEC-69 1.074256897 1.033252716 1.0235996251823 PVI-230 0.964313507 0.960266113 0.9801502231832 XAC-230 0.986934662 0.96546936 1.0122699741835 PNA-69 1.000740051 0.974407196 0.9971542363300 SBV-230 1.019008636 1.012664795 1.01041603112250 TDL-692 1.029331207 1.026409149 1.01585960412254 LLI-69 1.004039764 1.003623962 0.99836921728161 AHU-230 0.993865967 0.995006561 0.997970581

Factores de Pérdidas Nodales de ReferenciaMarzo 2,013

7-1

7. Curvas Q-V 7.1. Septiembre 2,012

Curva Q‐V Demanda Máxima Septiembre 2,012

RED 230 kV

‐400

‐350

‐300

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.66

0.68

0.70

0.72

0.74

0.76

0.78

0.80

0.82

0.84

0.86

0.88

0.90

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

1.02

Voltaje (pu)

MVAR

AGU‐230

ALB‐230

CHX‐231

ENR‐230

ESC‐231

GES‐231

GNO‐231

GSU‐231

LBR‐231

SID‐230

TAM‐230

ESC‐138

GSU‐138

JUR‐138

TIC‐231

SJO‐230

MOY‐231

ESP‐230

SJQ‐230

ARI‐230

7-2

Curva Q‐V Demanda Media Septiembre 2,012

RED 230 kV

‐300

‐200

‐100

0

100

200

300

400

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AGU‐230

ALB‐230

CHX‐231

ENR‐230

ESC‐231

GES‐231

GNO‐231

GSU‐231

LBR‐231

SID‐230

TAM‐230

ESC‐138

GSU‐138

JUR‐138

TIC‐231

SJO‐230

MOY‐231

ESP‐230

SJQ‐230

ARI‐230

7-3

Curva Q‐V Demanda Mínima Septiembre 2,012

RED 230 kV

‐400

‐300

‐200

‐100

0

100

200

300

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AGU‐230

ALB‐230

CHX‐231

ENR‐230

ESC‐231

GES‐231

GNO‐231

GSU‐231

LBR‐231

SID‐230

TAM‐230

ESC‐138

GSU‐138

JUR‐138

TIC‐231

SJO‐230

MOY‐231

ESP‐230

SJQ‐230

ARI‐230

7-4

Curva Q‐V Demanda Máxima Septiembre 2012

S.N.I. CENTRAL

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AMA‐69

ANT‐691

BAR‐69

BZA‐69

CDO‐691

CER‐69

CIA‐69

CMO‐69

CRI‐69

CVI‐69

EGU‐69

ESI‐69

GER‐69

HFL‐69D

HOR‐69D

LCA‐69

PSJ‐69

LPR‐69

MCR‐69

MGO‐69D

7-5

Curva Q‐V Demanda Media Septiembre 2012

S.N.I. CENTRAL

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AMA‐69

ANT‐691

BAR‐69

BZA‐69

CDO‐691

CER‐69

CIA‐69

CMO‐69

CRI‐69

CVI‐69

EGU‐69

ESI‐69

GER‐69

HFL‐69D

HOR‐69D

LCA‐69

PSJ‐69

LPR‐69

MCR‐69

MGO‐69D

7-6

Curva Q‐V Demanda Mínima Septiembre 2012

S.N.I. CENTRAL

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AMA‐69

ANT‐691

BAR‐69

BZA‐69

CDO‐691

CER‐69

CIA‐69

CMO‐69

CRI‐69

CVI‐69

EGU‐69

ESI‐69

GER‐69

HFL‐69D

HOR‐69D

LCA‐69

PSJ‐69

LPR‐69

MCR‐69

MGO‐69D

7-7


S.N.I. OCCIDENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

ESP‐69

HUE‐69

LBR‐691

LNO‐69

MAL‐69

MAZ‐69

MEL‐69

POL‐69

POR‐69

QUI‐69

SMA‐69

SOL‐69

SSE‐69

TOT‐69

CHP‐69

TEJ‐69

IXH‐69

IXY‐69

TAC‐69

SMR‐69

7-8


S.N.I. OCCIDENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

ESP‐69

HUE‐69

LBR‐691

LNO‐69

MAL‐69

MAZ‐69

MEL‐69

POL‐69

POR‐69

QUI‐69

SMA‐69

SOL‐69

SSE‐69

TOT‐69

CHP‐69

TEJ‐69

IXH‐69

IXY‐69

TAC‐69

SMR‐69

7-9


S.N.I. OCCIDENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

ESP‐69

HUE‐69

LBR‐691

LNO‐69

MAL‐69

MAZ‐69

MEL‐69

POL‐69

POR‐69

QUI‐69

SMA‐69

SOL‐69

SSE‐69

TOT‐69

CHP‐69

TEJ‐69

IXH‐69

IXY‐69

TAC‐69

SMR‐69

7-10


S.N.I. ORIENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

COB‐69

LES‐69

LRU‐69

NOV‐69

PAN‐69

PBA‐69

PRO‐69

QUE‐69

RBO‐69

SAN‐69

CEL‐69

SJU‐69

SEC‐69

GEN‐69

EST‐69

CHS‐69

JAL‐69

RIO‐69

MYE‐69

POP‐69

7-11


S.N.I. ORIENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.600.6

20.6

40.6

60.6

80.7

00.7

20.7

40.7

60.7

8

0.800.8

20.8

4

0.860.8

80.9

0

0.920.9

40.9

6

0.981.0

0

1.021.0

41.0

6

1.081.1

0

Voltaje (pu)

MVAR

COB‐69

LES‐69

LRU‐69

NOV‐69

PAN‐69

PBA‐69

PRO‐69

QUE‐69

RBO‐69

SAN‐69

CEL‐69

SJU‐69

SEC‐69

GEN‐69

EST‐69

CHS‐69

JAL‐69

RIO‐69

MYE‐69

POP‐69

7-12


S.N.I. ORIENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.62

0.64

0.660.6

8

0.70

0.720.7

4

0.76

0.78

0.80

0.820.8

4

0.86

0.88

0.900.9

2

0.94

0.96

0.98

1.001.0

2

1.04

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

COB‐69

LES‐69

LRU‐69

NOV‐69

PAN‐69

PBA‐69

PRO‐69

QUE‐69

RBO‐69

SAN‐69

CEL‐69

SJU‐69

SEC‐69

GEN‐69

EST‐69

CHS‐69

JAL‐69

RIO‐69

MYE‐69

POP‐69

7-13

7.2. Marzo 2,013

Curva Q‐V Demanda Máxima Marzo 2,013

RED 230 kV

‐500

‐400

‐300

‐200

‐100

0

100

200

300

400

500

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AGU‐230

ALB‐230

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ESC‐231

GES‐231

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GSU‐231

LBR‐231

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TAM‐230

ESC‐138

GSU‐138

JUR‐138

TIC‐231

SJO‐230

MOY‐231

ESP‐230

SJQ‐230

ARI‐230

7-14

Curva Q‐V Demanda Media Marzo 2,013

RED 230 kV

‐500

‐400

‐300

‐200

‐100

0

100

200

300

400

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AGU‐230

ALB‐230

CHX‐231

ENR‐230

ESC‐231

GES‐231

GNO‐231

GSU‐231

LBR‐231

SID‐230

TAM‐230

ESC‐138

GSU‐138

JUR‐138

TIC‐231

SJO‐230

MOY‐231

ESP‐230

SJQ‐230

ARI‐230

7-15

Curva Q‐V Demanda Mínima Marzo 2,013

RED 230 kV

‐500

‐400

‐300

‐200

‐100

0

100

200

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

81.0

01.0

21.0

41.0

61.0

81.1

0

Voltaje (pu)

MVAR

AGU‐230

ALB‐230

CHX‐231

ENR‐230

ESC‐231

GES‐231

GNO‐231

GSU‐231

LBR‐231

SID‐230

TAM‐230

ESC‐138

GSU‐138

JUR‐138

TIC‐231

SJO‐230

MOY‐231

ESP‐230

SJQ‐230

ARI‐230

7-16


S.N.I. CENTRAL

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AMA‐69

ANT‐691

BAR‐69

BZA‐69

CDO‐691

CER‐69

CIA‐69

CMO‐69

CRI‐69

CVI‐69

EGU‐69

ESI‐69

GER‐69

HFL‐69D

HOR‐69D

LCA‐69

PSJ‐69

LPR‐69

MCR‐69

MGO‐69D

7-17


S.N.I. CENTRAL

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AMA‐69

ANT‐691

BAR‐69

BZA‐69

CDO‐691

CER‐69

CIA‐69

CMO‐69

CRI‐69

CVI‐69

EGU‐69

ESI‐69

GER‐69

HFL‐69D

HOR‐69D

LCA‐69

PSJ‐69

LPR‐69

MCR‐69

MGO‐69D

7-18


S.N.I. CENTRAL

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

AMA‐69

ANT‐691

BAR‐69

BZA‐69

CDO‐691

CER‐69

CIA‐69

CMO‐69

CRI‐69

CVI‐69

EGU‐69

ESI‐69

GER‐69

HFL‐69D

HOR‐69D

LCA‐69

PSJ‐69

LPR‐69

MCR‐69

MGO‐69D

7-19


S.N.I. OCCIDENTE

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

ESP‐69

HUE‐69

LBR‐691

LNO‐69

MAL‐69

MAZ‐69

MEL‐69

POL‐69

POR‐69

QUI‐69

SMA‐69

SOL‐69

SSE‐69

TOT‐69

CHP‐69

TEJ‐69

IXH‐69

IXY‐69

TAC‐69

SMR‐69

7-20


S.N.I. OCCIDENTE

‐250

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

150

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

ESP‐69

HUE‐69

LBR‐691

LNO‐69

MAL‐69

MAZ‐69

MEL‐69

POL‐69

POR‐69

QUI‐69

SMA‐69

SOL‐69

SSE‐69

TOT‐69

CHP‐69

TEJ‐69

IXH‐69

IXY‐69

TAC‐69

SMR‐69

7-21


S.N.I. OCCIDENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

ESP‐69

HUE‐69

LBR‐691

LNO‐69

MAL‐69

MAZ‐69

MEL‐69

POL‐69

POR‐69

QUI‐69

SMA‐69

SOL‐69

SSE‐69

TOT‐69

CHP‐69

TEJ‐69

IXH‐69

IXY‐69

TAC‐69

SMR‐69

7-22


S.N.I. ORIENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

COB‐69

LES‐69

LRU‐69

NOV‐69

PAN‐69

PBA‐69

PRO‐69

QUE‐69

RBO‐69

SAN‐69

CEL‐69

SJU‐69

SEC‐69

GEN‐69

EST‐69

CHS‐69

JAL‐69

RIO‐69

MYE‐69

POP‐69

7-23


S.N.I. ORIENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

COB‐69

LES‐69

LRU‐69

NOV‐69

PAN‐69

PBA‐69

PRO‐69

QUE‐69

RBO‐69

SAN‐69

CEL‐69

SJU‐69

SEC‐69

GEN‐69

EST‐69

CHS‐69

JAL‐69

RIO‐69

MYE‐69

POP‐69

7-24


S.N.I. ORIENTE

‐200

‐150

‐100

‐50

0

50

100

0.60

0.620.6

4

0.660.6

80.7

0

0.720.7

4

0.760.7

80.8

0

0.820.8

4

0.860.8

8

0.900.9

20.9

4

0.960.9

8

1.001.0

21.0

4

1.061.0

8

1.10

Voltaje (pu)

MVAR

COB‐69

LES‐69

LRU‐69

NOV‐69

PAN‐69

PBA‐69

PRO‐69

QUE‐69

RBO‐69

SAN‐69

CEL‐69

SJU‐69

SEC‐69

GEN‐69

EST‐69

CHS‐69

JAL‐69

RIO‐69

MYE‐69

POP‐69

8-1

8. Análisis de Contingencias

8.1 Septiembre 2,012

8.1.1. Demanda Máxima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 11:06 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 PAGE 1 DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B ACCC VOLTAGE REPORT DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\PAESEPMAX12.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Contingencias.con X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE ------------------------------------------------------------------ BASE CASE 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1103 [CHX-231 230.00] TO BUS 1141 [CHX-233 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXCHX230A 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1141 [CHX-233 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXTIC230A 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 102.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

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TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 102.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1710 [PAN-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GNOPAN230 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.1000: 1409 PAN-69 69.0 1.1063 1.0168 1710 PAN-230 230 1.3504 1.0434 3300 SBV-230 230 1.3906 1.0669 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 102.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 102.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHU-230 230.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHU-230 230.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 102.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

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TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1217 LUN-69 69.0 0.8736 0.9837 1220 MTI-69 69.0 0.8754 0.9852 1240 EJO-69 69.0 0.8747 0.9967 1241 PNT-69 69.0 0.8754 0.9852 1307 LNO-69 69.0 0.8709 0.9539 1368 LNO-13 13.8 0.8885 0.9752 1387 LNO-34 34.5 0.8618 0.9459 1636 LUN-B 13.8 0.8736 0.9837 1638 MTI-B 13.8 0.8754 0.9852 1639 PNT-B 13.8 0.8754 0.9852 1672 PNT-B2 13.8 0.8754 0.9852 1914 LUN-B2 13.8 0.8736 0.9837 12108 LUC-69 69.0 0.8742 0.9842 12219 PNT-691 69.0 0.8753 0.9854 12220 PNT-692 69.0 0.8757 0.9851 12283 MIR-69 69.0 0.8736 0.9836 12526 LUC-13 13.8 0.8433 0.9570 12566 MIR-13 13.8 0.8688 0.9783 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T138.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 - CONTINGENCY ESC230_138 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 -- CONTINGENCY ESC230_69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 69.2 128.2 100.0 128.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T13.200] CKT 1 - CONTINGENCY GSU138_69A 1114*GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 53.5 93.4 90.0 103.8 1154*GSU-691 69.0 WND 2 GSU16-B2 1 53.0 91.8 90.0 102.0 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

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TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 1836 PNA-691 69.0 1923*PNA-H1 4.16 1 7.3 8.5 8.5 100.5 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 102.0 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1307 LNO-69 69.0 0.8983 0.9539 1387 LNO-34 34.5 0.8896 0.9459 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SJUSTS69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1442 POP-69 69.0 0.8874 0.9686 1477 POP-34 34.5 0.8939 0.9766

8-5

1495 PET-69 69.0 0.8525 0.9478 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.1 7.1 7.0 101.9

8.1.2 Demanda Media PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 11:06 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 PAGE 1 DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B ACCC VOLTAGE REPORT DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\PAESEPMED12.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Contingencias.con X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE ------------------------------------------------------------------ BASE CASE 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.5 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.5 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.6 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.5 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1103 [CHX-231 230.00] TO BUS 1141 [CHX-233 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXCHX230A 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.5

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X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SJUSTS69 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.6 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1442 POP-69 69.0 0.8820 0.9737 1477 POP-34 34.5 0.8721 0.9648 1495 PET-69 69.0 0.8638 0.9667 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.5 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 20.5 20.5 20.0 102.6

8.1.3 Demanda Mínima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 11:06 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 PAGE 1 DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B ACCC VOLTAGE REPORT DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\PAESEPMIN12.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\Contingencias.con X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE ------------------------------------------------------------------ BASE CASE 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.1 83.8 107.3 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.1 83.8 107.3 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.1 83.8 107.3 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X

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X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.8 83.8 107.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1103 [CHX-231 230.00] TO BUS 1141 [CHX-233 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXCHX230A 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.1 83.8 107.3 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1141 [CHX-233 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXTIC230A 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 93.5 83.8 111.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 86.2 83.8 102.5 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1710 [PAN-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GNOPAN230 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 92.4 83.8 110.2 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1410 PBA-69 69.0 0.8892 0.9406 1424 GEN-69 69.0 0.8904 0.9417 1467 PBA-131 13.8 0.8866 0.9382 1468 PBA-132 13.8 0.8855 0.9372 1642 GEN-B1 13.8 0.8904 0.9417 1643 GEN-B2 13.8 0.8904 0.9417 1710 PAN-230 230 0.8149 1.0120 3300 SBV-230 230 0.8053 1.0217 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 93.5 83.8 110.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 87.3 83.8 104.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 91.0 83.8 108.2 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.6 83.8 107.7 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 93.5 83.8 110.9

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X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHU-230 230.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.9 83.8 107.2 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHU-230 230.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 93.9 83.8 111.4 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.0 83.8 107.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 113.2 127.3 120.0 106.1 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 101.7 83.8 120.7 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.3 83.8 107.5 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T138.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 113.2 125.3 120.0 104.4 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 96.6 83.8 114.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 113.2 124.8 120.0 104.0 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 96.4 83.8 114.4 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 - CONTINGENCY ESC230_138 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 113.2 126.3 120.0 105.3 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 98.2 83.8 116.4 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 -- CONTINGENCY ESC230_69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 91.0 83.8 108.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T13.200] CKT 1 - CONTINGENCY GSU138_69A 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 113.2 124.2 120.0 103.5

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1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 95.1 83.8 112.7 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.2 83.8 107.4 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.3 83.8 107.6 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.4 83.8 106.6 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.3 83.8 107.4 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.9 83.8 107.2 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.2 83.8 106.2 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 91.5 83.8 109.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.9 83.8 107.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.2 83.8 107.4 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

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TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.9 83.8 107.2 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SJUSTS69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.1 83.8 107.3 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 90.0 83.8 107.2 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 90.1 89.8 83.8 107.1

8.2 Marzo 2,013 8.2.1 Demanda Máxima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 11:06 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 PAGE 1 DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B ACCC VOLTAGE REPORT DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\PAEMARMAX13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Contingencias.con X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE ------------------------------------------------------------------ BASE CASE 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

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TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1427 EST-69 69.0 0.8832 1.0182 1431 RIO-69 69.0 0.8790 1.0033 1442 POP-69 69.0 0.7220 0.9561 1477 POP-34 34.5 0.7242 0.9639 1495 PET-69 69.0 0.6243 0.9304 1496 PET-34 34.5 0.7062 0.9555 1754 SEP-13 13.8 0.7062 0.9555 1915 ECR-B 13.8 0.7062 0.9555 1916 ECR-D1 .480 0.7062 0.9555 1917 ECR-D2 .480 0.7062 0.9555 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SJUSTS69 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1442 POP-69 69.0 0.8759 0.9561 1477 POP-34 34.5 0.8820 0.9639 1495 PET-69 69.0 0.8368 0.9304 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69

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1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 1811*CSA-69 69.0 1812 CSA-34 34.5 1 14.3 14.3 14.0 102.2 12000*ACA-69D 69.0 12500 ACA-13 13.8 1 7.3 7.3 7.0 104.8

8.2.2 Demanda Media PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 11:55 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 PAGE 1 DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B ACCC VOLTAGE REPORT DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\PAEMARMED13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Contingencias.con X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE ------------------------------------------------------------------ BASE CASE 12057*ESI-69 69.0 12058 ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.1 12058*ESI-691 69.0 12059 ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.1 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.1 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.4 58.0 100.1 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B 12057*ESI-69 69.0 12058 ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.1 12058*ESI-691 69.0 12059 ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.1 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.1 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.4 58.0 100.1 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 12057*ESI-69 69.0 12058 ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.7 12058*ESI-691 69.0 12059 ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.7 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.7

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12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.2 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.4 58.0 100.2 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 12057*ESI-69 69.0 12058 ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.2 12058 ESI-691 69.0 12059*ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.2 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.2 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.4 58.0 100.2 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SJUSTS69 12057*ESI-69 69.0 12058 ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.6 12058*ESI-691 69.0 12059 ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.6 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.6 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.4 58.0 100.5 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1477 POP-34 34.5 0.8909 0.9609 1495 PET-69 69.0 0.8816 0.9611 1496 PET-34 34.5 0.8967 0.9793 1754 SEP-13 13.8 0.8967 0.9793 1915 ECR-B 13.8 0.8967 0.9793 1916 ECR-D1 .480 0.8967 0.9793 1917 ECR-D2 .480 0.8967 0.9793 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 12057*ESI-69 69.0 12058 ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.0 12058 ESI-691 69.0 12059*ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.0 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.0 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.4 58.0 100.0 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 12057 ESI-69 69.0 12058*ESI-691 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.8 12058*ESI-691 69.0 12059 ESI-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.8 12059*ESI-692 69.0 12165 SJD-692 69.0 1 55.1 55.1 58.0 100.8 12091 INC-691 69.0 12165*SJD-692 69.0 1 55.4 55.5 58.0 100.8 12102*LFL-69 69.0 12523 LFL-13 13.8 1 14.3 14.3 14.0 102.3 12150*RBR-69 69.0 12537 RBR-13 13.8 1 21.0 21.0 20.0 105.0

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8.2.3 Demanda Mínima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 11:06 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 PAGE 1 DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B ACCC VOLTAGE REPORT DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\PAEMARMIN13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\Contingencias.con X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE ------------------------------------------------------------------ BASE CASE 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.3 100.0 107.3 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.5 120.0 107.9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.2 100.0 107.2 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.5 120.0 107.9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1103 [CHX-231 230.00] TO BUS 1141 [CHX-233 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXCHX230A 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.2 100.0 107.2 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.3 120.0 107.8 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1141 [CHX-233 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHXTIC230A *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1710 [PAN-230 230.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY GNOPAN230

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1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 106.9 100.0 106.9 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 128.0 120.0 106.7 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 100.1 83.8 118.0 X------ BUS -----X V-CONT V-INIT X------ BUS -----X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.1000: 1407 LRU-69 69.0 1.1155 1.0127 1409 PAN-69 69.0 1.1348 1.0054 1410 PBA-69 69.0 1.1276 1.0221 1413 RBO-69 69.0 1.1160 1.0131 1424 GEN-69 69.0 1.1286 1.0231 1431 RIO-69 69.0 1.1052 1.0151 1432 MYE-69 69.0 1.1291 1.0063 1435 SCR-69 69.0 1.1195 1.0035 1436 PAS-69 69.0 1.1195 1.0037 1442 POP-69 69.0 1.1077 1.0115 1460 LRU-341 34.5 1.1149 1.0118 1467 PBA-131 13.8 1.1257 1.0200 1468 PBA-132 13.8 1.1250 1.0191 1477 POP-34 34.5 1.1061 1.0098 1489 EST-13 13.8 1.1031 1.0316 1490 TEC-691 69.0 1.1130 1.0023 1491 TEC-692 69.0 1.1150 1.0026 1492 IAT-69 69.0 1.1140 1.0024 1495 PET-69 69.0 1.1100 1.0115 1516 PAN-13T 13.8 1.1146 0.9902 1521 PAN-13T213.8 1.1069 1.0155 1613 RBO-H 4.16 1.1213 1.0179 1642 GEN-B1 13.8 1.1269 1.0209 1643 GEN-B2 13.8 1.1268 1.0207 1646 PAS-H1 4.16 1.1092 1.0000 1647 PAS-H2 4.16 1.1195 1.0037 1710 PAN-230 230 1.3897 1.0532 3300 SBV-230 230 1.4388 1.0868 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.1 100.0 107.1 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.1 120.0 107.5 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.2 83.8 116.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 - CONTINGENCY ESC230_138 *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 -- CONTINGENCY ESC230_69 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 130.2 120.0 108.5 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.6 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 106.6 100.0 106.6 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 128.1 120.0 106.7 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 98.8 83.8 116.4

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X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 108.2 100.0 108.2 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.3 120.0 107.7 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.1 83.8 116.8 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.5 100.0 107.5 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.5 120.0 107.9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.7 83.8 117.3 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.1 100.0 107.1 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.2 120.0 107.6 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.3 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.0 100.0 107.0 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 128.9 120.0 107.5 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.3 83.8 117.0 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.3 100.0 107.3 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.3 120.0 107.8 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.1 83.8 116.7 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 106.9 100.0 106.9 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 128.7 120.0 107.3 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.2 83.8 116.9 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.3 100.0 107.3 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.4 120.0 107.9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.4 100.0 107.4

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1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.5 120.0 108.0 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NOT CONVERGED *** X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.3 100.0 107.3 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.4 120.0 107.8 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1758 [STS-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SJUSTS69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.4 100.0 107.4 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.5 120.0 107.9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 107.3 100.0 107.3 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 129.5 120.0 107.9 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.4 83.8 117.1 X-------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S --------X X-- O V E R L O A D E D L I N E S --X X--MVA(MW)FLOW--X X---- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS ----X FROM NAME TO NAME CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 1102*ALB-230 230 1151 ESC-691 69.0 1 107.3 106.8 100.0 106.8 1109*GSU-231 230 1156 GSU-692 69.0 1 129.5 128.9 120.0 107.4 1154*GSU-691 69.0 1156 GSU-692 69.0 1 99.4 99.2 83.8 117.0

8.3. Sistema Eléctrico Regional –SER- Interconectado con el Sistema Eléctrico Mexicano –SEM- 8.3.1. Septiembre 2,012 8.3.1.1. Demanda Máxima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E THU, MAR 15 2012 10:00 0/SISTEMA ELECTRICO REGIONAL. SEPTIEMBRE 2012 PAGE 1 0/CON EQUIVALENTE MÉXICO. DEM. MAXIMA ACT-29FEB12 ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B % LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES

8-30

ELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES AC CONTINGENCY RESULTS FILE: CA_SEPMAX12-EOR.acc DISTRIBUTION FACTOR FILE: CA_SEPMAX12-EOR.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Contingencias.con **PERCENT LOADING UNITS** %MVA FOR TRANSFORMERS % I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES **OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS** Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL) Solution options Tap adjustment: Stepping Area interchange control: Disable Phase shift adjustment: Disable Dc tap adjustment: Disable Switch shunt adjustment: Lock all Non diverge: Disable Mismatch tolerance (MW ): 0.5 Dispatch mode: Disable <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE -------------------------------------------------------------------------------- BASE CASE 12047 CON-691 69.000 12236*CSU-69D 69.000 1 55.3 55.3 51.2 109.9 12142*PLM-69 69.000 12205 GAC-692 69.000 1 66.6 66.6 51.2 132.3 12142*PLM-69 69.000 12236 CSU-69D 69.000 1 57.5 57.5 51.2 114.1 12171*SMP-69 69.000 12562 SMP-132 13.800 1 15.1 15.1 14.0 107.9 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

8-31

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1710 [PAN-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOPAN230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A *** NONE ***

8-32

<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-33

TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 --------- CONTINGENCY ESC230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 ---------- CONTINGENCY ESC230_69 1102*ALB-230 230.00 1151 ESC-691 69.000 1 66.2 129.5 100.0 129.5 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1 --------- CONTINGENCY GSU138_69A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1301 CHM-69 69.000 0.80996 0.99683 1313 QUI-69 69.000 0.87023 0.98350 1315 SOL-69 69.000 0.89463 1.00288 1326 ZCP-69 69.000 0.85868 0.97390 1361 CHM-34 34.500 0.83708 1.01266 1381 ZCP-13 13.800 0.87243 0.99178 1686 GEC-B 13.800 0.80997 0.99683 1692 GEC-B2 13.800 0.80997 0.99683 1806 GEC-69 69.000 0.80997 0.99683 1810 PAT-69 69.000 0.84172 0.99397 1811 CSA-69 69.000 0.83597 0.98923 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 *** NONE ***

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<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1408 NOV-69 69.000 0.89780 0.97174 1430 JAL-69 69.000 0.89989 0.96530 1443 MAT-69 69.000 0.89318 0.95996 1482 MAT-13 13.800 0.88960 0.95845 1667 CGP-69 69.000 0.89739 0.97136 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 *** NONE ***

8-35

<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 *** NONE ***

8.3.1.2. Demanda Media PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E THU, MAR 15 2012 10:03 0/SISTEMA ELECTRICO REGIONAL. SEPTIEMBRE 2012 PAGE 1 0/CON EQUIVALENTE MÉXICO. DEM. MEDIA ACT-29FEB12 ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B % LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES ELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES AC CONTINGENCY RESULTS FILE: CA_SEPMED12-EOR.acc DISTRIBUTION FACTOR FILE: CA_SEPMED12-EOR.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Contingencias.con **PERCENT LOADING UNITS** %MVA FOR TRANSFORMERS % I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES

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**OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS** Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL) Solution options Tap adjustment: Stepping Area interchange control: Disable Phase shift adjustment: Disable Dc tap adjustment: Disable Switch shunt adjustment: Lock all Non diverge: Disable Mismatch tolerance (MW ): 0.5 Dispatch mode: Disable <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE -------------------------------------------------------------------------------- BASE CASE 12142*PLM-69 69.000 12205 GAC-692 69.000 1 50.2 50.2 51.2 100.3 X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.1000: 4120 MLK-24.9 24.900 1.19364 1.19364 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

8-37

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1710 [PAN-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOPAN230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 (BUS MISMATCH (MVA): 167.77 SYSTEM MISMATCH (MVA): 2652.5 Blown up) *** NOT CONVERGED *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 (BUS MISMATCH (MVA): 66.307 SYSTEM MISMATCH (MVA): 1145.0 Blown up) *** NOT CONVERGED *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A *** NONE ***

8-38

<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 --------- CONTINGENCY ESC230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 ---------- CONTINGENCY ESC230_69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-39

TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1 --------- CONTINGENCY GSU138_69A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1301 CHM-69 69.000 0.76907 0.98924 1313 QUI-69 69.000 0.88948 0.98764 1315 SOL-69 69.000 0.89682 0.99351 1326 ZCP-69 69.000 0.88549 0.98436 1361 CHM-34 34.500 0.78708 1.00156 1371 CHM-342 34.500 0.86844 1.01829 1686 GEC-B 13.800 0.76908 0.98925 1692 GEC-B2 13.800 0.76908 0.98925 1806 GEC-69 69.000 0.76908 0.98925 1810 PAT-69 69.000 0.82083 0.98643 1811 CSA-69 69.000 0.81552 0.98211 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1408 NOV-69 69.000 0.88241 0.96685 1430 JAL-69 69.000 0.89887 0.96713 1443 MAT-69 69.000 0.89927 0.96831 1667 CGP-69 69.000 0.88172 0.96622 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-40

TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

8-41

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 ��

8.3.1.3. Demanda Mínima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E THU, MAR 15 2012 9:51 0/SISTEMA ELECTRICO REGIONAL. SEPTIEMBRE 2012 PAGE 1 0/CON EQUIVALENTE MÉXICO. DEM. MINIMA ACT-29FEB12 ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B % LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES ELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES AC CONTINGENCY RESULTS FILE: CA_SEPMIN12-EOR.acc DISTRIBUTION FACTOR FILE: CA_SEPMIN12-EOR.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\SEP12\ACCC\CAMEX\Contingencias.con **PERCENT LOADING UNITS** %MVA FOR TRANSFORMERS % I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES **OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS** Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL) Solution options Tap adjustment: Stepping Area interchange control: Disable Phase shift adjustment: Disable Dc tap adjustment: Disable Switch shunt adjustment: Lock all Non diverge: Disable Mismatch tolerance (MW ): 0.5 Dispatch mode: Disable <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE -------------------------------------------------------------------------------- BASE CASE

8-42

1154*GSU-691 69.000 1156 GSU-692 69.000 1 100.2 100.2 83.8 117.7 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1710 [PAN-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOPAN230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

8-43

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 1109*GSU-231 230.00 1156 GSU-692 69.000 1 116.8 120.5 120.0 100.4 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69

8-44

*** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 --------- CONTINGENCY ESC230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 ---------- CONTINGENCY ESC230_69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1 --------- CONTINGENCY GSU138_69A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

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TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.1000: 1482 MAT-13 13.800 1.10029 1.03357 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69

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*** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 *** NONE ***

8.3.2. Marzo 2,013 8.3.2.1. Demanda Máxima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E FRI, MAR 16 2012 16:23 0/SISTEMA ELECTRICO REGIONAL. DEMANDA MAXIMA MARZO 2012. PAGE 1 0/BD PARA CONSULTORIA ECS. ACT-27-ENE-2012 ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B % LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES ELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES AC CONTINGENCY RESULTS FILE: CA_MARMAX12-EOR.acc DISTRIBUTION FACTOR FILE: CA_MARMAX12-EOR.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Subsistema.sub

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MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Contingencias.con **PERCENT LOADING UNITS** %MVA FOR TRANSFORMERS % I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES **OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS** Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL) Solution options Tap adjustment: Stepping Area interchange control: Disable Phase shift adjustment: Disable Dc tap adjustment: Disable Switch shunt adjustment: Lock all Non diverge: Disable Mismatch tolerance (MW ): 0.5 Dispatch mode: Disable <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE -------------------------------------------------------------------------------- BASE CASE 3017 LPT B202 13.800 3078*LPT B503 138.00 1 26.4 26.4 25.0 105.8 3030*SUY B515 138.00 3112 SUY B203 13.800 1 50.1 50.1 50.0 100.2 3030*SUY B515 138.00 3113 SUY B418 69.000 1 52.5 52.5 50.0 104.9 3030*SUY B515 138.00 3113 SUY B418 69.000 2 52.0 52.0 50.0 104.1 3030*SUY B515 138.00 3WNDTR SUY T612 WND 2 1 101.5 101.5 100.0 101.5 3030*SUY B515 138.00 3WNDTR SUY T613 WND 2 1 100.2 100.2 100.0 100.2 3033*SUY B612 230.00 3WNDTR SUY T612 WND 1 1 107.9 107.9 100.0 107.9 3033*SUY B612 230.00 3WNDTR SUY T613 WND 1 1 106.6 106.6 100.0 106.6 3035 BER B205 13.800 3037*BER B507 138.00 1 51.8 51.8 50.0 103.6 3045*BVI B528 138.00 3050 BVI B219 13.800 1 26.6 26.6 25.0 106.3 3052*CIR B537 138.00 3137 CIR B222 13.800 1 26.8 26.8 25.0 107.2 3052*CIR B537 138.00 3138 CIR B216 13.800 1 26.3 26.3 25.0 105.3 3063 GUA B337 34.500 3064*GUA B537 138.00 1 8.6 8.6 8.4 102.8 3076 LNZ B226 13.800 3077*LNZ B425 69.000 2 25.5 25.5 25.0 102.0 3078*LPT B503 138.00 3134 LPT B244 13.800 1 52.3 52.3 50.0 104.7

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3100*SFE B404 69.000 3135 SFE 34.5KV 34.500 1 12.8 12.8 12.5 102.6 3123*VNU B520 138.00 3124 VNU B322 34.500 1 51.5 51.5 50.0 103.1 3160*RET 138KV 138.00 3161 RET B256 13.800 1 25.1 25.1 25.0 100.3 12108*LUC-69 69.000 12526 LUC-13 13.800 1 14.5 14.5 14.0 103.2 12171*SMP-69 69.000 12562 SMP-132 13.800 1 15.8 15.8 14.0 112.6 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 (BUS MISMATCH (MVA): 29.149 SYSTEM MISMATCH (MVA): 417.60 Blown up) *** NOT CONVERGED *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

8-49

<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 1241*PNT-69 69.000 12220 PNT-692 69.000 1 53.8 78.6 73.7 105.6 1303 COC-69 69.000 12220*PNT-692 69.000 1 53.8 78.5 73.7 105.6 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-50

TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 1241*PNT-69 69.000 12220 PNT-692 69.000 1 53.8 86.2 73.7 116.4 1303 COC-69 69.000 12220*PNT-692 69.000 1 53.8 86.2 73.7 116.4 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 --------- CONTINGENCY ESC230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 ---------- CONTINGENCY ESC230_69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1 --------- CONTINGENCY GSU138_69A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1301 CHM-69 69.000 0.79172 0.98655 1313 QUI-69 69.000 0.85661 0.97314 1315 SOL-69 69.000 0.88363 0.99414 1326 ZCP-69 69.000 0.84433 0.96302 1361 CHM-34 34.500 0.81692 1.02913 1381 ZCP-13 13.800 0.85745 0.98047 1686 GEC-B 13.800 0.79172 0.98656 1692 GEC-B2 13.800 0.79172 0.98656

8-51

1806 GEC-69 69.000 0.79172 0.98656 1810 PAT-69 69.000 0.82616 0.98450 1811 CSA-69 69.000 0.82008 0.97955 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 1151 ESC-691 69.000 1240*EJO-69 69.000 1 32.8 85.8 73.7 115.6 1240 EJO-69 69.000 12219*PNT-691 69.000 1 32.9 86.8 73.7 115.6 1241*PNT-69 69.000 12219 PNT-691 69.000 1 32.9 86.8 73.7 115.6 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-52

TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 1126*MOY-230 230.00 1434 MOY-138 138.00 1 56.1 87.5 70.0 124.9 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 (BUS MISMATCH (MVA): 10.778 SYSTEM MISMATCH (MVA): 117.69 Blown up) *** NOT CONVERGED *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SJUTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 *** NONE ***

8-53

<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 *** NONE ***

8.3.2.2. Demana Media PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E FRI, MAR 16 2012 16:31 0/SISTEMA ELECTRICO REGIONAL. DEMANDA MEDIA MARZO 2012. PAGE 1 0/BD PARA CONSULTORIA ECS. ACT-27-ENE-2012 ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B % LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES ELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES AC CONTINGENCY RESULTS FILE: CA_MARMED12-EOR.acc DISTRIBUTION FACTOR FILE: CA_MARMED12-EOR.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Contingencias.con **PERCENT LOADING UNITS** %MVA FOR TRANSFORMERS % I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES **OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS** Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL) Solution options Tap adjustment: Stepping Area interchange control: Disable Phase shift adjustment: Disable Dc tap adjustment: Disable Switch shunt adjustment: Lock all Non diverge: Disable Mismatch tolerance (MW ): 0.5 Dispatch mode: Disable <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE -------------------------------------------------------------------------------- BASE CASE *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-54

TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 1151 ESC-691 69.000 1240*EJO-69 69.000 1 50.3 113.9 73.7 157.0 1240 EJO-69 69.000 12219*PNT-691 69.000 1 50.5 114.5 73.7 157.1 1241*PNT-69 69.000 12219 PNT-691 69.000 1 50.5 114.5 73.7 157.1 X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1811 CSA-69 69.000 0.89650 0.98443

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<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 1151 ESC-691 69.000 1240*EJO-69 69.000 1 50.3 77.5 73.7 104.7 1240 EJO-69 69.000 12219*PNT-691 69.000 1 50.5 78.1 73.7 104.7 1241*PNT-69 69.000 12219 PNT-691 69.000 1 50.5 78.2 73.7 104.7 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 1241*PNT-69 69.000 12220 PNT-692 69.000 1 39.6 89.1 73.7 121.7

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1303 COC-69 69.000 12220*PNT-692 69.000 1 39.6 89.0 73.7 121.7 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 --------- CONTINGENCY ESC230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 ---------- CONTINGENCY ESC230_69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1 --------- CONTINGENCY GSU138_69A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1301 CHM-69 69.000 0.77222 0.99000 1313 QUI-69 69.000 0.89220 0.99214 1315 SOL-69 69.000 0.89888 0.99801 1326 ZCP-69 69.000 0.88820 0.98885 1361 CHM-34 34.500 0.79043 1.00231 1371 CHM-342 34.500 0.87435 1.01907 1686 GEC-B 13.800 0.77223 0.99001 1692 GEC-B2 13.800 0.77223 0.99001 1806 GEC-69 69.000 0.77223 0.99001 1810 PAT-69 69.000 0.82332 0.98876 1811 CSA-69 69.000 0.81798 0.98443 1812 CSA-34 34.500 0.89176 1.02379 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

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<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 1151 ESC-691 69.000 1240*EJO-69 69.000 1 50.3 88.9 73.7 119.8 1240 EJO-69 69.000 12219*PNT-691 69.000 1 50.5 89.8 73.7 119.9 1241*PNT-69 69.000 12219 PNT-691 69.000 1 50.5 89.8 73.7 119.9 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW ->

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<----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SJUTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 *** NONE ***

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8.3.2.3. Demanda Mínima PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E FRI, MAR 16 2012 16:35 0/SISTEMA ELECTRICO REGIONAL. DEMANDA MINIMA MARZO 2012. PAGE 1 0/BD PARA CONSULTORIA ECS. ACT-27-ENE-2012 ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED ELEMENTS LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET B % LOADING VALUES ARE % MVA FOR TRANSFORMERS AND % CURRENT FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES ELEMENTS WITH BASE CASE LOADING VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES ACCC VOLTAGE REPORT: BUSES WITH BASE CASE VOLTAGE BAND VIOLATIONS ARE NOT CHECKED IN CONTINGENCY CASES AC CONTINGENCY RESULTS FILE: CA_MARMIN12-EOR.acc DISTRIBUTION FACTOR FILE: CA_MARMIN12-EOR.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Pro1213\MAR13\ACCC\CAMEX\Contingencias.con **PERCENT LOADING UNITS** %MVA FOR TRANSFORMERS % I FOR NON-TRANSFORMER BRANCHES **OPTIONS USED IN CONTINGENCY ANALYSIS** Solution engine: Full Newton-Raphson (FNSL) Solution options Tap adjustment: Stepping Area interchange control: Disable Phase shift adjustment: Disable Dc tap adjustment: Disable Switch shunt adjustment: Lock all Non diverge: Disable Mismatch tolerance (MW ): 0.5 Dispatch mode: Disable <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT BASE CASE -------------------------------------------------------------------------------- BASE CASE 1154*GSU-691 69.000 1156 GSU-692 69.000 1 93.0 93.0 83.8 110.1 X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.1000: 4121 SIU-24.9 24.900 1.13891 1.13891 4207 CHN-69 69.000 1.12327 1.12327 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1102 [ALB-230 230.00] TO BUS 1106 [ESC-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ALBESC230B *** NONE ***

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<----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GESGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY GNOGSU230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1108 [GNO-231 230.00] TO BUS 1444 [TIC-231 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNOTIC230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1109 [GSU-231 230.00] CKT 2 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESCGSU230B *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1119 [ESP-230 230.00] TO BUS 1110 [LBR-231 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESPLBR230 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9000: 1119 ESP-230 230.00 0.85674 1.02072 1305 HUE-69 69.000 0.87350 1.00221 1311 POL-69 69.000 0.84905 1.00175 1325 IXH-69 69.000 0.87153 1.00083 1327 IXY-69 69.000 0.86961 1.00037 1388 BRI-69 69.000 0.86788 0.99939 1519 ESP-132T 13.800 0.85669 1.00533 1520 HUE-13T 0.87351 1.00230 1820 ESP-138 138.00 0.85725 1.00750 1821 POL-138 138.00 0.85378 1.00553 1822 HUE-138 138.00 0.84763 1.00157 1832 XAC-230 230.00 0.86897 1.03529 1912 XAC-H1 13.800 0.86897 1.03529 1913 XAC-H2 13.800 0.86897 1.03529 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCSIQ230 (BUS MISMATCH (MVA): 12.690 SYSTEM MISMATCH (MVA): 34.106 Iteration limit exceeded) *** NOT CONVERGED *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT

8-61

TRIP LINE FROM BUS 1110 [LBR-231 230.00] TO BUS 1132 [SIQ-230 230.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSIQ230 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1107 [GES-231 230.00] TO BUS 1129 [MOY-232 230.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GESMOY230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1125 [MOY-231 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY MOYAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1101 [AGU-230 230.00] TO BUS 28161 [AHUA-230 230.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY AGUAHU230A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1126 [MOY-230 230.00] TO BUS 1434 [MOY-138 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MOY230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 1 --------------------------------------------- CONTINGENCY ESCJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1240 [EJO-69 69.000] CKT 1 ---------------------------------------------- CONTINGENCY EJOESC69 1241*PNT-69 69.000 12220 PNT-692 69.000 1 42.1 93.3 73.7 127.4 1303 COC-69 69.000 12220*PNT-692 69.000 1 42.1 93.2 73.7 127.4 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1122 [PAL-138T 138.00] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSUPAL138T

8-62

*** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP LINE FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1115 [JUR-138 138.00] CKT 2 --------------------------------------------- CONTINGENCY GSUJUR138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1502 [ESC-T1 13.800] CKT 1 --------- CONTINGENCY ESC230_138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1106 [ESC-231 230.00] TO BUS 1151 [ESC-691 69.000] TO BUS 1504 [ESC-T2 13.800] CKT 1 ---------- CONTINGENCY ESC230_69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1114 [GSU-138 138.00] TO BUS 1154 [GSU-691 69.000] TO BUS 1509 [GSU-131T 13.200] CKT 1 --------- CONTINGENCY GSU138_69A *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1301 [CHM-69 69.000] TO BUS 1331 [SJG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY CHMSJG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1303 [COC-69 69.000] TO BUS 12220 [PNT-692 69.000] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY COCPNT69 1151 ESC-691 69.000 1240*EJO-69 69.000 1 51.2 92.1 73.7 124.0 1240 EJO-69 69.000 12219*PNT-691 69.000 1 51.6 93.6 73.7 124.0 1241*PNT-69 69.000 12219 PNT-691 69.000 1 51.7 93.6 73.7 124.0 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1338 [EPI-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY EPILBR69

8-63

*** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1306 [LBR-691 69.000] TO BUS 1374 [SFE-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LBRSFE69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1152 [GNO-691 69.000] TO BUS 1408 [NOV-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GNONOV69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1408 [NOV-69 69.000] TO BUS 1414 [SAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY NOVSAN69 *** NONE *** X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT X-------- B U S --------X V-CONT V-INIT ALL BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.1000: 1430 JAL-69 69.000 1.10420 1.02037 1443 MAT-69 69.000 1.10850 1.02398 1465 SAN-13 13.800 1.11617 1.03227 1466 SAN-34 34.500 1.11477 1.03093 1482 MAT-13 13.800 1.12070 1.03493 1725 RAN-13 13.800 1.10432 1.03224 <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1156 [GSU-692 69.000] TO BUS 1425 [LVG-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY GSULVG69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1113 [ESC-138 138.00] TO BUS 1423 [CLL-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY CLLESC138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1445 [IPA-138 138.00] TO BUS 1422 [PRO-138 138.00] CKT 1 ------------------------------------------- CONTINGENCY IPAPRO138 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1432 [MYE-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY MYEPAN69

8-64

*** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1435 [SCR-69 69.000] TO BUS 1409 [PAN-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY PAN6SCR9 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1407 [LRU-69 69.000] TO BUS 1431 [RIO-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY LRURIO69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1718 [TEL-69 69.000] TO BUS 1427 [EST-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY ESTTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1416 [SJU-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SJUTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1417 [SEC-69 69.000] TO BUS 1718 [TEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SECTEL69 *** NONE *** <----------- C O N T I N G E N C Y E V E N T S -----------><--------- O V E R L O A D E D L I N E S ----------> <- MVA(MW)FLOW -> <----------- MULTI-SECTION LINE GROUPINGS -----------> <------- F R O M -------> <--------- T O --------->CKT PRE-CNT POST-CNT RATING PERCENT TRIP BRANCH FROM BUS 1414 [SAN-69 69.000] TO BUS 1415 [SEL-69 69.000] CKT 1 -------------------------------------------- CONTINGENCY SANSEL69 *** NONE ***

9-1

9. Reservas Operativas

Los márgenes de Reserva Rodante Total han sido definidos por el Administrador del Mercado Mayorista en las Normas de

Coordinación Comercial1 y Normas de Coordinación Operativa2, con la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica1 ,2, y por el momento aún no se ha considerado la modificación de los mismos. En caso de que se considere la modificación, se activará el procedimiento para la modificación normativa y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica será informada al respecto oportunamente.

De acuerdo a lo indicado en la NCO-4 “Determinación de los Criterios de Calidad y Niveles Mínimos de Servicio”, de la

potencia generada en el SNI los márgenes de reserva a mantener en todo momento serán:

Cuadro No.9.1. Porcentje de Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI

Horario % De 00:00 a 04:59 h 7 De 05:00 a 17:59 h 6 De 18:00 a 21:59 h 5 De 22:00 a 24:00 h 7

En todo caso, por requerimientos operativos, la reserva rodante no deberá ser menor que 30 MW.

La Reserva Rodante Total se define como la suma de la Reserva Rodante Regulante (RRR) más la Reserva Rodante Operativa (RRO) , y la magnitud de la Reserva Rodante Regulante (RRR) será del 3% de la generación en cada hora (NCC-8 “Cargo por Servicios Coplementarios”); por lo anterior se tiene que:

1 El Administrador del Mercado Mayorista emitió la Norma de Coordinación Operativa No. 4, Determinación de los Criterios de Calidad y Niveles Mínimos de Servicio, Resolución 157-15 del 30 de Octubre de 2000, aprobada mediante la Resolución CNEE-80-2000, en donde, en consideración de las buenas prácticas de ingeniería, en el numeral 4.3.2 se establecieron los márgenes de reserva a considerar en la coordinación de la operación. 2 El Administrador del Mercado Mayorista emitió la Norma de Coordinación Comercial No. 8, Cargo por Servicio Complementarios, Resolución 216-04 del 19 de junio de 2001, aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica mediante la Resolución CNEE-54-2001, en donde, para la Reserva Rodante Regulante, en el numeral 8.2.1.1 se estableció que: “La magnitud de ésta reserva será del 3% de la generación en cada hora.”

9-2

Cuadro No.9.2. Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI

Horario RRR RRO De 00:00 a 04:59 h 3% 4% De 05:00 a 17:59 h 3% 3% De 18:00 a 21:59 h 3% 2% De 22:00 a 24:00 h 3% 4%

9.1 Septiembre 2,012 Sobre la base de la proyección de la demanda, a continuación se presentan los valores estimados de Reserva Rodante Total:

Cuadro No.9.1.1. Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI para Septiembre 2,012

9.2 Marzo 2,013 Sobre la base de la proyección de la demanda, a continuación se presentan los valores estimados de Reserva Rodante Total:

Cuadro No.9.2.1. Reserva Rodante sobre la potencia generada en el SNI para Marzo 2,013

D-1

D. ANEXOS

D-2

D.1. Septiembre 2,012

D.1.1. Demanda Máxima. • Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:32 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1332.0 1368.0 0.0 0.0 0.0 -94.5 58.4 0.0 GUATEMAL 103.0 235.0 -230.6 60.7 398.5 -84.4 520.8 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.3 0.3 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 32.5 30.5 2.1 3 0.0 25.0 0.0 0.0 0.0 -25.2 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 5.0 0.0 0.0 43.6 37.0 1.6 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8081.5 8064.5 0.0 0.0 0.0 16.9 0.0 TOTALS 36352.0 36293.0 0.0 0.0 0.0 0.0 59.0 0.0 8184.4 8304.5 -230.6 60.7 474.7 0.0 524.4

Despacho de Generación. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:34 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA AREA 1 [GUATEMAL] GENERATOR SUMMARY: # MACH BUS NAME BSVLT ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL REM 1601 CHX-H1 13.8 1 0 3 53.5 1.2 29.0 -20.0 14.283 14.283 1602 CHX-H2 13.8 1 0 2 54.6 1.3 29.0 -20.0 14.283 14.283 1603 CHX-H3 13.8 1 0 2 54.6 1.3 29.0 -20.0 14.283 14.283 1604 CHX-H4 13.8 1 0 2 54.6 1.3 29.0 -20.0 14.283 14.283 1605 CHX-H5 13.8 1 0 2 54.6 1.3 29.0 -20.0 14.283 14.283 1606 AGU-H1 10.0 1 0 2 25.8 5.6 10.0 -10.0 10.350 10.350 1607 AGU-H2 10.0 1 0 2 25.8 5.6 10.0 -10.0 10.350 10.350 1608 AGU-H3 10.0 1 0 2 25.8 5.6 10.0 -10.0 10.350 10.350 1609 JUR-H1 13.8 1 0 2 20.0 4.5 5.0 -5.0 14.283 14.283 1610 JUR-H2 13.8 1 0 2 20.0 4.5 5.0 -5.0 14.283 14.283

D-3

1611 JUR-H3 13.8 1 0 2 20.0 4.5 5.0 -5.0 14.283 14.283 1612 LES-H 6.90 2 0 2 12.8 2.7 4.0 -2.0 7.1070 7.1070 1613 RBO-H 4.16 1 0 2 9.4 1.3 5.0 -2.0 4.3056 4.3056 1614 SMA-H 2.30 3 0 -2 5.7 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3933 1615 SAL-H 2.30 1 0 -2 1.9 0.3 0.3 0.0 2.3000 2.2579 1616 POR-H 2.30 1 0 -2 1.8 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.2711 1621 ENR-B3 13.8 4 0 2 67.0 19.7 40.0 -20.0 14.214 14.214 1642 GEN-B1 13.8 2 0 -2 20.1 0.0 10.0 0.0 14.145 14.164 1643 GEN-B2 13.8 2 0 -2 20.1 0.0 10.0 0.0 14.145 14.162 1644 ZUN-G 13.2 3 4 2 11.3 0.6 6.0 -6.0 13.530 13.530 1645 SEC-H 6.60 1 0 2 15.6 0.2 10.0 -5.0 6.8310 6.8310 1646 PAS-H1 4.16 1 0 2 5.9 1.0 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1647 PAS-H2 4.16 1 0 2 5.9 1.0 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1648 LPA-B 13.8 5 0 2 52.6 19.3 36.0 0.0 14.145 14.145 1651 SJO-C 13.8 1 0 2 127.3 7.1 64.0 -30.0 14.145 14.145 1652 PVE-H1 4.16 1 0 2 3.1 0.1 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1653 PVE-H2 4.16 1 0 2 3.1 0.1 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1656 REN-H1 6.90 1 0 2 21.6 2.4 11.9 0.0 7.1070 7.1070 1657 REN-H2 6.90 1 0 2 21.6 2.4 11.9 0.0 7.1070 7.1070 1658 REN-H3 6.90 1 0 2 21.6 2.4 11.9 0.0 7.1070 7.1070 1659 ARI-O1 13.8 3 1 2 46.3 -0.4 36.0 -21.0 14.214 14.214 1660 ARI-O2 13.8 4 0 2 61.7 0.6 48.0 -28.0 14.214 14.214 1661 ARI-O3 13.8 3 0 2 46.3 -0.3 36.0 -21.0 14.214 14.214 1662 LVA-H1 13.8 1 0 2 19.3 4.3 15.0 0.0 13.938 13.938 1664 MTZ-H 4.16 1 0 2 11.2 0.1 6.4 0.0 4.1600 4.1600 1665 SIS-H 4.16 2 0 2 3.3 0.7 1.7 0.0 4.2016 4.2016 1666 CAN-H1 13.8 1 0 2 22.7 -1.0 12.5 -3.0 14.076 14.076 1667 CGP-69 69.0 1 5 -2 3.8 2.0 2.0 0.0 69.000 67.726 1670 CAN-H2 13.8 1 0 2 22.7 -1.0 12.5 -3.0 14.076 14.076 1676 MTO-H 13.8 2 0 2 12.4 -2.0 8.0 -7.5 14.076 14.076 1687 PVE-13 13.8 1 0 2 3.1 0.7 1.0 -1.0 14.145 14.145 1690 CND-H 6.60 1 0 2 4.2 -0.2 2.0 -1.0 6.8310 6.8310 1691 ORT-G 12.5 2 1 2 21.3 4.7 18.0 0.0 12.844 12.844 1693 PVI-H1 13.8 1 0 2 39.9 -2.4 26.3 -21.1 14.214 14.214 1694 PVI-H2 13.8 1 0 2 39.9 -2.4 26.3 -21.1 14.214 14.214 1902 LLI-C 13.8 1 0 2 12.6 5.3 6.6 -3.5 14.283 14.283 1912 XAC-H1 13.8 1 0 2 45.6 -1.7 29.0 -23.3 14.145 14.145 1913 XAC-H2 13.8 1 0 2 45.6 -1.7 29.0 -23.3 14.145 14.145 1923 PNA-H1 4.16 2 0 2 6.0 2.7 4.7 -3.8 4.2432 4.2432 1924 PNA-H2 .480 1 0 2 0.9 -0.1 0.7 -0.6 0.4848 0.4848 1945 CHO-H 6.60 1 0 2 9.4 -1.2 7.3 -5.8 6.7980 6.7980 1964 STS-H1 6.30 1 0 2 8.1 -0.3 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 1965 STS-H2 6.30 1 0 2 8.1 -0.3 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 SUBSYSTEM TOTALS 1332.0 103.0 753.8 -409.9 MVABASE= 1680.4

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Sobrecarga en Líneas de Transmisión. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:35 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA TRANSMISSION LINE LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X CURRENT(MVA) BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT * NONE *

• Sobrecarga en Transformadores. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:38 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA TRANSFORMER LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET A: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X MVA MVA BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 12000* ACA-69D 69.0 1 12500 ACA-13 13.8 1 1 7.1 7.0 101.9

• Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:39 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 3300 SBV-230 230 3 1.0669 245.38 BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 1387 LNO-34 34.5 1 0.9459 32.633 1495 PET-69 69.0 1 0.9478 65.399 12008 ANT-691 69.0 1 0.9208 63.533 12038 CHA-69 69.0 1 0.9208 63.533 12048 COR-69 69.0 1 0.9208 63.533 12131 NES-69 69.0 1 0.9208 63.533 12159 SAG-69 69.0 1 0.9228 63.673 12161 SGA-69 69.0 1 0.9222 63.629 12162 SGA-69D 69.0 1 0.9228 63.673 12264 COR-691 69.0 1 0.9208 63.533 12503 ANT-13 13.8 1 0.9232 12.741 12523 LFL-13 13.8 1 0.9353 12.906 12527 MCR-13 13.8 1 0.9399 12.970 12539 SGA-13 13.8 1 0.9385 12.951

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12557 SJS-13 13.8 1 0.9348 12.900

Corrientes de Falla Trifásica. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:42 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 SHORT CIRCUIT DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA FAULT CURRENTS OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL] ZONE 1 [TRONCAL ] THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT ------ AT BUS ------ /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 1101 [AGU-230 230] AMPS 7123.0 -85.14 7335.4 -83.44 1102 [ALB-230 230] AMPS 9820.8 -86.70 12418.7 -86.57 1103 [CHX-231 230] AMPS 6494.1 -86.19 7527.0 -86.34 1105 [ENR-230 230] AMPS 4646.9 -83.00 4929.1 -83.45 1106 [ESC-231 230] AMPS 9826.0 -86.69 12438.0 -86.58 1107 [GES-231 230] AMPS 7718.7 -84.93 8405.6 -83.85 1108 [GNO-231 230] AMPS 7736.2 -84.95 8422.8 -84.02 1109 [GSU-231 230] AMPS 8498.6 -85.53 9554.4 -84.60 1110 [LBR-231 230] AMPS 6095.1 -85.12 6216.8 -84.59 1112 [TAM-230 230] AMPS 9226.1 -85.94 10994.7 -85.43 1113 [ESC-138 138] AMPS 6690.9 -85.72 8211.6 -86.07 1114 [GSU-138 138] AMPS 6851.3 -86.39 7494.3 -86.36 1115 [JUR-138 138] AMPS 6960.8 -85.88 7830.3 -85.29 1116 [SID-22 22.8] AMPS 14328.7 -89.58 13873.0 -89.81 1117 [SJO-230 230] AMPS 7036.3 -85.73 7184.9 -84.72 1120 [SJQ-230 230] AMPS 9387.1 -86.46 11217.4 -85.50 1121 [ARI-230 230] AMPS 6100.4 -84.61 6906.0 -85.19 1122 [PAL-138T 138] AMPS 6164.2 -84.63 6349.2 -83.62 1123 [PAL-138 138] AMPS 6122.4 -84.56 6284.4 -83.53 1125 [MOY-231 230] AMPS 4435.4 -83.10 3694.9 -79.79 1126 [MOY-230 230] AMPS 4482.4 -83.12 3749.9 -79.82 1128 [LBR-400 400] AMPS 6894.0 -86.31 5115.7 -85.55 1129 [MOY-232 230] AMPS 4503.7 -83.12 3772.6 -79.82 1131 [ORT-138 138] AMPS 4653.2 -82.40 4357.4 -82.46 1132 [SIQ-230 230] AMPS 7895.2 -85.10 8212.9 -82.82 1141 [CHX-233 230] AMPS 6588.5 -86.09 7462.0 -85.75 1151 [ESC-691 69.0] AMPS 10504.7 -88.20 12491.3 -88.07 1152 [GNO-691 69.0] AMPS 12775.9 -87.20 14034.3 -87.43 1153 [GNO-692 69.0] AMPS 12775.9 -87.20 14034.3 -87.43 1154 [GSU-691 69.0] AMPS 16086.6 -86.88 19007.3 -86.91 1155 [GES-69 69.0] AMPS 9706.0 -88.35 10135.4 -88.63 1156 [GSU-692 69.0] AMPS 16086.6 -86.88 19007.3 -86.91 1159 [GST-69 69.0] AMPS 12891.6 -83.89 12184.2 -82.73 1160 [LPA-230 230] AMPS 9826.0 -86.69 12438.0 -86.58 1161 [LPA-231 230] AMPS 9826.0 -86.69 12438.0 -86.58 1162 [LPA-232 230] AMPS 9826.0 -86.69 12438.0 -86.58 1163 [GIS-69D 69.0] AMPS 14711.5 -86.03 15965.0 -85.27 1444 [TIC-231 230] AMPS 6854.5 -85.27 6793.0 -83.17 1447 [TIC-69 69.0] AMPS 10430.1 -86.57 10143.9 -85.82 1448 [TIC-232 230] AMPS 6854.5 -85.27 6793.0 -83.17 1520 [HUE-13T ] P.U. 1.9044 -85.81 0.0000 0.00 1710 [PAN-230 230] AMPS 2574.4 -82.74 0.0 0.00

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1823 [PVI-230 230] AMPS 5390.6 -85.35 5706.4 -84.55 1845 [USP-230 230] AMPS 5452.5 -85.39 5773.0 -84.50

D.1.2. Demanda Media. • Resumen. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:44 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1102.9 1107.5 0.0 0.0 0.0 -51.4 46.8 0.0 GUATEMAL 164.2 300.1 -141.6 60.5 388.1 -80.3 413.7 2 0.0 35.0 0.0 0.0 0.0 -35.3 0.3 0.0 SALVADOR 0.0 5.0 0.0 0.0 30.9 23.7 2.2 3 0.0 33.0 0.0 0.0 0.0 -33.4 0.4 0.0 HONDURAS 0.0 8.0 0.0 0.0 40.2 29.9 2.3 8 32870.2 32750.2 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8886.2 8859.5 0.0 0.0 0.0 26.7 0.0 TOTALS 33973.1 33925.7 0.0 0.0 0.0 0.0 47.4 0.0 9050.4 9172.6 -141.6 60.5 459.3 0.0 418.2

• Despacho de Generación.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:46 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA AREA 1 [GUATEMAL] GENERATOR SUMMARY: # MACH BUS NAME BSVLT ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL REM 1601 CHX-H1 13.8 1 0 3 53.5 6.4 29.0 -20.0 14.214 14.214 1602 CHX-H2 13.8 1 0 2 54.6 6.5 29.0 -20.0 14.214 14.214 1603 CHX-H3 13.8 1 0 2 54.6 6.5 29.0 -20.0 14.214 14.214 1604 CHX-H4 13.8 1 0 2 54.6 6.5 29.0 -20.0 14.214 14.214 1605 CHX-H5 13.8 1 0 2 54.6 6.5 29.0 -20.0 14.214 14.214 1606 AGU-H1 10.0 1 0 2 25.8 1.2 10.0 -10.0 10.000 10.000 1607 AGU-H2 10.0 1 0 2 25.8 5.3 10.0 -10.0 10.150 10.150 1608 AGU-H3 10.0 1 0 2 25.8 5.3 10.0 -10.0 10.150 10.150 1609 JUR-H1 13.8 1 0 2 19.1 3.4 5.0 -5.0 14.214 14.214 1610 JUR-H2 13.8 1 0 2 19.1 3.4 5.0 -5.0 14.214 14.214

D-7

1611 JUR-H3 13.8 1 0 2 19.1 3.4 5.0 -5.0 14.214 14.214 1613 RBO-H 4.16 1 0 2 9.4 1.6 5.0 -2.0 4.2640 4.2640 1614 SMA-H 2.30 3 0 -2 5.7 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3852 1615 SAL-H 2.30 1 0 -2 1.9 0.3 0.3 0.0 2.3000 2.2499 1616 POR-H 2.30 1 0 -2 1.8 0.0 0.0 0.0 2.3460 2.2997 1621 ENR-B3 13.8 2 2 -2 24.1 20.0 20.0 -10.0 14.007 13.999 1642 GEN-B1 13.8 2 0 2 20.1 1.0 10.0 0.0 13.938 13.938 1643 GEN-B2 13.8 1 1 2 10.1 0.5 5.0 0.0 13.938 13.938 1644 ZUN-G 13.2 3 4 2 11.3 1.3 6.0 -6.0 13.464 13.464 1645 SEC-H 6.60 1 0 2 15.6 -0.1 10.0 -5.0 6.7650 6.7650 1646 PAS-H1 4.16 1 0 -2 5.0 1.0 1.0 -1.0 4.2848 4.2198 1647 PAS-H2 4.16 1 0 -2 5.0 1.0 1.0 -1.0 4.2848 4.2198 1648 LPA-B 13.8 2 3 -2 18.7 17.0 17.0 0.0 13.938 13.907 1651 SJO-C 13.8 1 0 2 127.3 31.4 64.0 -30.0 14.283 14.283 1652 PVE-H1 4.16 1 0 -2 3.1 1.0 1.0 -1.0 4.3056 4.2870 1653 PVE-H2 4.16 1 0 -2 3.1 1.0 1.0 -1.0 4.3056 4.2870 1656 REN-H1 6.90 1 0 2 21.6 1.5 11.9 0.0 7.0380 7.0380 1657 REN-H2 6.90 1 0 2 21.6 1.5 11.9 0.0 7.0380 7.0380 1658 REN-H3 6.90 1 0 2 21.6 1.5 11.9 0.0 7.0380 7.0380 1659 ARI-O1 13.8 3 1 2 43.7 12.1 36.0 -21.0 14.214 14.214 1660 ARI-O2 13.8 2 2 2 29.1 10.9 24.0 -14.0 14.214 14.214 1662 LVA-H1 13.8 1 0 2 13.1 0.0 15.0 0.0 13.662 13.662 1664 MTZ-H 4.16 1 0 2 11.2 1.2 6.4 0.0 4.2016 4.2016 1665 SIS-H 4.16 2 0 2 2.9 0.7 1.7 0.0 4.2432 4.2432 1666 CAN-H1 13.8 1 0 2 22.7 0.0 12.5 -3.0 14.076 14.076 1667 CGP-69 69.0 1 5 -2 3.8 2.0 2.0 0.0 69.690 66.695 1670 CAN-H2 13.8 1 0 2 22.7 0.0 12.5 -3.0 14.076 14.076 1676 MTO-H 13.8 2 0 2 12.4 1.4 8.0 -7.5 14.145 14.145 1687 PVE-13 13.8 1 0 -2 3.1 -1.0 1.0 -1.0 13.800 14.072 1690 CND-H 6.60 1 0 2 4.2 -0.6 2.0 -1.0 6.7320 6.7320 1691 ORT-G 12.5 2 1 2 21.3 3.5 18.0 0.0 12.782 12.782 1693 PVI-H1 13.8 1 0 2 39.9 0.1 26.3 -21.1 14.076 14.076 1902 LLI-C 13.8 1 0 2 12.6 -1.8 6.6 -3.5 13.938 13.938 1912 XAC-H1 13.8 1 0 2 47.1 0.1 29.0 -23.3 14.007 14.007 1913 XAC-H2 13.8 1 0 2 47.1 0.1 29.0 -23.3 14.007 14.007 1923 PNA-H1 4.16 2 0 2 6.0 1.6 4.7 -3.8 4.2016 4.2016 1924 PNA-H2 .480 1 0 2 0.9 0.0 0.7 -0.6 0.4848 0.4848 1945 CHO-H 6.60 1 0 2 9.4 -1.4 7.3 -5.8 6.7320 6.7320 1964 STS-H1 6.30 1 0 2 8.1 -0.3 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 1965 STS-H2 6.30 1 0 2 8.1 -0.3 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 SUBSYSTEM TOTALS 1102.9 164.2 619.4 -341.8 MVABASE= 1404.9

• Sobrecarga en Líneas de Transmisión. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:48 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA TRANSMISSION LINE LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X CURRENT(MVA) BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT

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* NONE *

• Sobrecarga en Transformadores. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:48 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA TRANSFORMER LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET A: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X MVA MVA BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 12150* RBR-69 69.0 1 12537 RBR-13 13.8 1 1 20.5 20.0 102.5

• Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:49 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) * NONE * BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 12008 ANT-691 69.0 1 0.9236 63.727 12038 CHA-69 69.0 1 0.9236 63.728 12048 COR-69 69.0 1 0.9236 63.728 12055 EGU-69 69.0 1 0.9416 64.972 12057 ESI-69 69.0 1 0.9464 65.300 12058 ESI-691 69.0 1 0.9464 65.303 12059 ESI-692 69.0 1 0.9465 65.306 12060 ESI-693 69.0 1 0.9462 65.285 12100 LCA-69 69.0 1 0.9417 64.976 12101 LCA-69D 69.0 1 0.9433 65.088 12131 NES-69 69.0 1 0.9236 63.727 12159 SAG-69 69.0 1 0.9253 63.849 12161 SGA-69 69.0 1 0.9248 63.810 12162 SGA-69D 69.0 1 0.9253 63.849 12264 COR-691 69.0 1 0.9236 63.728 12503 ANT-13 13.8 1 0.9208 12.708 12513 EGU-13 13.8 1 0.9355 12.910 12515 ESI-13 13.8 1 0.9306 12.842 12522 LCA-13 13.8 1 0.9254 12.770 12523 LFL-13 13.8 1 0.9272 12.796 12525 LPR-13 13.8 1 0.9486 13.091 12527 MCR-13 13.8 1 0.9336 12.884 12532 NOR-13 13.8 1 0.9451 13.043 12539 SGA-13 13.8 1 0.9408 12.983

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• Corrientes de Falla Trifásica. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 10:51 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 SHORT CIRCUIT DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA FAULT CURRENTS OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL] ZONE 1 [TRONCAL ] THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT ------ AT BUS ------ /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 1101 [AGU-230 230] AMPS 6497.9 -85.32 6884.4 -83.68 1102 [ALB-230 230] AMPS 8616.9 -86.65 11121.6 -86.55 1103 [CHX-231 230] AMPS 6028.0 -86.25 7104.8 -86.38 1105 [ENR-230 230] AMPS 4165.9 -82.78 4561.5 -83.28 1106 [ESC-231 230] AMPS 8624.1 -86.65 11141.1 -86.56 1107 [GES-231 230] AMPS 7086.6 -85.17 7939.8 -84.14 1108 [GNO-231 230] AMPS 7127.1 -85.22 7978.5 -84.32 1109 [GSU-231 230] AMPS 7724.6 -85.73 8935.5 -84.87 1110 [LBR-231 230] AMPS 5940.4 -85.32 6081.6 -84.69 1112 [TAM-230 230] AMPS 8155.4 -85.99 9964.6 -85.52 1113 [ESC-138 138] AMPS 6457.5 -85.80 8000.1 -86.13 1114 [GSU-138 138] AMPS 6613.6 -86.44 7342.8 -86.41 1115 [JUR-138 138] AMPS 6744.4 -86.03 7680.6 -85.43 1116 [SID-22 22.8] AMPS 14040.0 -89.54 13689.1 -89.80 1117 [SJO-230 230] AMPS 6481.8 -85.89 6790.9 -84.90 1120 [SJQ-230 230] AMPS 8230.8 -86.42 10097.3 -85.56 1121 [ARI-230 230] AMPS 5142.4 -83.99 6065.8 -84.65 1122 [PAL-138T 138] AMPS 6007.3 -84.82 6274.0 -83.79 1123 [PAL-138 138] AMPS 5968.3 -84.75 6211.9 -83.70 1125 [MOY-231 230] AMPS 4220.1 -83.34 3606.6 -80.03 1126 [MOY-230 230] AMPS 4263.4 -83.36 3659.9 -80.07 1128 [LBR-400 400] AMPS 6863.5 -86.29 5098.7 -85.52 1129 [MOY-232 230] AMPS 4282.1 -83.36 3680.7 -80.07 1131 [ORT-138 138] AMPS 4591.4 -82.63 4351.0 -82.61 1132 [SIQ-230 230] AMPS 7200.5 -85.27 7695.4 -83.08 1141 [CHX-233 230] AMPS 6086.4 -86.12 7027.9 -85.80 1151 [ESC-691 69.0] AMPS 10122.3 -88.11 12160.4 -88.00 1152 [GNO-691 69.0] AMPS 12218.1 -87.17 13643.1 -87.40 1153 [GNO-692 69.0] AMPS 12218.1 -87.17 13643.1 -87.40 1154 [GSU-691 69.0] AMPS 15226.3 -86.88 18274.3 -86.92 1155 [GES-69 69.0] AMPS 9414.2 -88.28 9986.8 -88.56 1156 [GSU-692 69.0] AMPS 15226.3 -86.88 18274.3 -86.92 1159 [GST-69 69.0] AMPS 12394.8 -84.08 11980.8 -82.91 1160 [LPA-230 230] AMPS 8624.1 -86.65 11141.1 -86.56 1161 [LPA-231 230] AMPS 8624.1 -86.65 11141.1 -86.56 1162 [LPA-232 230] AMPS 8624.1 -86.65 11141.1 -86.56 1163 [GIS-69D 69.0] AMPS 14025.5 -86.10 15511.3 -85.38 1444 [TIC-231 230] AMPS 6384.7 -85.46 6492.3 -83.42 1447 [TIC-69 69.0] AMPS 10222.8 -86.55 10025.8 -85.78 1448 [TIC-232 230] AMPS 6384.7 -85.46 6492.3 -83.42 1520 [HUE-13T ] P.U. 1.8266 -85.65 0.0000 0.00 1710 [PAN-230 230] AMPS 2515.5 -82.88 0.0 0.00 1823 [PVI-230 230] AMPS 4920.4 -85.20 5349.0 -84.50 1845 [USP-230 230] AMPS 4981.1 -85.25 5414.5 -84.47

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D.1.3. Demanda Mínima. • Resumen. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 11:03 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 AREA TOTALS DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 847.0 716.4 0.0 0.0 0.0 99.9 30.6 0.0 GUATEMAL -0.1 65.8 10.5 0.0 315.9 -52.8 292.3 2 0.0 49.0 0.0 0.0 0.0 -49.1 0.1 0.0 SALVADOR 0.0 7.0 0.0 0.0 30.5 22.4 1.1 3 0.0 50.0 0.0 0.0 0.0 -50.8 0.8 0.0 HONDURAS 0.0 5.0 0.0 0.0 40.5 30.3 5.1 8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MEXICO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TOTALS 847.0 815.4 0.0 0.0 0.0 0.0 31.6 0.0 -0.1 77.8 10.5 0.0 386.9 0.0 298.5

• Despacho de Generación. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 11:04 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA AREA 1 [GUATEMAL] GENERATOR SUMMARY: # MACH BUS NAME BSVLT ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL REM 1601 CHX-H1 13.8 1 0 3 54.6 -1.2 29.0 -20.0 13.800 13.800 1602 CHX-H2 13.8 1 0 2 54.5 -1.2 29.0 -20.0 13.800 13.800 1603 CHX-H3 13.8 1 0 2 54.5 -1.2 29.0 -20.0 13.800 13.800 1604 CHX-H4 13.8 1 0 2 54.5 -1.2 29.0 -20.0 13.800 13.800 1605 CHX-H5 13.8 1 0 2 54.5 -1.2 29.0 -20.0 13.800 13.800 1606 AGU-H1 10.0 1 0 2 25.2 -0.2 10.0 -10.0 9.8000 9.8000 1607 AGU-H2 10.0 1 0 2 25.2 -0.2 10.0 -10.0 9.8000 9.8000 1609 JUR-H1 13.8 1 0 2 16.5 -1.4 5.0 -5.0 13.800 13.800 1610 JUR-H2 13.8 1 0 2 16.5 -1.4 5.0 -5.0 13.800 13.800 1611 JUR-H3 13.8 1 0 2 16.5 -1.4 5.0 -5.0 13.800 13.800

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1613 RBO-H 4.16 1 0 2 1.1 2.9 5.0 -2.0 4.1600 4.1600 1614 SMA-H 2.30 3 0 -2 5.7 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3680 1616 POR-H 2.30 1 0 -2 1.8 0.0 0.0 0.0 2.3460 2.4233 1644 ZUN-G 13.2 3 4 2 11.3 3.5 6.0 -6.0 13.464 13.464 1645 SEC-H 6.60 1 0 2 15.6 2.2 10.0 -5.0 6.7320 6.7320 1646 PAS-H1 4.16 1 0 2 5.0 -0.1 1.0 -1.0 4.1600 4.1600 1647 PAS-H2 4.16 1 0 2 5.0 -0.1 1.0 -1.0 4.1600 4.1600 1648 LPA-B 13.8 2 3 2 15.6 7.1 17.0 0.0 13.524 13.524 1651 SJO-C 13.8 1 0 2 60.0 -10.4 64.0 -30.0 13.524 13.524 1656 REN-H1 6.90 1 0 2 21.6 1.1 11.9 0.0 6.9000 6.9000 1657 REN-H2 6.90 1 0 2 21.6 1.1 11.9 0.0 6.9000 6.9000 1658 REN-H3 6.90 1 0 2 21.6 1.1 11.9 0.0 6.9000 6.9000 1659 ARI-O1 13.8 1 3 2 10.1 3.6 12.0 -7.0 13.800 13.800 1662 LVA-H1 13.8 1 0 2 7.2 0.8 15.0 0.0 13.800 13.800 1665 SIS-H 4.16 2 0 2 3.3 0.3 1.7 0.0 4.1600 4.1600 1666 CAN-H1 13.8 1 0 2 12.7 3.4 12.5 -3.0 14.007 14.007 1667 CGP-69 69.0 1 5 -2 3.0 2.0 2.0 0.0 70.380 66.971 1670 CAN-H2 13.8 1 0 -2 12.7 -3.0 12.5 -3.0 13.800 13.886 1676 MTO-H 13.8 2 0 2 6.9 1.8 8.0 -7.5 14.007 14.007 1690 CND-H 6.60 1 0 2 4.2 0.4 2.0 -1.0 6.7320 6.7320 1691 ORT-G 12.5 2 1 2 21.3 4.1 18.0 0.0 12.657 12.657 1693 PVI-H1 13.8 1 0 2 39.8 -2.4 26.3 -21.1 13.800 13.800 1694 PVI-H2 13.8 1 0 2 39.9 -2.4 26.3 -21.1 13.800 13.800 1902 LLI-C 13.8 1 0 2 10.0 -0.4 6.6 -3.5 13.800 13.800 1912 XAC-H1 13.8 1 0 2 47.1 -1.9 29.0 -23.3 13.800 13.800 1913 XAC-H2 13.8 1 0 2 47.1 -1.9 29.0 -23.3 13.800 13.800 1923 PNA-H1 4.16 2 0 2 6.0 0.0 4.7 -3.8 4.1600 4.1600 1924 PNA-H2 .480 1 0 2 0.9 0.0 0.7 -0.6 0.4800 0.4800 1964 STS-H1 6.30 1 0 2 8.1 -0.9 5.0 -4.0 6.3000 6.3000 1965 STS-H2 6.30 1 0 2 8.1 -0.9 5.0 -4.0 6.3000 6.3000 SUBSYSTEM TOTALS 847.0 -0.1 535.8 -306.0 MVABASE= 1201.1

• Sobrecarga en Líneas de Transmisión. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 11:05 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA TRANSMISSION LINE LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X CURRENT(MVA) BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 1154 GSU-691 69.0 1 1156* GSU-692 69.0 1 1 90.0 83.8 107.3

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Sobrecarga en Transformadores. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 11:05 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA TRANSFORMER LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET A: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X MVA MVA BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 1109* GSU-231 230 1 1156 GSU-692 69.0 1 1 113.2 100.0 113.2

Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 11:06 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 1308 MAL-69 69.0 1 1.0521 72.596 1310 MEL-69 69.0 1 1.0519 72.579 1312 POR-69 69.0 1 1.0546 72.770 1375 POR-13 13.8 1 1.0534 14.537 1616 POR-H 2.30 1 1.0536 2.423 BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 1410 PBA-69 69.0 1 0.9406 64.901 1424 GEN-69 69.0 1 0.9417 64.980 1467 PBA-131 13.8 1 0.9382 12.947 1468 PBA-132 13.8 1 0.9372 12.934 1642 GEN-B1 13.8 1 0.9417 12.996 1643 GEN-B2 13.8 1 0.9417 12.996

• Corrientes de Falla Trifásica.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E WED, MAR 07 2012 11:10 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 SHORT CIRCUIT DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA FAULT CURRENTS OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL] ZONE 1 [TRONCAL ] THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT ------ AT BUS ------ /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 1101 [AGU-230 230] AMPS 5085.0 -85.37 5727.4 -83.96 1102 [ALB-230 230] AMPS 6409.5 -86.53 8558.0 -86.47 1103 [CHX-231 230] AMPS 5831.1 -87.04 6883.6 -86.99

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1105 [ENR-230 230] AMPS 3270.8 -82.37 3788.9 -82.89 1106 [ESC-231 230] AMPS 6416.0 -86.53 8571.9 -86.49 1107 [GES-231 230] AMPS 5873.3 -85.64 6812.4 -84.57 1108 [GNO-231 230] AMPS 6026.7 -85.77 6947.6 -84.76 1109 [GSU-231 230] AMPS 6229.4 -86.09 7469.3 -85.21 1110 [LBR-231 230] AMPS 3630.0 -83.48 3700.9 -82.71 1112 [TAM-230 230] AMPS 6145.2 -86.02 7842.3 -85.64 1113 [ESC-138 138] AMPS 5761.9 -85.82 7241.1 -86.13 1114 [GSU-138 138] AMPS 5913.8 -86.46 6666.1 -86.35 1115 [JUR-138 138] AMPS 6071.8 -86.19 7026.7 -85.57 1116 [SID-22 22.8] AMPS 13075.3 -89.33 12968.6 -89.63 1117 [SJO-230 230] AMPS 5283.0 -86.15 5831.6 -85.21 1120 [SJQ-230 230] AMPS 6137.8 -86.28 7871.2 -85.62 1121 [ARI-230 230] AMPS 3892.9 -83.46 4833.4 -84.10 1122 [PAL-138T 138] AMPS 5446.6 -85.01 5785.9 -83.94 1123 [PAL-138 138] AMPS 5413.2 -84.95 5730.9 -83.85 1125 [MOY-231 230] AMPS 3666.8 -83.68 3276.3 -80.38 1126 [MOY-230 230] AMPS 3701.5 -83.70 3321.8 -80.42 1129 [MOY-232 230] AMPS 3717.5 -83.70 3340.3 -80.42 1131 [ORT-138 138] AMPS 4233.9 -82.89 4072.6 -82.75 1132 [SIQ-230 230] AMPS 5388.2 -85.27 6136.0 -83.49 1141 [CHX-233 230] AMPS 5880.2 -86.96 6802.5 -86.43 1151 [ESC-691 69.0] AMPS 8809.4 -87.85 10794.9 -87.79 1152 [GNO-691 69.0] AMPS 11108.3 -87.31 12499.9 -87.45 1153 [GNO-692 69.0] AMPS 11108.3 -87.31 12499.9 -87.45 1154 [GSU-691 69.0] AMPS 13378.9 -86.95 16259.9 -86.93 1155 [GES-69 69.0] AMPS 8590.6 -88.20 9212.3 -88.44 1156 [GSU-692 69.0] AMPS 13378.9 -86.95 16259.9 -86.93 1159 [GST-69 69.0] AMPS 11006.6 -84.22 10831.5 -82.95 1160 [LPA-230 230] AMPS 6416.0 -86.53 8571.9 -86.49 1161 [LPA-231 230] AMPS 6416.0 -86.53 8571.9 -86.49 1162 [LPA-232 230] AMPS 6416.0 -86.53 8571.9 -86.49 1163 [GIS-69D 69.0] AMPS 12394.3 -86.20 13911.9 -85.42 1444 [TIC-231 230] AMPS 5874.4 -86.16 6073.3 -83.93 1447 [TIC-69 69.0] AMPS 9466.9 -86.91 9445.0 -86.03 1448 [TIC-232 230] AMPS 5874.4 -86.16 6073.3 -83.93 1520 [HUE-13T ] P.U. 1.7540 -85.56 0.0000 0.00 1710 [PAN-230 230] AMPS 2287.9 -83.11 0.0 0.00 1823 [PVI-230 230] AMPS 4913.8 -86.12 5305.1 -85.12 1845 [USP-230 230] AMPS 4964.6 -86.16 5362.6 -85.08

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D.2. Marzo 2,013 D.2.1. Demanda Máxima. • Resumen. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:11 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1362.4 1403.9 0.0 0.0 0.0 -97.6 56.0 0.0 GUATEMAL 130.5 235.0 -175.4 60.8 396.1 -83.8 490.1 2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.4 0.4 0.0 SALVADOR 0.0 0.0 0.0 0.0 32.0 29.1 2.9 3 0.0 21.8 0.0 0.0 0.0 -22.0 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 3.5 0.0 0.0 43.2 38.3 1.4 8 35020.0 34900.0 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8081.0 8064.5 0.0 0.0 0.0 16.5 0.0 TOTALS 36382.4 36325.7 0.0 0.0 0.0 0.0 56.6 0.0 8211.5 8303.0 -175.4 60.8 471.3 0.0 494.4

• Despacho de Generación.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:14 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA AREA 1 [GUATEMAL] GENERATOR SUMMARY: # MACH BUS NAME BSVLT ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL REM 1601 CHX-H1 13.8 1 0 3 54.2 3.0 29.0 -20.0 14.283 14.283 1602 CHX-H2 13.8 1 0 2 54.6 3.1 29.0 -20.0 14.283 14.283 1603 CHX-H3 13.8 1 0 2 54.6 3.1 29.0 -20.0 14.283 14.283 1604 CHX-H4 13.8 1 0 2 54.6 3.1 29.0 -20.0 14.283 14.283 1609 JUR-H1 13.8 1 0 -2 20.0 5.0 5.0 -5.0 14.283 14.280 1610 JUR-H2 13.8 1 0 -2 20.0 5.0 5.0 -5.0 14.283 14.280 1611 JUR-H3 13.8 1 0 -2 20.0 5.0 5.0 -5.0 14.283 14.280 1612 LES-H 6.90 1 1 -2 6.4 2.0 2.0 -1.0 7.1070 7.0009 1613 RBO-H 4.16 1 0 2 9.4 1.6 5.0 -2.0 4.3056 4.3056 1614 SMA-H 2.30 2 1 -2 3.9 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3935 1616 POR-H 2.30 1 0 -2 1.8 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.2737 1621 ENR-B3 13.8 4 0 2 61.4 16.0 40.0 -20.0 14.214 14.214 1623 ENR-B3B 13.8 3 0 2 46.0 15.2 30.0 -15.0 14.214 14.214 1635 CON-B 13.8 1 0 2 25.0 3.6 8.0 0.0 13.938 13.938 1636 LUN-B 13.8 1 0 -2 30.0 0.0 5.0 0.0 14.145 14.288

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1638 MTI-B 13.8 1 0 2 20.0 1.5 6.0 0.0 14.283 14.283 1639 PNT-B 13.8 1 0 2 29.0 4.1 5.0 0.0 14.214 14.214 1640 SAA-B 13.8 1 0 2 35.0 2.6 10.0 0.0 14.145 14.145 1642 GEN-B1 13.8 2 0 2 20.1 0.1 10.0 0.0 14.145 14.145 1643 GEN-B2 13.8 2 0 2 20.1 0.2 10.0 0.0 14.145 14.145 1644 ZUN-G 13.2 2 5 2 6.0 1.0 4.0 -4.0 13.530 13.530 1645 SEC-H 6.60 1 0 2 15.5 0.5 10.0 -5.0 6.8310 6.8310 1646 PAS-H1 4.16 1 0 -2 5.5 1.0 1.0 -1.0 4.2640 4.2557 1647 PAS-H2 4.16 1 0 -2 5.5 1.0 1.0 -1.0 4.2640 4.2557 1648 LPA-B 13.8 5 0 2 63.1 22.8 36.0 0.0 14.145 14.145 1651 SJO-C 13.8 1 0 2 127.3 10.7 64.0 -30.0 14.145 14.145 1652 PVE-H1 4.16 1 0 2 3.1 0.2 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1653 PVE-H2 4.16 1 0 2 3.1 0.2 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1654 TUL-B12 12.0 1 1 2 3.9 0.9 9.9 0.0 12.240 12.240 1656 REN-H1 6.90 1 0 2 10.5 0.8 11.9 0.0 7.1070 7.1070 1657 REN-H2 6.90 1 0 2 10.5 0.8 11.9 0.0 7.1070 7.1070 1659 ARI-O1 13.8 4 0 2 48.6 2.1 41.3 -25.2 14.214 14.214 1660 ARI-O2 13.8 4 0 2 59.5 2.8 48.0 -28.0 14.214 14.214 1661 ARI-O3 13.8 3 0 2 44.6 2.0 36.0 -21.0 14.214 14.214 1662 LVA-H1 13.8 1 0 2 9.4 6.0 15.0 0.0 13.938 13.938 1664 MTZ-H 4.16 1 0 -2 11.2 0.0 6.4 0.0 4.1600 4.1829 1665 SIS-H 4.16 2 0 2 2.0 0.3 1.7 0.0 4.2016 4.2016 1666 CAN-H1 13.8 1 0 2 22.6 -0.9 12.5 -3.0 14.076 14.076 1667 CGP-69 69.0 3 3 -2 11.6 6.0 6.0 0.0 69.000 68.376 1670 CAN-H2 13.8 1 0 2 22.6 -0.9 12.5 -3.0 14.076 14.076 1672 PNT-B2 13.8 1 0 2 15.0 1.2 15.0 0.0 14.145 14.145 1673 MAG-B2 13.8 1 0 -2 15.4 0.0 6.2 0.0 13.938 13.974 1674 REC-H 13.8 2 0 2 24.9 2.5 18.1 -14.5 14.283 14.283 1676 MTO-H 13.8 2 0 2 12.6 -1.9 8.0 -7.5 14.076 14.076 1687 PVE-13 13.8 1 0 -2 3.1 1.0 1.0 -1.0 14.145 14.118 1688 MAG-B3 13.8 1 0 -2 21.4 0.0 18.0 0.0 13.938 13.967 1689 TND-B 13.8 2 0 2 8.6 0.5 17.2 0.0 14.145 14.145 1690 CND-H 6.60 1 0 2 4.2 -0.1 2.0 -1.0 6.8310 6.8310 1691 ORT-G 12.5 2 1 2 17.3 5.1 18.0 0.0 12.844 12.844 1693 PVI-H1 13.8 1 0 2 36.5 -1.0 26.3 -21.1 14.214 14.214 1699 MAG-B4 13.8 1 0 2 41.3 -2.8 34.0 -20.0 14.007 14.007 1902 LLI-C 13.8 1 0 2 12.6 5.8 6.6 -3.5 14.283 14.283 1912 XAC-H1 13.8 1 0 2 33.8 -6.2 29.0 -23.3 14.076 14.076 1923 PNA-H1 4.16 2 0 2 6.0 0.6 4.7 -3.8 4.2016 4.2016 1924 PNA-H2 .480 1 0 2 0.6 -0.1 0.7 -0.6 0.4800 0.4800 1945 CHO-H 6.60 1 0 2 9.4 -1.7 7.3 -5.8 6.7650 6.7650 1964 STS-H1 6.30 1 0 2 8.1 -0.9 5.0 -4.0 6.3945 6.3945 1965 STS-H2 6.30 1 0 2 8.1 -0.9 5.0 -4.0 6.3945 6.3945 1966 TND-B2 13.8 1 0 2 9.9 -0.7 14.9 -11.9 14.076 14.076 1968 EPI-B2 4.16 2 0 2 1.5 -1.4 5.9 -2.9 4.1600 4.1600 SUBSYSTEM TOTALS 1362.4 130.5 835.7 -381.0 MVABASE= 1897.9

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• Sobrecarga en Líneas de Transmisión. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:16 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA TRANSMISSION LINE LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X CURRENT(MVA) BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT * NONE *

• Sobrecarga en Transformadores. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:17 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA TRANSFORMER LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET A: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X MVA MVA BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 1811* CSA-69 69.0 1 1812 CSA-34 34.5 1 1 14.3 14.0 102.2 12000* ACA-69D 69.0 1 12500 ACA-13 13.8 1 1 7.3 7.0 104.8

• Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:17 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 3300 SBV-230 230 3 1.0639 244.70 BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 1495 PET-69 69.0 1 0.9304 64.198 12008 ANT-691 69.0 1 0.9312 64.251 12038 CHA-69 69.0 1 0.9312 64.251 12048 COR-69 69.0 1 0.9312 64.251 12131 NES-69 69.0 1 0.9312 64.250 12159 SAG-69 69.0 1 0.9332 64.392 12161 SGA-69 69.0 1 0.9326 64.348 12162 SGA-69D 69.0 1 0.9332 64.392 12264 COR-691 69.0 1 0.9312 64.251 12503 ANT-13 13.8 1 0.9337 12.886 12523 LFL-13 13.8 1 0.9304 12.839 12527 MCR-13 13.8 1 0.9455 13.048 12532 NOR-13 13.8 1 0.9418 12.996 12539 SGA-13 13.8 1 0.9491 13.098 12557 SJS-13 13.8 1 0.9298 12.831

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• Corrientes de Falla Trifásica. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:25 PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 SHORT CIRCUIT DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA FAULT CURRENTS OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL] ZONE 1 [TRONCAL ] THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT ------ AT BUS ------ /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 1101 [AGU-230 230] AMPS 6944.0 -84.25 7159.3 -82.83 1102 [ALB-230 230] AMPS 10895.2 -86.80 13486.9 -86.62 1103 [CHX-231 230] AMPS 5714.6 -85.41 6798.2 -85.72 1105 [ENR-230 230] AMPS 5258.6 -83.59 5320.4 -83.86 1106 [ESC-231 230] AMPS 10907.4 -86.80 13516.0 -86.64 1107 [GES-231 230] AMPS 7909.7 -84.74 8525.7 -83.68 1108 [GNO-231 230] AMPS 7800.4 -84.76 8444.6 -83.86 1109 [GSU-231 230] AMPS 8855.6 -85.37 9811.3 -84.43 1110 [LBR-231 230] AMPS 6298.1 -85.10 6316.0 -84.55 1112 [TAM-230 230] AMPS 10149.8 -85.93 11783.8 -85.35 1113 [ESC-138 138] AMPS 6735.6 -85.68 8225.3 -86.03 1114 [GSU-138 138] AMPS 6877.1 -86.31 7478.2 -86.28 1115 [JUR-138 138] AMPS 6990.8 -85.79 7819.3 -85.20 1116 [SID-22 22.8] AMPS 14196.6 -89.57 13657.8 -89.78 1117 [SJO-230 230] AMPS 7418.4 -85.59 7384.2 -84.55 1120 [SJQ-230 230] AMPS 10159.0 -86.35 11875.9 -85.30 1121 [ARI-230 230] AMPS 6365.9 -84.44 7088.4 -85.09 1122 [PAL-138T 138] AMPS 6172.0 -84.52 6318.9 -83.51 1123 [PAL-138 138] AMPS 6129.3 -84.45 6253.5 -83.42 1125 [MOY-231 230] AMPS 4427.1 -82.84 3651.9 -79.57 1126 [MOY-230 230] AMPS 4475.8 -82.86 3707.3 -79.60 1128 [LBR-400 400] AMPS 6894.4 -86.32 5105.3 -85.54 1129 [MOY-232 230] AMPS 4498.2 -82.86 3730.3 -79.60 1131 [ORT-138 138] AMPS 4635.2 -82.27 4318.6 -82.37 1132 [SIQ-230 230] AMPS 8967.8 -85.45 8871.3 -82.76 1141 [CHX-233 230] AMPS 5813.5 -85.32 6766.3 -85.20 1151 [ESC-691 69.0] AMPS 14094.5 -87.63 15456.9 -87.59 1152 [GNO-691 69.0] AMPS 12864.8 -87.07 14016.9 -87.31 1153 [GNO-692 69.0] AMPS 12864.8 -87.07 14016.9 -87.31 1154 [GSU-691 69.0] AMPS 16216.2 -86.78 19054.6 -86.82 1155 [GES-69 69.0] AMPS 9746.9 -88.22 10111.3 -88.49 1156 [GSU-692 69.0] AMPS 16216.2 -86.78 19054.6 -86.82 1159 [GST-69 69.0] AMPS 12946.8 -83.73 12135.0 -82.59 1160 [LPA-230 230] AMPS 10907.4 -86.80 13516.0 -86.64 1161 [LPA-231 230] AMPS 10907.4 -86.80 13516.0 -86.64 1162 [LPA-232 230] AMPS 10907.4 -86.80 13516.0 -86.64 1163 [GIS-69D 69.0] AMPS 14794.4 -85.91 15951.1 -85.16 1444 [TIC-231 230] AMPS 6352.1 -84.80 6427.2 -82.94 1447 [TIC-69 69.0] AMPS 9894.4 -86.45 9762.3 -85.75 1448 [TIC-232 230] AMPS 6352.1 -84.80 6427.2 -82.94 1520 [HUE-13T ] P.U. 1.8740 -85.78 0.0000 0.00 1710 [PAN-230 230] AMPS 2542.0 -82.61 0.0 0.00 1823 [PVI-230 230] AMPS 4737.0 -84.62 5189.6 -84.10 1845 [USP-230 230] AMPS 4793.5 -84.65 5251.4 -84.06

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D.2.2. Demanda Media. • Resumen.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:31 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 1095.3 1135.6 0.0 0.0 0.0 -83.2 42.9 0.0 GUATEMAL 118.9 300.1 -142.3 60.5 389.7 -85.8 376.1 2 0.0 15.0 0.0 0.0 0.0 -15.3 0.3 0.0 SALVADOR 0.0 3.5 0.0 0.0 31.0 25.4 2.1 3 0.0 21.4 0.0 0.0 0.0 -21.6 0.2 0.0 HONDURAS 0.0 4.5 0.0 0.0 41.7 35.8 1.3 8 32870.2 32750.2 0.0 0.0 0.0 120.0 0.0 0.0 MEXICO 8884.2 8859.5 0.0 0.0 0.0 24.7 0.0 TOTALS 33965.5 33922.1 0.0 0.0 0.0 0.0 43.3 0.0 9003.1 9167.6 -142.3 60.5 462.4 0.0 379.6

• Despacho de Generación. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:34 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA AREA 1 [GUATEMAL] GENERATOR SUMMARY: # MACH BUS NAME BSVLT ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL REM 1601 CHX-H1 13.8 1 0 3 54.3 5.0 29.0 -20.0 14.214 14.214 1602 CHX-H2 13.8 1 0 2 54.6 5.1 29.0 -20.0 14.214 14.214 1603 CHX-H3 13.8 1 0 2 54.6 5.1 29.0 -20.0 14.214 14.214 1604 CHX-H4 13.8 1 0 2 54.6 5.1 29.0 -20.0 14.214 14.214 1609 JUR-H1 13.8 1 0 2 17.4 4.1 5.0 -5.0 14.214 14.214 1610 JUR-H2 13.8 1 0 2 17.4 4.1 5.0 -5.0 14.214 14.214 1612 LES-H 6.90 1 1 -2 5.4 2.0 2.0 -1.0 7.1415 7.0827 1613 RBO-H 4.16 1 0 2 9.4 1.9 5.0 -2.0 4.2640 4.2640 1614 SMA-H 2.30 2 1 -2 3.9 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3882 1616 POR-H 2.30 1 0 -2 1.8 0.0 0.0 0.0 2.3460 2.3109 1621 ENR-B3 13.8 1 3 -2 12.0 10.0 10.0 -5.0 14.007 13.787 1635 CON-B 13.8 1 0 2 20.0 5.0 8.0 0.0 14.076 14.076 1636 LUN-B 13.8 1 0 -2 30.0 0.0 5.0 0.0 14.076 14.228 1638 MTI-B 13.8 1 0 -2 18.5 0.0 6.0 0.0 14.076 14.131 1639 PNT-B 13.8 1 0 2 29.0 1.9 5.0 0.0 14.076 14.076 1640 SAA-B 13.8 1 0 2 33.0 1.6 10.0 0.0 14.076 14.076 1642 GEN-B1 13.8 2 0 2 20.1 0.8 10.0 0.0 13.938 13.938

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1643 GEN-B2 13.8 2 0 2 20.1 0.8 10.0 0.0 13.938 13.938 1644 ZUN-G 13.2 2 5 2 6.0 1.0 4.0 -4.0 13.464 13.464 1645 SEC-H 6.60 1 0 2 15.5 -0.2 10.0 -5.0 6.7650 6.7650 1646 PAS-H1 4.16 1 0 -2 4.0 1.0 1.0 -1.0 4.2848 4.2007 1651 SJO-C 13.8 1 0 2 127.3 31.6 64.0 -30.0 14.283 14.283 1652 PVE-H1 4.16 1 0 2 4.1 0.7 1.0 -1.0 4.3056 4.3056 1653 PVE-H2 4.16 1 0 2 4.1 0.7 1.0 -1.0 4.3056 4.3056 1654 TUL-B12 12.0 1 1 -2 3.9 0.0 9.9 0.0 12.060 12.182 1656 REN-H1 6.90 1 0 -2 10.5 0.0 11.9 0.0 7.0380 7.0469 1657 REN-H2 6.90 1 0 -2 10.5 0.0 11.9 0.0 7.0380 7.0469 1659 ARI-O1 13.8 4 0 2 50.8 9.7 41.3 -25.2 14.214 14.214 1660 ARI-O2 13.8 4 0 2 63.8 9.9 48.0 -28.0 14.214 14.214 1661 ARI-O3 13.8 2 1 2 31.9 8.2 24.0 -14.0 14.214 14.214 1662 LVA-H1 13.8 1 0 2 7.2 1.5 15.0 0.0 13.662 13.662 1664 MTZ-H 4.16 1 0 2 11.0 0.7 6.4 0.0 4.2016 4.2016 1665 SIS-H 4.16 2 0 2 2.0 0.7 1.7 0.0 4.2432 4.2432 1666 CAN-H1 13.8 1 0 2 14.6 0.4 12.5 -3.0 14.076 14.076 1667 CGP-69 69.0 1 5 -2 2.0 2.0 2.0 0.0 69.690 66.829 1670 CAN-H2 13.8 1 0 2 14.6 0.4 12.5 -3.0 14.076 14.076 1672 PNT-B2 13.8 1 0 -2 15.0 0.0 15.0 0.0 13.800 13.996 1673 MAG-B2 13.8 1 0 -2 13.0 0.0 6.2 0.0 13.800 13.833 1674 REC-H 13.8 2 0 2 16.7 0.6 18.1 -14.5 14.145 14.145 1676 MTO-H 13.8 2 0 2 8.1 2.2 8.0 -7.5 14.145 14.145 1688 MAG-B3 13.8 1 0 -2 21.4 0.0 18.0 0.0 13.800 13.809 1689 TND-B 13.8 2 0 -2 8.6 0.0 17.2 0.0 14.007 14.090 1690 CND-H 6.60 1 0 2 4.2 -0.6 2.0 -1.0 6.7320 6.7320 1691 ORT-G 12.5 2 1 2 17.3 4.1 18.0 0.0 12.782 12.782 1693 PVI-H1 13.8 1 0 2 34.5 0.6 26.3 -21.1 14.145 14.145 1699 MAG-B4 13.8 1 0 2 41.3 0.9 34.0 -20.0 13.938 13.938 1902 LLI-C 13.8 1 0 2 12.6 -1.0 6.6 -3.5 13.938 13.938 1912 XAC-H1 13.8 1 0 2 31.9 -7.4 29.0 -23.3 13.800 13.800 1923 PNA-H1 4.16 2 0 2 3.3 0.3 4.7 -3.8 4.2016 4.2016 1964 STS-H1 6.30 1 0 2 8.1 -0.4 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 1965 STS-H2 6.30 1 0 2 8.1 -0.4 5.0 -4.0 6.4260 6.4260 1966 TND-B2 13.8 1 0 2 9.9 -0.4 14.9 -11.9 14.076 14.076 1968 EPI-B2 4.16 2 0 2 1.5 -0.3 5.9 -2.9 4.2224 4.2224 SUBSYSTEM TOTALS 1095.3 118.9 708.7 -330.6 MVABASE= 1584.6

• Sobrecarga en Líneas de Transmisión.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:36 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA TRANSMISSION LINE LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X CURRENT(MVA) BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 12057 ESI-69 69.0 1 12058* ESI-691 69.0 1 1 58.1 58.0 100.1 12058* ESI-691 69.0 1 12059 ESI-692 69.0 1 1 58.1 58.0 100.1 12059* ESI-692 69.0 1 12165 SJD-692 69.0 1 1 58.1 58.0 100.1 12091 INC-691 69.0 1 12165* SJD-692 69.0 1 1 58.0 58.0 100.1

D-20

• Sobrecarga en Transformadores.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:51 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA TRANSFORMER LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET A: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X MVA MVA BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 12102* LFL-69 69.0 1 12523 LFL-13 13.8 1 1 14.3 14.0 102.3 12150* RBR-69 69.0 1 12537 RBR-13 13.8 1 1 21.0 20.0 105.0

• Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje.

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 9:52 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) * NONE * BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 12008 ANT-691 69.0 1 0.9371 64.660 12038 CHA-69 69.0 1 0.9371 64.660 12048 COR-69 69.0 1 0.9371 64.660 12055 EGU-69 69.0 1 0.9441 65.139 12057 ESI-69 69.0 1 0.9489 65.474 12058 ESI-691 69.0 1 0.9489 65.477 12059 ESI-692 69.0 1 0.9490 65.480 12060 ESI-693 69.0 1 0.9487 65.459 12100 LCA-69 69.0 1 0.9441 65.144 12101 LCA-69D 69.0 1 0.9458 65.258 12131 NES-69 69.0 1 0.9371 64.660 12159 SAG-69 69.0 1 0.9389 64.782 12161 SGA-69 69.0 1 0.9383 64.743 12162 SGA-69D 69.0 1 0.9389 64.782 12264 COR-691 69.0 1 0.9371 64.660 12503 ANT-13 13.8 1 0.9348 12.900 12513 EGU-13 13.8 1 0.9377 12.940 12515 ESI-13 13.8 1 0.9329 12.874 12522 LCA-13 13.8 1 0.9276 12.800 12523 LFL-13 13.8 1 0.9207 12.706 12525 LPR-13 13.8 1 0.9496 13.105 12527 MCR-13 13.8 1 0.9342 12.892 12532 NOR-13 13.8 1 0.9474 13.074

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• Corrientes de Falla Trifásica. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 10:20 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 SHORT CIRCUIT DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA FAULT CURRENTS OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL] ZONE 1 [TRONCAL ] THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT ------ AT BUS ------ /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 1101 [AGU-230 230] AMPS 6282.1 -84.44 6705.5 -83.10 1102 [ALB-230 230] AMPS 9247.7 -86.59 11794.0 -86.49 1103 [CHX-231 230] AMPS 5535.4 -85.75 6646.0 -85.99 1105 [ENR-230 230] AMPS 4097.9 -82.19 4495.5 -82.84 1106 [ESC-231 230] AMPS 9259.5 -86.60 11819.8 -86.51 1107 [GES-231 230] AMPS 7141.4 -84.92 7968.4 -83.95 1108 [GNO-231 230] AMPS 7085.0 -84.96 7930.6 -84.14 1109 [GSU-231 230] AMPS 7878.7 -85.49 9048.2 -84.67 1110 [LBR-231 230] AMPS 6160.2 -85.34 6208.6 -84.67 1112 [TAM-230 230] AMPS 8711.7 -85.88 10485.8 -85.39 1113 [ESC-138 138] AMPS 6309.8 -85.77 7839.3 -86.10 1114 [GSU-138 138] AMPS 6485.9 -86.44 7222.8 -86.41 1115 [JUR-138 138] AMPS 6431.6 -85.67 7398.3 -85.18 1116 [SID-22 22.8] AMPS 14043.0 -89.56 13629.5 -89.81 1117 [SJO-230 230] AMPS 6752.0 -85.75 6960.4 -84.76 1120 [SJQ-230 230] AMPS 8742.3 -86.26 10580.0 -85.38 1121 [ARI-230 230] AMPS 5860.9 -84.68 6683.1 -85.24 1122 [PAL-138T 138] AMPS 5810.1 -84.68 6118.3 -83.72 1123 [PAL-138 138] AMPS 5773.4 -84.62 6058.9 -83.64 1125 [MOY-231 230] AMPS 4210.5 -83.12 3590.1 -79.92 1126 [MOY-230 230] AMPS 4254.5 -83.14 3643.6 -79.95 1128 [LBR-400 400] AMPS 6872.7 -86.31 5095.5 -85.52 1129 [MOY-232 230] AMPS 4273.9 -83.14 3664.7 -79.95 1131 [ORT-138 138] AMPS 4474.9 -82.60 4271.8 -82.61 1132 [SIQ-230 230] AMPS 8056.2 -85.62 8285.0 -83.09 1141 [CHX-233 230] AMPS 5617.8 -85.67 6608.5 -85.48 1151 [ESC-691 69.0] AMPS 13701.5 -87.50 15227.4 -87.52 1152 [GNO-691 69.0] AMPS 12136.1 -87.07 13558.1 -87.34 1153 [GNO-692 69.0] AMPS 12136.1 -87.07 13558.1 -87.34 1154 [GSU-691 69.0] AMPS 15256.8 -86.79 18268.2 -86.85 1155 [GES-69 69.0] AMPS 9410.8 -88.21 9965.0 -88.52 1156 [GSU-692 69.0] AMPS 15256.8 -86.79 18268.2 -86.85 1159 [GST-69 69.0] AMPS 12409.4 -83.97 11942.8 -82.84 1160 [LPA-230 230] AMPS 9259.5 -86.60 11819.8 -86.51 1161 [LPA-231 230] AMPS 9259.5 -86.60 11819.8 -86.51 1162 [LPA-232 230] AMPS 9259.5 -86.60 11819.8 -86.51 1163 [GIS-69D 69.0] AMPS 14037.5 -86.00 15478.8 -85.31 1444 [TIC-231 230] AMPS 6038.2 -85.15 6246.0 -83.30 1447 [TIC-69 69.0] AMPS 9702.3 -86.68 9690.7 -85.93 1448 [TIC-232 230] AMPS 6038.2 -85.15 6246.0 -83.30 1520 [HUE-13T ] P.U. 1.8076 -85.62 0.0000 0.00 1710 [PAN-230 230] AMPS 2475.1 -82.73 0.0 0.00 1823 [PVI-230 230] AMPS 4622.3 -84.94 5115.1 -84.37 1845 [USP-230 230] AMPS 4675.0 -84.97 5174.2 -84.33

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D.2.3. Demanda Mínima. • Resumen. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 10:09 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 AREA TOTALS DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA IN MW/MVAR FROM TO TO BUS TO LINE FROM TO DESIRED AREA GENERATION LOAD SHUNT SHUNT CHARGING NET INT LOSSES NET INT 1 753.8 711.4 0.0 0.0 0.0 23.9 18.6 0.0 GUATEMAL -83.4 66.4 27.7 0.0 331.0 -71.0 224.5 2 0.0 11.8 0.0 0.0 0.0 -11.9 0.1 0.0 SALVADOR 0.0 1.7 0.0 0.0 32.3 29.6 1.0 3 0.0 11.8 0.0 0.0 0.0 -11.9 0.1 0.0 HONDURAS 0.0 2.5 0.0 0.0 44.8 41.4 0.9 8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MEXICO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TOTALS 753.8 735.0 0.0 0.0 0.0 0.0 18.8 0.0 -83.4 70.6 27.7 0.0 408.1 0.0 226.4

• Despacho de Generación. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 10:11 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA AREA 1 [GUATEMAL] GENERATOR SUMMARY: # MACH BUS NAME BSVLT ON/OFF TYP MW MVAR QMAX QMIN VSCHED VACTUAL REM 1601 CHX-H1 13.8 1 0 3 49.8 -13.6 29.0 -20.0 13.800 13.800 1602 CHX-H2 13.8 1 0 2 50.3 -13.6 29.0 -20.0 13.800 13.800 1603 CHX-H3 13.8 1 0 2 50.3 -13.6 29.0 -20.0 13.800 13.800 1609 JUR-H1 13.8 1 0 2 17.0 -2.1 5.0 -5.0 13.800 13.800 1610 JUR-H2 13.8 1 0 2 17.0 -2.1 5.0 -5.0 13.800 13.800 1614 SMA-H 2.30 2 1 -2 3.9 0.0 0.0 0.0 2.3000 2.3550 1616 POR-H 2.30 1 0 -2 1.8 0.0 0.0 0.0 2.3460 2.3670 1621 ENR-B3 13.8 1 3 -2 12.0 -5.0 10.0 -5.0 13.524 13.602 1635 CON-B 13.8 1 0 2 20.0 0.8 8.0 0.0 13.800 13.800 1636 LUN-B 13.8 1 0 -2 30.0 0.0 5.0 0.0 13.800 14.340 1638 MTI-B 13.8 1 0 -2 18.5 0.0 6.0 0.0 14.145 14.227 1639 PNT-B 13.8 1 0 2 29.0 3.0 5.0 0.0 14.214 14.214 1640 SAA-B 13.8 1 0 2 33.0 4.9 10.0 0.0 14.145 14.145 1642 GEN-B1 13.8 2 0 -2 20.1 0.0 10.0 0.0 13.800 14.088 1643 GEN-B2 13.8 2 0 -2 20.1 0.0 10.0 0.0 14.076 14.086 1644 ZUN-G 13.2 2 5 -2 6.0 4.0 4.0 -4.0 13.464 13.452

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1646 PAS-H1 4.16 1 0 2 4.0 -0.3 1.0 -1.0 4.1600 4.1600 1648 LPA-B 13.8 1 4 -2 6.9 0.0 8.5 0.0 13.524 13.674 1651 SJO-C 13.8 1 0 -2 127.3 -30.0 64.0 -30.0 13.248 13.405 1652 PVE-H1 4.16 1 0 2 4.2 0.8 1.0 -1.0 4.2640 4.2640 1654 TUL-B12 12.0 1 1 2 3.9 4.3 9.9 0.0 12.420 12.420 1656 REN-H1 6.90 1 0 -2 10.5 0.0 11.9 0.0 6.9000 7.0327 1657 REN-H2 6.90 1 0 -2 10.5 0.0 11.9 0.0 6.9000 7.0327 1659 ARI-O1 13.8 3 1 -2 40.7 -21.0 36.0 -21.0 13.524 13.608 1660 ARI-O2 13.8 1 3 2 13.6 -2.0 12.0 -7.0 13.938 13.938 1662 LVA-H1 13.8 1 0 -2 7.2 0.0 15.0 0.0 13.800 13.893 1665 SIS-H 4.16 2 0 -2 2.0 0.0 1.7 0.0 4.1600 4.1858 1667 CGP-69 69.0 1 5 -2 2.0 2.0 2.0 0.0 70.380 67.323 1672 PNT-B2 13.8 1 0 -2 15.0 0.0 15.0 0.0 13.800 14.093 1673 MAG-B2 13.8 1 0 2 13.0 1.5 6.2 0.0 14.145 14.145 1674 REC-H 13.8 1 1 2 1.6 1.5 9.1 -7.2 14.145 14.145 1688 MAG-B3 13.8 1 0 -2 21.4 0.0 18.0 0.0 13.800 14.002 1689 TND-B 13.8 2 0 2 8.6 0.9 17.2 0.0 14.007 14.007 1691 ORT-G 12.5 2 1 2 17.3 2.9 18.0 0.0 12.657 12.657 1699 MAG-B4 13.8 1 0 2 41.3 0.3 34.0 -20.0 14.076 14.076 1902 LLI-C 13.8 1 0 2 12.6 -3.4 6.6 -3.5 13.800 13.800 1966 TND-B2 13.8 1 0 2 9.9 -2.5 14.9 -11.9 13.800 13.800 1968 EPI-B2 4.16 2 0 2 1.5 -1.1 5.9 -2.9 4.1600 4.1600 SUBSYSTEM TOTALS 753.8 -83.4 484.6 -184.5 MVABASE= 1148.8

• Sobrecarga en Líneas de Transmisión. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 10:11 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA TRANSMISSION LINE LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET B: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X CURRENT(MVA) BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 1154 GSU-691 69.0 1 1156* GSU-692 69.0 1 1 98.1 83.8 117.1

• Sobrecarga en Transformadores. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 10:12 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA TRANSFORMER LOADINGS ABOVE 100.0 % OF RATING SET A: X-------FROM BUS-------X X--------TO BUS--------X MVA MVA BUS NAME BSKV AREA BUS NAME BSKV AREA CKT LOADING RATING PERCENT 1102* ALB-230 230 1 1151 ESC-691 69.0 1 1 107.3 100.0 107.3 1109* GSU-231 230 1 1156 GSU-692 69.0 1 1 129.5 100.0 129.5

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• Nodos Fuera de los Rangos de Voltaje. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 05 2012 10:13 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA BUSES WITH VOLTAGE GREATER THAN 1.0500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) 1710 PAN-230 230 1 1.0532 242.25 1832 XAC-230 230 1 1.0515 241.84 1912 XAC-H1 13.8 1 1.0515 14.510 1913 XAC-H2 13.8 1 1.0515 14.510 3300 SBV-230 230 3 1.0868 249.97 BUSES WITH VOLTAGE LESS THAN 0.9500: X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) X------ BUS -----X AREA V(PU) V(KV) * NONE *

• Corrientes de Falla Trifásica. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 06 2012 8:56 PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 SHORT CIRCUIT DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA FAULT CURRENTS OUTPUT FOR AREA 1 [GUATEMAL] ZONE 1 [TRONCAL ] THREE PHASE FAULT ONE PHASE FAULT ------ AT BUS ------ /I+/ AN(I+) /IA/ AN(IA) 1101 [AGU-230 230] AMPS 5021.0 -85.72 5679.6 -84.24 1102 [ALB-230 230] AMPS 6809.1 -87.89 9023.2 -87.66 1103 [CHX-231 230] AMPS 4203.2 -85.79 5300.8 -85.97 1105 [ENR-230 230] AMPS 3564.6 -83.40 4045.4 -83.67 1106 [ESC-231 230] AMPS 6813.3 -87.89 9034.5 -87.67 1107 [GES-231 230] AMPS 5580.2 -86.26 6533.1 -85.05 1108 [GNO-231 230] AMPS 5502.9 -86.20 6460.5 -85.12 1109 [GSU-231 230] AMPS 6042.7 -86.85 7281.0 -85.83 1110 [LBR-231 230] AMPS 3134.2 -83.65 3346.0 -82.89 1112 [TAM-230 230] AMPS 6513.9 -87.29 8236.3 -86.68 1113 [ESC-138 138] AMPS 5588.3 -86.28 7043.4 -86.50 1114 [GSU-138 138] AMPS 5733.0 -86.87 6501.9 -86.66 1115 [JUR-138 138] AMPS 5735.6 -86.25 6710.5 -85.63 1116 [SID-22 22.8] AMPS 13256.5 -89.53 13098.0 -89.73 1117 [SJO-230 230] AMPS 5516.7 -86.99 6022.4 -85.76 1120 [SJQ-230 230] AMPS 6482.6 -87.50 8244.9 -86.62 1121 [ARI-230 230] AMPS 4370.3 -84.85 5310.1 -85.25 1122 [PAL-138T 138] AMPS 5219.7 -85.25 5601.4 -84.12 1123 [PAL-138 138] AMPS 5188.9 -85.18 5549.5 -84.04 1125 [MOY-231 230] AMPS 3578.5 -84.11 3226.5 -80.65 1126 [MOY-230 230] AMPS 3610.3 -84.14 3269.3 -80.69

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1129 [MOY-232 230] AMPS 3625.3 -84.14 3287.7 -80.70 1131 [ORT-138 138] AMPS 4096.9 -83.14 3976.8 -82.91 1132 [SIQ-230 230] AMPS 5829.0 -86.77 6511.8 -84.47 1141 [CHX-233 230] AMPS 4251.5 -85.73 5276.6 -85.57 1151 [ESC-691 69.0] AMPS 12326.2 -87.74 13955.6 -87.66 1152 [GNO-691 69.0] AMPS 10608.1 -87.55 12042.0 -87.62 1153 [GNO-692 69.0] AMPS 10608.1 -87.55 12042.0 -87.62 1154 [GSU-691 69.0] AMPS 13176.0 -87.38 16045.9 -87.28 1155 [GES-69 69.0] AMPS 8412.0 -88.45 9035.2 -88.61 1156 [GSU-692 69.0] AMPS 13176.0 -87.38 16045.9 -87.28 1159 [GST-69 69.0] AMPS 10868.0 -84.60 10726.2 -83.21 1160 [LPA-230 230] AMPS 6813.3 -87.89 9034.5 -87.67 1161 [LPA-231 230] AMPS 6813.3 -87.89 9034.5 -87.67 1162 [LPA-232 230] AMPS 6813.3 -87.89 9034.5 -87.67 1163 [GIS-69D 69.0] AMPS 12219.2 -86.60 13750.2 -85.72 1444 [TIC-231 230] AMPS 4622.8 -85.67 5139.4 -83.96 1447 [TIC-69 69.0] AMPS 7990.5 -86.91 8456.2 -86.20 1448 [TIC-232 230] AMPS 4622.8 -85.67 5139.4 -83.96 1520 [HUE-13T ] P.U. 1.7187 -85.45 0.0000 0.00 1710 [PAN-230 230] AMPS 2201.5 -83.26 0.0 0.00 1823 [PVI-230 230] AMPS 3567.6 -84.92 4201.3 -84.45 1845 [USP-230 230] AMPS 3605.1 -84.96 4246.6 -84.44

D.3. TLTG – Septiembre 2,012 D.3.1. Demanda Máxima. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:06 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\MTPPAESEPMAX13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 478.5 1.0 479.5 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 853.4 -1.0 852.4 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 449.4 1.0 450.4 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE

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1606 AGU-H1 10.0 25.8 25.9 0.1 1601 CHX-H1 13.8 53.5 53.5 -0.1 1607 AGU-H2 10.0 25.8 25.9 0.1 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 -0.1 1608 AGU-H3 10.0 25.8 25.9 0.1 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 -0.1 1621 ENR-B3 13.8 67.0 67.1 0.1 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 -0.1 1648 LPA-B 13.8 52.6 52.7 0.1 1605 CHX-H5 13.8 54.6 54.5 -0.1 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.6 0.2 1609 JUR-H1 13.8 20.0 19.9 0.0 1659 ARI-O1 13.8 46.3 46.4 0.1 1610 JUR-H2 13.8 20.0 19.9 0.0 1660 ARI-O2 13.8 61.7 61.8 0.1 1611 JUR-H3 13.8 20.0 19.9 0.0 1661 ARI-O3 13.8 46.3 46.4 0.1 1612 LES-H 6.90 12.8 12.8 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1614 SMA-H 2.30 5.7 5.7 0.0 1615 SAL-H 2.30 1.9 1.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1644 ZUN-G 13.2 11.3 11.3 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.6 15.6 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.9 5.9 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.9 5.9 0.0 1652 PVE-H1 4.16 3.1 3.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 3.1 3.1 0.0 1656 REN-H1 6.90 21.6 21.6 0.0 1657 REN-H2 6.90 21.6 21.6 0.0 1658 REN-H3 6.90 21.6 21.6 0.0 1662 LVA-H1 13.8 19.3 19.3 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.2 11.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 3.3 3.3 0.0 1666 CAN-H1 13.8 22.7 22.7 0.0 1667 CGP-69 69.0 3.8 3.8 0.0 1670 CAN-H2 13.8 22.7 22.7 0.0 1676 MTO-H 13.8 12.4 12.4 0.0 1687 PVE-13 13.8 3.1 3.1 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 21.3 21.2 0.0 1693 PVI-H1 13.8 39.9 39.8 0.0 1694 PVI-H2 13.8 39.9 39.8 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 45.6 45.6 -0.1 1........................................................................................................ . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:06 PAGE 2 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1913 XAC-H2 13.8 45.6 45.6 -0.1 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1924 PNA-H2 .480 0.9 0.8 0.0 1945 CHO-H 6.60 9.4 9.4 0.0

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1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 1678.5 492 117.1 117.4 491.6* 0.30466 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 1678.5 492 117.1 117.4 491.6* 0.30466 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 1770.0 148 23.8 23.9 138.9 0.09367 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 3026.0 492 5.3 5.5 237.3 0.18873 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 23688.7 168 -55.3 -55.2 -43.5 0.00959 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 30204.5 90 51.8 51.8 46.0 -0.00477 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 30204.5 90 51.8 51.8 46.0 -0.00477 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 79743.0 148 16.2 16.2 18.3 0.00166 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 >99999. 168 -48.4 -48.4 -48.5 -0.00006 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:06 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 9 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 970.0 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.54316 208.8 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1446.8 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.11557 32.2 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1491.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.34401 133.0 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1491.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.34401 133.0 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1535.5 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.33715 125.4 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1535.5 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.33715 125.4 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1660.0 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.30666 120.3 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1660.0 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.30666 120.3 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1663.6 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.30466 121.7 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1663.6 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.30466 121.7 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1664.7 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.30412 122.0 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 1729.8 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09497 25.9 147.5 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1759.4 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09394 24.4 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 1770.0 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09367 23.8 147.5 BASE CASE 1889.6 * 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09626 8.9 147.5 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 2689.0 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.20529 31.8 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 2965.3 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.19008 13.4 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 2967.4 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.05160 39.9 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2967.4 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.05160 39.9 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2970.2 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.19235 6.7 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 2974.4 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.19224 6.2 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2981.8 * 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.19157 6.5 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 3826.0 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.03802 38.4 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1

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3826.0 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.03802 38.4 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 4188.8 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.05641 -43.4 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 4811.8 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.04679 -36.5 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 5350.7 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.04273 -41.8 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 5367.0 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.02546 22.3 147.5 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 5938.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 0.00619 56.0 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 5938.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 0.00619 56.0 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 6038.1 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 -0.02721 4.6 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 6565.7 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.03312 -35.0 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 10891.2 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.01101 -52.6 167.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 17340.2 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.00763 18.5 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 22480.6 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.00813 89.2 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 23688.7 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00959 -55.3 167.6 BASE CASE 23888.3 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00952 -55.6 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 24633.4 * 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00893 -48.3 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 28786.9 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.00477 45.3 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 28786.9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00477 45.3 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 30204.5 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00477 51.8 90.0 BASE CASE 37373.6 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.00694 -88.7 167.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 77553.7 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.00166 19.6 147.5 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 79743.0 * 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.00166 16.2 147.5 BASE CASE 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:06 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 9 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 9 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 8 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 8 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 8 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 8 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1

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D.3.2. Demanda Media. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:16 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\MTPPAESEPMED13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\MTP\TLTG\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 320.3 1.0 321.3 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 782.6 -1.0 781.6 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 285.1 1.0 286.1 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1606 AGU-H1 10.0 25.8 25.9 0.1 1601 CHX-H1 13.8 53.5 53.4 -0.1 1607 AGU-H2 10.0 25.8 25.9 0.1 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 -0.1 1608 AGU-H3 10.0 25.8 25.9 0.1 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 -0.1 1621 ENR-B3 13.8 24.1 24.2 0.1 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 -0.1 1648 LPA-B 13.8 18.7 18.8 0.1 1605 CHX-H5 13.8 54.6 54.5 -0.1 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.7 0.3 1609 JUR-H1 13.8 19.1 19.1 0.0 1659 ARI-O1 13.8 43.7 43.8 0.1 1610 JUR-H2 13.8 19.1 19.1 0.0 1660 ARI-O2 13.8 29.1 29.2 0.1 1611 JUR-H3 13.8 19.1 19.1 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1614 SMA-H 2.30 5.7 5.7 0.0 1615 SAL-H 2.30 1.9 1.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 10.1 10.0 0.0 1644 ZUN-G 13.2 11.3 11.3 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.6 15.6 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.0 5.0 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.0 5.0 0.0 1652 PVE-H1 4.16 3.1 3.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 3.1 3.1 0.0 1656 REN-H1 6.90 21.6 21.6 0.0 1657 REN-H2 6.90 21.6 21.6 0.0 1658 REN-H3 6.90 21.6 21.6 0.0 1662 LVA-H1 13.8 13.1 13.1 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.2 11.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.9 2.9 0.0 1666 CAN-H1 13.8 22.7 22.7 0.0 1667 CGP-69 69.0 3.8 3.8 0.0 1670 CAN-H2 13.8 22.7 22.7 0.0 1676 MTO-H 13.8 12.4 12.4 0.0

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1687 PVE-13 13.8 3.1 3.1 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 21.3 21.2 0.0 1693 PVI-H1 13.8 39.9 39.8 -0.1 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 47.1 47.1 -0.1 1913 XAC-H2 13.8 47.1 47.1 -0.1 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1........................................................................................................ . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:16 PAGE 2 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1924 PNA-H2 .480 0.9 0.8 0.0 1945 CHO-H 6.60 9.4 9.3 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 1613.0 492 99.9 100.2 491.6* 0.29498 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 1613.0 492 99.9 100.2 491.6* 0.29498 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 1640.2 148 15.9 16.0 144.9 0.09709 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 3153.4 492 -91.7 -91.5 178.3 0.20337 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 17705.6 168 -50.2 -50.2 -33.6 0.01250 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 19061.3 90 46.8 46.8 37.1 -0.00728 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 19061.3 90 46.8 46.8 37.1 -0.00728 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 >99999. 148 13.8 13.8 12.2 -0.00121 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 >99999. 168 -43.3 -43.3 -40.6 0.00207 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:16 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 9 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 881.2 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.52590 178.1 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2

D-31

1336.5 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.11830 23.1 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1420.5 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.33466 111.6 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1420.5 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.33466 111.6 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1460.1 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.32866 105.4 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1460.1 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.32866 105.4 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1597.6 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.29711 101.7 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1597.6 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.29711 101.7 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1600.1 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.29478 104.0 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1600.1 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.29478 104.0 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1601.2 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.29430 104.3 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 1609.4 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09849 17.1 147.5 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1633.9 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09718 16.4 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 1640.2 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.09709 15.9 147.5 BASE CASE 1729.6 * 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.10047 2.4 147.5 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 2592.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.05583 38.8 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2592.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.05583 38.8 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2858.6 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.22104 -77.2 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 3099.1 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.20688 -90.6 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 3100.3 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.20700 -91.1 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 3100.6 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.20496 -85.5 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 3109.8 * 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.20621 -90.9 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 3400.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.04073 36.9 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 3400.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.04073 36.9 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 3722.8 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.06104 -42.2 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 4294.9 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.05062 -35.4 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 4815.7 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.04589 -40.3 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 5337.3 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 -0.03023 5.2 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 5809.1 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.02346 17.9 147.5 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 5959.1 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.03543 -33.4 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 12218.5 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 0.00332 50.4 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 12218.5 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 0.00332 50.4 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 13855.1 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.01257 80.5 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 14412.0 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.00854 -46.9 167.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 17705.6 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.01250 -50.2 167.6 BASE CASE 17776.1 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.01247 -50.5 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 18088.4 * 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.01401 -81.8 167.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 18973.6 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.00701 40.9 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 18973.6 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00701 40.9 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 19061.3 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00728 46.8 90.0 BASE CASE 22408.9 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.01119 -80.0 167.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 29060.1 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.00458 15.8 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 79857.5 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 -0.00207 17.3 147.5 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 95928.1 * 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 -0.00172 17.0 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:16 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES

D-32

NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 9 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 9 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 8 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 8 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 7 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 5 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1

D.4. TLTG – Marzo 2,013

D.4.1. Demanda Máxima. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:26 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\MTPPAEMARMAX13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 450.6 1.0 451.6 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 911.8 -1.0 910.8 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 420.9 1.0 421.9 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1621 ENR-B3 13.8 61.4 61.5 0.1 1601 CHX-H1 13.8 54.2 54.1 0.0 1623 ENR-B3B 13.8 46.0 46.1 0.1 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 0.0 1648 LPA-B 13.8 63.1 63.2 0.1 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 0.0 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.6 0.3 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 0.0 1659 ARI-O1 13.8 48.6 48.8 0.1 1609 JUR-H1 13.8 20.0 19.9 0.0 1660 ARI-O2 13.8 59.5 59.7 0.1 1610 JUR-H2 13.8 20.0 19.9 0.0 1661 ARI-O3 13.8 44.6 44.7 0.1 1611 JUR-H3 13.8 20.0 19.9 0.0 1612 LES-H 6.90 6.4 6.4 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1614 SMA-H 2.30 3.9 3.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1635 CON-B 13.8 25.0 25.0 0.0 1636 LUN-B 13.8 30.0 30.0 0.0 1638 MTI-B 13.8 20.0 20.0 0.0 1639 PNT-B 13.8 29.0 29.0 0.0

D-33

1640 SAA-B 13.8 35.0 35.0 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1644 ZUN-G 13.2 6.0 6.0 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.5 15.5 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.5 5.5 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.5 5.5 0.0 1652 PVE-H1 4.16 3.1 3.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 3.1 3.1 0.0 1654 TUL-B12 12.0 3.9 3.9 0.0 1656 REN-H1 6.90 10.5 10.5 0.0 1657 REN-H2 6.90 10.5 10.5 0.0 1662 LVA-H1 13.8 9.4 9.4 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.2 11.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.0 2.0 0.0 1666 CAN-H1 13.8 22.6 22.6 0.0 1667 CGP-69 69.0 11.6 11.5 0.0 1670 CAN-H2 13.8 22.6 22.6 0.0 1672 PNT-B2 13.8 15.0 15.0 0.0 1673 MAG-B2 13.8 15.4 15.4 0.0 1674 REC-H 13.8 24.9 24.9 0.0 1676 MTO-H 13.8 12.6 12.6 0.0 1687 PVE-13 13.8 3.1 3.1 0.0 1688 MAG-B3 13.8 21.4 21.3 0.0 1689 TND-B 13.8 8.6 8.6 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 17.3 17.3 0.0 1693 PVI-H1 13.8 36.5 36.5 0.0 1699 MAG-B4 13.8 41.3 41.2 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 33.8 33.8 0.0 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1924 PNA-H2 .480 0.6 0.5 0.0 1945 CHO-H 6.60 9.4 9.4 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 1966 TND-B2 13.8 9.9 9.8 0.0 1968 EPI-B2 4.16 1.5 1.5 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 1863.6 492 188.3 188.6 491.6* 0.21020 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 1863.6 492 188.3 188.6 491.6* 0.21020 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 1958.9 148 34.4 34.5 140.5 0.07353 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 2515.5 492 -56.1 -55.8 321.1 0.26149 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 26940.5 168 -57.8 -57.8 -45.6 0.00850 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 31736.9 90 55.0 55.0 48.4 -0.00463 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 31736.9 90 55.0 55.0 48.4 -0.00463 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 >99999. 148 20.2 20.2 20.0 -0.00013 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 >99999. 168 -52.3 -52.3 -51.2 0.00076 1...................................................................................................................................

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. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:26 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 9 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 836.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.37475 335.8 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1543.9 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.08865 48.0 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1591.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.24042 210.1 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1591.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.24042 210.1 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1656.8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.23571 200.3 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1656.8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.23571 200.3 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1820.2 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.21815 186.3 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1820.2 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.21815 186.3 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1840.8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.21013 193.2 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1840.8 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.21013 193.2 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1842.4 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.20972 193.5 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 1874.1 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.07873 33.1 147.5 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1939.5 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.07448 34.4 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 1958.9 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.07353 34.4 147.5 BASE CASE 2118.5 * 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.07583 18.8 147.5 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 2144.9 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.32735 -72.8 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 2422.6 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.27370 -56.3 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 2487.2 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.26399 -53.9 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 2488.8 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.26424 -54.8 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2493.2 * 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.26353 -54.5 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 3509.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.04140 37.8 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 3509.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.04140 37.8 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 4611.5 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.03022 36.7 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 4611.5 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.03022 36.7 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 5022.0 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.04526 -40.6 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 5819.8 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.03753 -35.0 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 6497.1 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.03408 -39.5 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 6809.3 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.01856 28.9 147.5 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 7201.3 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 -0.02237 4.2 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 8058.0 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.02638 -33.9 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 10052.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 0.00293 61.8 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 10052.2 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 0.00293 61.8 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 16396.3 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.00680 -59.0 167.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 23588.9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.00797 94.7 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 26940.5 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00850 -57.8 167.6 BASE CASE 28046.1 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00789 -50.4 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 28389.5 * 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00806 -57.8 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 30890.3 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.00453 48.0 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 30890.3 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00453 48.0 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 31334.6 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.00400 23.9 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 31736.9 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00463 55.0 90.0 BASE CASE

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38038.2 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.00697 -94.5 167.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 63614.4 * 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.00184 -51.6 167.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:26 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 9 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 9 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 8 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 8 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 7 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 5 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2

D.4.2. Demanda Media. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:33 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\MTPPAEMARMED13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\MTP\TLTG\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 285.8 1.0 286.8 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 809.5 -1.0 808.5 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 249.7 1.0 250.7 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1621 ENR-B3 13.8 12.0 12.1 0.1 1601 CHX-H1 13.8 54.3 54.3 0.0 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.7 0.4 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 0.0 1659 ARI-O1 13.8 50.8 51.0 0.2 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 0.0 1660 ARI-O2 13.8 63.8 64.0 0.2 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 0.0 1661 ARI-O3 13.8 31.9 32.0 0.1 1609 JUR-H1 13.8 17.4 17.4 0.0 1610 JUR-H2 13.8 17.4 17.4 0.0 1612 LES-H 6.90 5.4 5.4 0.0

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1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1614 SMA-H 2.30 3.9 3.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1635 CON-B 13.8 20.0 20.0 0.0 1636 LUN-B 13.8 30.0 30.0 0.0 1638 MTI-B 13.8 18.5 18.5 0.0 1639 PNT-B 13.8 29.0 29.0 0.0 1640 SAA-B 13.8 33.0 33.0 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1644 ZUN-G 13.2 6.0 6.0 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.5 15.5 0.0 1646 PAS-H1 4.16 4.0 4.0 0.0 1652 PVE-H1 4.16 4.1 4.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 4.1 4.1 0.0 1654 TUL-B12 12.0 3.9 3.9 0.0 1656 REN-H1 6.90 10.5 10.5 0.0 1657 REN-H2 6.90 10.5 10.5 0.0 1662 LVA-H1 13.8 7.2 7.2 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.0 11.0 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.0 2.0 0.0 1666 CAN-H1 13.8 14.6 14.6 0.0 1667 CGP-69 69.0 2.0 2.0 0.0 1670 CAN-H2 13.8 14.6 14.6 0.0 1672 PNT-B2 13.8 15.0 15.0 0.0 1673 MAG-B2 13.8 13.0 13.0 0.0 1674 REC-H 13.8 16.7 16.6 0.0 1676 MTO-H 13.8 8.1 8.1 0.0 1688 MAG-B3 13.8 21.4 21.3 0.0 1689 TND-B 13.8 8.6 8.6 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 17.3 17.3 0.0 1693 PVI-H1 13.8 34.5 34.5 0.0 1699 MAG-B4 13.8 41.3 41.2 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 31.9 31.8 0.0 1923 PNA-H1 4.16 3.3 3.3 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 1966 TND-B2 13.8 9.9 9.8 0.0 1968 EPI-B2 4.16 1.5 1.5 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 1936.0 492 151.0 151.2 491.6* 0.20198 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 1936.0 492 151.0 151.2 491.6* 0.20198 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 1964.0 148 36.3 36.4 145.7 0.06486 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 2489.7 492 -124.5 -124.2 339.3 0.27504 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 39987.5 168 -40.9 -40.9 -46.3 -0.00319 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 43142.2 168 -46.5 -46.5 -38.1 0.00499 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 >99999. 148 12.1 12.1 13.3 0.00068

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1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 >99999. 90 43.7 43.7 42.2 -0.00090 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 >99999. 90 43.7 43.7 42.2 -0.00090 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:33 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 9 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 867.3 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.36010 269.2 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1513.6 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.07939 47.2 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 1653.6 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.22900 170.1 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1653.6 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.22900 170.1 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 1710.9 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.22448 163.6 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1710.9 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.22448 163.6 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 1859.7 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.07032 34.3 147.5 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1883.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.21033 147.9 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1883.7 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.21033 147.9 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 1914.6 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.20228 154.8 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1914.6 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 0.20228 154.8 491.6 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1917.1 * 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 0.20184 155.1 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 1937.9 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.06593 36.2 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 1964.0 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.06486 36.3 147.5 BASE CASE 2113.8 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.34421 -150.0 491.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 2118.8 * 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 0.06621 23.7 147.5 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1122 [PAL-138T 138] CKT 1 2392.7 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.28809 -125.8 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 2463.8 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.27744 -122.7 491.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 2465.2 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.27747 -123.1 491.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 2467.4 * 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 0.27718 -123.1 491.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 3716.0 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.03333 25.5 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 3716.0 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.03333 25.5 90.0 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 5201.8 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.02374 27.6 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 5201.8 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.02374 27.6 90.0 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 5486.4 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.03742 -28.3 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 6676.3 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 0.00636 49.1 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 6676.3 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 0.00636 49.1 90.0 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 6757.3 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.02925 -22.7 167.6 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 7353.3 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.02787 -30.4 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 7600.6 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.01716 21.4 147.5 OPEN 1113 [ESC-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 1 7836.5 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 -0.01919 -1.9 147.5 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 10026.4 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 0.01968 -24.8 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC21-B1] CKT 1 11852.6 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.01045 -46.3 167.6 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 21831.5 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.00592 -39.9 167.6 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 26144.9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 0.00183 42.7 90.0 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 26144.9 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 0.00183 42.7 90.0 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 28787.0 1113 ESC-138 138 1423 CLL-138 138 1 0.00464 15.1 147.5 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1109 [GSU-231 230] CKT 2 34504.9 * 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 -0.00370 -40.8 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1

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43142.2 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00499 -46.5 167.6 BASE CASE 43201.4 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00485 -40.7 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [GSU16-B1] CKT 1 48205.8 * 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 0.00446 -46.4 167.6 OPEN THREE-WINDING TRANSFORMER [ESC26-T2] CKT 1 96452.6 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1 -0.00133 38.2 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 96452.6 * 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 -0.00133 38.2 90.0 OPEN 1114 [GSU-138 138] TO 1115 [JUR-138 138] CKT 2 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E TUE, MAR 13 2012 10:33 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM ESCUINTLA *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 9 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 1 9 1106 ESC-231 230 1132 SIQ-230 230 1 8 1106 ESC-231 230 1109 GSU-231 230 2 8 1113 ESC-138 138 1115 JUR-138 138 1 8 1114 GSU-138 138 1122 PAL-138T 138 1 7 1114 GSU-138 138 1115 JUR-138 138 2 5 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B1 1 5 1114 GSU-138 138 WND 1 GSU16-B2 1

D.5. Restricción de Transmisión

D.5.1. Occidente • Septiembre 2,012 D.5.1.1. Demanda Máxima. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:07 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\PAESEPMAX13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Contingencias.con

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PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 74.9 1.0 75.9 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 1257.1 -1.0 1256.1 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 69.9 1.0 70.9 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1614 SMA-H 2.30 5.7 5.8 0.1 1601 CHX-H1 13.8 53.5 53.5 0.0 1644 ZUN-G 13.2 11.3 11.5 0.2 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 0.0 1666 CAN-H1 13.8 22.7 23.0 0.3 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 0.0 1670 CAN-H2 13.8 22.7 23.0 0.3 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 0.0 1676 MTO-13 13.8 12.4 12.6 0.2 1605 CHX-H5 13.8 54.6 54.5 0.0 1606 AGU-H1 10.0 25.8 25.8 0.0 1607 AGU-H2 10.0 25.8 25.8 0.0 1608 AGU-H3 10.0 25.8 25.8 0.0 1609 JUR-H1 13.8 20.0 19.9 0.0 1610 JUR-H2 13.8 20.0 19.9 0.0 1611 JUR-H3 13.8 20.0 19.9 0.0 1612 LES-H 6.90 12.8 12.8 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1615 SAL-H 2.30 1.9 1.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1621 ENR-B3 13.8 67.0 66.9 -0.1 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.6 15.6 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.9 5.9 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.9 5.9 0.0 1648 LPA-B 13.8 52.6 52.6 -0.1 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.2 -0.1 1652 PVE-H1 4.16 3.1 3.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 3.1 3.1 0.0 1656 REN-H1 6.90 21.6 21.6 0.0 1657 REN-H2 6.90 21.6 21.6 0.0 1658 REN-H3 6.90 21.6 21.6 0.0 1659 ARI-O1 13.8 46.3 46.2 0.0 1660 ARI-O2 13.8 61.7 61.6 -0.1 1661 ARI-O3 13.8 46.3 46.2 0.0 1662 LVA-H1 13.8 19.3 19.3 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.2 11.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 3.3 3.3 0.0 1667 CGP-69 69.0 3.8 3.8 0.0 1687 PVE-13 13.8 3.1 3.1 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 21.3 21.2 0.0 1693 PVI-H1 13.8 39.9 39.8 0.0 1694 PVI-H2 13.8 39.9 39.8 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 45.6 45.6 0.0 1913 XAC-H2 13.8 45.6 45.6 0.0 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1924 PNA-H2 .480 0.9 0.8 0.0 1945 CHO-H 6.60 9.4 9.4 0.0

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1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 140.6 74 -34.7 -35.2 -73.7* -0.55289 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 141.8 74 -34.0 -34.5 -73.0 -0.55289 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 171.7 84 38.3 38.7 69.9 0.44711 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 173.2 84 37.6 38.1 69.2 0.44711 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 277.4 84 27.4 27.6 46.6 0.27198 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 278.0 84 27.2 27.5 46.4 0.27198 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:07 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 7 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 71.3 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -1.00000 -72.3 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1 72.0 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -1.00000 -71.6 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1 81.5 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 1.00000 72.3 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 82.1 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 1.00000 71.6 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 97.2 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.82487 61.3 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 97.3 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.82487 61.2 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 120.0 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.57759 -44.8 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1329 [XEL-69D 69.0] CKT 1 121.2 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.57759 -44.1 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1329 [XEL-69D 69.0] CKT 1 139.0 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.56177 -34.9 73.7 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 140.2 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.56177 -34.2 73.7 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 140.6 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.55289 -34.7 73.7 BASE CASE 141.8 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.55289 -34.0 73.7 BASE CASE 144.4 * 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.52106 -34.9 73.7 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 145.7 * 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.52106 -34.2 73.7 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 165.4 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.47894 38.1 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 165.4 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.47894 38.1 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 166.8 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.47894 37.4 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 166.8 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.47894 37.4 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 171.7 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.44711 38.3 83.8 BASE CASE 173.2 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.44711 37.6 83.8 BASE CASE 174.3 * 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.43823 38.1 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 175.8 * 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.43823 37.4 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 256.4 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.30381 27.1 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 256.4 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.30381 27.1 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 256.9 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.30381 27.0 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 256.9 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.30381 27.0 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1

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277.4 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.27198 27.4 83.8 BASE CASE 278.0 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.27198 27.2 83.8 BASE CASE 285.4 * 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.26310 27.1 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 286.0 * 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.26310 27.0 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:07 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 7 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 7 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 6 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 6 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 6 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 6 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1

D.5.1.2 Demanda Media. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:16 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\PAESEPMED13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 74.9 1.0 75.9 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 1028.1 -1.0 1027.1 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 71.7 1.0 72.7 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1614 SMA-H 2.30 5.7 5.8 0.1 1601 CHX-H1 13.8 53.5 53.4 0.0 1644 ZUN-G 13.2 11.3 11.5 0.2 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 0.0 1666 CAN-H1 13.8 22.7 23.0 0.3 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 0.0 1670 CAN-H2 13.8 22.7 23.0 0.3 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 0.0 1676 MTO-13 13.8 12.4 12.6 0.2 1605 CHX-H5 13.8 54.6 54.5 0.0

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1606 AGU-H1 10.0 25.8 25.8 0.0 1607 AGU-H2 10.0 25.8 25.8 0.0 1608 AGU-H3 10.0 25.8 25.8 0.0 1609 JUR-H1 13.8 19.1 19.1 0.0 1610 JUR-H2 13.8 19.1 19.1 0.0 1611 JUR-H3 13.8 19.1 19.1 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1615 SAL-H 2.30 1.9 1.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1621 ENR-B3 13.8 24.1 24.0 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 10.1 10.1 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.6 15.6 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.0 5.0 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.0 5.0 0.0 1648 LPA-B 13.8 18.7 18.6 0.0 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.2 -0.1 1652 PVE-H1 4.16 3.1 3.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 3.1 3.1 0.0 1656 REN-H1 6.90 21.6 21.6 0.0 1657 REN-H2 6.90 21.6 21.6 0.0 1658 REN-H3 6.90 21.6 21.6 0.0 1659 ARI-O1 13.8 43.7 43.6 0.0 1660 ARI-O2 13.8 29.1 29.1 0.0 1662 LVA-H1 13.8 13.1 13.1 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.2 11.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.9 2.9 0.0 1667 CGP-69 69.0 3.8 3.8 0.0 1687 PVE-13 13.8 3.1 3.1 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 21.3 21.2 0.0 1693 PVI-H1 13.8 39.9 39.8 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 47.1 47.1 0.0 1913 XAC-H2 13.8 47.1 47.1 0.0 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1924 PNA-H2 .480 0.9 0.8 0.0 1945 CHO-H 6.60 9.4 9.3 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 138.7 74 -36.7 -37.2 -73.7* -0.55238 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 140.1 74 -35.9 -36.5 -72.9 -0.55238 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 176.4 84 36.9 37.4 66.9 0.44761 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 177.8 84 36.3 36.8 66.3 0.44762 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 284.0 84 26.0 26.2 44.2 0.27248 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 284.5 84 25.8 26.1 44.1 0.27248 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:16 PAGE 3 .

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. . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 7 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 72.4 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -1.00000 -73.0 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1 73.2 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -1.00000 -72.2 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1 82.7 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 1.00000 72.8 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 83.3 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 1.00000 72.2 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 98.3 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.82487 61.9 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 98.5 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.82487 61.7 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 123.2 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.57693 -44.0 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1329 [XEL-69D 69.0] CKT 1 124.5 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.57693 -43.2 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1329 [XEL-69D 69.0] CKT 1 136.2 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.56124 -37.5 73.7 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 137.6 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.56124 -36.7 73.7 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 138.7 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.55238 -36.7 73.7 BASE CASE 140.1 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.55238 -35.9 73.7 BASE CASE 150.3 * 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.52117 -32.8 73.7 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 151.7 * 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.52117 -32.0 73.7 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 161.3 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.47882 40.9 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 161.4 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.47882 40.9 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 162.6 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.47883 40.3 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 162.7 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.47883 40.3 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 176.4 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.44761 36.9 83.8 BASE CASE 177.8 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.44762 36.3 83.8 BASE CASE 180.4 * 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.43876 36.1 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 181.8 * 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.43876 35.5 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 249.1 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.30369 29.9 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 249.3 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.30369 29.9 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 249.6 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.30369 29.8 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 249.7 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.30369 29.7 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 284.0 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.27248 26.0 83.8 BASE CASE 284.5 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.27248 25.8 83.8 BASE CASE 294.3 * 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.26363 25.1 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 294.8 * 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.26363 25.0 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:16 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ---------->

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TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 7 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 7 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 6 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 6 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 6 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 6 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1

D.5.1.3. Demanda Mínima. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:27 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\PAESEPMIN13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\SEP12\Res Trans\OCCIDENTE\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 49.4 1.0 50.4 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 797.6 -1.0 796.6 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 47.7 1.0 48.7 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1614 SMA-H 2.30 5.7 5.8 0.1 1601 CHX-H1 13.8 54.6 54.6 -0.1 1644 ZUN-G 13.2 11.3 11.5 0.2 1602 CHX-H2 13.8 54.5 54.5 -0.1 1666 CAN-H1 13.8 12.7 13.0 0.3 1603 CHX-H3 13.8 54.5 54.5 -0.1 1670 CAN-H2 13.8 12.7 13.0 0.3 1604 CHX-H4 13.8 54.5 54.5 -0.1 1676 MTO-13 13.8 6.9 7.1 0.2 1605 CHX-H5 13.8 54.5 54.5 -0.1 1606 AGU-H1 10.0 25.2 25.1 0.0 1607 AGU-H2 10.0 25.2 25.1 0.0 1609 JUR-H1 13.8 16.5 16.4 0.0 1610 JUR-H2 13.8 16.5 16.4 0.0 1611 JUR-H3 13.8 16.5 16.4 0.0 1613 RBO-H 4.16 1.1 1.1 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.6 15.6 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.0 5.0 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.0 5.0 0.0 1648 LPA-B 13.8 15.6 15.6 0.0 1651 SJO-C 13.8 60.0 59.9 -0.1 1656 REN-H1 6.90 21.6 21.6 0.0 1657 REN-H2 6.90 21.6 21.6 0.0 1658 REN-H3 6.90 21.6 21.6 0.0 1659 ARI-O1 13.8 10.1 10.1 0.0 1662 LVA-H1 13.8 7.2 7.2 0.0

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1665 SIS-H 4.16 3.3 3.3 0.0 1667 CGP-69 69.0 3.0 3.0 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 21.3 21.2 0.0 1693 PVI-H1 13.8 39.8 39.8 0.0 1694 PVI-H2 13.8 39.9 39.8 0.0 1902 LLI-C 13.8 10.0 10.0 0.0 1912 XAC-H1 13.8 47.1 47.1 -0.1 1913 XAC-H2 13.8 47.1 47.1 -0.1 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1924 PNA-H2 .480 0.9 0.8 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 1........................................................................................................ . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:27 PAGE 2 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 133.4 74 -26.4 -27.0 -73.7* -0.55184 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 134.1 74 -26.0 -26.6 -73.3 -0.55184 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 184.9 84 22.3 22.8 60.7 0.44816 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 185.4 84 22.1 22.6 60.5 0.44816 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 314.0 84 11.1 11.4 34.5 0.27302 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 314.1 84 11.1 11.3 34.5 0.27303 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:27 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 7 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 72.9 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -1.00000 -48.5 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1 73.3 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -1.00000 -48.1 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1321 [ZUN-69D 69.0] CKT 1 83.2 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 1.00000 48.4 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 83.4 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 1.00000 48.1 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 104.3 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.82487 37.1 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 104.3 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.82487 37.1 83.8 OPEN 1306 [LBR-691 69.0] TO 1374 [SFE-69 69.0] CKT 1 122.3 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.57621 -30.7 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1329 [XEL-69D 69.0] CKT 1

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123.0 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.57621 -30.3 73.7 OPEN 1304 [ESP-69 69.0] TO 1329 [XEL-69D 69.0] CKT 1 131.4 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.56068 -26.8 73.7 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 132.1 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.56068 -26.4 73.7 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 133.4 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.55184 -26.4 73.7 BASE CASE 134.1 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.55184 -26.0 73.7 BASE CASE 140.3 * 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 -0.52128 -25.4 73.7 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 141.1 * 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1 -0.52129 -25.0 73.7 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 174.1 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.47871 23.3 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 174.1 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.47871 23.3 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 174.5 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.47871 23.1 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 174.5 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.47871 23.1 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 184.9 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.44816 22.3 83.8 BASE CASE 185.4 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.44816 22.1 83.8 BASE CASE 188.4 * 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 0.43932 22.0 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 188.9 * 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 0.43932 21.8 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 283.9 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.30358 12.1 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 284.0 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.30358 12.1 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 284.0 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.30358 12.1 83.8 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 284.0 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.30358 12.1 83.8 OPEN 1106 [ESC-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 314.0 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.27302 11.1 83.8 BASE CASE 314.1 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.27303 11.1 83.8 BASE CASE 324.3 * 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 0.26419 10.7 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 324.3 * 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 0.26419 10.7 83.8 OPEN 1810 [PAT-69 69.0] TO 1315 [SOL-69 69.0] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 15:27 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL MAY 12 - ABR 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA LLUVIOSA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM OCCIDENTE *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 7 1314 SMA-69 69.0 1813 ZUN-692 69.0 1 7 1813 ZUN-692 69.0 1322 ZUN-69 69.0 2 6 1374 SFE-69 69.0 1314 SMA-69 69.0 1 6 1322 ZUN-69 69.0 1321 ZUN-69D 69.0 1 6 1321 ZUN-69D 69.0 1304 ESP-69 69.0 1 6 1306 LBR-691 69.0 1374 SFE-69 69.0 1

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D.5.2 Ingenios Generadores • Marzo 2,013 D.5.2.1. Demanda Máxima. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:43 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\PAEMARMAX13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 94.0 1.0 95.0 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 1268.4 -1.0 1267.4 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 86.3 1.0 87.3 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1636 LUN-B 13.8 30.0 30.3 0.3 1601 CHX-H1 13.8 54.2 54.2 0.0 1638 MTI-B 13.8 20.0 20.2 0.2 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 0.0 1639 PNT-B 13.8 29.0 29.3 0.3 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 0.0 1672 PNT-B2 13.8 15.0 15.2 0.2 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 0.0 1609 JUR-H1 13.8 20.0 19.9 0.0 1610 JUR-H2 13.8 20.0 19.9 0.0 1611 JUR-H3 13.8 20.0 19.9 0.0 1612 LES-H 6.90 6.4 6.4 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1614 SMA-H 2.30 3.9 3.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1621 ENR-B3 13.8 61.4 61.3 -0.1 1623 ENR-B3B 13.8 46.0 46.0 0.0 1635 CON-B 13.8 25.0 25.0 0.0 1640 SAA-B 13.8 35.0 35.0 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1644 ZUN-G 13.2 6.0 6.0 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.5 15.5 0.0 1646 PAS-H1 4.16 5.5 5.5 0.0 1647 PAS-H2 4.16 5.5 5.5 0.0 1648 LPA-B 13.8 63.1 63.0 0.0

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1651 SJO-C 13.8 127.3 127.2 -0.1 1652 PVE-H1 4.16 3.1 3.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 3.1 3.1 0.0 1654 TUL-B12 12.0 3.9 3.9 0.0 1656 REN-H1 6.90 10.5 10.5 0.0 1657 REN-H2 6.90 10.5 10.5 0.0 1659 ARI-O1 13.8 48.6 48.6 0.0 1660 ARI-O2 13.8 59.5 59.5 0.0 1661 ARI-O3 13.8 44.6 44.6 0.0 1662 LVA-H1 13.8 9.4 9.4 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.2 11.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.0 2.0 0.0 1666 CAN-H1 13.8 22.6 22.6 0.0 1667 CGP-69 69.0 11.6 11.5 0.0 1670 CAN-H2 13.8 22.6 22.6 0.0 1673 MAG-B2 13.8 15.4 15.4 0.0 1........................................................................................................ . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:43 PAGE 2 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1674 REC-H 13.8 24.9 24.9 0.0 1676 MTO-H 13.8 12.6 12.6 0.0 1687 PVE-13 13.8 3.1 3.1 0.0 1688 MAG-B3 13.8 21.4 21.3 0.0 1689 TND-B 13.8 8.6 8.6 0.0 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 17.3 17.3 0.0 1693 PVI-H1 13.8 36.5 36.5 0.0 1699 MAG-B4 13.8 41.3 41.2 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 33.8 33.8 0.0 1923 PNA-H1 4.16 6.0 6.0 0.0 1924 PNA-H2 .480 0.6 0.5 0.0 1945 CHO-H 6.60 9.4 9.4 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 1966 TND-B2 13.8 9.9 9.8 0.0 1968 EPI-B2 4.16 1.5 1.5 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 159.6 74 -23.5 -24.2 -73.7* -0.68505 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 161.6 74 -22.2 -22.9 -72.3 -0.68505 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 162.4 74 -49.7 -50.1 -72.8 -0.31496

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1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 424.8 74 24.5 24.7 35.2 0.14533 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 511.1 74 1.7 1.8 14.1 0.16963 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:43 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 10 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 86.8 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -73.3 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 86.8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -1.00001 -73.3 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1 88.1 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -71.9 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 88.1 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -1.00001 -71.9 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1 128.8 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.29467 -61.2 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1331 [SJG-69 69.0] CKT 1 133.9 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.76626 -37.2 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 135.4 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.24850 -61.5 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 135.7 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.76626 -35.9 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 146.5 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.68505 -32.5 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 148.5 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.68505 -31.1 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 149.1 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.78366 -24.5 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 149.8 * 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.31496 -53.7 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 150.9 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.78366 -23.1 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 159.0 * 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.70534 -22.5 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 160.9 * 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.70534 -21.1 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 166.7 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.47217 35.7 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 168.1 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.47217 35.1 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 199.5 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.52785 14.0 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 200.9 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.52785 13.2 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 310.5 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.21635 25.2 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 348.3 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.23374 12.5 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 367.7 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.11601 41.1 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1331 [SJG-69 69.0] CKT 1 411.5 * 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.14533 26.4 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 492.3 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.17866 1.2 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 499.0 * 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.16963 3.7 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:43 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTAICONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MAXIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT

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9 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 9 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 9 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 8 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1

D.5.2.2 Demanda Media. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:57 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\PAEMARMED13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 92.5 1.0 93.5 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 1002.8 -1.0 1001.8 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 83.9 1.0 84.9 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1636 LUN-B 13.8 30.0 30.3 0.3 1601 CHX-H1 13.8 54.3 54.3 0.0 1638 MTI-B 13.8 18.5 18.7 0.2 1602 CHX-H2 13.8 54.6 54.5 0.0 1639 PNT-B 13.8 29.0 29.3 0.3 1603 CHX-H3 13.8 54.6 54.5 0.0 1672 PNT-B2 13.8 15.0 15.2 0.2 1604 CHX-H4 13.8 54.6 54.5 0.0 1609 JUR-H1 13.8 17.4 17.4 0.0 1610 JUR-H2 13.8 17.4 17.4 0.0 1612 LES-H 6.90 5.4 5.4 0.0 1613 RBO-H 4.16 9.4 9.4 0.0 1614 SMA-H 2.30 3.9 3.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1621 ENR-B3 13.8 12.0 12.0 0.0 1635 CON-B 13.8 20.0 20.0 0.0 1640 SAA-B 13.8 33.0 33.0 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1644 ZUN-G 13.2 6.0 6.0 0.0 1645 SEC-H 6.60 15.5 15.5 0.0 1646 PAS-H1 4.16 4.0 4.0 0.0 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.2 -0.1 1652 PVE-H1 4.16 4.1 4.1 0.0 1653 PVE-H2 4.16 4.1 4.1 0.0 1654 TUL-B12 12.0 3.9 3.9 0.0 1656 REN-H1 6.90 10.5 10.5 0.0 1657 REN-H2 6.90 10.5 10.5 0.0 1659 ARI-O1 13.8 50.8 50.8 -0.1

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1660 ARI-O2 13.8 63.8 63.7 -0.1 1661 ARI-O3 13.8 31.9 31.9 0.0 1662 LVA-H1 13.8 7.2 7.2 0.0 1664 MTZ-H 4.16 11.0 11.0 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.0 2.0 0.0 1666 CAN-H1 13.8 14.6 14.6 0.0 1667 CGP-69 69.0 2.0 2.0 0.0 1670 CAN-H2 13.8 14.6 14.6 0.0 1673 MAG-B2 13.8 13.0 13.0 0.0 1674 REC-H 13.8 16.7 16.6 0.0 1676 MTO-H 13.8 8.1 8.1 0.0 1688 MAG-B3 13.8 21.4 21.3 0.0 1689 TND-B 13.8 8.6 8.6 0.0 1........................................................................................................ . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:57 PAGE 2 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1690 CND-H 6.60 4.2 4.2 0.0 1691 ORT-G 12.5 17.3 17.3 0.0 1693 PVI-H1 13.8 34.5 34.5 0.0 1699 MAG-B4 13.8 41.3 41.2 0.0 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1912 XAC-H1 13.8 31.9 31.8 0.0 1923 PNA-H1 4.16 3.3 3.3 0.0 1964 STS-H1 6.30 8.1 8.1 0.0 1965 STS-H2 6.30 8.1 8.1 0.0 1966 TND-B2 13.8 9.9 9.8 0.0 1968 EPI-B2 4.16 1.5 1.5 0.0 LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 136.9 74 -37.5 -38.2 -73.7* -0.68339 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 142.0 74 -34.0 -34.7 -70.2 -0.68339 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 203.4 74 -35.9 -36.2 -52.6 -0.31662 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 455.6 74 19.8 19.9 27.5 0.14506 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 502.1 74 2.0 2.1 11.0 0.17156 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:57 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ...................................................................................................................................

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SOLUTION OF 10 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 84.2 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -73.4 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 84.2 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -1.00001 -73.4 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1 87.7 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -69.9 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 87.7 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -1.00001 -69.9 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1 96.2 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.73775 -64.6 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 100.9 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.73775 -61.1 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 116.8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.76445 -48.6 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 121.3 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.76445 -45.1 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 126.3 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.68339 -44.7 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 128.7 * 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.78312 -38.6 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 131.4 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.68339 -41.2 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 133.1 * 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.78312 -35.1 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 160.4 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.47111 37.7 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 163.9 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.47111 36.0 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 182.5 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.52891 21.6 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 185.9 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.52891 19.7 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 193.2 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.31662 -39.1 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 197.5 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.29683 -40.0 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1331 [SJG-69 69.0] CKT 1 203.4 * 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.31662 -35.9 73.7 BASE CASE 328.7 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.21689 20.6 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 351.4 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.23555 10.7 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 444.9 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.14506 21.3 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 455.6 * 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.14506 19.8 73.7 BASE CASE 476.3 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.18036 2.9 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 491.9 * 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.18036 0.1 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1331 [SJG-69 69.0] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 11:57 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MEDIA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 9 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 9 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 9 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 8 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1

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D.5.2.3. Demanda Mínima. PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 12:04 PAGE 1 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ DISTRIBUTION FACTOR FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\PAEMARMIN13.dfx SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Subsistema.sub MONITORED ELEMENT FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Elementosmonitor.mon CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: C:\Documents and Settings\dvelasquez\Escritorio\Pro1213\MAR13\Res Trans\PNTMTILUN\Contingencias.con PRE-SHIFT DELTA POST-SHIFT STUDY SYSTEM MW GENERATION: 92.5 1.0 93.5 OPPOSING SYSTEM MW GENERATION: 661.3 -1.0 660.3 STUDY SYSTEM NET INTERCHANGE: 87.1 1.0 88.1 <------------- STUDY SYSTEM -------------> <----------- OPPOSING SYSTEM ------------> <---- GENERATOR MW ----> <---- GENERATOR MW ----> BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE BUS BUS NAME BASE SHIFT CHANGE 1636 LUN-B 13.8 30.0 30.3 0.3 1601 CHX-H1 13.8 49.8 49.8 -0.1 1638 MTI-B 13.8 18.5 18.7 0.2 1602 CHX-H2 13.8 50.3 50.2 -0.1 1639 PNT-B 13.8 29.0 29.3 0.3 1603 CHX-H3 13.8 50.3 50.2 -0.1 1672 PNT-B2 13.8 15.0 15.2 0.2 1609 JUR-H1 13.8 17.0 17.0 0.0 1610 JUR-H2 13.8 17.0 17.0 0.0 1614 SMA-H 2.30 3.9 3.9 0.0 1616 POR-H 2.30 1.8 1.8 0.0 1621 ENR-B3 13.8 12.0 12.0 0.0 1635 CON-B 13.8 20.0 20.0 0.0 1640 SAA-B 13.8 33.0 33.0 0.0 1642 GEN-B1 13.8 20.1 20.1 0.0 1643 GEN-B2 13.8 20.1 20.1 0.0 1644 ZUN-G 13.2 6.0 6.0 0.0 1646 PAS-H1 4.16 4.0 4.0 0.0 1648 LPA-B 13.8 6.9 6.9 0.0 1651 SJO-C 13.8 127.3 127.2 -0.2 1652 PVE-H1 4.16 4.2 4.2 0.0 1654 TUL-B12 12.0 3.9 3.9 0.0 1656 REN-H1 6.90 10.5 10.5 0.0 1657 REN-H2 6.90 10.5 10.5 0.0 1659 ARI-O1 13.8 40.7 40.7 -0.1 1660 ARI-O2 13.8 13.6 13.6 0.0 1662 LVA-H1 13.8 7.2 7.2 0.0 1665 SIS-H 4.16 2.0 2.0 0.0 1667 CGP-69 69.0 2.0 2.0 0.0 1673 MAG-B2 13.8 13.0 13.0 0.0 1674 REC-H 13.8 1.6 1.6 0.0 1688 MAG-B3 13.8 21.4 21.3 0.0 1689 TND-B 13.8 8.6 8.6 0.0 1691 ORT-G 12.5 17.3 17.3 0.0

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1699 MAG-B4 13.8 41.3 41.2 -0.1 1902 LLI-C 13.8 12.6 12.6 0.0 1966 TND-B2 13.8 9.9 9.8 0.0 1968 EPI-B2 4.16 1.5 1.5 0.0 1........................................................................................................ . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 12:04 PAGE 2 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR BASE CASE *** . ........................................................................................................ LOADINGS AT OR ABOVE 100.0 % <------------- BASE CASE -------------> OF RATING ARE MARKED WITH '*' TOTAL PRE- POST- LIMIT TRANS RATING SHIFT SHIFT CASE DISTR. <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT CAPAB B MW MW MW FACTOR 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 137.6 74 -38.7 -39.4 -73.7* -0.69354 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 139.9 74 -37.1 -37.8 -72.1 -0.69354 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 188.5 74 -42.6 -42.9 -58.1 -0.30647 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 446.3 74 15.1 15.2 23.3 0.16322 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 474.0 74 18.3 18.4 25.5 0.14325 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 12:04 PAGE 3 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... SOLUTION OF 10 SYSTEM CONDITIONS ATTEMPTED 0 INSOLUBLE SYSTEM CONDITIONS TOTAL PRE- RATING TRANS <---------- LIMITING ELEMENT ----------> DISTR. SHIFT BAS/CNT CAPAB <----- FROM -----> <------ TO ------>CKT FACTOR MW B/B <--------------- CONTINGENCY DESCRIPTION ---------------> 60.1 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.21358 -79.5 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 79.5 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -81.3 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 79.5 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -1.00001 -81.3 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1 81.1 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -1.00002 -79.7 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 81.1 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -1.00001 -79.7 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 12220 [PNT-692 69.0] CKT 1 119.2 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.77359 -48.9 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 120.4 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.78842 -47.4 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 121.2 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.77359 -47.3 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 122.4 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.78842 -45.9 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 131.8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.69354 -42.7 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 134.1 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.69354 -41.1 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 135.8 * 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 -0.71507 -38.8 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 138.1 * 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1 -0.71507 -37.3 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 160.1 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.52588 35.3 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 161.7 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.52587 34.5 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 165.1 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.47415 36.7 73.7 OPEN 1240 [EJO-69 69.0] TO 12219 [PNT-691 69.0] CKT 1 166.7 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.47415 36.0 73.7 OPEN 1151 [ESC-691 69.0] TO 1240 [EJO-69 69.0] CKT 1 182.7 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.30647 -44.4 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW

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183.0 * 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 -0.28494 -46.4 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1331 [SJG-69 69.0] CKT 1 310.4 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.22642 23.1 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1833 [TOL-69 69.0] CKT 1 319.2 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.21159 24.6 73.7 OPEN 1303 [COC-69 69.0] TO 1816 [CAO-69 69.0] CKT 1 411.7 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.08485 46.2 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 425.9 * 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 0.17280 15.1 73.7 OPEN 1301 [CHM-69 69.0] TO 1810 [PAT-69 69.0] CKT 1 468.0 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.14325 19.1 73.7 SET BUS 12526 [LUC-13 13.8] LOAD TO 0.0 MW 473.0 * 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 0.12873 24.0 73.7 OPEN 1110 [LBR-231 230] TO 1132 [SIQ-230 230] CKT 1 1................................................................................................................................... . PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E MON, MAR 12 2012 12:04 PAGE 4 . . . . PROGRAMACION ANUAL ESTACIONAL, MAYO 12 - ABRIL 13 . . DEMANDA MINIMA, EPOCA SECA . . . . *** TLTG EXPORT LIMIT OUTPUT FOR SUBSYSTEM PNTMTILUN *** . ................................................................................................................................... * MONITORED ELEMENTS OCCURRING 5 OR MORE TIMES NO. <---------- MONITORED ELEMENT ----------> TIMES <----- FROM -----> <------ TO ------> CKT 9 1303 COC-69 69.0 1833 TOL-69 69.0 1 9 1303 COC-69 69.0 12220 PNT-692 69.0 1 9 1303 COC-69 69.0 1816 CAO-69 69.0 1 8 1240 EJO-69 69.0 12219 PNT-691 69.0 1 8 1151 ESC-691 69.0 1240 EJO-69 69.0 1

D-56

D.6. Bloque Horario

Hora Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo01:00 5 2 2 2 2 2 2 1 5 02:00 5 2 2 2 2 2 2 2 69 03:00 5 2 2 2 2 2 2 3 76 04:00 5 2 2 2 2 2 2 4 12 05:00 5 2 2 2 2 2 2 5 6 06:00 5 2 2 2 2 2 2 168 07:00 3 3 3 3 3 3 2 08:00 3 3 3 3 3 3 2 09:00 3 3 3 3 3 3 2 10:00 3 3 3 3 3 3 2 11:00 3 3 3 3 3 3 2 12:00 3 3 3 3 3 3 2 13:00 3 3 3 3 3 3 2 14:00 3 3 3 3 3 3 2 15:00 3 3 3 3 3 3 2 16:00 3 3 3 3 3 3 2 17:00 3 3 3 3 3 3 2 18:00 3 3 3 3 3 3 2 19:00 1 1 1 1 1 4 4 20:00 4 4 4 4 4 3 3 21:00 4 4 4 4 4 3 3 22:00 2 2 2 2 2 2 2 23:00 2 2 2 2 2 2 2 00:00 2 2 2 2 2 2 2

1 1 1 1 1 1 0 0 5 2 3 9 9 9 9 9 21 69 3 12 12 12 12 12 14 2 76 4 2 2 2 2 2 1 1 12 5 6 0 0 0 0 0 0 6 24 24 24 24 24 24 24 168 168

D-57

D.7. Esquemas de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia

// GUATEMALA LOAD SHEDDING MODELS / 2 'LDSHZN' '*' 59.00 0.00 0.05 58.70 0.00 0.15 58.40 0.00 0.15 0.10 / TRELEC 12544 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SMM-69 12509 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CER-69 12533 'LDSHBL' '*' 58.10 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PLM-69 12534 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PRT-69 1240 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / EJO-69 /1350 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.64 58.40 0.00 0.11 00.00 0.00 0.00 0.10 / SSE-13 /1351 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.04 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / COA-13 /1354 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / ESP-34 /1359 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.48 58.40 0.00 0.27 00.00 0.00 0.00 0.10 / MAZ-131 /1360 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.64 58.10 0.00 0.11 00.00 0.00 0.00 0.10 / MAZ-132 /1361 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CHM-34 /1362 'LDSHBL' '*' 58.10 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SOL-34 /1363 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / QUI-131 /1365 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / COC-13 /1366 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / COC-34 /1368 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / LNO-13 /1369 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / TOT-13 /1378 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SFE-2 /1408 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / NOV-69 /1421 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / LAP-13 /1450 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CLL-13 /1454 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SEC-13 /1455 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.30 58.10 0.00 0.45 00.00 0.00 0.00 0.10 / PAN-13 /1456 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PAN-34 /1457 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CQM-34 1458 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / IPA-13 1460 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.58 58.70 0.00 0.17 00.00 0.00 0.00 0.10 / LRU-341 1462 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.75 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PRO-13 1464 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.16 58.10 0.00 0.59 00.00 0.00 0.00 0.10 / QUE-34 1466 'LDSHBL' '*' 58.40 0.00 0.14 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / SAN-34 1467 'LDSHBL' '*' 58.70 0.00 0.50 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PBA-131 1468 'LDSHBL' '*' 59.00 0.00 0.50 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / PBA-132 12502 'LDSHBL' '*' 59.30 0.00 0.02 00.00 0.00 0.00 00.00 0.00 0.00 0.10 / CAL-G1

· 2012-08-17 · ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DIVISIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA...

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