Modelo de Cálculo de Costos Marginales en el Sistema Interconectado Nacional

El modelo Junin

Desarrollado para el Sistema Interconectado Centro Norte.•Modelo uninodal (ignora la existencia de la red de transmisión).•Modelo monocuenca (solo optimiza parte de la cuenca del río Mantaro)•Se basa en programación dinámica.•Las centrales ajenas a la cuenca del Mantaro se ingresan como series de potencias generables de manera externa•Optimiza solamente un embalse: el Lago Junin•Utiliza caudales regulados para el predespacho de las hidroeléctricas

El modelo Camac

Desarrollado para el Sistema Interconectado Sur.•Modelo multinodal.•Modelo multicuenca.•Se basa en programación lineal (la red de transmisión se representa en forma aproximada a través de flujo en redes con perdidas).•Representa con detalle las cuencas del río Chili y de la laguna Aricota.•Es multi-embalse, pero no está preparado para representar cascadas complejas como las del SICN

Nuevo modelo

PERSEO

Planeamiento Estocástico con Restricciones en Sistemas Eléctricos

Objetivo

• Resolver las limitaciones de los modelos utilizados para el cálculo de los precios en barra de la energía, frente a la integración de las redes de transmisión en el SEIN.

• Desarrollo de un soporte eficaz para el cálculo de los costos marginales:– Representación fiel y realista del SEIN– Maximizar la eficiencia computacional sin perder

generalidad– Herramienta flexible– Programa modular a fin de facilitar su utilización,

mantenimiento y evolución

Objetivo

• Cálculo de la Estrategia Óptima de Operación:– Energía entregada por las Centrales– Caudales Turbinados– Evolución de los Embalses– Flujos de Potencia y Factores de Pérdidas– Costos Marginales de Corto Plazo– Ingreso Tarifario de las Líneas de Transmisión– Reportes de Congestión– Balance Económico de las Empresas

Principales Características

• Multi - embalse– Representación individual de cada embalse y cuenca

hidrográfica.• Multi - nodo

– Representación de cada nodo (barra) del sistema de transmisión y del efecto de sus pérdidas

• Multi escenario– Permite evaluar el desempeño del sistema ante diversos

escenarios hidrológicos.

– Secuencias hidrológicas generadas a partir del registro histórico de caudales afluentes.

Principales Características

El usuario define:

– La topología o estructura de la red eléctrica y de la red hidráulica

– El horizonte y las etapas mensuales del estudio– El número de bloques para representar la curva de

duración de la demanda

Función Objetivo

• Minimizar el costo actualizado de la generación térmica y falla

JN

jtttt,jjtAtAttt A,vgtcoMinEA,v

11111

Restricciones Consideradas

• Límites Físicos Energéticos– Embalses, Canales de Conducción, Reservorios de

Compensación,etc.• Límites Físicos Eléctricos

– Líneas de Transmisión, Generadores Hidroeléctricos y Termoeléctricos.

• Cronogramas de Mantenimiento• Demandas de Riego Agrícola y/o Agua potable

– Constante, Mínimo y Máximo• Pérdidas

– transmisión, filtración, evaporación, etc.

Restricciones Consideradas

• Capacidad de Regulación– Mensual, Diaria y Horaria

• Costos de Operación – Canón del Agua– Variables Combustible – Variable no Combustible– Costos de Falla– Penalidades por desabastecimiento de las demandas

agrícolas o de agua potable

Restricciones Consideradas

• Embalses y Reservorios– Capacidad de Regulación Máxima– Volumen Mínimo de Resguardo– Volúmenes al inicio y al final del Período de Análisis– Año y mes de entrada en operación– Pérdidas por Evaporación y Filtración– Posibilidad de Vertimiento

A

• Centrales Hidroeléctricas– Barra de conexión eléctrica– Factor de productividad– Consumo de energía anual– Caudal de diseño– Año y mes de entrada y salida– Repotenciamientos de la central– Número de días y horas de

mantenimiento

Restricciones Consideradas

A

btii

bti

ibt

i

j

B

b

bti

tjiji

QfGH

QQ

QQi

,,

,

1

,

*

0

Qj i t = Caudal regulado en la trayectoria de llegada (j - i) durante la etapa t

j i t = Pérdidas en la trayectoria de llegada (j - i) durante la etapa t

Qi t,b = Caudal turbinado por la central hidroeléctrica i durante el bloque b de la etapa t

Qi = Caudal máximo de turbinamiento de la central hidroeléctrica i

B = Número de bloques

fi = factor de productividad de la central hidroeléctrica i

GHi t,b = Potencia generada por la central hidroeléctrica i durante el bloque b de la etapa t

Restricciones Consideradas

• Centrales Termoeléctricas– Barra de conexión– Tipo y costo de combustible– Consumo específico – Costo variable no combustible– Potencia efectiva y disponibilidad– Año y mes de entrada y salida– Posibilidad de repotenciamientos– Número de días y horas de

mantenimiento

Restricciones Consideradas

CGTi t,b= Costo de operación del grupo térmico i durante el bloque b de la etapa t

CVCi = Costo variable combustible del grupo térmico i

CVNCi = Costo variable no combustible del grupo térmico i

GTi t,b = Energía generada por el grupo térmico i durante el bloque b de la etapa t

GTi = Energía máxima generable por el grupo térmico i

xi = Factor de disponibilidad del grupo térmico i

iibt

i

btiii

bti

GTxGT

GTCVNCCVCCGT

,

,, *)(

Restricciones Consideradas

• Combustibles– Precio por unidad del combustible– Posibilidad de cambio del precio de

combustible en cualquier mes, año, y las veces que sea necesario

Restricciones Consideradas

• Red de Transmisión– Nivel de tensión– Resistencia y reactancia– Capacidad normal y de emergencia– Nuevas ampliaciones o inversiones– Representación a través del Flujo DC– Restricciones de congestión – Intercambios entre regiones– Año y mes de entrada y salida

Restricciones Consideradas

FLm n t,b= Flujo de transmisión en el circuito (m-n) durante el bloque b de la etapa t

FLm n = Flujo máximo de transmisión en el circuito (m-n)FLm n = Flujo mínimo de transmisión en el circuito (m-n)Pm n

t,b = Pérdidas de transmisión en la línea (m-n) durante el bloque b de la etapa tfpm n

t,b = Factor de Pérdidas de transmisión en la línea (m-n) durante el bloque b de la etapa tDEFk

t,b= Déficit de energía en la barra k durante el bloque b de la etapa tDk

t,b = Demanda de energía en la barra k durante el bloque b de la etapa tBm n = Susceptancia del circuito (m-n)Gm n = Conductancia del circuito (m-n)m n = Diferencia angular de las tensiones en los extremos del circuito (m-n)

mnbt

mnmn

nmimnm

btmn

nmmnmbt

mn

btk

btk

j

btkn

j

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btmk

j

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i

bti

FLFLFL

GVP

BVFL

DDEFFLFLfpGTGHkkkk

,

22,

2,

,,,,,,,

)(

)(

Restricciones Consideradas

• Consumo de Energía– Demanda de energía por barra, etapa y bloque– Duración en horas de la demanda de energía por

etapa y bloque

Restricciones Consideradas

Curva de duración

Bloque de punta

Bloque de media

Bloque de base

Horas

MW

SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES AFLUENTES

1972 1973 1974 1975 1992 1993

• Caudales Afluentes– Registro histórico de caudales en cada

estación de medición– Matriz de caudales históricos del afluente

Restricciones Consideradas

1972 1973 1974 1975

1973 1974 19761975

1974 1976 19771975

1994 19951993 1980

1

2

3

22 1996

SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES AFLUENTES

SECUENCIASDE CAUDALES GENERADOS

1972 1973 1974 1975 1992 1993

• Secuencias Hidrológicas– A partir de los registros históricos

Restricciones Consideradas

SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES AFLUENTES

SECUENCIAS DE CAUDALES SINTÉTICOS GENERADOS

1972 1973 1974 1975 1992 1993

Generador deSéries Sintéticas

• Secuencias Hidrológicas– A partir de un Generador de Caudales Sintéticos

Restricciones Consideradas

Aplicación de un modelo

iterativo que permite determinar en que medida se pueden abastecer las demandas de riego y agua potable así como los coeficientes de pérdidas de las líneas de transmisión eléctrica en las cercanías del punto óptimo de operación.

Aplicación de un modelo Definitivo que incorpora la información de la etapa anterior y determina la operación óptima y los costos marginales del sistema.

Contempla Dos EtapasContempla Dos Etapas

Principio de Funcionamiento

Aspectos Computacionales

• PERSEO se ha desarrollado en forma modular en los lenguajes Fortran 90 y C++.

• La optimización del modelo de operación se realiza utilizando el software comercial CPLEX de ILOG, el cual permite la solución de problemas lineales contando con algoritmos que detectan las posibles redundancias que puedan existir en la formulación del modelo

Aspectos Computacionales

Técnicas de Optimización implementadas a través de un producto estándar (CPLEX)•Flujo en Redes

Oferta de GeneraciónOperación de Embalses

•Flujo DCRed de TransmisiónPérdidas de TransmisiónRestricciones de Congestión

CPLEX EXCEL

Datos del Sistema Hidrotérmico

ArchivosPlanos

Optimizador Lineal Primal, Dual ó Flujo en Redes con

Restricciones Adicionales Reportes y GráficosModelamientoMatemático

FORTRANy

C++

Aspectos Computacionales

• Interfaces

• Se muestran por secuencia hidrológica, etapa y bloque.

• Se presentan por cada variable:– Costos marginales de corto plazo– Ingresos tarifarios– Reportes de congestión– Costos de operación– Energía de falla – Penalidades por desabastecimiento de la demanda

de riego– Valor del agua en cada punto de la cuenca

hidrográfica

Principales Resultados

– Caudales turbinados y vertimientos

– Evolución de volúmenes de almacenamiento en los embalses

– Caudales regulados en los túneles de conducción

– Potencias generadas

– Energías generadas

– Flujos de potencia

– Pérdidas de transmisión, etc.

Principales Resultados