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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
FACTORES DE NODO DEL SNI, MÉTODOS YANÁLISIS DE SENSITIVIDAD "
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DEINGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIDAD DE
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
GABRIEL BENJAMÍN SALAZAR YEPEZ
QUITO - ECUADOR
ABRIL DE 2000
f
DEDICATORIA
Por todo el apoyo recibido por parte deIvonne, mi esposa, por toda la inspiración queme dio GabrielitOj mi hijo, y por toda la ayudaque con mucho esfuerzo, me dieron : misPadres; este trabajo está dedicado a todosellos. ,
AGRADECIMIENTO
Quedo muy agradecido por toda la valiosaayuda prestada por parte de los IngenierosGabriel Arguello, Fabián Novoa y por todo elpersonal de la Dirección de TransaccionesComerciales del CENACE, quienes gracias asus sabios consejos, guiaron en buena formaeste trabajo.
ni
CERTIFICACIÓN
Certifico que la Tesis "Determinación de losFactores de Nodo del SNI, métodos y análisis desensitividad", fue realizada en su totalidad por elSr. Gabriel Benjamín Salazar Yépez, bajo midirección y asesoramiento.
/Ing. Gabriel Arguello R.1 DIRECTOR DE TESIS
IV
ÍNDICE
1 FACTORES DE NODO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
RESUMEN:1.1.1 Agentes del MEM1.1.2 Entidades del Sector Eléctrico
DEFINICIONES PRINCIPALES
FIJACIÓN DE PRECIOS EN MERCADOS ELÉCTRICOS MAYORISTAS1.3.1 Síntesis
FACTORES DE NODO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
DESPACHO ECONÓMICO Y PRECIOS NODALES
BARRA DE MERCADO O NODO DE REFERENCIA
123
4
66
7
10
15
2 TEORÍA RELATIVA A LOS FACTORES DE NODO 16
2.1 FLUJO DE CARGA AC 162.1.1 El método de Gauss -Seidel 192.1.2 Método de Newton-Raphson 192.1.3 Flujo de Potencia Desacoplado 24
2.2 FLUJO DE CARGA DC 31
2.3 PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN, ,372.3.1 Un sistema de dos Generadores 372.3.2 Ecuaciones de coordinación, Pérdidas increméntales y Factores de Nodo. 402.3.3 La Fórmula de la Matriz B de pérdidas. 432.3.4 Derivación de la formula de la Matriz B de Pérdidas 472.3.5 Cálculo de la Matriz de Pérdidas ' 54
2.4 CALCULO DE FACTORES DE NODO 562.4.1 Una discusión sobre la Barra de Referencia versus los factores de nodo en el centrode carga. 562.4.2 Factores de nodo calculados en la barra de referencia directamente de un flujo decarga AC. 602.4.3 Factores de Nodo calculados en la barra de referencia utilizando un flujo de cargaDC.622.4.4 Cálculo de los Factores de Nodo por el método del Jacobiano. 64
2.5 FORMULACIÓN ACERCA DE LA TEORÍA DE LOS FACTORES DE NODO 672.5.1 Relación matemática entre Factores de Nodo por Matriz de Pérdidas y Factores deNodo con respecto a la Barra de Referencia. 682.5.2 Relaciones de Factores de Nodo, con aquellos calculados en el Centro de Carga delSistema. 712.5.3 Los Precios Marginales Nodales NO cambian con el cambio de la barra de referencia.
,722.5.4 Cálculo de FACTORES NODALES al cambiar la referencia. 74
V
3 APLICACIÓN DE LA TEORÍA DE FACTORES DE NODO EN PROCEDIMIENTOS DEL MEM , 16
3.1. TÉRMINOS AFINES A LA TEORÍA DE LOS FACTORES DE NODO. , 76
3.2. QUÉ DICE LA REGLAMENTACIÓN? , 823.2.1. Del Reglamento para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista. 823.2.2. Del Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado. 84
3.3. FIJACIÓN DE LOS PRECIOS DEL MEM. 863.3.1. Mecanismo de Cálculo de Factores de Nodo. 86
3.4. MECANISMO DE CALCULO DEL COSTO MARGINAL DE ENERGÍA. 903.4.1. En Operación Normal. 903.4.2. En Caso de Desabastecimiento. 90
3.5. MECANISMO DE CALCULO DEL PRECIO NODAL DE LA ENERGÍA., .91
3.6. DECLARACIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN. 913.6.1. Componentes de Costo. 913.6.2. Declaración de Costos. 923.6.3. Fecha y Plazo para la Declaración. 923.6.4. Reajuste. 93
3.7. DETERMINACIÓN DE LA UNIDAD MARGINAL 953.7.1. Antecedentes 953.7.2. Consideraciones Iniciales 973.1.3. Conclusiones 99
3.8. DESPACHO ECONÓMICO HORARIO 993.8.1. Demanda Horaria. 100
3.9. LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA, 1013.9.1. Liquidación de las Transacciones de Energía de Distribuidores y GrandesConsumidores. __ 1023.9.2. Liquidación de las Transacciones de Energía de Generadores. 1063.9.3. Liquidación a la Empresa de Transmisión. 112
3.10. APLICACIÓN DE LA TEORÍA DE LOS FACTORES DE NODO EN OTROS MEMLATINOAMERICANOS. 116
3.10.1. Argentina (CAMMESA). 1163.10.2. Panamá 1243.10.3. Solivia 1253.10.4. Colombia 128
4. METODOLOGÍAS DE CALCULO DÉLOS FACTORES DE NODO 134
4.1. INTRODUCCIÓN 134
4.2. FACTORES DE NODO OBTENIDOS MEDIANTE FLUJOS DE CARGA AC ( Newton Raphson -Completo). , 135
4.2.1. Herramienta Utilizada 1354.2.2. Metodología de cálculo, utilizando datos de potencias horarias. 1364.2.3. Metodología de cálculo, utilizando datos de energías horarias 138
VI
4.3. FACTORES DE NODO OBTENIDOS MEDIANTE FLUJOS DE CARGA AC ( Newton Raphsondesacoplado rápido ). , 139
4.3.1. Herramienta utilizada 1394.3.2. Metodología de cálculo. 140
4.4. FACTORES DE NODO OBTENIDOS MEDIANTE FLUJOS DE CARGA DC ( APROXIMADOS )141
4.4.1. Herramienta utilizada 1414.4.2. Metodología de cálculo. 141
4.5. DATOS TÉCNICOS DEL MODELO DEL S.N.I., UTILIZADO PARA LA SIMULACIÓN. 143
5. ANÁLISIS DE LOS FACTORES DE NODO 152
5.1 OBTENCIÓN DE FACTORES DE NODO PROMEDIO PONDERADOS. 1525.1.1 Introducción 1525.1.2 Presentación de Resultados. 1585.1.3 Análisis de Resultados. 158
5.2 OBTENCIÓN DE FACTORES DE NODO POR BANDA HORARIA , 1595.2.1 Introducción 1595.2.2 Presentación de Resultados. , 1615.2.3 Análisis de Resultados. ,162
5.3 DETERMINACIÓN DE FACTORES ESTACIONALES TIPO 1645.3.1 Introducción 1645.3.2 Presentación de Resultados. 1675.3.3 Análisis de Resultados. ,167
5.4 ANÁLISIS DE SENSITIVIDAD DE LOS FACTORES DE NODOLIQUIDACIONES DE ENERGÍA.
5.4.1 Introducción. ___5.4.2 Presentación de Resultados.5.4.3 Análisis de Resultados
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES. . 219
6.2. RECOMENDACIONES. . 222
VII
0/VPITULO
CAPITULO 1
1. FACTORES DE NODO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
1.1 RESUMEN:
Un Sistema Nacional Interconectado, se encuentra constituido de Centros de
Generación, Red de Transporte y Centros de Carga o Consumo (Empresas
Distribuidoras y Grandes Consumidores)
Anteriormente en el Ecuador el Sector Eléctrico; estaba constituido por un modelo de
Monopolio Verticalmente Integrado, que era el del INECEL, en el cual no se tenían
muchas opciones para un libre Mercado de la Energía Eléctrica. Pero es a partir del 1
de Abril de 1999, que entra en vigencia un Modelo de Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), como el de la figura 1.1, en el cual se dan formas distintas de negociar con
la Energía Eléctrica. Este modelo tiene como característica básica la competencia en
la generación, con la transmisión nacional centralizada y la distribución por área en
régimen de monopolio, excepto para los grandes consumidores.
I TraTransmisor
Ge
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), se compone de:
a) Un Mercado a Término: con contratos por cantidades, precios y condiciones
pactadas libremente entre generadores y consumidores.
b) Un Mercado SPOT: con precios sancionados en forma horaria en función del
COSTO económico de producción; representado por el Costo Marginal de Corto
Plazo, medido en la Barra de Mercado, que es un nodo físico perfectamente
definido de la red eléctrica.
c) Exportación e importación de Energía: por parte de quienes tengan Concesiones,
Permisos o Licencias.
1.1.1 AGENTES DEL MEM
El MEM tiene como agentes a los siguientes:
• Generadores.
• Distribuidores.
• Grandes Consumidores.
• Quienes realicen actividades de Exportación o Importación de Energía.
El Transmisor:
"El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema en base a planes
preparados por él y aprobados por el CONELEC.
Mediante el pago del correspondiente peaje, el transmisor y los distribuidores
están obligados a permitir el libre acceso de terceros a la capacidad de
transmisión, transformación y distribución de sus sistemas, de acuerdo con
los términos de la presente Ley y sus reglamentos.
Para los fines de esta Ley la capacidad de transmisión incluye la de
transformación y el acceso a toda otra instalación o servicio que el
CONELEC determine, siempre y cuando esas instalaciones sean directamente
necesarias para la prestación del servicio respectivo. El transmisor y los
distribuidores no podrán otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el
acceso a sus instalaciones para el transporte de energía, a los generadores,
consumidores o distribuidores; excepto, las que puedan fundarse en
categorías de consumidores o en diferencias concretas y objetivas que se
determinen mediante el reglamento respectivo.
El transmisor no podrá comercializar energía eléctrica" [1].
• Se convierte en el vínculo entre los agentes del MEM.
• Se la define en el Ecuador como una Empresa Monopólica con la
obligación de dar libre acceso a la red a cualquier agente y de realizar la
expansión del sistema.
• No tiene nada que ver en la comercialización de la energía.
1.1.2 ENTIDADES DEL SECTOR ELÉCTRICO
El nuevo modelo del Sector Eléctrico requiere de entidades que den las normas, las
regulaciones y que lo administren tanto comercial como técnicamente; estas son:
CONELEC "Créase el Consejo Nacional de la Electricidad CONELEC,
como persona jurídica de derecho público con patrimonio propio, autonomía
administrativa, económica, financiera y operativa.
El CONELEC no ejercerá actividades empresariales en el sector eléctrico. Se
encargará de elaborar planes para el desarrollo de la energía eléctrica.
Ejercerá además todas las actividades de regulación y control definidas en
esta Ley.
Tendrá su sede en la capital de la República, aprobará su estructura orgánica
y los reglamentos internos que se requiera para su funcionamiento. Sus
actuaciones se sujetarán a los principios de descentralización,
desconcentración, eficiencia y desregulación administrativa que establece la
Ley de Modernización" [1].
Tendrá a su cargo las siguientes funciones dentro del MEM:
• Regulación del Sector Eléctrico
• Fijación de Tarifas.
• Otorgar Concesiones, Permisos o Licencias a distintos agentes.
• Supervisión.
• Planificación.
CENACE "El Centro Nacional de Control de Energía CENACE, se
constituirá como una Corporación Civil de derecho privado, de carácter
eminentemente técnico, sin fines de lucro, cuyos miembros serán todas las
empresas de generación, transmisión, distribución y los grandes
consumidores. Se encargará del manejo técnico y económico de la energía en
bloque, garantizando en todo momento una operación adecuada que redunde
en beneficio del usuario final".[1]. Tiene a su cargo las siguientes funciones:
• Planificación Operativa.
• Programación de los mantenimientos.
• Despacho económico horario.
• Supervisión en tiempo real del S.N.I.
• Proveer información a los diferentes actores del MEM.
1.2 DEFINICIONES PRINCIPALES
Costo Marginal de la Energía Eléctrica.-
• Se lo mide en la Barra de Mercado y representa el costo económico de
generar el próximo kWh.
• Se denomina Costo Marginal o Precio de Mercado (A) al que resulta de
realizar el despacho económico de la oferta de generación en la Barra de
Mercado y el costo de producir el siguiente kWh.
Barra de Mercado.-
• Es una barra física del sistema en la cual se sanciona el precio marginal
del sistema. Es decir en dicho nodo se efectúa el despacho económico.
• Es una barra eléctrica de una subestación específica, asignada por el
CONELEC, que sirve de referencia para la determinación del precio.
Factor de Nodo.-
• Factor de Nodo de un nodo de la red de transmisión es la variación que
tienen las pérdidas marginales de transmisión producidas entre dicho nodo
y la barra de mercado ante una variación de la inyección o retiro de
potencia en ese nodo.
• Es un factor que penaliza el costo de llevar o traer la energía de un
generador o de una carga a o desde la barra de mercado, este factor
incluye las pérdidas marginales de transmisión ante una variación de la
inyección de generación o del retiro de carga en dicho nodo con respecto
al nodo de referencia.
• El factor de Nodo de un nodo £ci15 es la relación entre el precio de la
energía puesta en ese punto y el precio de la energía en el centro de carga
(precio de mercado).
• Se define como Factor de Nodo de las barras del sistema de transmisión a
la relación entre el precio de la energía en esas barras y el de Mercado
asociado al nivel de pérdidas marginales relacionado con los intercambios
de dicho nodo respecto del Mercado.
El Factor de Nodo (Fni) de un nodo "i", con respecto a un nodo que se
toma como referencia, se define como la relación entre los costos
marginales de ambos nodos cuando en el nodo "i" el costo marginal
incorpora las pérdidas de transporte al nodo de referencia y los mismos se
encuentran vinculados sin restricciones de transporte.
1.3 FIJACIÓN DE PRECIOS EN MERCADOS ELÉCTRICOS
MAYORISTAS
1.3.1 SÍNTESIS
El sistema nodal dentro del funcionamiento de un Mercado Eléctrico Mayorista, se
constituye en una metodología eficiente para la determinación de precios de la
energía eléctrica tanto temporal como espacialmente. El valor de la energía varía
según la hora o tiempo de producción así como por el lugar donde es producida o
utilizada. El concepto de precio de la energía en un nodo del sistema de transmisión
refleja entonces el costo de producción en cierto instante y el costo de transportarla
hasta dicho nodo. Adicionalmente el sistema nodal proporciona la viabilidad
requerida tanto para la contratación de energía cuanto para la liquidación de
transacciones al permitir valorar la energía en los puntos de inyección y retiro. [19]
El costo marginal de la energía del sistema fija el precio del mercado que los
compradores están dispuestos a pagar y el precio con el que se remunera a los
vendedores del MEM.
El valor de la energía varía en función del tiempo (t) y el lugar donde es producida o
utilizada. Concepto temporal y espacial. El sistema nodal es adecuado para la
fijación temporal y espacial del precio de la energía.
Se considera al Mercado ubicado en el centro de carga del sistema. El despacho
óptimo se realiza en este nodo, o sea, incluyendo no solo los costos marginales de
operación de los generadores sino también las pérdidas marginales del transporte.
El precio de la energía llevado al centro de carga resulta entonces en un valor único
llamado Precio Marginal del Sistema o Precio de Mercado y que representa al costo
económico de generar el próximo kWh. Todos los generadores del Sistema cobran su
energía al precio marginal afectado por un factor que tiene en cuenta el pago de las
pérdidas y el servicio de transporte. Los generadores que produzcan su energía más
barata (infra-marginaíes) tendrán, en concepto de venta de energía, un beneficio y en
particular la máquina que esté fijando el precio marginal tendrá un beneficio nulo.
Los precios nodales de energía en todos los puntos de la red, se obtienen a partir del
Precio de Mercado multiplicado por su factor de nodo. Los generadores cobran y los
consumidores pagan la energía que producen o consumen a su respectivo precio
nodal.
En consecuencia los factores nodales son los vínculos esenciales en la determinación
de precios en cada nodo y vinculan también eléctricamente a los Agentes a través de
la red de transmisión. Los factores nodales varían hora a hora en función de la
variación del despacho y están influenciados fuertemente por la configuración del
sistema de transmisión. Estos factores son una herramienta que lleva implícita gran
información, ya que además de darnos señales adecuadas para la valoración espacial
de la energía, nos da también señales de cómo está distribuida tanto la carga como la
generación dentro de nuestro sistema y donde sería factible la instalación de nueva
generación.
1.4 FACTORES DE NODO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
El factor de nodo en un punto de la red es la relación entre el precio de la energía
puesta en ese punto y el precio de la energía en el centro de carga (Precio de
Mercado). El precio de la energía varía a lo largo de la red debido a que quien la usa
en ese lugar está asumiendo implícitamente el pago de pérdidas y transporte hasta el
centro de carga. Como ejemplo.se puede decir que si un generador está llevando
energía desde un área remota hacia el centro de carga, el precio de la energía
generada será menor al precio de Mercado debido a que ese generador está pagando
implícitamente las pérdidas y el transporte hasta el centro de carga. Análogamente,
un consumidor que está trayendo energía desde el centro de carga verá en su área, un
precio de energía mayor al del Mercado. [12]
Como ejemplo, en el esquema de la figura 1 se representa un sistema de dos barras
vinculadas por una línea de transmisión.
100HA\. 1
Asumamos las siguientes posiciones: a) la potencia se está transmitiendo desde la
barra 2 hacia la barra 1, b) el centro de carga está en la barra 1, c) el generador 2, más
barato que el generador 1, está operando a potencia máxima y el generador 1,
operando con margen de potencia, está fijando el precio de la energía. Este precio
sería EL PRECIO MARGINAL DEL SISTEMA y está fijado por el costo que
tendría la generación del próximo kWh de energía, d) los valores de potencia
transmitida en cada extremo y pérdidas de la línea están indicados en la figura, e) se
hace la simplificación de despreciar la potencia reactiva.
Si ahora suponemos que la demanda aumenta en la barra 1 en 1 MW ( fíg 2 ), esta
variación de demanda la va a asumir el generador 1, el cual va a aumentar su
potencia en exactamente 1 MW.
100HA\2
Es decir que el aumento de demanda en la barra 1 requiere del mismo aumento de
generación de la máquina que está fijando el precio del sistema. Si ahora se supone
que le aumento de demanda se da en la barra 2 ( fíg 3 ), esto implicará una
disminución de la potencia transmitida y por lo tanto un decremento de las pérdidas
Aperd. Bajo esta situación el generador 1 no va a aumentar su generación en 1 MW
sino en un valor menor (debido a que disminuyeron las pérdidas del sistema).
ÍOOHA\3
La disminución de pérdidas resulta en:
= 2.5MW-2.4MW=0.1MW
Esto significa que el generador 1 aumentará su generación en:
AG=1.0MW-0.1 MW = 0.9MW
Es decir que el aumento de demanda de la barra 2 requirió de un aumento
equivalente del 90% de la potencia de la máquina que estaba fijando el precio. Es
decir que llevar energía a la barra 2 cuesta el 90% de lo que cuesta en la barra I , o
sea, el 90% del precio marginal del sistema. Este método está basado en las pérdidas
marginales del transporte y se define un FACTOR DE NODO que representa la
relación entre el precio de la energía en ese nodo y en el Mercado o centro de carga.
En el ejemplo el Factor de Nodo de la barra 2 resulta ser igual a 0.9. [12]
\MW
1.5 DESPACHO ECONÓMICO Y PRECIOS NODALES
Si un sistema de potencia consiste de n unidades de generación para abastecer una
demanda total de PD a través de un sistema de transmisión, existirán pérdidas PL
que son función de las potencias de generación y de demanda del sistema. El
despacho económico consiste en determinar las potencias de generación de las n
10
unidades que satisfagan la demanda PD al mínimo costo de producción. El costo de
producción de cada generador está determinado por su curva de entrada-salida fi
(Pgi). El costo total del sistema es obviamente la suma de los costos de producción
de cada unidad.
Matemáticamente el problema consiste en minimizar la función objetivo FT que es
costo total de producción sujeta a la restricción que es cumpla el balance de la
potencia activa del sistema, es decir:
Min FT = f\ f2 + ..... + Jh =/=/
La solución del problema se obtiene al resolver el siguiente sistema de ecuaciones
denominadas ecuaciones de coordinación obtenidas a su vez de la derivación de la
función de Lagrange. L = FT
^-/1-^1= (1)
Al resolver el sistema de ecuaciones se obtiene el valor de /I y los Pgi que además
deben estar dentro de sus límites. Existen dos métodos para la solución de estas
ecuaciones, el primero o clásico en el despacho económico que consiste en expresar
la potencia Pl en función de las potencias de generación a través de los denominados
coeficientes de pérdidas B; el otro método es la incorporación de las ecuaciones de
flujo de potencia como restricciones del problema de optimización; método
denominado flujo óptimo de potencia. Una variante al flujo óptimo es la solución de
las ecuaciones antes indicadas determinando las pérdidas increméntales o
11
marginales de transmisión a partir de jacobiano de las ecuaciones del flujo de
potencia en el punto de solución.
Se definen las siguientes expresiones como:
dfidPgi
Costo marginal o incremental de generador i
dPLPérdidas marginales de transmisión debido al generador
dPgi
Costo marginal del sistema
= 1 Factor de nodo del generador i.I dPgi)
La forma detallada de cálculo de las pérdidas de transmisión y de los factores de
nodo se la hace por varios métodos, los cuales se encuentran expuestos en el capítulo
# 2 de este trabajo de tesis.
De las ecuaciones de coordinación y de las definiciones anteriores se establece lo
siguiente: Las funciones de costo fl son normalmente cuadráticas, por lo que los
costos marginales de los generadores se expresan como funciones lineales de las
potencias, en este caso los generadores que no están en sus límites trabajan a igual
costo marginal que a la vez es del sistema. Cuando las funciones de costo se las
aproxima a lineales, los costos marginales de los generadores son constantes y no es
posible obtener una solución a igual costo marginal por lo que para obtener el
despacho económico, los costos marginales de cada generador afectado por el
correspondiente factor de nodo, se ordenan de menor a mayor hasta satisfacer la
carga y pérdidas del sistema, el último generador de esta forma establece el costo
marginal del sistema A. [19]
12
En lo relacionado con las magnitudes relativas de factor de nodo se tiene que si se
incrementa una potencia en el nodo i y aumentan las pérdidas, las pérdidas
marginales son positivas y por tanto el factor de nodo es menor que 1.
Lo indicado puede resumirse en las siguientes expresiones derivadas de las
ecuaciones de coordinación.
dPgi{ dPgfJ
Lo que es igual a:
_^_J_ '
dPgi Fni(2)
Es decir los costos marginales de generación divididos para su factor de nodo deben
ser iguales en el punto económico. Cuando las funciones de costo son lineales todas
las unidades se les carga a su máximo según el orden de mérito dado por la ecuación
(2) siendo la última unidad despachada la que establece el costo marginal del
sistema. Cuando no se considera el sistema de transmisión, es decir un sistema sin
pérdidas todos los factores nodales serian igual a 1. El efecto de incluir el sistema de
transmisión y por tanto las pérdidas marginales de transmisión, determina que los
costos marginales varíen en cada nodo o barra de la red. Efectivamente, si se ha
determinado el costo del sistema de acuerdo con (2) la relación de costos entre
cualesquiera dos barras p y q del sistema es:
dPp Fnp dPq Fnq
13
Donde Fnp y Fnq son los factores nodales de las barras p y q respectivamente y,
dfp/dPp y dfq/dPq son los precios marginales nodales de p y q. No necesariamente
p o q o ambos deben ser nodos de generación, es decir es cualquier nodo de la red de
transmisión. La expresión (3) es de gran importancia pues establece el precio
marginal de la energía en cualquier nodo p del sistema dado por:
(4)dPp
Por lo tanto el precio nodal de energía esta dado por el producto del costo marginal
del sistema multiplicado por el correspondiente factor de nodo. Siendo el costo
marginal de generación del sistema obtenido de la ecuación (2).
En general los factores nodales son menores que 1 para nodos generadores o
exportadores y mayores que 1 para nodos de demanda o importadores. Examinando
la expresión (4), vemos que el precio marginal nodal para un nodo exportador es
menor que el de Mercado y a ese precio son remunerados por su producción horaria
de energía los generadores ubicados en ese nodo o a ese precio pagan la energía los
distribuidores conectados al nodo; alternativamente para un nodo importador el
precio nodal es mayor que le de Mercado y por tanto a ese precio son remunerados
por su producción horaria de energía los generadores ubicados en ese nodo o a ese
precio pagan la energía los distribuidores conectados al nodo.
De los-resultados de esta señal económica, que indica que los precios nodales pueden
ser menores o mayores que el precio marginal del Mercado, aparece la necesidad
para los Agentes de mejorar su vinculación con el Mercado con inversiones en
transmisión, a la vez que orienta a la nueva generación las mejores posibilidades de
ubicación. [19]
14
1.6 BARRA DE MERCADO O NODO DE REFERENCIA
El precio de la energía se la define en una barra de referencia en la que se minimizan
los costos de operación de los generadores incluyendo su participación en las
pérdidas de transmisión hasta dicha barra. La barra escogida como referencia es la
denominada Barra de Mercado y la participación en las pérdidas se la hace a través
de los Factores de Nodo.
La expresión para el precio nodal de la energía dada por la ecuación (4) sugiere que
existe o debe seleccionarse un nodo en el cual el factor de nodo sea 1 de tal forma
que el precio marginal de ese nodo coincide con el de Mercado.
El nodo así seleccionado se le denomina nodo de referencia o Barra de Mercado.
(5)dPp
De esa forma se puede definir que la Barra de Mercado es el nodo en el que se
sanciona el precio marginal del sistema. Es decir en dicho nodo se efectúa el
despacho económico mediante la expresión (2), y portante los factores nodales Fni
son calculados respecto a esta referencia. Como se demostrará a continuación en el
capítulo # 2 de este trabajo, el nodo de referencia o Barra de Mercado así
conceptualizado puede ser cualquier nodo del sistema de transmisión. Si se cambia la
referencia obviamente cambia el precio marginal del mercado, cambian los factores
nodales pero el precio marginal nodal no se ve afectado y por tanto los cobros o
pagos horarios de energía que se realizan con precios nodales no se afectan. Estos
conceptos son de gran importancia en el funcionamiento del Mercado Eléctrico
Mayorista. [19]
15
CAPITULO
CAPITULO 2
2 TEORÍA RELATIVA A LOS FACTORES DE NODO
El balance entre generación y carga más pérdidas, tiene que ser mantenido cuando se
está en la búsqueda de las condiciones óptimas de operación de un Sistema de
Potencia. La distribución de carga va a ser conocida y las plantas de generación serán
determinadas mediante un Despacho Económico, las pérdidas corresponden a una
variable desconocida que es muy importante de ser evaluada. Esta evaluación puede
llevarse a cabo mediante métodos exactos de flujo de carga o métodos aproximados.
Flujo de carga es el nombre que se da a la solución de una red eléctrica, que permite
encontrar las corrientes, voltajes y los flujos de potencia en todas las barras del
sistema.
Normalmente se asume que el sistema es balanceado y es común el uso de los
términos, Flujo de Carga, para soluciones únicamente de secuencia positiva.
2.1 FLUJO DE CARGA AC
El método de Flujo de Carga AC resuelve un sistema de ecuaciones No Lineales, que
representan los flujos de potencia a través de los elementos de la red. Esta resolución,
se la hace por medio de algoritmos iterativos, siendo el más popular el de Newton
Raphson simplificado, que utiliza la matriz Jacobiana con los criterios de
desacoplamiento.
El flujo de carga AC implica que se deben tener distintos tipos de especificaciones de
Barras, coniO'las mostradas en la figura 2.1, es de notar que las combinaciones [P,(9],
[Q> \E\ Y [Q; # ] son combinaciones generalmente no utilizadas.
16
CARGA Características propias de ía carga
VOLTAJECONTROLADO
Se asume que E permanececonstante
GENERACIÓN 0COMPENSADOR
SINCRÓNICO
Generador o CompensadorSincrónico ( P = 0 ), cosiderando el
límite de VAR
GENERACIÓN 0COMPENSADOR
SINCRÓNICO
Q- límite inferior de VAR Q+ límitesuperior de VAR
IMPEDANCIA ATIERRA
Es necesario que sea dada Z
REFERENCIABarra Oscilante, ajusta el flujo netode potencia manteniendo el voltaje
constante
Fig. 2.1 Especificaciones de Barras en flujos de potencia.
La red de transmisión consiste en impedancias complejas entres barras y de estas a
tierra. Un ejemplo es dado por la figura 2.2. Las ecuaciones pueden ser escritas en
forma matricial, de la siguiente forma:
O O
O
o ' -v """ ív + v ™ + v )
/, O O -y34 O^+^J 1 4 j
(2.1)
(todas las I, E, son complejas)
Esta matriz es llamada la matriz Y de red, la cual viene dada así:
/(
^A
y y y y21 2,1, 23 24
y y y y31 32 33 34
y y y y•^41 42 43 44
*E2
E.
(2.2)
Las reglas para formar la matriz Y son
17
Si una línea existe desde i hasta j
Y. = v
yYH = V y,. + vln
j sobre todas las líneas conectadas hacia i
La ecuación para la inyección de potencia a una barra, es usualmente escrita como:
Fig. 2.2 Red de AC de 4 barras
18
2.1.1 El método de Gauss -Seidel
Los voltajes en cada barra, pueden ser resueltos usando el método de Gauss -Seidel.
La ecuación en este caso es:
(Pk-JQk}£•(«-!)* Y^k Xkk
Voltaje para la iteración a
(2.4)
El método de Gauss-Seidel fue el primer método de flujo de carga AC que fue
desarrollado para darse solución en un computador digital. Este método es
caracterizado por su resolución larga debido a su lenta convergencia y a menudo se
presentan dificultades cuando se tienen inusuales condiciones de la red, tales como
ramas de reactancias negativas. El proceso de solución es el que se muestra en la
figura 2.3.
2.1.2 Método de Newton-Raphson
Una de las desventajas del método de Gauss-Seidel en realidad es que cada barra está
tratada independientemente, lo que hace más lenta la convergencia. Cada corrección
para una barra requiere posteriores correcciones para todas las barras, porque estas
están interconectadas entre sí. El Método de Newton -Raphson está basado en la
idea de ir calculando las correcciones mientras va tomando en cuenta todas las
iteraciones.
19
El método de Newton introduce la idea de un error en una función f(x)
conduciendo lo 3 a cero, al realizar ajustes en Ax para la variable independiente
asociada con la función.
INICIO
NO
SELECCIONE LOS VOLTAJESINICIALES DE CADA BARRA
RESUELVA PARA E¡uevo
1GUARDAR EL MÁXIMO
CAMBIO DE VOLTAJE
Sr
Fig. 2.3 Método de Gauss Seidel
Supongamos que deseamos resolver.
(2.5)
HACERPARA
TODOSi=l.. .N
CALCULE FLUJOS POR LAS
LINEAS, PERDIDAS, ETC.
20
Fig. 2.4 Método de Newton
En el método de Newton vamos a iniciar escogiendo un valor para x, al cual lo
llamaremos x°. El error es la diferencia entre K y f(x ). Llamándolo al error. Esto se
muestra en el diagrama de la figura 2.4 y de aquí se deriva la ecuación 2.6.
s =K (2.6)
Para llevar el error a cero, usamos una expansión de Taylor de la función al rededor
de x°.
dx(2.7)
Fijando el error en cero nosotros calculamos
21
(2.8)
Si quisiéramos resolver un flujo de potencia, extenderíamos el método de Newton a
un caso multivariable (El caso de multivariable es llamado método de Newton-
RaphsonJ). En el cual una ecuación es escrita para cada barra "i".
Donde Pl+jQ,=E¿ (2-9)
I, =
LuegoP,+jQ,=E,
2 *
Como en el método de Gauss -Seidel, se fija un punto de voltaje inicial, el cual es
utilizado para comenzar la solución. P+ jQ calculados son comparados con los P +
jQ programados en la barra y los errores resultantes almacenados en un vector. Como
muestra lo siguiente, nosotros vamos a asumir los voltajes en coordenadas polares y
vamos a ajustar cada magnitud de voltaje y ángulo de fase como variables
independientes y por separado. Cada ecuación de inyección a la barra es diferenciada
con respecto a todas las variables independientes. Note que en este punto las 2
ecuaciones están escritas para cada barra, una para potencia real y otra para potencia
reactiva. Para cada barra:
A?,=
do, (2.10)
22
INICIO
SETEAR LOS VOLTAJESEN LOS VALORES
INICIALES
Calcular todos los APzy los AQf, guardando
los máximos valores.Calcular la matrizJacobiana
RESOLVER PARA A E, y
A Ol, USANDO EL
JACOBIANO INVERSO
ACTUALIZAR LOSVOLTAJES DE BARRA:
CALCULAR FLUJOSDE LINEAS,
PERDIDAS, ETC.
MOSTRARRESULTADOS
Fig. 2.5 Método de Newton — Rapshon para solución de flujos de potencia
23
Todos los términos son dispuestos en una matriz (la matriz Jacobiana) como sigue a
continuación:
AP
9P[ df[de, d\E\ dO,
'—•i *~'\s T~i
OU, o Aj* (2.11)
Matriz Jacobiana
La solución para el flujo de carga Newton -Raphson se da de acuerdo al diagrama
de flujo de la figura 2.5. Note que la solución para A# y para A\E\e de la
solución de un conjunto de ecuaciones lineales cuyos coeficientes constituyen la
matriz Jacobiana. La matriz Jacobiana generalmente tiene un pequeño porcentaje de
sus elementos diferentes de cero. Los programas que resuelven un flujo de carga AC
usando el método de Newton-Raphson son exitosos porque ellos toman ventaja del
Jacobiano. El proceso de solución, utiliza la eliminación Gaussiana en la matriz
Jacobiana y no calcula J"1 explícitamente.
2.1.3 Flujo de Potencia Desacoplado
El método de Newton es el algoritmo para flujos de potencia, más completo que se
utiliza en la práctica, sin embargo una desventaja de su uso es que los términos de la
matriz Jacobiana deben ser recalculados en cada iteración, y luego el sistema de
ecuaciones lineales también será resuelto en cada iteración.
24
Iniciando con los términos en la matriz Jacobiana, se han hecho las siguientes
simplificaciones:
Se elimina la interacción entre P¡ y \Ek (esto como conclusión, a que la
potencia real tiene muy poca variación con los cambios en las magnitudes de
los voltajes terminales de barras, por lo que este efecto fue implementado en el
algoritmo).Luego todas las derivadas
dP,dE,
serán consideradas cero.
Se elimina la interacción entre Qt y Ok (con respecto a la nota anterior, una
observación similar fue hecha, sobre la insensibilidad del cambio en la potencia
reactiva con respecto a cambios en los ángulos de fase). Luego, todas las
derivadas
son también consideradas cero.
El cos(0f—&j¡ =1 lo cual es una buena aproximación, ya que (# ,—0,) es
usualmente pequeño.
Asumimos que
Gftsen (d,-ek}«Blk
Asumimos que
25
Q, « Bn E,
Lo cual deja a las derivadas de la siguiente forma:
dd,.E\\Ek B,k (2.12)
dE,.E\\Ek\B,k (2.13)
Si escribimos las expresiones de los flujos de potencia ajustando a las ecuaciones:
(2.14)
Afi,=dEt
(2.15)
luego, sustituyendo la ec.2.12 por ec.2.14 y ec 2.13 por 2.15, obtenemos.
(2.16)
A(2.17)
Algunas otras simplificaciones pueden ser hechas:
26
Dividimos las ees. 2.16 y 2.17 para \E¡
Asumimos =1 en 2.16
Lo cual da como resultado:
AP,(2.18)
AQ,(2.19)
Se puede construir las ees. 2.18 y 2.19 en dos ecuaciones matriciales
AP2(2.20)
Afi,
-e A
A
E}
(2.21)
Note que estas dos ecuaciones 2.20 y 2.21 utilizan la misma matriz. Sin embargo
estas pueden ser diferentes.
27
Simplificando la relación AP — A# en la ec. 2.20:
Asumimos rik«x¡k ; lo cual cambia -B,k en —\lx¡k.
Se eliminan todas las reactancias atierra.
Se eliminan todas las reactancias a tierra provenientes de autotransformadores
Simplificando la relación entre A<2 - A E en la ec. 2.21.
Se omiten todos los efectos sobre los cambiadores de fase de los
transformadores.
Las ecuaciones resultantes son:
-E
\E2
A0
(2.22)
A (2.23)
28
donde los términos en las matrices son:
B¡k = , asumiendo una línea desde i hasta k
Los flujos de potencia desacoplados tienen algunas ventajas y desventajas sobre el
flujo de potencia de Newton Completo.
Ventajas:
• B'yB*soTi constantes; sin embargo, puede ser calculado una vez, excepto los
cambios para B que resulten de los límites de generación de VAR.
• Los términos B yB entre ambos son alrededor una cuarta parte de los términos
en [j] (Matriz Jacobiana de flujos de potencia Newton completo), en donde hay
que realizar muchas más soluciones aritméticas para resolver las ees. 2.22 y 2.23.
Desventaja;
29
• El algoritmo de flujos de potencia desacoplados puede fallar en su convergencia
cuando se han realizado las asunciones para líneas en las cuales rik « xik. Para
estos casos es conveniente la utilización del método de Newton completo.
Un diagrama de flujo del algoritmo utilizado en el método desacoplado es mostrado
en la figura 2.6.
Comienzo de la solución delFlujo de Potencia
Construir las matrices B5 yB 5 > 5 y calcular todos los
factores para cada matriz
Resolver la ecuación 2.22 parael
Resolver la ecuación 2.23 para
el A|£|'"
*™i T-.I nuevo\\! =
SI NO
SALIR
Fig. 2.6 Algoritmo de un flujo de potencia desacoplado
30
2.2 FLUJO DE CARGA DC
El flujo de potencia a través de una rama pq con conductancia g y susceptancia b
puede ser dado como:
ppq = gVpp — VqvQsdpq) — bVpVqsm8pq (2.24)
donde Vps Jp, Vq, Sqson magnitudes de voltajes y ángulos de fase en cada barra
terminal de la rama.
La aproximación del Flujo de Carga DC considera que la diferencia de ángulos de
fase 8pq = 8p - 5q es tan pequeña que permite la linealización de la ecuación (2.24)
a:
Ppq = gVp(7p~Vq)-bVpVq5pq (2.25)
la cual en forma matricial y asumiendo constantes las magnitudes de voltaje dan las
ecuaciones del flujo DC relacionando las potencias de inyección a los nodos con la
diferencia de ángulos de fase así:
(2.26)
Los términos de la matriz M a menudo introducen errores. Una mejor aproximación
modifica los valores de carga de los nodos al incluir una simplificación a la ecuación
(2.26) a:
(2.27)
Esta última ecuación permite calcular directamente los ángulos de fase para
diferentes tipos de generación y carga. Las pérdidas totales de potencia pueden ser
evaluadas considerando que estas pérdidas en cualquier rama pq están dadas por:
31
(2.28)
El flujo de carga DC permite evaluar los factores de nodo con relación a la barra
tomada como referencia. Mediante la ecuación:
dPL(2.29)
Tomando en cuenta que el Factor de Nodo del nodo "i" es igual a:
Fni = \l±dPL
dPi(2.30)
El primer término de la ecuación (2.29), se obtiene de la ecuación (2.28) y el
segundo de la ecuación (2.27) las cuales corresponden a las aproximaciones DC.
Barra i 9arraj
)\ A A A
.Ycapij =jBcop¡j
Fig. 2.7 Circuito Pi equivalente de una línea de transmisión
Una aproximación muy usada para el flujo de carga AC es la "linealización" o flujo
de carga "DC", la cual convierte la solución AC en un problema de análisis de un
simple circuito lineal. Asumimos que damos a las líneas de transmisión un circuito
32
equivalente Pi como se muestra en la figura 2.7. La ecuación para el flujo de potencia
a través de la línea calculada en la barra i puede ser escrita como:
E - E, - j E, Bcapljiptj
= \E,\ - E, Ej cos(0, - 0j} - E, Ej jSin(9, - £,(2-31)
luego
(2.32)
Asumiendo
2.
> J 2 , 2J Y 4- T
' ^A
3. (^ — O,} es bastante pequeño
luego
(2.33)
33
La forma línealizada puede ser usada para calcular los ángulos de fase de todas las
barras de la red.
j sobre todos los nodos conectados directamente a i
Luego en forma matricial,
(2.35 a)
(2.35 b)
donde
j sobre todas las líneas conectadas para i
BxlJ = 0.0 Para i = ref
BX¡¡ = — Para 7' ref y J ^ ref
34
xlji = 0.0 Para / = ref y j = ref
Estrictamente hablando [Bx] no tiene inversa ya que la fila y columna
correspondientes a la barra de referencia son llenas de ceros. Si hay N barras,
nosotros tenemos solo N-l ecuaciones linealmente independientes. Por lo tantos
nosotros tenemos una submatriz (N-l) (N-l) de [Bx], la cual si puede ser invertida.
Por tanto cuando nos referimos a la matriz [X], vamos a designar a esta matriz como
la inversa de la submatriz [Bx] más una fila y columna de ceros correspondiente a la
barra de referencia. Ver el ejemplo 2A. Nosotros tenemos escrito [Bx] y [X] en esa
manera para los vectores 6 y P pueden contener todas las barras. Nótese que
nosotros casi siempre asumimos un valor para el ángulo de fase para la barra de
referencia. Usualmente nosotros asignamos ese valor como cero radianes.
Ejemplo 2A
Barra 1
65MW
= 0.2p.u.Barra 2
100 MW
= G.4p.u.
Barra 3 (ref.)
Fig. 2.8 Red de 3 Barras.
Los megawattios que fluyen a través de la red mostrada en la figura 2.8 van a ser
resueltos usando El flujo de carga DC. La ecuación matricial Bx es:
35
= 0
7.5 -5.0 O
-5.0 9.0 O
0 0 0
Nótese que todas las potencias y cantidades de la red, son expresadas en p.u. (por
unidad, 100 MVA base). Todos los ángulos de fase van ha ser dados en radianes.
La solución para la ecuación matricial precedente es
~Q\^
0
_"0.2118 0.1177 0"
0.1177 0.1765 0
0 0 ^
" 0.65 "
-1.00
0.35=
~0.02"
-0.1
0
Los flujos resultantes son dados en la figura 2.9, fueron calculados utilizando la
ecuación 2.34. Nótese que todos estos flujos de la figura 2.9 van a ser convertidos a
valores actuales en megawattios.
Barra I Barra 2
Ó5AW
Ó Ü M W
5 MW 40 MW
Í O O MW
35MW
Barra3 (ref.)
Fig. 2.9 Red de 3 barras, mostrando la resolución de sus flujos de potencia
36
2.3 PERDIDAS DE TRANSMISIÓN
2.3.1 U n sistema de dos Generadores
Mostramos el sistema de potencia en la ñgura 2.10. Las pérdidas en las líneas de
transmisión son proporcionales al cuadrado del flujo de potencia. Las unidades
generadoras son idénticas, y el costo de producción modelado mediante una curva
cuadrática. Si las dos unidades estuvieron cargadas con 250 MW, nosotros debemos,
generar un poco más de 500 MW que es el valor de carga ya que 12.5 MW se
pierden en la línea de transmisión como muestra la ñgura 2.11.
p i . Perdidos = 0.0002PT2
AUn = 70 MW
Max =400 MW
P2
Mln = 70 MW
Max =40 O MW
500 MW
Fig. 2.10 Sistema de dos generadores.
Pí.250
Perdidos = 12.5 MW
.487.5 MW
Fig. 2.11 Sistema de dos generadores con ambos a 250 MW de salida
37
Dónde deberían ser generados estos 12.5 MW extras? Resolviendo la ecuación de
Lagrange.
L = F}(PJ + F2(P2-) + ¿(500 + Pperd¡do -P¡ -P2) (2.36)
donde
= 0.0002/f
Luego
5L perdida= A l = U
9P, dP, \} )
OL O/2 V 2, i --perdida I A /O O^7\ ^ | = u i¿.á / )
3P dP \ 1\JJ- f) íAÍ T V \J¿. 'y I
Sustituyendo en la ecuación 2.37
7.0 + 0.004^ -1(1 - 0.0004^) = O
P,= 178.882solución
P, = 327.496
Costo de producción:
Pérdidas:
38
Supongamos que hemos decidido simplemente ignorar la influencia económica de
las pérdidas y dejar que la unidad uno supla todas las pérdidas. Se necesitará que
esta genere 263.932 MW como muestra las figura 2.12. En este caso el costo de
producción total debería ser:
£¡ (263.932)+ F2 (250) = 466.84^7/7
P i ,
Pérdidas = 13.932 MW
250
263.932 MW
P2
250 MW
500 MWU
Fig. 2.12 Sistema de dos generadores con el Gen 1 supliendo todas las pérdidas
Note que el despacho óptimo tiende a suplir las pérdidas desde el cierre de la unidad
hacia la carga y también resulta un valor bajo de pérdidas, también note que los
costos más económicos no necesariamente son logrados en pérdidas mínimas. La
solución para pérdidas mínimas para este caso debería despachar a la unidad 1 lo más
bajo y a la unidad 2 lo más alto como sea posible.
El resultado es la unidad 2 en su límite más alto.
¿¡ =102.084MF
P, = 400.00MF(limite superior)
El costo de producción para que se den las mínimas pérdidas debería ser:
39
-P¡0 02.084) +
Pérdidas mínimas =2.084 MW
2.3.2 Ecuaciones de coordinación. Pérdidas increméntales y Factores de Nodo.
La clásica solución multiplicadora de Lagrange del problema de despacho
económico se presenta como:
Minimizar:
Donde
Solución:
Luego
-P+P(PP P 1-VP•*• R •rL\-r\>J-2'---rNJ / ,¿f
Cargas Pérdidas Generación
dLdP¡
= O para todos Pimin < P¡< P¡,
dP, dP¡ dPi
Las ecuaciones son reescritas como:
dP,(2.38)
dondedP,
40
se conoce como las pérdidas increméntales para la barra i, y
dPi
Es llamado el factor de penalización para la barra i. El inverso del factor de
penalización es el FACTOR DE NODO de la barra i. Note que si se da un
incremento en las pérdidas, debido a un incremento de la potencia en la barra i, la
pérdida incremental es positiva y el factor de penalización es mayor que la unidad.
Cuando no hemos tomado en cuenta las pérdidas de transmisión, el problema de
despacho económico se ha resuelto igualando los costos increméntales de cada
unidad. Podemos todavía usar este concepto, por observación del factor de penalidad,
Pf¡, tendremos el siguiente efecto. Para
pf,>i(incremento positivo en P¡ resulta un incremento para las pérdidas)
Pf dP,
representa como sídPr
Ha sido levemente incrementado (subido). Para Pf¡<! (incremento positivo en P¡
resulta un decremento en las pérdidas).
Pfi dP.
41
2.3.3 La Formula de la Matriz B de pérdidas.
La formula de la matriz B de Pérdidas fue originalmente introducida a principios de
1950 como un método practico para calcular las pérdidas y las pérdidas
increméntales. Para ese entonces un despacho automático fue realizado por los
computadores analógicos y la fórmula de pérdidas fue "almacenada" por los
computadores analógicos calibrando potenciómetros de precisión. La ecuación para
la formula Matriz B de pérdidas es la siguiente.
(2.40)
Donde P = vector para toda la red de la barra de generación MW
[B] = matriz cuadrada de igual dimensión que P
BQ = vector de la misma longitud que P
~ constante
Esta puede ser escrita:
= SE W; +EV, + 5oo (2.41)/ J í
Antes se estudiaba el cálculo de los coeficiente B, ahora nosotros vamos a tratar,
como serán utilizados estos coeficientes en los cálculos de despacho económico.
Sustituyendo la ecuación 2.41 en la ecuación de pérdidas, se tiene:
43
INICIO
Se dan los valores inicialesDe Pi:i =1....N
Calcular Ppérdidas usando lamatriz B.
Demanda PD = PR+Ppánit
Dada lacarga total
Pn
Calcular los Factores de Nodo (inverso de
Factores de Penalización)
Depurar el valor de
NO
Captar el valor inicial de /I
•Sw»Resolver para cada P¡
••" dp,para i= 1 .... N
Comparar Pi con el Pi de laúltima iteración.Guardar el máx
a~l —P.a
Fig. 2.14Despacho Económico actualizando los Fnodo
Tolerancia deconvergencia
45
Las iteraciones resultantes (la tabla 2.1) muestra como el programa debe redespachar
otra vez y otra vez para estimar los cambios en las pérdidas y en los factores de
penalidad (o los correspondientes factores nodales).
Note que en el diagrama de flujo de la figura 2.14 se muestra un procedimiento de
"dos lazos". El lazo "interior " depura A hasta que el total de la demanda sea
suplida; luego el lazo externo recálenla los factores de penalidad (inverso de los
factores de nodo). ( Bajo algunas circunstancias los factores de penalidad son
bastante sensibles a cambios en el despacho. Si los costos increméntales son
relativamente "sensibles" este procedimiento puede ser inestable y se debe tener
especiales precauciones para ser utilizado para asegurar la convergencia)
Tabla 2,1 Iteraciones para el ejemplo 2B
Iteración
1
2
3
4
5
6
7
8
2,
11.9626
12.6500
13.2807
13.2772
13.2771
13.2770
13.2770
13.2770
¿pérdidas
7.8771
10.8536
10.5843
9.9045
9.8672
9.8651
9.8650
9.9650
PD
217.8771
220.8535
220.5843
219.9044
219.8672
219.8651
219.8650
219.8650
P¡
50.0000
50.0000
60.5845
60.2853
60.2686
60.2677
60.2677
60.2677
P2
91.6545
48.2477
79.6274
79.4562
79.4467
79.4462
79.4462
79.4462
Ps
76.2225
122.6055
80.3727
80.1625
80.1509
80.1503
80.1503
80.1503
46
2,3.4 Derivación de la formula de la Matriz B de Pérdidas
La derivación de la formula de la matriz B de pérdidas involucra el concepto de
transformaciones en el marco de referencia de la red. Un marco de referencia es nada
más que un set de voltajes y corrientes que describen completamente a la red
eléctrica. En alguna barra i en una red eléctrica de potencia, la potencia "inyectada"
dentro de la red es definida como:
(2.44)
Potencia inyectada
La capacitancia de carga y todas la otras impedancias a tierra serán removidas.
Luego cualquier potencia que entra a la red, es igual a la potencia que sale de la red
más las pérdidas en esta. Si nosotros cuantifícamos la potencia que entra en la red
como una inyección positiva y la potencia que sale de la red como inyección
negativa, vamos a poder expresar las pérdidas como:
P + jQ = V p + j0 (2.45)J '—p Z ; ' -* ~~1' *• *
Pérdidas Todas las barra de la red
Si nosotros expresamos la potencia inyectada como función del voltaje y la corriente
inyectada a cada barra tenemos:
P + JQ = X
Pérdidas Todas las barra de la red
La ecuación 2.46 puede ser escrita en términos de los vectores de voltaje corriente
como sigue:
47
r (2.47)
luego
Donde
Por lo tanto
P +JQ = E1 I
Pérdidas
Er es la transpuesta de E
I" es la conjugada de I
T =
Nosotros vamos a transformar los voltajes y corrientes., de modo que las pérdidas de
la red permanezcan constantes. Primero vamos a definir la matriz [ C ] que contiene
números reales y complejos. Luego trasformamos utilizando el siguiente producto de
matrices.
vo L ^ J -^anterior
J-anterior ~~ L ^ J •'•nuevo (2.48 )
Donde [ C ]T* es la traspuesta conjugada de [ C ]. Siendo Enterior e lanterior los
vectores originales de voltaje y corriente. En la ec. 2.47
P + y g = E T = E^i;,^ (2.49)
Pérdidas
Lo que deseamos es:
P +JQ = EL»C» (2.50)
Pérdidas
Sustituyendo en la ecuación 2.50
P +JQ =
Pérdidas
= "F7* m* T*anterior L J nuevo
Tanterior -^
T * /'o c i vr anterior \anterior anterior
NOTA: (1) la transpuesta de un producto de matrices es el producto de la
transpuesta de cada una, escritas en orden inverso. (2) la conjugada de un producto
de matrices es el producto de sus conjugadas en el mismo orden.
Además, nosotros podemos expresar la matriz de impedancias como una nueva
matriz referida a nuevos voltajes y comentes. Primero:
-Ü'anterior [Canteriorj J-anterior (2..JZ.)
49
Luego
vo L J •Ü'anterior L J [/-'anterior] ^anterior
™ L ^ J L-^anteriorJ L ^ J-Miuevo
L^nuevoJ
[•¿nuevo] L J L -^anterior] L J
-Ü'nuevo ~ L-^nuevoJ Anuevo (2.53)
Ejemplo 2C
Un simple ejemplo de circuito DC va ha ser utilizado para mostrar como son
aplicadas las transformaciones. El circuito esta dado en la fígura 2.15 Note que la
barra de referencia está puesta a tierra. Luego las condiciones de la matriz Y Z son:
I = [Y] E (2.54)
V^
J3_=
" 5 -5 0 "
-5 7 -2
0 - 2 3
XE2
^
(2.54)
E = [ Z ] I
X=
"1.7 1.5 l"
1.5 1.5 1
_ 1 1 1_ í (2.55)
50
Barra 1
II
Barra 2
12
RÍ2 = 0.2 Ohm
Barra 3
13
Ref.
R23 = 0.5 Ohm R S r e f - 1.0 Ohm
El E2 E3
Fig. 2.15 Red de DC para ilustrar los cambios de referencia
Siendo dadas las corrientes como:
_ 3_
+ 10-4
-6
Los voltajes son (usando la ec. 2.55).
Las pérdidas de la red son: (nosotros vamos a escribir la conjugada pero despreciarla,
tomando en cuenta que todas las cantidades en ella son números reales):
Ppérdida, = &!* = [ 5 3 0 ]
10
-4
-6
= 38W (2.56)
51
Asumir \ Is como corrientes de carga, están siempre en la misma proporción a un
equivalente de la corriente total de carga ILeq. Similarmente, Ii es tomada como un
generador de corriente. Luego para nuestro ejemplo damos:
/2= 0.4 IUq
I3= 0.6 IUq
El vector de relación entre lantíguo Y Inuevo viene a ser:
Luego por definición
J-anterior = L ^ J J-n
7,"
A/3_
=
"1 0
0 0.4
0 0.6
" r 1•M
_ L"l_
L ^ J -^anterior
(2.57)
(2.58)
J- L Anueva J
- E] -
EL«,_—
" 1 0 0 ~
_0 0.4 0.6
XE2 (2.59)
\z ] =InuevoJ
" 1 0 0 "
0 0.4 0.6
"1.7 1.5 1"
1.5 1.5 1
_ 1 1 1_
"1 0 "
0 0.4
0 0.6_
1.7 1.2
1.2 1.08(2.60)
52
Calculamos las pérdidas para una corriente de carga total equivalente de —10 A
(Note, Lteq = -10 resulta en I2j = -4, Is = -6, como antes). Luego
1.7 1.21.2 1.08
1.7 1-21.2 1.08
10
-10
5
1.2(2.61)
Y las pérdidas son:
• m/eva L -1- -^ — J
10-10
= 38W (2.62)
Si asumimos IL - - Ii, esto es, el equivalente de corriente de carga, será siempre el
negativo del generador de corriente, (nota: el nuevo marco de referencia es designado
con supraíndices prima (!', E'5 etc.). Luego
\
— 1(2.63)
Y
nuevo L -1- ~^ 1 E'Leq
Y
1.7 L2
1.2 1.08
1
-1= 0.38
Si como antes Ii=10 A. Se tiene:
53
£«=3.8 V
Y
(2.64)
Por consiguiente este procedimiento hace que reduzcamos el esfuerzo para calcular
las pérdidas. Las pérdidas pueden ser calculadas utilizando solamente un generador
de corriente a la entrada. Este concepto es extendido a un sistema eléctrico de
potencia para que puedan ser calculadas las pérdidas únicamente tomando en cuenta
los MW de entrada para cada sistema de generadores.
2.3.5 Cálculo de la Matriz de Pérdidas
Hay diferentes métodos para el cálculo de la matriz de pérdidas. Esta discusión
tratará diferentes tipos de transformaciones y cálculos usados en los algoritmos de la
Matriz de Pérdidas. La primera asunción usualmente echa es que la carga para cada
barra conforme el total de cargas. Esta es,
P = Tu P -\- P°c arg a, i c arg aioiai ~"~ ^c arg a
De igual forma, la carga sobre las barras de la red es representada por corriente de
carga compleja, se puede escribir más apropiadamente
//• = V/.+^ (2.66)
Donde If = comente de carga para la barra i
X(. = factor de distribución de carga compleja para la barra i
54
IL — corriente de carga total del sistema.
if = Base o corriente de carga constante en la barra i.
Similarmente las potencias real y reactiva generadas se asumen como relacionadas
cada una mediante una constante, Si.
(2.67)
Las cantidades S-h Qf , X, y J°son derivadas de los cálculos de dos flujos de
carga, uno llamado "Base" y otro llamado "Fuera de Base", estos flujos de carga son
corridos para condiciones de cargas típicamente encontradas en la red. El flujo de
carga base, puede por ejemplo, corresponder al sistema en condiciones de carga
"pico" y el de fuera de base para el sistema en condiciones de carga mínima.
Los factores X, son usados en una serie de transformaciones de la matriz de
impedancias de la red, para eliminar las corrientes individuales de carga (ver el
ejemplo 2C). Los factores ¿/junto con las magnitudes de voltaje y ángulos de fase de
las barras de generación son usados para convertir las comentes de barra en
potencias reales de barra. Por lo tanto, la relación básica voltaje - corriente:
V=[Z]l (2.68)
Es utilizada para un sistema de ecuaciones de pérdidas.
J- perdidas ~ &e \ ~ J ¿pérdidas j
} (2.69)
y las transformaciones descritas como una expresión final:
BoP(;^ (2.70)
55
Donde P6" es un vector de potencias reales generadas y B, Bo, BQQ son los términos
de la matriz de pérdidas, que son función de los elementos de la matriz [ Z ], el flujo
de carga caso-base, los voltajes y ángulos de fase, vienen tal como las constantes ¡¡
y 5,..
Los cálculos no son simples. Luego, debe ser recordado que las asunciones para ir
ajustando las cargas y ajustando la potencia reactiva generada nunca serán tan
exactas como en un sistema real; por tanto, la matriz de pérdidas va siempre a quedar
como una aproximación. Sin embargo las matrices de pérdidas son bastante
utilizadas por que presentan mucha conveniencia y velocidad en el cálculo de las
pérdidas y las pérdidas increméntales.
2.4 CALCULO DE FACTORES DE NODO
2,4.1 Una discusión sobre la Barra de Referencia versus los factores de nodo
en el centro de carga.
La matriz B supone que todas las comentes de carga son proporcionales a un
equivalente de la corriente total de carga y que la carga equivalente es el negativo de
la suma de todas las corrientes de generadores. Cuando las pérdidas increméntales
son calculadas, algo está implícito.
Pérdidas Totales = Pr [ B ]P + B0P + Boo
dP .Perdidas increméntales para la barra / de generación =
dP¡
Las pérdidas increméntales, son el cambio que se dan en las pérdidas, cuando un
incremento se da en la generación. Como sé derivada, las pérdidas increméntales
para la barra i asume que toda la demás generación permanece fija. Por las
suposiciones iniciales, sin embargo, todas las corrientes de carga se relacionan entre
sí y siempre van balanceadas con la generación, luego el utilizar la matriz B implica
56
que un incremento adicional en la salida del generador es equilibrado por un
incremento equivalente en la carga.
Una alternativa aproximada para el despacho económico, es el utilizar una barra de
referencia que siempre se modifique, cuando un incremento de la generación sea
hecho. En la figura 2.16, se muestra un sistema de potencia con varías barras de
generación y la barra de generación de referencia. Supongamos cambios en la
generación de la barra i, dado por ¿±P¡,
p nuevo panterior (2.71)
Luego vamos a asumir que la carga permanecerá constante y que para compensar el
incremento en AP¡ sé decrementa la generación en la barra de referencia en APre/.
nttevo _ panierior- (2.72)
Fig. 2.16 Sistema de potencia con barra de generación de referencia
57
Si nada más cambia APrsf como el negativo de AP, , por lo tanto, los flujos en el
sistema pueden cambiar como un resultado de estos dos ajustes de generación. El
cambio en el flujo es suficiente para causar un cambio en las perdidas, por lo tanto
APrey no es necesariamente igual a AP¡ .
Esto es:
A 4, = -A?, + APpérdldas (2.73)
A continuación nosotros podemos definir /3¡ como la proporción entre el negativo
del cambio de potencia en la barra de referencia sobre el cambio AP¡ .
R = _ i ~ ^perdidas)
AP
dPñ.=l ^^L (2.75)
dP,
Nosotros podemos definir el despacho económico como sigue.
Todos los generadores caen dentro de despacho económico cuando una variación de AP en MW paracualquier generador en la barra de referencia no ocasiona un cambio en el costo d producción de lared. Siendo AP lo bastante pequeño.
Esto es.
Sí el costo total de producción =
Luego el cambio en el costo de producción con una variación de AP, en la central i
es:
A Costo de producción = AP. + ref ref APre, (2.76)dP dP Jur ur-
58
pero
luego
A Costo de producción = ^^-AP,-/?, rej rej AP, (2.77)¿¿P, ¿¿P^
Para satisfacer las condiciones económicas,
A Costo de producción = O
,^kíM (278)'
pero puede ser escrito como
, 1 dFt(P¿ dFref(Pref)fl, dP, dPnf
Esta es muy similar a la ecuación 2.30. Para la obtención de una solución de
despacho económico, elegir un valor de generación sobre la barra de referencia y
luego poner todos los otros generadores según la ecuación 2.79 y chequear para toda
la demanda total y reajustar la generación en la referencia como sea necesario hasta
alcanzar una solución.
Note que este método es exactamente el método del gradiente de primer orden con
pérdidas. Donde
A ^ (2.80)dP, Pl dpref J '
59
2.4.2 Factores de nodo calculados en la barra de referencia directamente de un
flujo de carga AC.
La Factores de Nodo con respecto a la barra de referencia pueden encontrarse
utilizando un flujo de carga por el método de Newton-Raphson. Lo que deseamos
conocer es la relación del cambio en la potencia en la barra de referencia cuando un
cambio AP¡ es hecho.
Donde Pref es una función de la magnitud el voltaje y el ángulo de fase sobre la red
Cuando un cambio en A/} es hecho, todos los ángulos de fase y voltajes en
la red van a cambiar.
Lúe so
.'99, dP, ' Y 9-2, dP,
^-A£ (2.81)
Para llevar fuera, las manipulaciones matriciales, nosotros necesitaremos solo lo
siguiente.
de, ' Y d\E,\
39, dQ¡ ^ 3Q(2.82)
60
Los términos ——. son obtenidos por diferenciación en la Ec. 2.9 para la barra de50, *
referencia. Los términos 80¡/dPl y 5 E¡ /5P} se obtienen de la matriz Jacobiana
inversa (esto se muestra en la ecuación 2.11). Podemos escribir Ees 2.81 y 2.82
para todas las barras / en la red. La ecuación resultante es:
dPrsf dPreí
. dP} dQl
~dPref dP,
de, di
dPKf dPr
dP2 dC
tf 9Prtf '<-
?, d62 d
tf SPnf dPrsf
) Qp Q0
Wref dPref di
E2 d9N dE
3rcf
'N
(2.83)
Transponiéndola tenemos.
dO
dP2
&*
dPref
En la practica, en vez de calcular f~l explícitamente, vamos a utilizar la
eliminación Gaussiana sobre f en la misma dirección que nosotros la realizamos
sobre Jen la solución del flujo de carga de Newton.
61
2.4.3 Factores de Nodo calculados en la barra de referencia utilizando un flujo
de carga DC.
Las pérdidas reales (MW) sobre una línea de transmisión (donde Re ( ) = parte real
de ( ) son:
Re(pérdidas¡j) = \\E¡ + -2 E, (2.84)
Tomando las derivadas con respecto a O \ 9,
dperdidas!/
de,
perdidas}]
de,E;
(2.85)
Podemos calcular las pérdidas increméntales para el sistema entero, primero
obteniendo el cambio en los ángulos de fase de todas las barras con respecto a un
cambio en la inyección de la potencia y luego multiplicando las derivadas de la
ecuación 2.85 y sumando la contribución para todas las líneas. Esto es.
dP .,enlalineal 39,• pér dOj
(2.86)
Sobre todas las líneas 1
62
Para facilitar las operaciones matriciales, vamos a sumar todas las barras y luego
todas las líneas asociadas a cada barra.
AP*-" pérdidas _
A/ " Z- dP(2.87)
todas las todas las líneas X
barras j asociadas a la barra j
Los términos d9jidP¡ están en las columnas de la matriz X dada por la ecuación,
2.35b. Estoes,
dedP
A?, (2.88)
Luego la ecuación 2.87 puede ser escrita
dPpérd
dPpérd
aft
dPpérd
dPpérd39, (2.89)
Donde los términos del vector de la derecha, vienen de los términos dentro de los
corchetes en la ecuación 2.87, donde
63
A?, d6j
todas las líneas X
asociadas a la barra j
dPpérd lineal
También note que la matriz en la Ec. 2.89 es la transpuesta de la matriz [X]. Las
pérdidas increméntales derivadas en la Ec. 2.89 son muy semejantes a aquellas
derivadas por la ecuación 2.83, pero la solución de la Ec. 2.89 es mucho más rápida.
2.4.4 Cálculo de los Factores de Nodo por el método del Jacobiano.
"En forma práctica y eficiente los factores nodales de un sistema de potencia pueden
obtenerse directamente de la información del Jacobiano del sistema de potencia en el
punto de solución; por esta razón flujos de potencia utilizando el método de Newton-
Raphson, son los adecuados para esta determinación.
La formulación analítica de este modelo es el siguiente:
Las pérdidas activas de transmisión en un sistema de potencia puede expresarse
como una función de las potencias activa y reactiva netas inyectadas a las barras del
sistema:
PL = PL(Pl,P2,P3, Pn,Ql,Q2,Q3, Qn), siendo a su vez:
64
Qi = 21(81,82,83, ..... 8n,V\V2,V39 ..... Vri)
en las que Pi, Qi, son las potencias activa y reactiva netas inyectadas al nodo i; Si y
Vi el ángulo y voltaje nodal . En flujos de potencia los ángulos se miden con respecto
al ángulo de la barra oscilante o de referencia.
Un cambio marginal de la potencia de pérdidas con respecto a un cambio en las
variables nodales está dado por:
dSi y dPj dSidPL dQj
dSi
dPL ^ dPL dPj ^ dPL dQj-^dVi j dPj dVi j dQj dVi
Al expresar estas relaciones en forma matricial se tiene:
dPLdS
dPLdV
dP dQdS dS
dP dQdV dV
dPLdP
dPL
dQ
La matriz transpuesta de la anterior es el conocido Jacobiano de las ecuaciones del
flujo de potencia.
65
De la expresión anterior:
dPLdP
dPLdQ
dP dQ
dS dS
dP dO
dV dV
dPLdS
dPLdV
(2.91)
Los términos de la matriz jacobiana se obtienen de la solución del flujo de potencia,
por tanto se puede obtener su transpuesta e inversa como lo establece la ecuación
(2.91). Los términos de interés son las pérdidas increméntales de transmisión con
respecto a las variaciones de inyección de potencia activa. Debido a la baja
dependencia de la potencia reactiva con el ángulo, la ecuación (2.91) se simplifica a
la siguiente ecuación matricial:
-1
dPL
dP
dP dPLdo
(2.92)
los términos del vectordPL
fácilmente pueden obtenerse como:
dPL(2.93)
gij es la conductancia del elemento ij
De esta forma quedan determinados en bloque los factores nodales de un sistema de
potencia. La barra oscilante del sistema es a la vez la barra de referencia o barra de
66
Mercado, pues las pérdidas marginales de transmisión se calculan con esa referencia;
además estas coinciden con las pérdidas de transmisión del generador de la barra
oscilante. Para cambiar de referencia simplemente se utilizan las relaciones de
transformación antes establecidas". [19]
2.5 FORMULACIÓN ACERCA DE LA TEORÍA DE LOS FACTORES DE
NODO
2.5.1 Relación matemática entre Factores de Nodo por Matriz de Pérdidas y
Factores de Nodo con respecto a la Barra de Referencia.
Supongamos, que se nos ha dado una matriz de pérdidas, de la cual podemos calcular
dP . /las pérdidas increméntales p^i¡da.y para caja ^arra ¿e generación en la red.
Asumimos que para el cambio kP. en la generación de la barra i, se da una
compensación por medio de un cambio en la carga, APcgrg0í. 3 que tendrá lugar en una
barra "centro de carga equivalente",. Nosotros vamos a mirar una variación
semejante para las dos barras de generación separadas, con cada variación tomada
independientemente. Nosotros vamos a llamar a la primera barra de generación, barra
/ , y a la segunda, barra r. Para la primera variación, de la barra /, miramos la figura
2.17, donde
(2.94)
67
Barra, de, carga
equivalente
Fig. 2.17 Cambio en la barra de carga equivalente y en la barra i
Barra tde,
equivalente
AP.
Fig. 2.18 Cambio en la barra de carga equivalente y en la barra de referencia
/ dP .Nosotros vamos a aproximar pérdidas/ usan¿0 pérdidas
pérdidas, podemos escribir la Ec. 2.94 como
ja matriz
ap* ii pérdidas K p
ai(2.95)
donde el asterisco (*) indica una pérdida incremental calculada de la matriz de
pérdidas. Similarmente; podemos hacer la misma cosa, independientemente, para la
barrar (mire la figura2.18), donde
APr ~ ^Ppérdidar (2.96)
y otra ves vamos a aproximar
pérdidas. Luego
pérd/KP como ""ja ma^-rjz
cargar
/ ^p* ^1 pérdidas AP, (2.97)
Ahora supongamos que sacamos esos dos pasos en secuencia como sigue. Primero,
sacamos el paso que muestra la Ec. 2.95, en el que AP fl/ exactamente compensa
los cambios AP¡ y los cambios en las pérdidas. Luego ajustamos APr en el que
es precisamente el negativo de AP fl/. Estoes,
• c arg ar =- APcarg ai (2.98)
luego,
' pérdidas~dP~~ AP =- I--
dP.\
dP,AP.
1 J
(2.99)
69
Para perfeccionar esta secuencia, tenemos que crear artificialmente las acciones que
constituyen las bases para los Factores de Nodo con respecto a la barra de referencia.
Esto es; nosotros hemos incrementado la generación de la barra i por &P¡ y
compensado con un cambio A_Pr en la barra de referencia mientras permanece
constante la carga. Por definición (Mire la Ec. 2.74),
AP.
Pero de la Ec. 2.99
=
AP, \l-dP pérd/dPr
Si definimos los factores de penalización como
dP pérd
dP,
(2.102a)
Y por lo tanto los FACTORES DE NODO como
l _ _dP, ^ }
Y
Abarra,de,referencia J-
n 7-1 barra,de,referencia
prbarra,de,referencia _ -»- J. ,_ . „_.
•^'" /-) T-I barra.de.referencia ^ ' -^
70
Luego,
D rbarrajesef. __ ,je/, — 1 ~
dP* é 1
dP*pérd1-
dP,i J
dP'pérd] *
Ji(2.104)
Así podemos ver que los Factores de Penalización (1/Fn), con respecto a la barra de
referencia son simplemente una constante de tiempo de los Factores de Penalización
obtenidos de la matriz de pérdidas. Además se deberían utilizar estos Factores de
Nodo para perfeccionar el Despacho Económico de la generación.
2.5.2 Relaciones de Factores de Nodo, con aquellos calculados en el Centro de
Carga del Sistema.
Como se señalo anteriormente, cuando se utilizan los coeficientes de pérdidas B, los
factores de nodo del sistema quedan determinados con respecto a una barra única que
es el centro de carga del sistema. El objetivo del análisis que se presenta a
continuación es el establecer la relación entre estos factores nodales y los obtenidos
con el concepto del nodo de referencia.
Supongamos que se disponen de los coeficientes de pérdida B a partir de los cuales
se calculan las pérdidas marginales de cada generador. Asumiendo por concepto que
un cambio APi producirá un cambio en el centro de carga APci en el centro de
carga del sistema, entonces:
71
APi = APci + APL de la cual, APci = APi - API = 1 1 -- \APiI AP/J
APcz = \ l - A P x = /?rcAPrI dPr J
Supongamos que estos cambios ocurren en la siguiente secuencia: primero el paso en
que APci compensa exactamente el cambio de APi y el cambio de pérdidas
(primera ecuación), luego ajustamos APr en forma tal que A Per = - APci; por tanto:
= -flicAPi
Realizando esta secuencia hemos artificialmente creado las secciones en las que se
sustentan los factores de nodo de la barra de referencia, esto es, que variando la
generación en la barra i en un APi y compensándola con un cambio APr en la barra
de referencia hemos encontrado que:
APr Bicfv-t 'L4.1 — —
APz ftrc
Demostraremos, que ai es el factor nodal /?/>. Por tanto la expresión anterior
establece la transformación entre factores nodales con respecto al centro de carga del
sistema y aquellos obtenidos con respecto a cualquier nodo de referencia r.
2.5.3 Los Precios Marginales Nodales NO cambian con el cambio de la barra
de referencia.
Se estableció antes que su se cambia la barra de referencia, cambia el precio de
mercado, pero no los precios marginales nodales. Esta declaración se demuestra de la
siguiente forma:
72
Supongamos que se designo a "a" como barra de referencia y que luego se cambia a
una barra b.
f i 1 dfrefa o - n - j - N f j i - - T I .- x = = AÜ Precio de Mercado con relación a la barra adPt ftia dPrefa- •
El precio nodal en la barra b es:
* ' v '7T> 7" 7 1T\* *dPb a Pr efa
Por lo tanto el precio marginal nodal en cualquier nodo k es:
dfk
dPk= ¿a/3ka (2.106)
Si se cambiamos la referencia al nodo b, las correspondientes ecuaciones serían:
dfa dfrefb
dPapab=Zb/3ab (2.107)
dfk-¿— = M>Bkb (2.108)dPk
Comparando (2.105) y (2.107) vemos que si bien han cambiado los precios de
mercado y los factores de nodo, el precio marginal nodal se mantiene constante, es
decir para cualquier nodo k:
Áa/3 ka = ¿h/3kb = pk (2.109)
73
2.5.4 Cálculo de FACTORES NODALES al cambiar la referencia.
Cuando se cambia la referencia, los factores nodales con relación a la nueva
referencia no requieren ser recalculados a través de flujos de potencia, sino que se
determinan directamente de los factores nodales de la referencia inicial,
efectivamente de (2.109):
Xafiba = ¿bfibb = Áb
Reemplazando la expresión anterior en la ecuación general (2.109), se tiene que para
cualquier barra k:
~ %a/3ba/3kb
Por lo cual los factores nodales de cualquier nodo k con respecto a la nueva
referencia b en función de la anterior a se calculan fácilmente como:
(2.110)pba
De la expresión (2.110) se observa que todos los factores de nodo son afectados por
el factor de nodo de la nueva referencia con respecto a la anterior, /3 ba.
La diferencia entre los factores de nodo de una barra k con respecto a diferentes
referencias es:
O--L oí ni r»PIÓ - pka = — pka = pkaPba
74
La diferencia entre factores nodales de dos nodos i, j cualquiera con respecto a la
misma referencia:
(2.111)pba
'*•
75
/XPITULO
CAPITULO 3
3. APLICACIÓN DE LA TEORÍA DE LOS FACTORES DE
NODO EN LOS PROCEDIMIENTOS DEL MEM
3.1. TÉRMINOS APIÑES A LA TEORÍA BE LOS FACTORES DE NODO.
*> Agentes del mem. Personas naturales o jurídicas dedicadas a las actividades de
generación, al servicio público de distribución o transmisión, Grandes
Consumidores, así como quienes realicen actividades de importación y
exportación de energía.
v Barra de mercado. Barra eléctrica de una subestación, asignada por el
CONELEC, para la determinación del precio de la energía.
<* Cargo Equivalente de Energía. Valor por unidad de energía que calcula el
CENACE una vez concluido el mes y para el período total del mes concluido,
para el cobro por conceptos de Potencia Remunerable Puesta a Disposición,
Reserva Adicional de Potencia, Reserva para Regulación Secundaria de
Frecuencia y Costos de Arranque y Parada.
v- Cargo Variable por Transporte. Valor que determina el CENACE mediante la
metodología de factores de nodo y que es proporcional a las pérdidas de energía.
*> Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Corporación Civil de
derecho privado, sin fines de lucro, a cargo de la administración de las
transacciones técnicas y financieras del MEM, manteniendo condiciones de
seguridad y calidad de la operación del Sistema Nacional Interconectado.
%* Cliente o Consumidor. Persona natural o jurídica que se beneficia con la
prestación del servicio eléctrico, como receptor directo del servicio.
76
<* Comercialización. La compra - venta de energía en el MEM, incluye la
medición, liquidación, facturación y cobro.
v Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC). Organismo de derecho
público encargada de la planificación, regulación y control del sector eléctrico.
•> Costos Fijos. Son los costos necesarios para la instalación de un determinado
equipo (inversión, seguros, personal, depreciación, rentabilidad, etc.), sea que
este opere o no.
v- Costos Increméntales. Son los costos en los que incurre un generador para
incrementar o disminuir su producción en una unidad.
*- Costo Marginal de Energía. Es el costo marginal de generación, calculado para
cada hora, de aquella central que, en condiciones de despacho económico, sea la
que atienda un incremento de c-arga.
v- Costo Marginal de Mercado. El Costo Marginal en el Mercado (CMM) de una
unidad de generación en una hora "h", es el costo marginal transferido a la Barra
de Mercado dividiendo el costo marginal por el correspondiente factor de nodo
horario.
-> Costos Variables. Son aquellos costos en los que se incurre para operar y
mantener !os equipos (operación y mantenimiento). Costos tales como
combustible, transporte, lubricantes, repuestos, etc.
C* Despacho de Carga. Operación, supervisión y control de los recursos de
generación, interconexión y transmisión del Sistema Nacional Interconectado.
•> Despacho Económico. Es la asignación específica de carga de las unidades de
generación, para lograr el suministro de energía de mayor economía en
77
condiciones de contabilidad, atendiendo las variaciones de la oferta y ía
demanda.
<* Despacho Centralizado. Es el despacho que realizará el GEN AGE a todos los
generadores que tengan una unidad con capacidad nominal igual o mayor de 1
MW y que estén sincronizados o los que se sincronizaren al Sistema Nacional
Interconectado, los cuales realizarán sus transacciones en el MEM.
<* Despacho Óptimo. El despacho dentro de las mejores condiciones económicas y
técnicas representa el despacho óptimo para la etapa en estudio, para la
determinación del valor del agua.
<* Empresa de Transmisión o Transmisor. Empresa titular de ía concesión para la
prestación del servicio de transmisión y la transformación de la tensión vinculada
a la misma, desde el punto de entrega por un generador o autroproductor, hasta el
punto de recepción por un distribuidor o gran consumidor.
*> Energía. Es la demanda de potencia del sistema integrada en un intervalo de
tiempo establecido.
*> Escenario hidrológico. Son las condiciones esperadas bajo las cuales se
desenvuelve la generación hidroeléctrica, y que le permitirá determinar a esta, el
programa de generación.
<* Factor de Nodo o Factor Nodal. En un nodo de la red. es la variación que tienen
las pérdidas marginales de transmisión producidas entre dicho nodo y la barra de
mercado ante una variación de la inyección o retiro de potencia en ese nodo.
v Generación Forzada. Es la generación no requerida por el despacho económico
y que es necesaria debido a restricciones asociadas al sistema de transmisión o a
un sistema de distribución regional; o restricciones asociadas al control de voltaje
y suministro de potencia reactiva; o necesidades de realizar ensayos en un
78
generador; o requerimientos de caudal mínimo aguas abajo de una central
hidroeléctrica. Esta generación no interviene en la determinación del costo
económico del MEM.
*> Gran Consumidor. Consumidor cuyas características de consumo [o facultan
para acordar libremente con un generador o distribuidor el suministro y precio de
energía eléctrica para consumo propio.
*> Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE). Es la Ley que rige el Sector
Eléctrico del País, promulgada en el Registro Oficial No. 43 (Suplemento) del 10
de octubre de 1996.
*> Línea de Transmisión. Es un tramo radial entre dos subestaciones consistente de
- un conjunto de estructuras, conductores y accesorios que forman una o más
ternas de conductores disertadas para operar a voltajes mayores de 90 kV. Las
líneas de transmisión son de propiedad de la Empresa Única de Transmisión.
<* Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Es el mercado integrado por
generadores, distribuidores y grandes consumidores, donde se realizan
transacciones de grandes bloques de energía eléctrica. Así mismo incluye la
exportación e importación de energía y potencia eléctricas.
*> Mercado a Plazo. Conjunto de transacciones pactadas en contratos a plazo, entre
agentes del Mercado Eléctrico Mayorista.
<* Mercado Ocasional. Es el mercado de transacciones de energía a corto plazo, no
incorporadas en contratos a plazo de suministro de electricidad.
<* Peaje. Es el pago que se debe realizar al Transmisor o Distribuidor por la
utilización de su sistema para el transporte de energía eléctrica.
79
v- Potencia. Es aquella potencia que se transfiere de la fuente a la carga y es
consumida en ella, es decir representa la potencia útil .
*> Potencia Disponible. Potencia efectiva del generador disponible para el
despacho de carga en el Sistema "Nacional Interconctado.
<* Potencia Reactiva o Reactivos. Es la potencia que no representa un consumo
útil, pero que aporta a las pérdidas de transporte y distribución; y es determinante
en el control de voltaje.
<* Potencia Remunerable Puesta a Disposición. Es la cantidad de potencia activa
que será remunerada a cada generador.
*> Precio Nodal de la Energía. Es el precio correspondiente a cada nodo de la red
en función del precio de la energía en la barra de mercado y los factores nodales
correspondientes.
*> Precio Unitario de Potencia. Corresponde al costo unitario mensual de capital
más costos fijos de operación y mantenimiento de la unidad generadora más
económica para proveer potencia de punta o reserva de energía en el año seco
identificado.
*> Procedimientos del MEM. Conjunto de procedimientos relacionados con la
administración de las transacciones financieras del Mercado Eléctrico Mayorista.
*> Procedimientos de Despacho y Operación. Conjunto de procedimientos
relacionados con la administración técnica del Mercado Eléctrico Mayorista
*> Regulación Primaria. La regulación primaria será la respuesta a las
desviaciones de frecuencia del sistema en el cual no interviene el lazo de control
del Control Automático de Generación, sino sólo el regulador de velocidad de la
80
máquina, que actúa continuamente corrigiendo las desviaciones dentro de límites
preestablecidos en la generación y la demanda.
<* Regulación Secundaria. La regulación secundaria será la respuesta a la
acumulación de desviaciones de frecuencia y de! error de control de área a través
del Control Automático de Generación, esta respuesta se solicitará en tiempos de
dos (2) a cuatro (4) segundos. Permite corregir la desviación acumulada por la
regulación primaria.
*> Regulación de Voltaje. Es la habilidad del sistema para controlar el voltaje,
manteniéndolo dentro de los límites tolerables. El control lo realiza el generador
por medio de la potencia reactiva, el transmisor con capacitores y/o reactores, y
el distribuidor por medio del factor de potencia de las cargas.
*> Reserva 'Rodante. Cantidad expresada en MW de la diferencia entre la
capacidad rodante y la demanda del sistema eléctrico en cada instante. Esta
diferencia sirve para corregir las desviaciones de frecuencia.
<* Reserva Para Regulación de Frecuencia. Es el porcentaje óptimo de reserva de
potencia requerida para la regulación de frecuencia. Para la regulación primaria
se definirá estacionalmente por el CENACE y será de cumplimiento obligatorio
para todos los generadores. Para la regulación secundaria, el CENACE
seleccionará a los generadores que deben efectuar tal regulación.
*> Restricciones Operativas, Limitaciones impuestas por la red de transmisión o
por los agentes del MEM que impiden la ejecución del despacho económico y
ocasionan diferencias entre la producción prevista de los generadores en el
despacho económico y el despacho real o incluso la operación de plantas
diferentes a las que habían sido consideradas en el despacho económico.
*> Sistema Nacional Interconectado (SNI). Es el sistema integrado por los
elementos del Sistema Eléctrico conectados entre sí, el cual permite la
producción y transferencia de energía eléctrica entre centros de generación y
centros de consumo, dirigido a la prestación del servicio público de suministro de
electricidad.
Sistema de Medición Comercial (SISMEC). Es la herramienta para cuantificar
con la mayor exactitud posible los flujos energéticos para valorizar las
transacciones económicas de los Agentes del MEM. Es ía balanza de alta
precisión del Mercado y como tal su función es medir el producto (energía
eléctrica) que se vende, compra y transporta.
Transmisión. Es el transporte de energía eléctrica de alto voltaje por medio de
líneas transmisoras interconectadas y subestaciones de transmisión.
Transacciones de Potencia Reactiva. Es el flujo de potencia reactiva en los
puntos de intercambio con el MEM, cuyo control es responsabilidad de todos los
Agentes del MEM.
Valor Agregado de Distribución (VAD). Corresponde al costo propio de la
actividad de distribución de una empresa tipo con costos normalizados, que tenga
características de operación similares a las de la concesionaria de distribución de
la cual se trate.
3.2. QUÉ DICE LA REGLAMENTACIÓN?
3.2.1. Del Reglamento para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico
Mayorista.
Artículo 9.- Liquidación y cumplimiento de transacciones.- "El CENACE
determinará mensualmente los valores que deben pagar y cobrar los Agentes del
MEM, el Transmisor, los Importadores y Exportadores por las transacciones
82
realizadas en el mercado ocasional y por los servicios prestados "por terceros para el
cumplimiento de las transacciones realizadas en contratos a plazo.
El CENACE verificará e informará a los agentes del MEM sobre el despacho
económico efectuado y la sustitución o reemplazo que se hubiere producido en las
cuotas energéticas comprometidas en los contratos a plazo". [2]
Artículo 11.- Barra de Mercado y Fijación de precios.- "Los precios de
generación de energía en el MEM serán calculados en una barra eléctrica de una
subestación específica denominada "Barra de Mercado" asignada por el CONELEC,
que sirve de referencia para la determinación del precio. Los precios de la energía en
la Barra de Mercado se calculan a partir de los costos de generación divididos por los
correspondientes factores de nodo::.[2]
Artículo 12.- Factor de Nodo.- "Factor de Nodo de un nodo de la red de
transmisión es la variación que tienen las pérdidas marginales de transmisión
producidas entre dicho nodo y la barra de mercado ante una variación de la in}'ección
o retiro de potencia en ese nodo. Por definición, el Factor de Nodo de la Barra de
Mercado es igual a LO.
Los Factores de Nodo serán calculados por el CENACE en base a la
metodología aprobada por el CONELEC".[2]i
Artículo 13.- Be la Energía.- "La energía se valorará con el costo
económico marginal instantáneo obtenido al final de cada hora. "
El costo marginal instantáneo de energía, en la Barra de Mercado, estará dado por
aquella unidad de generación que. en condiciones de despacho económico, sea la que
atiende un incremento de carga. Para este efecto, el costo de generación estará
determinado:
a) En operación normal, por el costo variable de producción de la unidad marginal,
para el caso de las plantas térmicas e hidráulicas de pasada, o por el valor del agua
para las plantas hidráulicas con regulación mensual o superior; y.
83
b) En caso de desabastecimiento de energía eléctrica, por el costo de la energía no
suministrada, calculado por el CONELEC en función creciente a la magnitud de los
déficits.
El valor del agua será determinado por el CENACE en el programa de planeamiento
operativo".[2]
Artículo 14.- Precio Nodal de la Energía.- "A cada precio horario de
energía determinado en la Barra de Mercado le corresponde un precio de energía en
cada nodo de la red. Los precios de la energía en cada nodo de la red de transmisión
se obtendrán a partir del precio en la Barra de Mercado multiplicado por el Factor de
Nodo".[2]
Artículo 15.- Cargos variables por transporte de energía.- "El CENACE,
utilizando la metodología del Factor de Nodo, determinará las remuneraciones
económicas para el Transmisor por concepto del servicio de transpone, que
considera las pérdidas técnicas de energía. Los cargos fijos se aplicarán según lo
establecido en el Reglamento de Tarifas.
Los participantes del MEM, que utilicen la red de un Distribuidor, cancelarán los
cargos establecidos en el Reglamento de Tarifas. El CONELEC establecerá los
procedimientos respectivos a través de las regulaciones, de cuya aplicación se
responsabilizará el CENACE".[2]
3.2.2. Del Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional
Interconectado.
Artículo 8.- Del Despacho Económico.- "El CENACE, mediante un modelo
aprobado por el CONELEC, calculará el despacho económico horario de los recursos
de generación sujetos a despacho central y las transferencias de energía por
interconexiones internacionales, de tal forma que se atienda la demanda horaria y se
minimicen los costos de operación, considerando":
a. La predicción de demanda horaria;
S4
b. Los Cosíos Variables de las Unidades de Generación;
c. Las restricciones técnicas que se impongan sobre todo el sistema o una parte
de él. incluyendo la generación obligada por criterios de calidad de servicio,
seguridad eléctrica o por inflexibiíidades en la operación;
d. El programa de mantenimiento de las unidades de generación sujetas a
despacho central;
e. Las proyecciones de importación y exportación de electricidad a través de las
interconexiones internacionales;
f. El margen de reserva de generación de acuerdo a los criterios de
confiabilidad y calidad de servicio establecidos en los Procedimientos de
Despacho y Operación: y,
g. Oíros aspectos particulares a indicarse en los Procedimientos de Despacho y
Operación.
En lo que se refiere al literal c), el CENACE deberá asegurar que la solución técnica
adoptada para levantar la restricción es la más económica, desde el punto de vista de
minimizar el costo total de operación del sistema.
El CENACE comunicará diariamente el despacho horario a los Generadores sujetos
al despacho central, supervisará y controlará su cumplimiento. La información estará
disponible para todos los Agentes MEM.
El Despacho Horario podrá ser modificado durante la ejecución del mismo con e! fin
de tener en cuenta las condiciones de operación y los recursos del Sistema".[4]
Artículo 11.- Del despacho centralizado.- "Todos los Generadores que
tengan una unidad con capacidad nomina! igual o mayor de 1 MW y que estén
sincronizados o los que se sincronizaren al Sistema Eléctrico, realizarán sus
transacciones en el Mercado Eléctrico Mayorista y estarán sujetos al despacho
central del CENACE. El Despacho centralizado se realizará por unidad generadora
para las centrales termoeléctricas; y, por planta, para las hidroeléctricas.
La generación proveniente de la importación por interconexiones internacionales,
para su despacho cumplirá, en lo que sea aplicable, con las disposiciones establecidas
en este Reglamento y las que constarán en los Procedimieníos de Despacho y
Operación para los Generadores.
85
Los Generadores tienen la obligación de operar sus unídades; según el programa de
generación horario establecido por el CENACE.
Toda la generación, exportaciones e importaciones por interconexiones
internacionales se registrarán ante el CENACE5'.[4]
3.3. FIJACIÓN DE LOS PRECIOS DEL MEM.
3.3.1. MECANISMO DE CALCULO DE FACTORES DE NODO.
Factor de Nodo.
El Factor de Nodo indica la interrelación de los Agentes del MEM a través de la red
de transmisión y penaliza el costo de importar o exportar energía de un generador o
de una carga a/o desde la Barra de Mercado.
Los Factores Nodales eléctricamente indican la variación de las pérdidas marginales
del sistema de transmisión ante las variaciones en la inyección de generación o retiro
de carga en cada punto de la red.
El Factor de Nodo de un nodo "i" - (FNÍ), respecto a un nodo que se toma como
referencia (Barra de Mercado) el cual por definición es igual a 1.0, es la variación de
fas pérdidas debido al transporte de la energía que se presenta entre el nodo "i" y el
nodo de referencia.
Mecanismo de Cálculo.
El Factor de Nodo (FNi) se determina por medio de la siguiente relación:
(3.1)
donde:
SPi = la derivada de ¡as pérdidas de transmisión respecto a la variación de
inyección o retiro de potencia en el nodo "Í::.
Los Factores Nodales de un Sistema de Potencia se obtienen al modelar !a red de
transporte y calcular el flujo de potencia, que en condiciones normales de operación,
la generación total debe cubrir la carga más las pérdidas del sistema. Por lo tanto la
variación de la potencia inyectada que se presenta en cada nodo no puede variar
arbitrariamente sino mantener balanceado e! sistema por lo que se hace necesario
considerar una barra oscilante (referencia), la cual absorbe los cambios de potencia
que se presenten; así al simular la variación de la potencia inyectada o retirada del
nodo Cí¡" se determina la variación de las perdidas de transmisión. La barra oscilante
es a la vez la Barra de Mercado, ya que las pérdidas de transmisión al ser calculadas
con esa referencia coinciden con las pérdidas que absorbe el generador de la barra
oscilante.
Así, se tiene que las pérdidas marginales de transmisión en nodos exportadores
(generadores) serán generalmente negativas y en los nodos importadores
(distribuidor o gran consumidor) serán generalmente positivas; por lo que los FNi
serán menores a 1 o mayores a 1 respectivamente.
Factores de Nodo Estacionales.
En la Programación Estacional, el CENACE deberá calcular los Factores de "Nodo
Estacionales - (FNE); para el período de estiaje (octubre - marzo) y período lluvioso
(abril - septiembre). El cálculo de los FNE se realizará a partir de flujos de potencia
del sistema eléctrico en cada banda horaria con los siguientes modelos:
a) Generación: Se u t i l i z a la Generación Promedio prevista en el período estacional
para cada Central. Considerando los respectivos mantenimientos programados y
aceptados.
87
b) Demanda: Se calcula la Potencia Promedio del sistema que satisface la
demanda en todos los nodos de entrega de cada Agente demandante, sobre la
base de las previsiones de demanda, de la Base de Datos con la información,
proporcionada por los agentes del MEM. A partir de estas potencias el CENACE
determinará la demanda estacional de cada nodo de la red como una curva monótona
de cargas (curva Demanda - Duración) de tres bloques para días de trabajo, sábados
y domingos donde:
cada bloque representa una banda horaria (mínima 22:00-07:00, media 07:00-
17:00, máxima 17:00-22:00).
• la potencia del bloque corresponde a la Demanda Promedio estacional de la
banda horaria, y descontando la Energía No Suministrada - (ENS) si estas
existiesen.
• la duración del bloque está dado por la duración en horas de la banda
horaria multiplicado por el número de días del período considerado.
Los días feriados se consideraran como un Sábado o Domingo dependiendo del
caso.
c) Sistema de Transporte: El CENACE deberá definir configuraciones
características en el Período considerado de la red de Vinculación Eléctrica utilizadas
entre las Centrales de Generación, Distribuidores y Grandes Consumidores:
El CENACE realizará un flujo de potencia de la red con los nodos requeridos para
calcular las variaciones unitarias de potencia inyectada o retirada del nodo "i" y
obtener las perdidas increméntales de transmisión. En la Programación Estacional
determinará, para cada banda horaria, los siguientes valores:
• El Factor de Nodo Estacional de la Banda Horaria -(FNbi), en todos los nodos "i"
de Generadores, Distribuidores y Grandes Consumidores conectados a! Sistema de
Transporte de Energía Eléctrica, en los nodos simulados y de los días analizados.
• El Factor de Nodo promedio ponderado estacional del nodo "j"-(FNPj), son
factores de nodo promedio ponderados en función de la energía de cada banda
horaria y nodo.
88
donde:
FNbi = Factor de Nodo estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i".
Eb = Energía estacional del sistema, en la Banda horaria "b".
Factores de Nodo por Banda Horaria.
Los factores de nodo horarios (FNh) serán calculados previamente por el CENACE
en el predespacho diario, utilizando un modelo de despacho con un flujo de potencia
simplificado que represente la red de transmisión.
En caso de realizarse un redespacho en la operación en tiempo real, los factores de
nodo horarios serán los determinados en el redespacho.
El CENACE determinará el Factor de Nodo promedio ponderado en la banda
horaria.
I Ehii=l
donde:
FNPhi : Factor de Nodo ponderado en la banda horaria, de cada nodo "i".
FNhi : Factor de Nodo horario, de cada nodo "i".
Ehi : Energía en la horalci" del sistema.
S Ehi : Energía de la banda analizada del sistema.
n : número de horas correspondiente a la banda horaria analizada.
S9
3.4. MECANISMO DE CALCULO DEL COSTO MARGINAL DE ENERGÍA.
El CENACE debe valorar el servicio de energía eléctrica a costos marginales de
acuerdo con el principio de que el sistema opera a mínimo costo. En condiciones de
despacho económico, sin restricciones de !a red, el costo marginal de energía en la
Barra de Mercado lo proporciona aquella unidad de generación que atiende el
incremento de carga, con la reserva necesaria para garantizar la calidad y
contabilidad del sistema. En este caso el costo de generación se define:
3.4.1. En Operación Normal.
Para condiciones de operación normal del sistema, el costo de generación se
determina por el costo variable de producción en el caso de las unidades térmicas y
plantas hidráulicas de pasada, y por el costo de oportunidad de la oferta hidráulica
(valor del agua) para plantas hidráulicas con embalses de regulación mensual o
superior. En el caso de las Interconexiones Internacionales, específicamente la
importación, por el precio de oportunidad de oferta de esa energía.
El costo variable de producción de una unidad de generación, dependerá entre otras
cosas de: tipo de combustible, transporte de combustible, rendimiento,
mantenimiento necesario debido a la operación, etc, rubros que serán detallados en la
sección correspondiente.
3.4.2. En Caso de Desabastecimiento.
En el caso de existir desabastecimiento de energía eléctrica, el Costo de la Energía
No Suministrada, se convierte en un generador térmico ficticio cuyo costo lo define
el CONELEC de una manera creciente a ¡a magnitud del déficit, considerando el
generador ficticio como parte de las unidades a ser despachadas.
90
3.5. MECANISMO DE CALCULO DEL PRECIO NODAL DE LA ENERGÍA.
El Costo Marginal de la Energía del sistema obtenido en la Barra de Mercado fija el
Precio del Mercado (PM)3 obtenido de manera horaria por e! CENACE para eí
despacho óptimo, el cual permite realizar las transacciones entre los Agentes del
MEM.
El valor de la energía eléctrica se determina en cada nodo de la red por medio del
precio de la energía en e! nodo :íi;i a la hora j - (PN). El precio de la energía
transferido a un nodo será el precio de la energía en la Barra de Mercado
mult ipl icado por su respectivo Factor de Nodo a la hora j.
PNij = PM*FNi j
Al valor del PNij se remunera al Generador considerado en el despacho económico
ubicado en el nodo "i" o es el precio que debe pagar el Distribuidor o Gran
Consumidor ubicado en el nodo t:i".
El efecto de inc lu i r las pérdidas marginales de transmisión hace que los Precios
Nodales de la Energía puedan ser mayores o menores al precio de Mercado. Así
tenemos que el precio de un nodo importador aumenta a medida que se aleja de la
Barra de Mercado; mientras que un nodo exportador el precio de la energía decrece a
medida que se aleja de la Barra de Mercado.
3.6. DECLARACIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN.
Se entenderá por costo variable aquel que cambia en función del período de
operación u horas de funcionamiento de la unidad o planta generadora.
3.6.1. Componentes de Costo.
91
Para la determinación de los costos variables se tomarán en cuenta ios siguientes
rubros:
• Consumo de combustible.
J Transporte de combustible
* Lubricantes y otros insumes para operación
Productos químicos
- Agua potable
Energía eléctrica para servicios auxiliares
• Mantenimientos programados (preventivos y correctivos), durante un año, que
consideran valor de los repuestos y otros ¡nsumos a utilizarse así como la mano de
obra adicional para la ejecución de dichos mantenimientos.
"No se considerarán los costos para overhaul o mantenimientos mayores.
3.6.2. Declaración de Costos.
Los costos variables a ser declarados son ¡os siguientes:
• Costo de Combustible (CC).
• Costo de Transporte de Combustible (CTC).
• Costos de Lubricantes y Otros Insumos (CLYO),
• Costo del Agua Potable (CA).
o Costo de Energía Eléctrica (CEE).
• Costos de Mantenimiento (CM).
• Costo Variable (CV).
3.6.3. Fecha y Plazo para la Declaración.
El Generador efectuará su declaración de los cosios variables de generación hasta el
30 de octubre de cada año. Los costos entrarán en vigencia para los siguientes doce
meses; esto es, para e! período noviembre - octubre. En cada mes del período de
vigencia, ocho días antes de la finalización del mes, el Generador deberá informar al
92
CENACE si ratifica o reajusta los Costos Variables a ser considerados en el mes
siguiente.
3.6.4. Reajuste.
Los costos declarados serán reajustados sí la variación acumulada de dichos costos es
superior ai 5% en más o en menos.
Los factores de reajuste tomarán en cuenta las variaciones de la tasa cambiaría del
Banco Central y de! índice Nacional de Precios al Consumidor.
Factor de reajuste por variación de la Tasa Cambiaría (FR1).
TCo
donde:
TCm=Precio promedio mensual referencial de venta del dólar americano
correspondiente a las transacciones del Banco Central del Ecuador para el mes "m".
TCo =Precio promedio mensual referencial de venta del dólar americano
correspondiente a las transacciones del Banco Central del Ecuador para el mes de
octubre usado para la declaración inicial de costos variables del período.
Factor de reajuste por variación del índice de Precios al Consumidor (FR2).
IPCUo
donde:
93
íPCUm = índice general de precios al consumidor de área urbana a nivel
nacional para el mes "m".
rPCUo= índice general de precios al Consumidor de área urbana a nivel
nacional para el mes de octubre usado para la declaración inicial de costos variables
del período.
Aplicación de los Factores de Reajuste.
El factor FRl se aplicará todos los Ítems que sean de importación o se manejen con
costos internacionales: combustible, repuestos de importación, insumes de
importación y asistencia técnica (mano de obra) extranjera.
CVFi = CVoi*FRl
donde:
CVFi = Costo variable final para el ítem "i"
CVoi — Cosío variable inicial del período para el Ítem "i"
El factor FR2 se aplicará a todos los Ítems que sean de fabricación nacional o se
manejen con costos locales: transporte de combustible, repuestos o insumos
nacionales, agua potable, energía eléctrica y mano de obra nacional.
j = CVoj*FR2
donde:
CVFj = Costo variable final para el Ítem c:j"
CVoj = Costo variable inicial del período para el ítem "j"
Cálculo del Costo Variable Reajustado.
94
Con los costos variables reajustados de cada ítem, se determina el costo variable
reajustado de la siguiente manera:
donde:
CVRm = Costos variables reajustados para el mes í!m".
En el caso de que el costo variable reajustado varíe en un 5%, sea en más o en
menos, el costo variable final reajustado para cada ítem será considerado como costo
variable in ic ia l para el próximo mes.
3.7. DETERMINACIÓN DE LA UNIDAD MARGINAL
3.7.1. ANTECEDENTES
A continuación se transcriben los artículos de la Ley y de los Reglamentos
respectivos, que se refieren al despacho económico y, por tanto, sobre la
marginalidad:
*> Ley de Régimen del Sector Eléctrico
Artículo 24, literal d) establece que corresponde al CENACE: "Ordenar el despacho
de los equipos de generación para atender la demanda al mínimo costo marginal
horario de corto plazo de todo el parque de generación".
*»' Reglamento de Despacho y Operación
El Artículo S Del Despacho Económico establece que el CENACE:
;:... calculará el despacho económico horario de los recursos de generación sujetos a
despacho central ... considerando:
95
a) La predicción de la demanda horaria;
b) Los costos variables de las Unidades de Generación;
c) Las restricciones técnicas que se impongan sobre todo el sistema o una parte de él,
incluyendo la generación obligada por criterios de calidad de servicio, seguridad
eléctrica o por inflexibilidades en la operación."
En lo que se refiere al literal c), el CENACE deberá asegurar que la solución técnica
adoptada para levantar la restricción es la más económica, desde el punto de vista de
minimizar el costo total de ía operación del sistema."
v- Reglamento para el funcionamiento del MEM
El Artículo 13.- De la Energía, determina lo siguiente:
!:La energía se valorará con e¡ costo económico marginal instantáneo obtenido al
final de cada hora.
El costo margina! instantáneo de energía, en la Barra de Mercado, estará dado por
aquella unidad de generación que, en condiciones de despacho económico, sea la que
atienda un incremento de carga..."
El Artículo 20.- Compensaciones por Restricciones Operativas, establece que:
''Cuando existan Restricciones Operativas que obliguen el despacho de unidades
menos económicas, el CENACE establecerá los mecanismos para que la generación
producida por dichas unidades sea remunerada al generador a su costo variable
declarado y evite las distorsiones que por este concepto puedan producirse en la
fijación de los precios del mercado.
96
Los sobrecostos producidos serán calculados por el CENACE y cubiertos por el
Agente del MEM que los provoque, para compensar al que entró sobre el despacho
económico.
Los costos originados por ¡nflexibílidades operativas que pueden tener las unidades
de generación, que las obligue a mantenerse en períodos que no son requeridos por el
Sistema, no incidirán en los costos económicos del MEM. Los sobrecostos, con
relación a los precios del mercado, serán asumidos por e! agente propietario de la
unidad inflexible..."
3.7.2. CONSIDERACIONES INICIALES
Sobre la base de lo establecido en la normatividad antes descrita, se puede concluir
que:
<* Al usuario f inal el costo del suministro debe ser el mínimo;
v- El literal c) del Artículo 8 del Reglamento de Despacho y Operación, establece la
generación mínima que por condiciones de calidad y seguridad del Sistema debe
ser considerada en el Despacho Económico diario. De esta manera se considera
dos tipos de restricciones:
%* Restricción De Carácter Nacional o Total.- Está relacionada con la seguridad,
confiabilidad y calidad global del Sistema.
Para el caso de la confiabilidad del servicio, la programación semanal determinará
que unidades térmicas (turbo - vapor) deben ser tomadas en cuenta en la
programación. Esta generación ingresará con su potencia mínima inflexible y no
intervendrá en la marginalídad. Podrá marginar cuando para satisfacer la demanda
deba incrementar su potencia a partir del valor mínimo.
97
La Tercera Disposición Transitoria del Reglamento para el funcionamiento del
MEM, establece un período de 12 meses de gracia para los sobrecostos de las
inflexibilidades, debiendo cubrir las mismas todos los Agentes, en proporción a la
energía que retiren del mercado, durante los períodos de ¡nflexibilidad.
Transcurridos los doce meses, los períodos en que la programación semanal y el
despacho diario declaren que no es necesaria la generación de unidades turbo —
vapor, los sobrecostos serán cubiertos por el propio Generador.
El ingreso de generación por criterios de calidad de servicio será considerado como
requerimiento del Sistema, cuando el soporte de voltaje sirva a todo el Sistema o a
una zona del Sistema. Los sobrecostos de esta generación serán cubiertos,
igualmente, por todos los Agentes, con el mismo criterio anterior.
G Restricción Local.- Es ocasionada por un Agente. Comprenden las restricciones
por limitaciones de transferencia en elementos de los Sistemas de Transmisión o
Distribución y por calidad de servicio de carácter local. Los sobrecostos de la
generación despachada por estas causas deben ser cubiertos por el Agente causante,
conforme lo establece el segundo inciso del Artículo 20 del Reglamento para el
funcionamiento del MEM.
Cuando es por restricción de la red el Responsable es claramente identificable.
Puede ser el Transmisor o un Distribuidor.
Para el caso de calidad de servicio (voltaje), e! Transmisor será responsable de los
sobrecostos de la generación forzada por esta causa, siempre y cuando el Distribuidor
presente un factor de potencia igual o superior al especificado en los Procedimientos
de Despacho y Operación. SÍ el Distribuidor no cumple con la condición anterior
esta responsabilidad podría pasar al Distribuidor o ser compartida entre el Agente y
el Transmisor. El CENACE avalará estas situaciones con los estudios eléctricos
pertinentes.
El pago de los sobrecostos de la generación forzada, por parte del Agente que lo
provoque, presenta una señal adecuada que conduzca a su corrección definitiva.
3.7.3. CONCLUSIONES
*> El Despacho Económico debe reflejar la realidad del sistema.
<* Sin embargo, el costo marginal horario no debe estar influenciado o afectado por
otras consideraciones que no sea el abastecimiento de la demanda al menor costo.
*> Los costos de la generación despachada por requerimientos de seguridad.
confiabilidad y calidad de servicio del Sistema, deben ser reconocidos por todos
los Distribuidores y Grandes Usuarios;
<* El ingreso de generación por requerimientos de seguridad, confiabilidad y calidad
de servicio del Sistema o para levantar una restricción en la red, no debe producir
distorsiones en la fijación de los precios del mercado.
*> Cuando se modifique la potencia de una unidad inflexible, para levantar una
restricción de red, el responsable de la restricción reconocerá el sobrecosió
operativo de la energía adicional a la inflexible,
v- Las unidades de generación consideradas para la elaboración del despacho
económico centralizado, intervendrán tomando en cuenta sus características
técnicas, tales como:
• Tiempos mínimos de operación,
• Tiempo de arranque,
• Potencias mínimas y máximas operativas,
• Velocidad de subida/bajada de potencia activa.
3.8. DESPACHO ECONÓMICO HORARIO
Este proceso lo centraliza el CENACE y lo programa con sujeción a las normas
establecidas en el Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional
Interconectado, Artículo 8. El procedimiento a seguirse se detalla a continuación.
99
3.9. LIQUiDACfONDE ENERGÍA
Ei CBN A CE, de acuerdo a lo estipulado en la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y
el Reglamento para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, debe
efectuar la l iquidación de las transacciones en el MEM.
El sistema de evaluación de las transacciones de energía en el MEM contempla la
remuneración a los Generadores y Exportadores, el pago de los Distribuidores e
importadores y la remuneración a la Empresa de Transmisión. Además, todos los
agentes están sujetos al pago por penalizaciones y servicios prestados por el MEM.
El CENACE determina y discrimina los montos de energía que han sido transados en
el Mercado de Contratos a Plazo y en el Mercado Ocasional. El CENACE evalúa y
liquida las transacciones de energfa realizadas en el Mercado Ocasional y aquellas
transacciones que habiéndose pactado en el Mercado de Contratos a Plazo se
cumplan en el Mercado Ocasional.
a) El Factor de Nodo.
El Factor de nodo de un nodo de la red de transmisión es la variación que tienen las
pérdidas marginales de transmisión producidas entre dicho nodo y la barra de
mercado ante una variación de la inyección o retiro de potencia en ese nodo. Por
definición, el factor de nodo de la Barra de Mercado es igual a 1. Para cada hora y
para cada nodo o barra del sistema, el CENACE determinará los Factores de Nodo
resultantes del despacho real.
b) Precio de la Energía.
La energía se valorará con e! costo económico marginal instantáneo obtenido al f inal
de cada hora.
La energía en cada nodo o barra en el SMI varía en Función de su ubicación respecto
a la Barra de Morcado. E\o de la eneran, para una hora dada, de una barra o un
nodo du la iv\ so ca lcu la C . J Ü K J ot producto do su Factor de Nodo horario
m u i t i p l i e u c i o pur oi hvcío do k¡ Energía en la Barra do Mercado a esa hora:
101
PEbh =FNbh *PEMh
Donde:
PEbh = Precio de la energía en una barra o nodo del sistema a una hora h.
FNbh - Factor de nodo en una barra o nodo del sistema a una hora h.
PEMh = Precio de la Energía en la Barra de Mercado a la hora h.
c) Información Postoperativa.
Sobre la base del despacho real efectuado, eí CENACE establece para cada hora:
• El Precio de la Energía en la Barra de Mercado.
M La máquina térmica o central hidráulica que margina.
• Los Factores 'de Nodo horarios productos del despacho real con los respectivos
niveles de pérdidas
• El Reporte de Eventos de Operación con información relativa a restricciones,
indisponibílidades, fallas o cualquier evento que influya en la evaluación económica
de las transacciones.
• La energía bruta y neta de generación.
• El consumo de auxiliares de las unidades de generación.
El consumo de energía en las subestaciones del sistema de transmisión.
Esta información será empleada cuando el SISMEC no opere adecuadamente o
cuando los Agentes no la hagan llegar dentro de los plazos establecidos para evaluar
económicamente las transacciones de potencia y energía en el MEM.
3.9.1. Liquidación de las Transacciones de Energía de Distribuidores y
Grandes Consumidores.
Los Distribuidores pagan por la energía recibida en el Mercado Ocasional al costo
económico marginal instantáneo.
102
El CENACE registra los contratos de energía de los Distribuidores, sobre la base de
esto conoce los datos de la curva de carga horaria de contratos a considerarse para la
evaluación de las transacciones.
La. cantidad de energía horaria recibida por cada Distribuidor en su nodo de
intercambio con el MEM se determina como resultado del Sistema de Medición
Comercial.
Las cantidades de energía recibidas por un Distribuidor o Gran Consumidor hora a
hora del Mercado Ocasional se determinan por el CENACE considerando la energía
recibida en su nodo y la energía pactada en contratos.
Para una hora dada:
ERMODjh=ERDjh-EcDjh
donde:
ERMODjh = Energía recibida del Mercado Ocasional por el Distribuidor j a la hora h
(kWh) en su nodo.
ERDjh = Energía recibida por el Distribuidor] a la hora h (kWh) en su nodo.
EcDjh = Energía total efectiva de contratos a recibir en la hora h por un Distribuidor j
Cada hora el CENACE evalúa el pago por compra de energía de los Distribuidores
en el Mercado Ocasional al costo económico marginal instantáneo, de la siguiente
manera:
PERMODjh = FNDjh x PEMh x ERMODjh
donde:
PERMODjh ~ Pago del Distribuidor j por compra de energía en el Mercado
Ocasional a la hora h
FNDjh - Factor de Nodo del Distribuidor j a la hora h
= Precio de la Energía en la barra de Mercado a la hora h (S/. / kWh)
103
ERMODjh - Cantidad de energía recibida por el Distribuidor j del Mercado
Ocasional a la a la hora h (kWh).
• Excedentes de Energía de los Distribuidores o Grandes
Consumidores en el Mercado Ocasional.
Si un Distribuidor o Gran Consumidor que haya contratado energía en el Mercado de
Contratos a Plazo consume una cantidad de energía inferior al monto de sus contratos
puede liquidar este excedente en el Mercado Ocasional, en la Barra de Mercado, al
costo marginal instantáneo.
El CENACE, haciendo uso de la información del Mercado de Contratos
proporcionada por los Agentes, las cantidades de energía negociadas proporcionadas
por el Sistema de Medición Comercial y la información Posíoperativa, determinará
las cantidades de energía que han sido liquidadas por los Distribuidores o Grandes
Consumidores en el Mercado Ocasional, con la siguiente expresión.
EVDMODjh =ERDjh -EcDjh
donde:
EVDMODjh = Cantidad de energía vendida por un Distribuidor j en el Mercado
Ocasional a la hora h siempre y cuando la cantidad de energía recibida sea menor a
la cantidad de energía contratada.
ERDjh - Cantidad de energía entregada a un Distribuidor j a la hora h
EcDjh = Energía total de contratos a recibir en la hora h por un Distribuidor]
Esta condición se cumple siempre y cuando la ERDjh sea mayor que la demanda del
Distribuidor a la hora h.
La energía vendida por los Distribuidores o Grandes Consumidores en el Mercado
Ocasional se valora al Precio de la energía en la Barra de Mercado.
Para una hora dada:
104
PEVDMODjh =FNDjh *PEM h *EVDMODjh
donde:
PEVDMODjh - Remuneración por la energía vendida por un Distribuidor j en el
Mercado Ocasional a la hora h
FNDjh = Factor de Nodo del Distribuidor j a la hora h
EYDMODjh - Cantidad de energía vendida por un Distribuidor j en el Mercado
Ocasional a la hora h (kWh)
PEMh = Precio de la Energía en la barra de Mercado a la hora h (S/. / kWh)
• Factores de Nodo Ponderados de Distribuidores.
Si un Distribuidor presenta más de un nodo de entrega, el GEN AGE, con el propósito
de determinar los valores de energía transados en el Mercado Ocasional y en el
Mercado de Contratos a Plazo, calculará un Factor de Nodo Ponderado que
representará al Distribuidor y con el cual se efectuarán todos los cálculos que
involucren al Factor de Nodo del mismo.
Para una hora dada:
£(FNDjp,hxERDjp,h
FNPDjh = ¿=¡ E
donde:
FNDPjpih- Factor de Nodo ponderado del Distribuidor] a la hora h
FNDjp.h = Factores de Nodo en la hora h de los p puntos de recepción de energía del
Distribuidor j
k = Número de puntos de recepción del Distribuidor j
105
ERDjp,h = Energía Recibida por el Distribuidor j a la hora h por los puntos de
recepción p (kWh)
• Pago por Restricciones Operativas.
Si el Distribuidor es el responsable por alguna Restricción Operativa que implique la
entrada en funcionamiento de una unidad de generación no prevista en el despacho
económico éste debe pagar los sobrecostos producidos y que están evaluados más
adelante, en esta misma sección. En caso de existir otro responsable en la restricción
se dividirá el sobrecosió total producido entre el número de responsables.
3.9.2. Liquidación de las Transacciones de Energía de Generadores.
Los Generadores reciben una remuneración por la venta de energía neta al sistema en
el Mercado Ocasional descontando el consumo de auxiliares. Se considera que los
Generadores entregan su energía en el punto de frontera asignado.
El CENACE debe ser informado de los contratos de energía de los Generadores. Se
conoce, por tanto, ía curva de carga horaria de contratos a considerarse para la
evaluación de las transacciones.
La cantidad de energía horaria entregada por cada Generador en su nodo de
intercambio con el MEM se determina como resultado del Sistema de Medición
Comercial.
Las cantidades de energía entregadas por un Generador hora a hora al Mercado
Ocasional se determinan por el CENACE considerando la energía entregada por el
Generador en su nodo (energía neta) y la energía pactada en contratos.
Para una hora dada:
ENEMOGjh =ENEGjh -EcGjh
donde:
106
ENEMOGih = Energía neta entregada en el Mercado Ocasional por el Generador i a
la hora h en su nodo.
ENEGih = Energía neta entregada por el Generador i a la hora h en su nodo.
ih = Energía total de contratos a entregar en la hora h por un Generador.
Cada hora el CENACE evalúa la remuneración de energía a los generadores, al
costo económico marginal instantáneo, por conceptos de energía neta entregada al
PENEMOGih =FNGih x PEMh x ENEMOGih
sistema en su punto de frontera de la siguiente manera:
donde:
PENEMOGih = Remuneración al Generador i por venta de energía neta a la hora h.
FNGih = Factor de Nodo del Generador i a la hora h
PEMh = Precio de la Energía en la barra de Mercado a la hora h (S/. / kWh)
ENEMOGih = Cantidad de energía neta entregada por el Generador i en el Mercado
Ocasional a la a la hora h (kWh).
Remuneración de Energía a Generadores a Precio distinto aldel Mercado.
El CENACE, ai efectuar el Predespacho para un cierto día, establece las unidades
que entrarán en operación al día siguiente, junto con los montos aproximados de
energía a ser despachados hora a hora en función del despacho económico.
Un-Generador no es remunerado al costo marginal instantáneo si ha sido despachado
debido a una Restricción Operativa o si se mantiene funcionando debido a una
Inflexibilidad y si su costo es superior al costo del mercado. A este generador se le
remunera a su costo variable declarado siempre y cuando éste no sea inferior al costo
marginal.
107
PENEMOGkh = FNGkh x COGkh xEBMOGkh
donde:
EBMOGih = Energía bruta destinada a cubrir la restricción o la inflexibilidad.
PENEMOGkh = Remuneración al Generador al precio distinto al de Mercado.
COGkh = Costo operativo declarado por el Generador antieconómico k.
Los sobrecostos producidos por está práctica son calculados, para una hora
SCOGkh =EBEMOGkh xFNGkh xCOGkh -ENEGkh xFNGkh xPEMh
determinada, de la siguiente manera:
donde:
SCOGkh = Sobrecosió de la restricción o inflexibilidad operativa producido al ser
despachado o permanecer funcionando el Generador antieconómico k a ía hora h
EBEMOGkh - Energía neta entregada por el Generador antieconómico k a la hora h
FNGkh = Factor de Nodo del Generador antieconómico k a la hora h
COGkh = Costo operativo declarado por el Generador antieconómico k
PEMh = Precio de la Energía en la barra de Mercado a ía hora h del Predespacho.
Estos sobrecostos serán cubiertos por el Agente del MEM que los provoque y
servirán para compensar al Generador antieconómico que entró a operar.
Un generador que se mantenga operando por inflexibilidad y que provoque
sobrecostos por esta causa no recibirá el pago correspondiente a los sobrecostos.
Los demás Generadores reciben la remuneración por venta de energía en función del
costo marginal instantáneo al Precio de Mercado impuesto por la máquina que fue
asignada a operar, de acuerdo al despacho económico.
• Etapa Transitoria.
El Reglamento de Mercado establece en la Disposición Transitoria Tercera que los
sobrecostos producidos por inflexibilidades operativas serán cubiertos por todos los
108
Agentes que retiren energía del Mercado en las horas en las que estuvieron operando
las unidades inflexibles. Esta disposición tendrá vigencia por el lapso de doce meses
luego de haber iniciado el funcionamiento oficial del MEM.
El CENACE, con el propósito de hacer cumplir esta disposición transitoria,
determinará la cantidad de energía retirada por cualquier agente: Distribuidor,
Generador, Gran Consumidor o la Empresa de Transmisión en las horas en las que
estuvieron operando las unidades inflexibles. Con esta información determinará el
porcentaje de energía que cada Agente retira del Mercado en esas horas. Con estos
datos procederá a repartir los sobrecostos producidos por las inflexibiliadades en
forma proporcional al porcentaje calculado.
Se determina:
Erth
donde:
PSIOnh = Pago por el sobrecosto de la inflexibilidad operativa producida al
permanecer funcionando el Generador antieconómico k a la hora h. Este pago lo
efectúa cualquier Agente n que haya retirado energía a la hora en la que se produce
la inflexibilidad
SCOGkh = Sobrecosto por inflexibilidad operativa producida al permanecer
funcionando el Generador antieconómico k a la hora h.
Ernh = Cantidad de energía retirada del sistema por cualquier Agente n a la hora h en
la que se produce la inflexibilidad.
Erth = Cantidad de energía total retirada del sistema a la hora h en la que se produce
la inflexibilidad.
• Pagos de los Generadores por transacciones de energía.
Un Generador, por concepto de transacciones de energía, debe pagar por:
a) Energía comprada en el mercado ocasional para cumplir contratos.
109
El CENACE determinará la cantidad de energía que un Generador ha comprado en el
Mercado Ocasional en función a la información de contratos reportada por los
Agentes y la información Postoperativa.
La Operación real se hace prescindiendo de los contratos y por esta razón un
Generador con contrato puede no ser despachado o ser despachado parcialmente de
manera que no puede cumplir sus contratos o hacerlo sólo en parte. Las cantidades
de energía necesarias para que este Generador cumpla con sus contratos deberán ser
compradas por el Generador en el Mercado Ocasional.
Puesto que los Generadores deben comprar la energía faltante para cumplir sus
contratos en el Mercado Ocasional esta compra debe efectuarse en la Barra de
Mercado.
Para una hora dada esta cantidad se determina como:
ECMOGih =EcGih -EeGih
donde:
ECMOGih - Cantidad de energía comprada en el mercado ocasional por el
Generador i en la hora h (kWh).
EcGih — Energía total comprometida en contratos a entregar en la hora h por el
Generador i (kV/h)
EeGih = Energía neta entregada por el generador a la hora h por el Generador i
(kWh).
b) Pago por la compra de energía ocasional para cumplir contratos.
Los Generadores pagan por la energía comprada en el mercado ocasional para
cumplir contratos al costo económico marginal instantáneo, al precio de la energía en
la Barra de Mercado.
Para una determinada hora, si el Generador ha comprado energía en el Mercado
Ocasional para cumplir con sus contratos se tiene:
PECMOGih =FNGih xPEM h xECMOGih
10
donde:
PECMOGih - Pago por la cantidad de energía comprada en el mercado ocasional por
el Generador i en la hora h (kWh).
FNGih = Factor de Nodo del Generador i a la hora h
PEMh - Precio de la Energía en la barra de Mercado a la hora h (SA / kWh)
ECMOGih - Cantidad de energía comprada en el mercado ocasional por el
Generador i en la hora h (kWh).
• Pago de los Generadores por consumo de Auxiliares.
Los Generadores que no hayan sido despachados pero que mantengan un consumo
de energía del sistema para alimentar sus sistemas secundarios (auxiliares) pagan por
este consumo de energía al costo marginal instantáneo representado por el precio de
la Energía horario en la Barra de Mercado.
Para una hora dada:
PECAGih =FNGih xPEM h xECAGih
donde:
PECAGih = Pago por la energía consumida en auxiliares por el Generador i a la hora
h
ih = Factor de Nodo del Generador i a la hora h.
= Precio de la Energía en la barra de Mercado a la hora h (S/. / kWh).
ECAGih = Energía consumida en auxiliares por el Generador i a la hora h (kV/h).
* Liquidación de la Energía Generada por Pruebas.
Se considera que la energía producida por un Generador que entra oficialmente en
operación con el propósito de efectuar algún tipo de pruebas no representa para el
l l l
sistema eléctrico ningún tipo de contabilidad en relación con la calidad de la energía
producida ni la continuidad del servicio.
Sobre la base de lo expuesto, la energía producida en el proceso de pruebas no se
remunera. Ei beneficio económico que representa esta energía se asigna a aquel
generador que, según el despacho económico, deja de producir para permitir la
operación del generador que está realizando la operación experimental.
• Liquidación de la energía generada sin Autorización del
CENACE.
Si un generador entra en operación sin haber sido despachado por el CENACE no
recibe remuneración por la energía producida. El beneficio económico que representa
esta energía se asigna a aquel generador que, según el despacho económico, deja de
producir para permitir la operación del generador que está realizando la operación no
autorizada.
3.9.3. Liquidación a la Empresa de Transmisión.
La remuneración variable al Transmisor se hace prescindiendo de los contratos. Es la
diferencia entre la energía neta entregada por los Generadores y Autogeneradores y
la neta recibida por los Distribuidores y Grandes Consumidores la que se considera
para la remuneración al transporte, afectando a cada nodo del sistema por su
respectivo precio nodal de la energía.
Para una hora determinada:
RVT, = i x F n i x P E M ¿ E r D j h x F n j h x P E M h
donde :
= Remuneración variable al Transmisor en una hora h
112
EeGih = Energía entregada por el Generador i en su nodo a la hora h
ErDjh - Energía recibida por el Distribuidor j en su nodo a la hora h
Fnih = Factor de Nodo del Generador i a la hora h
ih - Factor de Nodo del Generador i a la hora h
De esta manera, la Remuneración Variable al Transmisor se determina como la
diferencia entre el pago total de los agentes receptores de energía a una determinada
hora al precio marginal horario y el ingreso total de los agentes que venden energía
en esa hora y al precio mencionado.
El monto total de la Remuneración Variable al Transmisor se obtendrá de los dos
mercados: Mercado Ocasional (RVTMO) y Mercado de Contratos a Plazo
(RVTMC).
M Remunenarción Variable al Transmisor en el Mercado
Ocasional.
El CENACE liquida únicamente las transacciones de energía en el Mercado
Ocasional o las transacciones del Mercado de Contratos que se cumplan en el
Mercado Ocasional. Siendo así, la porción de la Remuneración Variable al
Transmisor que corresponde al Mercado Ocasional se determina con la energía
transada en este mercado al precio marginal horario.
RVTMOh =PREMOh - IVEMOk
donde:
RVTMOh = Remuneración Variable al Transmisor en eí Mercado Ocasional en una
hora h
PREMOh — Suma de los pagos de los Agentes receptores de energía en el Mercado
Ocasional
113
lYEMOh = Suma de los ingresos de los Agentes vendedores de energía en el
Mercado Ocasional
• Remuneración Variable al Transmisor en el Mercado de
Contratos.
El CENACE conoce, del Mercado de Contratos, las cantidades de energía pactada.
Haciendo uso de estas cantidades se evalúa la Remuneración Variable al Transporte
al precio marginal horario de la energía de la siguiente manera:
RVTMC, = RVT, -RVTMO
donde:
RVTMCh = Remuneración Variable al Transmisor en el Mercado de Contratos.
RVTh — Remuneración Variable al Transmisor en una hora h
PREMOh - Suma de los pagos de los Agentes receptores de energía en el Mercado
Ocasional
RVTMOh = Remuneración Variable al Transmisor en el Mercado Ocasional en una
hora h
El valor de RVTMCh será obtenido sumando los pagos que hacen los Agentes que
compren energía por medio de contratos en forma proporcional a la energía pactada
evaluada al costo marginal horario:
pRVTnh =RVTMCh *Etrch
donde:
PRVTnh = Pago para Remuneración Variable al Transmisor en el Mercado de
Contratos del Agente comprador n a la hora h
14
Ercnh = Cantidad de energía pactada en contrato por el Agente comprador n a la hora
h
FNnh = Factor de nodo del Agente n, comprador de contrato, a la hora h
EírCh = Energía total pactada en contratos a la hora h en el sistema.
m Pago por Restricciones Operativas.
Si eí Transmisor es el responsable por alguna Restricción Operativa que implique la
entrada en funcionamiento de una unidad de generación no prevista en el despacho
económico, el Transmisor debe pagar los sobrecostos producidos y que están
evaluados en el numeral 7.1.2.1. En caso de existir otro responsable en la restricción
se dividirá el sobrecosió total producido entre el número de responsables.
• Pago por energía consumida en Subestaciones.
Si el Transmisor posee subestaciones en las cuales retire energía del Sistema para
consumo interno debe pagar el costo de esta energía al precio marginal según la
metodología expuesta para la compra de energía en el Mercado Ocasional.
• Liquidación de Áreas Separadas o Subsistemas.
Si el Sistema Eléctrico se ha dividido de manera tal que sus partes presentan total
independencia física y eléctrica, con su propia generación y carga, se determina que
se han formado áreas separadas o subsistemas.
La liquidación de la energía generada o recibida por los Agentes en cada área se hará
considerando los mecanismos ya descritos en estos Procedimientos. Se considerará
que la Barra de Mercado y el precio marginal de la energía en la barra de mercado,
para todos los subsistemas, es la misma que se había adoptado antes de la separación
15
del sistema. Esta consideración determina que existan sobrecostos que serán
calculados y asignados por el CENACE.
3.10. APLICACIÓN DE LA TEORÍA DE LOS FACTORES DE NODO EN
OTROS MEM LATINOAMERICANOS.
3.10.1. ARGENTINA (CAMMESA).
Factbr de Nodo de Energía Eléctrica.
El Factor de Nodo (FNi) de un nodo "i", con respecto a un nodo que se toma
como referencia, se define como la relación entre los costos marginales de ambos
nodos cuando en el nodo "i" el costo marginal incorpora las pérdidas del transporte al
nodo de referencia y los misinos se encuentran vinculados sin restricciones de
• Metodología de Cálculo.
El Factor de Nodo (FN) del nodo i se determina como:
FNi = 1+ ( Perd / Pdi)
siendo:
Perd / Pdí : ia derivada de las pérdidas del transporte con respecto a la potencia de
demanda del nodo i.
Para su cálculo se modela la red de transporte mediante un flujo de cargas, y se
simula en cada nodo una variación unitaria de demanda (Pdi), obteniendo así la
variación correspondiente de las pérdidas del sistema (Perd), tomando como barra
116
flotante el nodo Mercado MEM o el nodo centro de gravedad de un área aislada
eléctricamente del Mercado, que se definirá como "nodo Mercado Local"
En el caso de un área aislada cada factor de nodo calculado con referencia al nodo
Mercado Local FNLi, deberá referirse al Mercado multiplicando por el factor de
nodo del nodo Mercado Local FNL correspondiente al previsto para esa hora en la
programación diaria en la que el OED realizó el despacho sin tener en cuenta la
restricción. Si la restricción fue incluida en el despacho diario, deberá considerarse el
correspondiente a esa hora en el despacho semanal o trimestral que no incluya tal
restricción, en el orden de prioridad indicado.
FNi = FNLi * FNL
En consecuencia, el precio de la energía en un nodo "i" estará dado por:
PNi = P M * F N i
siendo:
PNi: el precio de la energía en el nodo "i"
PM: el precio de la energía en el mercado o el precio Local de existir restricción
• Modelación del Sistema.
En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED deberá
calcular los Factores de Nodo Estacionales (FNE) para cada Período Trimestral
El cálculo de los FNE se realizará a partir de flujos de potencia del sistema eléctrico
en cada banda horaria con ios siguientes modelos:
a) Generación: Se utiliza la generación media prevista en el período estacional para
cada Central.
17
b) Demanda: Se calcula la Potencia Media satisfecha en todos los nodos de las
Instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica de cada Agente demandante, sobre
la base de las previsiones de demanda de la Base de Datos Estacional. A partir de
estas potencias el OED determinará la demanda estacional de cada nodo de la red
como una curva monótona de cargas (curva Demanda - Duración) de tres bloques
donde:
- cada bloque representa una banda horaria;
- la potencia del bloque corresponde a la demanda media estacional de la banda
horaria, incluyéndose la demanda de bombeo y descontando la Energía No
Suministrada (ENS) si estas existiesen;
- la duración del bloque está dada por la duración en horas de la banda horaria
multiplicado por el número de días del Período Trimestral considerado.
c) Sistema de Transporte: El OED deberá definir configuraciones características en el
Período Trimestral considerado para las Instalaciones Superiores de Vinculación
Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte e Instalaciones Inferiores de
Vinculación Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte que vinculen
Centrales de Generación:
El OED realizará un flujo de potencia de la red con los nodos requeridos para
calcular el precio del nodo, y sobre ésta simulará las variaciones unitarias de
demanda requeridas para e! cálculo de los FNE.
En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral determinará, para cada
banda horaria, los siguientes valores:
1 - El Factor de Nodo, FNi; en todos los nodos "Í" de Generadores, Distribuidores y
Grandes Usuarios conectados al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta
Tensión (Transporte en Alta Tensión) o al Sistema de Transporte de Energía
Eléctrica por Distribución Troncal (DISTRO).
l i s
2 - El Factor de Nodo promedio ponderado estacional (FNPObj), correspondiente a
aquellos nodos de conexión al Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal
aplicable a los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte
(PAFTT), .
FNPObj = '
i
siendo:
FNbi : Factor de Nodo estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del
PAFTT "j" conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO
Ebji : Energía estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del PAFTT "j"
conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO
Los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) son ios
definidos en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3 - La diferencia de factores de nodo estacional, FNbj, entre el Factor de Nodo
promedio ponderado de cada Generador o Distribuidor "k" conectado a un PAFTT y
el Factor de Nodo promedio ponderado del PAFTT.
FNbkj = FNPObk - FNPObj
siendo:
FNPObk =
FNbki : Factor de Nodo estacional de cada nodo "i" del Generador o Distribuidor
"k"3 en la Banda horaria "b".
19
Ebki : Energía estacional de cada nodo "i" del Generador o Distribuidor "k", en la
Banda horaria "b".
FNPObk :.Factor de Nodo promedio ponderado estacional del PAFTT "j" al que está
conectado al Generador o Distribuidor "k", en sus nodos del Transporte en Alta
Tensión o DISTRO.
FNPObj :.Factor de Nodo promedio ponderado estacional de cada Generador o
Distribuidor "k", en sus nodos de conexión al PAFTT.
Factores de Nodo Estacionales.
En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral, el OED deberá
calcular los Factores de Nodo Estacionales (FNE) para cada Período Trimestral
El cálculo de los FNE se realizará a partir de flujos de potencia del sistema eléctrico
en cada banda horaria con los siguientes modelos:
a) Generación: Se utiliza la generación media prevista en el período estacional para
cada Central.
b) Demanda: Se calcula la Potencia Media satisfecha en todos los nodos de las
Instalaciones Superiores de Vinculación Eléctrica de cada Agente demandante, sobre
la base de las previsiones de demanda de la Base de Datos Estacional. A partir de
estas potencias el OED determinará la demanda estacional de cada nodo de la red
como una curva monótona de cargas (curva Demanda - Duración) de tres bloques
donde:
- cada bloque representa una banda horaria;
- la potencia del bloque corresponde a la demanda media estacional de la banda
horaria, incluyéndose la demanda de bombeo y descontando la Energía No
Suministrada (ENS) si estas existiesen;
120
- la duración del bloque está dado por la duración en horas de la banda horaria
multiplicado por el número de días del Período Trimestral considerado.
c) Sistema de Transporte: El OED deberá definir configuraciones características en el
Período Trimestral considerado para las Instalaciones Superiores de Vinculación
Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte e Instalaciones Inferiores de
Vinculación Eléctrica utilizadas en la Función Técnica de Transporte que vinculen
Centrales de Generación :
El OED realizará un flujo de potencia de la red con los nodos requeridos para
calcular el precio del nodo, y sobre ésta simulará las variaciones unitarias de
demanda requeridas para el cálculo de los FNE.
En la Programación Estacional y Reprogramación Trimestral determinará, para cada
banda horaria, los siguientes valores:
1 - El Factor de Nodo, FNi, en todos los nodos "i" de Generadores, Distribuidores y
Grandes Usuarios conectados al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta
Tensión (Transporte en Alta Tensión) o al Sistema de Transporte de Energía
Eléctrica por Distribución Troncal (DISTRO).
2 - Eí Factor de Nodo promedio ponderado estacional (FNPObj), correspondiente a
aquellos nodos de conexión al Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal
aplicable a los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte
(PAFTT), .
siendo:
121
FNbi : Factor de Nodo estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del
PAFTT "j" conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO
Ebjí : Energía estacional, en la Banda horaria "b", de cada nodo "i" del PAFTT "j"
conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO
Los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) son los
definidos en el Anexo 19 de LOS PROCEDIMIENTOS.
3 - La diferencia de factores de nodo estacional, FNbj, entre el Factor de Nodo
promedio ponderado de cada Generador o Distribuidor "le" conectado a un PAFTT y
el Factor de Nodo promedio ponderado del PAFTT.
FNbkj = FNPObk - FNPObj
* EbfáFNPObk =
siendo:
FNbki : Factor de Nodo estacional de cada nodo "i" del Generador o Distribuidor
"k", en la Banda horaria "b".
Ebki : Energía estacional de cada nodo "i" del Generador o Distribuidor "k", en la
Banda horaria "b".
FNPObk :.Factor de Nodo promedio ponderado estacional del PAFTT "j" al que está
conectado al Generador o Distribuidor "k", en sus nodos del Transporte en Alta
Tensión o DISTRO.
FNPObj :.Factor de Nodo promedio ponderado estacional de cada Generador o
Distribuidor "k", en sus nodos de conexión al PAFTT.
122
Factores de Nodo Horarios
Cada día, los factores de nodo horarios (FN) del MEM serán los calculados
previamente por el OED en el predespacho diario, utilizando un modelo de despacho
con un flujo de cargas simplificado que represente al Transporte en Alta Tensión y
DiSTRO.
En caso de realizarse un redespacho en la operación en tiempo real, los factores de
nodo horarios serán los determinados en el predespacho .
El OED determinará el Factor de Nodo promedio ponderado horario para
Distribuidores o Grandes Usuarios "k" conectados al Transporte en Alta Tensión y
DISTRO.
siendo:
FNhki : Factor de Nodo horario, de cada nodo "i" del Distribuidor o Gran Usuario
"k" conectado al Transporte en Alta Tensión y DíSTRO
Ehki : Energía horaria de cada nodo "i" del Distribuidor o Gran Usuario "k"
conectado al Transporte en Alta Tensión y DISTRO
Para los nodos de Generadores "k" vinculados por PAFTT se determinarán los
Factores de Nodo horarios de la siguiente manera:
siendo:
FNhk ; Factor de Nodo horario del Generador "le".
FNPOhj : Factor de Nodo promedio ponderado horario del PAFTT "j".
FNbkj :Diferencia de Factores de Nodo Estacional para el Generador "k", para la
banda horaria "b" al que pertenece la hora "h"
3.10.2. PANAMÁ
3.10.2.1Pérdidas de Transmisión:
El costo económico de las pérdidas de energía refleja las pérdidas medidas
valoradas al precio de ¡a energía del Mercado Ocasional, y garantiza el cierre de las
operaciones comerciales en dicho mercado.
Los factores medios de pérdidas serán calculados e informados al CND por la
empresa de transmisión.
a) ínicialmente, se calcularán factores medios de pérdidas para que punto en que
toma un agente Consumidor pudiendo posteriormente adoptarse otra modalidad de
cálculo.
b) Los factores se pueden calcular por grupo de nodos o en cada nodo. En caso que el
cálculo se haga por área (un grupo de nodos) a cada nodo se asigna el factor de
pérdidas del área a la que pertenece.
c) Los factores se calculan para períodos característicos de una o más horas,
representativo de configuraciones típicas.
El costo económico de las pérdidas se reparte entre los agentes Consumidores
en función de su factor de pérdidas medias.
En las transacciones de potencia, tanto en el Mercado de Contratos como en
las compensaciones de potencia, las pérdidas de potencia serán incluidas como
demanda adicional.
124
3.10.3. SOLIVIA
3.10.3.1. DEFINICIONES
Factor de Pérdidas de Energía. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de
transmisión para satisfacer un incremento de energía en un nodo, mediante el
incremento de generación en el nodo de aplicación del Precio Básico de la Energía.
Para cada nodo, se calcula como el cociente entre el incremento de generación en el
nodo de aplicación del Precio Básico de la Energía y eí incremento de demanda de
energía en el nodo.
Factor de Pérdidas de Potencia. Es el factor que refleja las pérdidas marginales de
transmisión para satisfacer un incremento de Potencia de Punta en un nodo, mediante
el incremento de la capacidad instalada de generación de Potencia de Punta en el
nodo de aplicación del Precio Básico de Potencia de Punta, Para cada nodo, se
calcula como el cociente entre el incremento de potencia en el nodo de aplicación del
Precio Básico de Potencia de Punta y eí incremento de Potencia de Punta en el nodo.
3.10.3.2.COSTOS MARGINALES POR NODO
ARTÍCULO 59.~(COSTOS MARGINALES POR NODO).- Los Costos
Marginales de Corto Plazo de Energía en cada nodo, se obtienen del producto del
Costo Marginal de Corto Plazo de Energía del Sistema Interconectado Nacional y del
Factor de Pérdidas de Energía del nodo. Los Costos Marginales de Potencia de Punta
en cada nodo se obtienen del producto del Costo Marginal de Potencia de Punta del
Sistema Interconectado Nacional y del Factor de Pérdidas de Potencia del nodo.
De existir [imitaciones de transmisión entre dos zonas del Sistema Troncal de
Interconexión, los costos marginales por nodo se calcularán separadamente para los
dos subsistemas que se forman a ambos lados de la restricción.
125
ARTÍCULO 6Ü.-(DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE PERDIDAS
DE ENERGÍA).- En cada estado de operación del Mercado, los costos de
generación correspondientes a absorber variaciones unitarias de demanda son
diferentes en cada nodo de la red de transporte, en función del precio de la energía,
del nivel de transmisión en cada tramo de línea de la red de transporte y consecuentes
pérdidas, y de la configuración de la red.
Cada nodo de la red tiene, asociado en cada estado de operación del Sistema
ínterconectado Nacional, un Costo Margina! de Energía Horario. El Comité calculará
para cada hora el Factor de Pérdidas de Energía de un nodo (FPEnh), que mide la
relación entre el precio de la energía en el nodo y el precio de la energía en el nodo
en que se ubica la Unidad Generadora Marginal. El Factor de Pérdidas de Energía de
un nodo, mide las pérdidas marginales de transporte entre dicho nodo y el nodo en
que se ubica la Unidad Generadora Marginal. El procedimiento de cálculo del Factor
de Pérdidas de Energía es el siguiente:
a) En un programa de flujo de carga se simula en cada hora, para cada
nodo, la demanda y la generación que surge del despacho. Se adopta
como nodo de referencia el nodo donde a esa hora se ubica la Unidad
Generadora Marginal.
b) Para cada nodo se determinará la variación incremental de potencia
requerida en el nodo de referencia (DPrefh)5 cuando en el nodo se
produce una variación unitaria de la demanda horaria (DPnh),
manteniendo constantes las condiciones de carga y generación en los
demás nodos del sistema.
c) Se define como Factor de Pérdidas de Energía del nodo "n" en la hora
"h" al cociente entre DPrefh y DPnh- De acuerdo con la relación
sisuiente:
126
En presencia de una limitación de transmisión entre el nodo y el nodo de referencia.
el factor de pérdidas de energía se calculará aplicando los pasos descritos en el
presente artículo, pero considerando corno nodo de referencia aquel donde se ubica la
Unidad Generadora Marginal de la zona restringida.
ARTÍCULO 6l.-(FACTORES DE PERDIDAS DE POTENCIA).- El factor de
pérdidas de potencia de un nodo mide las pérdidas marginales de transporte en un
despacho típico para la situación de máxima demanda, en condición de hidrología
seca, entre dicho nodo y el nodo más conveniente para incrementar la capacidad de
generación de punta. Este nodo será el mismo que se utilice para aplicar el Precio
Básico de la Potencia, a que se refiere el Reglamento de Precios y Tarifas de la Ley
de Electricidad. El procedimiento para determinar el Factor de Pérdidas de Potencia
es el siguiente:
a) Cada año, en coincidencia con la determinación de la potencia firme y
con la programación de mediano plazo que empieza en mayo, se
determinará el despacho óptimo correspondiente a la hora de máxima
demanda del año en que se está realizando la determinación de la
i 27
b) A partir de este despacho se obtiene un flujo de carga de referencia,
que se utilizará para determinar los factores de pérdidas de potencia,
representándose en cada nodo del Sistema Troncal de Interconexión la
Potencia de Punta prevista y la potencia firme de generación que
surge del despacho.
c) Con el flujo de cargas de referencia se determinará, para cada nodo, el
incremento de potencia requerido, en el nodo de referencia para eí
Precio Básico de la Potencia (DPrer) para compensar un incremento
unitario de la demanda en el nodo (DPn). A partir de estos valores se
determinarán los denominados Factores de Pérdidas de Potencia
(FPPn) en cada nodo "n" como:
FPP, = —"f-DP,
En presencia de una limitación permanente de transmisión entre el nodo y el nodo de
referencia, el Factor de Pérdidas de Potencia se calculará aplicando los pasos
descritos en el presente artículo, pero considerando como nodo de referencia aquel
donde se obtiene el menor costo de instalar Potencia de Punta en la zona restringida.
3.10.4. COLOMBIA
3.10.4.1.ORGANIGRAMA INSTITUCIONAL
El esquema institucional adoptado involucra las siguientes entidades y/o empresas:
129
DISTRIBUCIÓN COMERCIALIZACIÓN
CND: Centro Nacional de Despacho. Es la dependencia encargada de la planeación,
supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación,
interconexión y transmisión del sistema ¡nterconectado nacional. Está igualmente
encargado de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para
coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura,
confiable y ceñida al reglamento de operación y a todos los acuerdos del Consejo
Nacional de Operación.
CNO: Consejo Nacional de Operación. Organismo que tiene como función principal
acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema
interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor
del reglamento de operación.
Las decisiones del Consejo Nacional de Operación pueden ser recurridas ante la
Comisión de Regulación de Energía y Gas.
El Consejo Nacional de Operación esta conformado por un representante de cada
una de las empresas de generación, conectadas al sistema inrerconectado nacional
que tengan una capacidad instalada superior al cinco por ciento (5%) del total
nacional, por dos representantes de las empresas de generación del orden nacional,
130
departamental y municipal conectadas al sistema interconectado nacional, que
tengan una capacidad instalada entre el uno por ciento (1%) y el cinco por ciento
(5%) del total nacional, por un representante de las empresas propietarias de la red
nacional de interconexión con voto sólo en asuntos relacionados con la
interconexión, por un representante de las demás empresas generadoras conectadas
al sistema iníerconectado nacional, por el Director del Centro Nacional de
Despacho, quien tendrá voz pero no tendrá voto, y por dos representantes de las
empresas distribuidoras que no realicen prioritariamente actividades de generación
siendo por ío menos una de ellas la que tenga el mayor mercado de distribución. La
Comisión de Regulación de Energía y Gas establece la periodicidad de sus
reuniones.
COMERCIALIZACIÓN: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica
en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados,
bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras
actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal.
CRD's: Centros Regionales de Despacho. Son centros de supervisión y control de la
operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una
misma región, cuya función es la de coordinar la operación y maniobras de esas
instalaciones, con sujeción, en lo pertinente, a las instrucciones impartidas por el
Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en e!
Reglamento de Operación, con en fin de asegurar una operación segura y confiable
del sistema interconectado.
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas, organizada como Unidad
Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, e integrada por: el
Ministro de Minas y Energía, quien la preside; el Ministro de Hacienda y Crédito
Público; el Director del Departamento Nacional de Planeación; Cinco (5) expertos
en asuntos energéticos de dedicación exclusiva nombrados por el Presidente de la
República para periodos de cuatro (4) años y el Superintendente de Servicios
Públicos Domiciliarios, con voz pero sin voto.
131
DISTRIBUCIÓN: Actividad de transportar energía eléctrica a través de un conjunto
de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones
menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar
dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.
DNP: Departamento Nacional de Planeación. Miembro de la CREO con voto.
GENERACIÓN: Actividad consistente en la producción de energía eléctrica
mediante una planta hidráulica o una unidad térmica conectada al Sistema
Interconectado Nacional, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o
en forma combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de
ellas sea la actividad principal.
MHCP: Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Miembro de la CREG con voto.
MME: Ministerio de Minas y Energía. Tiene entre sus funciones con relación a las
empresas de servicios públicos las siguientes: Establecer los requisitos técnicos que
deben cumplir las empresas; elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión
de la cobertura del servicio público que debe tutelar el ministerio; identificar el
monto de los subsidios que debería dar la Nación para el respectivo servicio público;
recoger información sobre las nuevas tecnologías, y sistemas de administración en el
sector; impulsar bajo la dirección del Presidente de la República, y en coordinación
con el Ministerio de Relaciones Exteriores, ias negociaciones internacionales
relacionadas con el servicio público pertinente; y desarrollar y mantener un sistema
adecuado de información sectorial, para el uso de las autoridades y del público en
general.
ASIC: Dependencia, encargada del registro de los contratos de energía a largo
plazo; de la l iquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos
de energía en la bolsa por generadores y comercializadores; del mantenimiento de
los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del
cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema
de Intercambios Comerciales (SIC).
132
SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Organismo de
carácter técnico, adscrito al Ministerio de Desarrollo Económico, con personería
jurídica, autonomía administrativa y patrimonial. Desempeña funciones específicas
de control y vigilancia con independencia de las Comisiones de Servicios y con la
inmediata colaboración de los Superintendentes delegados. El Superintendente y sus
delegados son de libre nombramiento y remoción del Presidente de la República.
TRANSMISIÓN: Actividad consistente en el transporte de energía eléctrica a
través del conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que
operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV, o a través de redes regionales o
interregionales de transmisión a tensiones inferiores.
XJPME: Unidad de Planeación Minero - Energética, organizada como Unidad
Administrativa Especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, que tiene entre
sus funciones establecer los requerimientos energéticos de la población y los agentes
económicos del país, con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la
evolución más probable de las variables demográficas y económicas y de precios de
los recursos energéticos y elaborar el Plan Energético "Nacional y el Plan de
Expansión del sector eléctrico en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de
Desarrollo.
ITULO
CAPITULO 4
4. METODOLOGÍAS DE CALCULO DE LOS FACTORES DENODO
4.1. INTRODUCCIÓN
Los factores de Nodo pueden ser obtenidos directamente de un flujo de potencia en
su punto de solución, como lo expuesto en el capítulo # 2, la solución de flujos de
potencia para sistemas de gran tamaño, se hace inmensamente complicada por
métodos convencionales, por lo que es necesario recurrir a la ayuda de métodos
computacionales. Por medio de estos métodos se obtienen resultados bastante
precisos y con una velocidad de cálculo muy alta.
Para la corrida de flujos de potencia con cualquier paquete computacional, es
necesario construirse el modelo del Sistema, el cual debe ser lo más cercano al
sistema real, por lo que la recopilación de datos geográficos, técnicos, etc, es una
parte importante para la consecución de un modelo de Sistema de Potencia que al
simularlo arroje resultados con gran aproximación de los reales.
Para la modelación del Sistema Nacional Interconectado, se necesita gran cantidad
de datos técnicos de líneas de transmisión, subestaciones, centrales de generación,
curvas de demanda, etc.
Estos datos se presentan más adelante en cuadros, actualizados a Agosto de 1999, los
cuales fueron tomados del CENACE [22].
Los Factores de Nodo en realidad son cifras bastante pequeñas (cercanas a uno), pero
que llevan dentro de sí bastante información acerca de las pérdidas de transmisión,
de la topología de la red, de la distribución de la carga y de la demanda dentro del
sistema. Además la liquidación de transacciones que realiza el CENACE para el
Mercado Eléctrico Mayorista, se la hace con la metodología de los Factores de Nodo,
por lo que una variación aparentemente pequeña en el valor de estos factores
representaría millones de sucres al momento de realizar la liquidación de
134
transacciones. Además los agentes del MEM tienen total libertad de conocer la
metodología utilizada por el CENACE y aprobada por el CONELEC, para el cálculo
de estos factores, por lo que se ha de utilizar un modelo exacto, como el de Flujo de
Potencia AC.
Existen diversas herramientas y procedimientos que se han implementado para el
cálculo de los Factores de Nodo, y es tema de este estudio el analizar los valores
obtenidos mediante un estudio de sensitividad en algunos procesos que se llevan a
cabo dentro del Centro Nacional de Control de Energía, como son las Liquidaciones
de Energía y los Despachos de Carga Programados.
Los Flujos de carga AC, por el método Newton Raphson "completo", es el apropiado
en un sistema mal condicionado como el ecuatoriano, ya que no desprecia ninguno
de los términos del Jacobiano. Sin embargo pueden existir algunos procesos que no
requieran de precisión muy alta en estos Factores, como el Despacho Programado de
Carga; que actualmente se lo realiza con Factores Nodales obtenidos mediante flujos
de carga DC. Es por ello que más adelante en este estudio se analizará la sensitividad
en los Despachos de carga, al realizarlos con Factores de Nodo, obtenidos por varios
métodos.
4.2. FACTORES DE NODO OBTENIDOS MEDIANTE FLUJOS DE
CARGA AC (NEWTON RAPHSON - COMPLETO ).
4.2.1. Herramienta Utilizada
Para la simulación del S.N.I. se ha utilizado el programa PowerWorld V5.0, el cual
resuelve los flujos de potencia utilizando el método de Newton Raphson completo.
Es un programa que presta varias facilidades en el momento de la corrida de los
flujos y además los resuelve con bastante exactitud. Es posible el ingreso de la
135
tolerancia y del número máximo de iteraciones con que serán resueltos los flujos de
potencia.
Este programa permite el cálculo directo de las pérdidas marginales de transmisión
dPl(íoss sensitivities) en cada nodo de la red, es decir el valor , lo que permite la
dPf
fácil obtención de los Factores Nodales de la red con la aplicación de la ecuación:
(4.1)dPi
El signo negativo en la ecuación 4.1, se debe al criterio de signos que el programa ha
asumido.
Los datos arrojados de la corrida de los flujos por el programa se pueden exportar
con facilidad a hojas electrónicas de cálculo, lo que permite un ágil manejo de
cuantos datos sean importantes para el análisis de los resultados.
4.2.2. Metodología de cálculo, utilizando datos de potencias horarias.
El CENACE, requiere como datos importantes para las Liquidaciones de Energía los
Factores Nodales horarios del S.N.I., por lo que ha desarrollado metodologías
diversas para el cálculo de estos factores.
Se empieza por la recopilación de datos del Sistema de Potencia a ser medelado,
datos que sirven de entrada para el PowerWorld. Utilizamos un modelo del S.N.I. del
Ecuador proporcionado por el área de Estudios Eléctricos del CBNACE, el cual lleva
consigo información de líneas de transmisión, de subestaciones, de máquinas
generadoras, de curvas de costo, etc.
Una vez depurado el Modelo del Sistema, se requieren datos de generación y carga
para diferentes condiciones que se quiera simular. Estos datos son procesados
136
mediante un programa (Macro), el cual captura datos de potencia horaria del SCO,
los cuales son obtenidos del área de operación en tiempo real por el sistema SCADA
del CENACE.
Con estos datos de potencia en los puntos de generación y carga se corre el macro, el
cual acondiciona estos datos para las barras que están en el modelo del Programa
PowerWorld, y genera archivos con la extensión (RAW) que son los archivos que
poseen la información de potencia que será capturada por el PowerWorld.
Dentro del programa se identifican dos modos, uno de Edición (Edit Mode) y uno de
corrida (Run Mode), dentro del modo de edición activamos el menú superior y
dentro de la opción (Options), existe (Append Case), que nos permite adjuntar los
archivos con extensión RAW con la información de las potencias horarias de cada
barra del sistema. [23]
Es necesario para la obtención de Factores Nodales Horarios, el procesar 24 archivos
RAW, para cada día, cada uno con la información de potencia de cada hora. Luego
de adjuntar esta información al PowerWorld, pasamos al modo de corrida dentro del
cual seteamos los valores de tolerancia de MVA (0.001) y de número máximo de
iteraciones que realizará el programa (50).
Es necesario el fijar una barra oscilante, la cual será tomada también como
referencia, para nuestras corridas de flujo tornamos la barra de PauteAB (#1), como
barra de referencia, por lo que los Factores de Nodo obtenidos serán con relación a
esta barra.
Dentro del menú superior escogemos la opción (Tools), y dentro de (Loss
Sensitivities), seleccionamos que el programa nos calcule las pérdidas marginales
para cada barra. [23]
Los archivos horarios (RAW), también poseen información de la posición de los
LTC del sistema, esto para obtener resultados más reales en cuanto a condiciones de
voltaje.
137
Se realiza la corrida del flujo de potencia, mediante la opción (Single Solution), la
cual nos da la solución del flujo para las condiciones particulares de cada caso. Los
datos de importancia para la obtención de los Factores de Nodo los encontramos
dentro de la opción (Case Information), en los datos de las barras (Bus Records),
en donde se presenta un listado de todas las barras, sus nombres, sus voltajes en p.u.
y en kV y las PERDIDAS MARGINALES, que por medio de la ecuación (3.1), nos
dan los Factores de Nodo.
4.2.3. Metodología de cálculo, utilizando datos de energías horarias
Para poder realizar un análisis de sensitividad entre diferentes métodos de cálculo de
Factores de Nodo, es necesario que las simulaciones en todos los métodos se hagan
con un modelo de Sistema Eléctrico idénticos datos.
Es por ello que el modelo del S.N.I. para la corrida de flujos con datos de energía
horaria, es el mismo que se utilizó para todos los métodos de cálculo.
La diferencia radica en los datos de generación y demanda hora a hora, que se
utilizan para las simulaciones. En este método de cálculo, se utilizan datos mucho
más exactos, ya que son los provenientes de los medidores de energía, que tienen
instalados, tanto el CENACE, como algunos agentes, tanto en puntos de entrega
como en puntos de generación.
La recopilación de estos datos se la hace en forma remota, con la utilización de líneas
telefónicas urbanas o celulares, o por medio línea portadora (PLC), o en forma local,
descargando directamente la información de los medidores utilizando cabezales
ópticos.
Los medidores proporcionan datos de potencia integrada en intervalos de tiempo
pequeños, 15 minutos, es decir la energía que fluye a través de ellos durante este
138
intervalo de tiempo. El CENACE tiene instaladados, medidores en todos los puntos
de entrega de energía del MEM, a las Empresas de Distribución y en la Generación
de las empresas grandes (Ex-INECEL). Los datos de la energía generada por la
Centrales dentro de las Empresas de distribución, son obtenidos de medidores que
tienen instalados las empresas en sus respectivas centrales, y que son enviados hasta
el CENACE, en hojas electrónicas, para ser utilizados en las liquidaciones de
Potencia y Energía.
Una vez que se tienen los datos de energía horaria de generación y demanda, para
todas las barras del sistema, se utiliza la misma interfaz anteriormente descrita, para
obtener los archivos (RAW), para las 24 horas del día.
El proceso de simulación es idéntico que en el caso anterior, cabe señalar que los
flujos de carga, se corren determinando como barra oscilante del sistema, a PAUTE-
1, que es la única que se libera, es decir la única capaz de tomar o liberar activos y
reactivos para la convergencia del modelo.
4.3. FACTORES DE NODO OBTENIDOS MEDIANTE FLUJOS DE
CARGA AC (NEWTON RAPHSON DESACOPLADO RÁPIDO ).
4.3.1. Herramienta utilizada
La herramienta utilizada para la obtención de los Factores de Nodo por el método del
Jacobiano (Newton-Raphson Desacoplado Rápido), fue el programa CFNODO,
desarrollado en la Dirección de Operaciones del CENACE por el Ing. Wilson Mejía.
Este programa fue desarrollado en Visual Basic, y toma como base el algoritmo
descrito en el capítulo 2 en la sección 2.4.4.
Este método es aproximado pero ha dado resultados bastante satisfactorios,
adicionalmente es una herramienta bastante dinámica y rápida. Se presentan
139
r
desviaciones algo significativas en barras, conectadas a líneas de subtransmisión en
las cuales la relación X/R es baja, lo cual hace que el sistema sea mal condicionado.
4.3.2. Metodología de cálculo.
El programa CFNODO, requiere, como datos, los parámetros de la red, tipos de
barras que la conforman y los datos de generación y demandas localizadas.
El modelo de red utilizado para la simulación es el mismo que el utilizado en el
PowerWorld, es decir es un modelo bastante detallado, del cual se muestran los
principales parámetros en los CUADROS 4.3, 4.4 y 4.5.
Para la modelación del sistema, es necesario el ingreso de datos como: parámetros de
las líneas, de los transformadores, del tipo de barras existentes y de las características
de las unidades generadoras. El CFNODO, posee la limitación de trabajar con una
sola barra oscilante, es decir no puede trabajar con un sistema dividido en islas.
El CFNODO, toma como datos de generación y demanda, los obtenidos en la Sala de
Control, es decir, utiliza datos horarios de potencia sancionados al final de la hora.
También utiliza como datos de entrada un archivo que posee las posiciones de los
LTC de todos los transformadores de la red.
Una vez que se han ingresado los datos de generación y demanda para una hora
determinada, y se los ubica en la red eléctrica, el programa resuelve el flujo de
potencia por un método de Newton-Raphson Desacoplado Rápido y determina los
Factores Nodales para todas las barras del sistema. Los datos se muestran en hojas
electrónicas de ECXEL, lo cual facilita el manejo de estos datos, para las
aplicaciones que se requieran.
140
El programa CFNODO, al ser un método aproximado para la resolución de Flujos de
Potencia utiliza como parámetros de convergencia los A61 y los AK, lo cual hace
que la convergencia del algoritmo sea relativamente sencilla.
4.4. FACTORES DE NODO OBTENIDOS MEDIANTE FLUJOS DE
CARGA DC (APROXIMADOS)
4.4.1. Herramienta utilizada
Los Factores de Nodo utilizados para el estudio, se obtuvieron la corrida de flujos
DC, en el programa para Despacho de Carga de la Dirección de Planeamiento del
CENACE, programa que fue desarrollado por el Ing. Julio Gómez, bajo lenguaje
Fortran IV.
El programa se ve complementado con una interfaz, que permite migrar los
resultados a hojas electrónicas de EXCEL, lo cual permite mayor facilidad en el
manejo de los resultados.
4.4.2. Metodología de cálculo.
Los flujos de carga DC son en realidad una forma aproximada para el cálculo de las
pérdidas de transmisión. Se calcula los Factores de Nodo en referencia a una barra,
considerando que:
d P i j d S t d P i
El primer término del producto se obtiene mediante la siguiente ecuación:
141
P ~V 2 e = ( 2 + K2 - 27J K/J? <5 VK/> T K í / ***
y el segundo término, mediante la siguiente ecuación:
[*]=[*]-' [>]
las cuales corresponden a las aproximaciones 'consideradas en las ecuaciones de
flujos DC, expuestas en el capítulo 2 en la sección 2.4.
La metodología que utiliza el algoritmo del programa para realizar el Despacho
Económico se basa en un despacho preliminar, despreciando la topología de la red
eléctrica, es decir considera inicialmente todas las unidades ubicadas en la Barra de
Mercado.
Una vez que se realiza este predespacho, únicamente para la demanda del sistema, se
llevan los generadores a sus barras reales y se corren flujos de potencia DC para
calcular las pérdidas totales del sistema; ahora el despacho estará realizado para la
demanda total del sistema más las pérdidas.
El siguiente paso es incrementar en 1 MW la generación de las unidades, para así
obtener los Factores Nodales de las barras de generación.' V
Una vez que se ha cubierto las demanda total del sistema, se realiza el despacho de
Carga trasladando las unidades generadoras, a la barra de Mercado nuevamente, pero
esta vez, afectadas por su Factor de Nodo.
Para la convergencia del modelo, en cada iteración se realiza un amortiguamiento en
el cambio de los Factores de Nodo, para que las diferencias no sean tan grandes de
una iteración a otra.
142
4.5. DATOS TÉCNICOS DEL MODELO DEL S.N.I., UTILIZADO PARA LA
SIMULACIÓN.
Los datos técnicos de subestaciones, líneas de transmisión, generadores, etc, así
como un mapa geográfico y el diagrama unifilar del S.N.I. se presentan en este
capítulo, como sigue:
GRÁFICO 4.1; es una configuración esquemática del Sistema Eléctrico del
Ecuador. Se muestran en él, las ubicaciones geográficas de las diferente centrales
Térmicas, Hidráulicas, Subestaciones, Centros de Carga y Líneas de Transmisión.
GRÁFICO 4.2; es un diagrama unifilar del S.N.I., se muestran los valores
resultantes del flujo de potencia para demanda máxima, obtenido del programa PSS,
de la Dirección de Planeamiento del CENACE.
CUADRO 4.3; se muestran diferentes parámetros eléctricos y mecánicos de
las diferentes subestaciones del Sistema Nacional Interconectado. Cabe señalar que
las impedancias están expresadas en base 100 MVA y con voltaje base
correspondiente al del lado de alta de cada transformador.
CUADRO 4.4; se muestran las líneas de transmisión del S.N.I., que
conforman tanto el anillo de 230 kV como de 138 kV, cabe señalar que las
impedancias. que se muestran están expresadas en base 100 MVA y el voltaje
nominal de cada línea.
CUADRO 4.5; constan todas las unidades que conforman las Centrales
Térmicas e Hidráulicas del S.N.I., se presentan datos relevantes de cada una de ellas,
cabe señalar que él # de barra de conexión está en referencia al GRÁFICO 4.2.
143
GRÁFICO 4.1
Configuración Esquemática dei Sistema de Potencia
¿ CAPITAL DE LA REPÚBLICA
0 CAPITAL DE PROVINCIA
o CANTÓN
o PARROQUIA
4- CENTRAL TÉRMICA -EXISTENTE '
CENTRAL HIDRÁULICA
SUBESTACIÓN
LINEA DE TRANSMISIÓN 230 V J
LINEA DE TRANSMISIÓN 138 KV
LINEA DE SUBTPANSM1S10N 69 fV
/-// SIMPLE V DOBLE CIRCUITO
( '*> L/' DE 13BKV OPEPANDO A 69KV
P L R U CORPORACIÓN CENTRD NACIONAL DE CONTROL DEOUJTQ - ECUADOR
SISTEMA NACIONAL DE TRANSMI
A DICIEMBRE/99
ENERGÍA
SIGN
NOV/99 !FECHA ,_, , ... ' ! DIRECCIÓN f-E PLANEAMIENTO
i
3 25 A I I
o o o o o
O O1J-ou-i--h
V ©;: =EHELOFIO
OOOOO© OO C 1 ••"— OGRUPOS HEUlCflNOS
BUS - VOLTRGE IKVfBRflNCH - NO RNNOTRTIQHEOUIPMEMT - HONE
NflCIONfll INTERCOHECTflDO DEL ECUflQORM« UNIFILFtrt -- MflRZO DE 3000
F F l l . MflB 17 2000 lb t2H
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154 70 47 135
107 98 .129
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CATALOGO DE CENTRALES HIDROLECTRICAS Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS (1)CUADRO 4.5 (A)
EMPRESA
I-UDROPAUTEHIDROPUCARAHIDRONACIONrilDROAGOYANQUITOELECAUSTRORIO BAMBACOTOPAXIREGIONAL NORTEAMBATOBOLÍVARREGIONAL SURELECTROGUAYASTERMOESMERALDASELECTROGUAYASELECTROGUAYASELECTROECUADORELECAUSTROELECAUSTROELECAUSTROELECAUSTROELECTROECUADORELECTROECUADORELECTROECUADORELECTROECUADORQUITOQUITOQUITOQUITOQUITOQUITOTERMOPICHINCHAELECTROOUILELECTROQUILTERMOPICHINCHATERMOPICHINCHATERMOPICHINCHAREGIONAL SURELECTROECUADORREGIONAL SURTERMOPICHINCHAELECTROQUILPENIN. STA ELENAENERGYCORPSTO DOMINGOELECTROQUILREGIONAL SURPENIN. STA. ELENA
ELECTROGUAYASTERMOPICHINCHAREGIONAL SURPENIN. STA. ELENAREGIONAL NORTEREGIONAL SURQUITOMILAGRO
CENTRAL/UNIDAD
PAUTEPUCARÁM. LANIADOAGOYANQUITO HELECAUSTRO HRIOBAMBA HCOTOPAXI HRNORTE HAMBATO H3 OLIVAR HREGIONAL SUR HTRINITARIAESMERALDASG. ZEVALLOS TV3G. ZEVALLOS TV2V. A. SANTOSEL DESCANSO 3EL DESCANSO 4EL DESCANSO 2EL DESCANSO 1V.GUAYAQUIL 1V.GUAYAQUIL 2V.GUAYAÜUIL3V.GUAYAQUIL 4G.HERNADEZ 4G.HERNADEZ2G.HERNADEZ 5G.HERNADEZ 3G.HERNADEZ 1G.HERNADEZ 6GUANGOPOLO GELECTROQUIL 3ELECTROQUIL 4GUANGOPOLO 3GUANGOPOLO 2GUANGOPOLO 4CATAMAYO 6A. TINAJER01CATAMAYO 2GUANGOPOLO 5ELECTROQUIL 1STA. ELENA 11ENERGYCORPSTO DOMINGO 9ELECTROQUIL 2CATAMAYO 7STA. ELENA 9INTER-COLOMBIAPASCUALESGUANGOPOLO 1CATAMAYO 10STA. ELENA 10SAN FRANCISCOCATAMAYO 8LU1.UNCOTO13MILAGRO 6
BARRA DECONEXIÓN
1819389
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11215
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60028
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7001528
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(MAX)1 100,0
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105,02.0
40.02.030
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TIPO DECENTRAL
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CVP
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--
---------
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100.030.0
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150
CATALOGO DE CENTRALES HIDROLECTRICAS Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS (2)CUADRO 4,5 (B)
EMPRESA
ESMERALDASESMERALDASQUITOQUITO ,MILAGROMILAGROREGIONAL. SURREGIONAL MAMAS!PENIN. STA ELENAPENtN STA ELENAREGIONAL EL OROREGIONAL EL, OROELECAUSTROREGIONAL SLJRELECTRGEGUADORREGIONAL SURAMBATOELECAEJSTfíOECUAPOWERECUAPOWER:
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CENTRALJUNIDAD
LA PROPICIA 1LA PROPÍCIA-2LULUNCOTO 12LULUNCOTQ 11MiLAGROAMILAGRO 7CATAMAYOSMlRAFLORES 12STA, ELENASSTA.ELENA1£t ORO CAMBIO 3EL ORO MÁCHALA 4MONAY 1CATAMAYO3A, TINAJERO 2CATAMAYO 41CÍGUA2MONAY2EPWSTO DOMINGO tEPW-STO:DOM1NG 0:2-'
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BARRA DECONEXIÓN
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151331
15905
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1?22486428282855
POTENCIAMÁXIMA(MAX)
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2.02.0
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FACTOR DEPLANTA MEN.
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40050,0
50,0
40040036,0
-40,0
•100,040 O50,0
36,0
1000
1000
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40.0
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áOs&40.0
40.0
100.050.0
50.0
50.0
36.0
36.0
TASA DESALIDAS F.
%
7,00
7,00
7,00
700
7,007,007,007005005,007007007,007.000707007,007.00200
i 200#3*8|>í8m^•fc&as^D:
fc8fe&&cB<miSrsStíX if»
9.00
9.00
,- , ' fftsBQ' * ' 7OO-" ,7^50í í,' ,,7J30
'-/••' ' ' 7,90,'S* ,' 700' ',, ,í-7,ÜO
7.Í307,002.002.002.002.00
2.007.00
15.002.007.007.007.00
' ' ?.QQTOO
?SO-
! 7.00
7.00
9.00
5.00
5.005.00
7.00
7.00
CONSUMOAUXILIARES
V,
2,2862.2864.690469022502,2502.3002.0002,3032,9557.00050002^332,2500,2942^002^332.333Í.1361,136
ftS^WTaiMOSVÍÍ ^SSá
«*»^¥3á>í8JS*#**X¿feíEaée
0.7780.778
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2LOOO2,0000.3330.3331.4710.3500.3502.3330.7000.5002.0002.3332.300
" "2C260
3S862,-2505.0002.0000.7782.300Í300Í2862.3332.333
RENDIMIENTO
kWh/galon
11>5011 se•14 3S1438130113 01
1137123212 Sí1251•126412,6412721222•1Í4412,29
125012.1511.1111.11
Zvt.tZZtg&teSíi•S-SSSÍi-sji S^s
^3feí*^^íK62iá.ltóSíx&^VíJá.-ei
10.4310.30
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12.008.228.39
12.3212.5013.58•Í3 Oí«fcBfí3Qt12.6412.3210.5312.51
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CONSUMOBUNKER
%
0000000000,00
000000000QJ30000000
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0.00
0.00
0.00
0.00
Í300-0(30oso0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
O.OQ
0.00
' Unidades Indisponibles
151
CAPITULO 5
5. ANÁLISIS DE LOS FACTORES DE NODO
5.1 OBTENCIÓN DE FACTORES DE NODO PROMEDIO PONDERADOS.
5.1.1 Introducción
El determinar Factores de Nodo Zonales Promedio Ponderados, es muy importante
para la determinación de los Precios Referenciales de Generación. Para la realización
de este estudio se ha dividido al Sistema Eléctrico, según las áreas de concesión de la
Empresas Eléctricas, tal como se muestra el GRÁFICO 5.1, dentro de su área de
concesión, las Empresas Distribuidoras pueden tener una o varias barras de
intercambio de energía con el MEM.
Existen Empresas Distribuidoras y Generadoras, que dentro de su área de concesión,
ocupan más de una barra, lo cual no permite el determinar un Factor de Nodo tipo
para dicha Empresa. Por ejemplo Distribuidoras como la QUITO, EMELEC,
SANTA ELENA, EMELGUR, CENTROS SUR, etc., tienen más de una barra de
intercambio con el MEM, en el cuadro 5.1, se muestran las Empresas de Distribución
y todas sus barras de intercambio de energía.
AMA BATO
Ambato
Totoras
AZOGUES
AHm. 922
Alim. 923
Guapan
Descanso
QUITO
Vi cent. 1
Vícent. 2
Trafo 46
Papallacta
Guangopolo
SelvaAlegreMóvil
EL ORO
Máchala
Zhum
Balao
Espe
STA. ELENA
Pascuales
Sta Elena
El Morro
Ecuapower
EMELEC
Barra A
Barra B
Vergeles
Cervecería
Poi ¡centro
Trinitaria
GuasrnoPradera
EMELGUR
Daule
QuintoGuayas
Quevedo 1
Quevedo 2
Milagro
Epag
EMELNORTE
Tutean
[barra 34
Ibarra 69
5.1 Barras de intercambio de energía de las Distribuidoras.
152
Para las Generadoras, es necesario un estudio similar, encontrándose que las
Empresas que serían objeto de este estudio se muestran en el cuadro 5.2.
ECUAPOWER
Ecuapower Sto. Domingo
EcuapowerSta
Elena
ELECTROECUADOR
V. Guayaquil
A. Santos
A. Tinajero
QUITO
G. Hernández
Quito H.
Guangopolo
Curnbaya
Nayon
ELECTROQUIL
EQL 1 y 2
EQL 3 y 4
PAUTE
Paute AB
Paute C
5.2 Barras de intercambio de energía de las Generadoras.
Para determinar el Factor de Nodo, más significativo de cada empresa, se ha
procedido a la Ponderación de estos por la cantidad de energía entregada o recibida
en cada barra, de la siguiente manera:
Factor de Nodo Ponderado =
Factor de Nodo Ponderado ¡Fní*Ei
E1 + E2 + ..... .. + Ei
Donde:
Fnl, Fn2, ..., Fní , son los factores de nodo de cada punto de
entrega/compra
El, E2, , Ei, es la energía entregada / comprada en cada punto de
entrega/compra
153
Se determinaron Factores de Nodo Promedio Ponderados, para días miércoles,
sábados y domingos de los meses de julio, agosto, septiembre, que son meses que
corresponden a la época lluviosa y noviembre, diciembre y enero correspondientes a
estación seca.
Es de gran importancia el cálculo de este tipo de Factores de Nodo Ponderados, para
el Mercado de Contratos. Ya que mediante un Factor de Nodo Ponderado para una
Empresa Distribuidora, es posible evaluar las Pérdidas que significarían el transporte
de la energía eléctrica desde la Barra de Mercado hasta las diferentes barras de
intercambio que tenga dicha Empresa Distribuidora, y poder saber la energía que
efectivamente se ha contratado.
En los procedimientos del MEM, se detalla la metodología de evaluar la "Potencia
Efectivamente Contratada", para distintos tipos de realizar los Contratos de Energía,
de la siguiente manera:
Ubicación de los Contratos.
Los contratos de energía, excepto los de importación o exportación, se pactan en la
Barra de Mercado del Sistema, en la Barra del Distribuidor o en la Barra del
Generador. Los compradores se hacen cargo de llevar la energía de contratos desde
la barra de contrato hasta su nodo de recepción. Los vendedores de energía se hacen
cargo de llevar su energía desde su nodo de entrega hasta la barra del contrato.
Si un Distribuidor posee más de un nodo de entrega el CENÁCE, para propósito de
evaluación de las transacciones en el MEM, considerará que la empresa
distribuidora está representada por una Barra Equivalente con un factor de nodo
definido por una ponderación de la cantidad de energía que recibe en cada barra..
Los contratos de importación o exportación se pactan en el nodo de intercambio
correspondiente. Para el vendedor de energía el punto de intercambio es su nodo
frontera. Para el comprador de energía el punto de intercambio es su nodo frontera.
154
Energía Efectiva de Contratos.
Debido a que los contratos se pactan libremente entre los agentes en cualquier barra
de interés (Barra de Mercado, barra del Distribuidor/Gran Consumidor o barra del
Generador) es necesario determinar qué cantidad de toda la energía
entregada/recibida por un determinado agente, y que es medida por el SIMEC en los
puntos de entrega/recepción, corresponde a la energía pactada en contratos.
Energía de Contratos pactados en la Barra de Mercado.
Si un contrato de energía se pacta en la Barra de Mercado el Generador debe llevar
esta energía al punto de venta, haciéndose cargo de las pérdidas hasta la Barra de
Mercado, mientras que el Distribuidor/Gran Consumidor debe llevar esta energía a
su nodo haciéndose cargo de las pérdidas de energía desde la Barra de Mercado hasta
su punto o nodo de consumo.
En estas condiciones se tiene que para el Distribuidor en una hora dada:
2
2 + FNDj h~l
Donde:
EcDjh = Energía efectivamente comprada en el contrato por el Distribuidor j a la hora
h reflejada desde la Barra de Mercado hasta el nodo del Distribuidor
EcBMh — Energía contratada en la Barra de Mercado
FNDjh = Factor de nodo promedio ponderado del Distribuidor j a la hora h
Y para el Generador se tiene:
155
9_
donde:
EcGjh ™ Energía efectivamente vendida en el contrato por el Generador i a la hora h
reflejada desde la barra del Generador hasta Barra de Mercado
— Energía contratada en la Barra de Mercado
— Factor de nodo del Generador i a la hora h
Energía de Contratos pactados en la Barra del Distribuidor o Gran
Consumidor.
Si un contrato de energía se hace en la Barra del Distribuidor o Gran Consumidor el
Generador se hace responsable de llevar la cantidad de energía pactada hasta ese
punto asumiendo todas las pérdidas de energía involucradas en la transacción.
En estas condiciones se tiene que para el Distribuidor en una hora dada:
E c D j h =E c BD h
donde:
EcDjh ~ Energía efectivamente comprada en el contrato por el Distribuidor j a la hora
h
= Energía contratada por el Distribuidor en su barra
jh = Factor de nodo del Distribuidor j a la hora h
Y para el Generador se tiene:
156
E c G ¡ h = E c B D h *2 +
2-
FNDjh-l
l-FNGf,
donde:
EcG¡h = Energía efectivamente vendida en el contrato por el Generador i a la hora h
reflejada desde la barra del Generador hasta Barra del Distribuidor o Gran
Consumidor
EcBDh — Energía contratada por el Distribuidor o Gran Consumidor en su barra
FNG¡h = Factor de nodo del Generador i a la hora h
FNDjh = Factor de nodo promedio ponderado del Distribuidor j a la hora h
Energía de Contratos pactados en la Barra del Generador.
Si un contrato de energía se hace en la Barra del Generador el Distribuidor o Gran
Consumidor se hace responsable de llevar la cantidad de energía pactada desde ese
punto asumiendo todas las pérdidas de energía involucradas en la transacción.
En estas condiciones se tiene que para el Distribuidor en una hora dada:
E c D j h =E c BG h *2-
.2 +
l-FNDih
FNDjh-l
donde:
EcDjh = Energía efectivamente comprada en el contrato por el Distribuidor j a la
hora h reflejada desde la Barra del Generador hasta el nodo del Distribuidor
— Energía contratada en la barra del Generador
jh = Factor de nodo promedio ponderado del Distribuidor j a la hora h
FNG¡h = Factor de nodo del Generador i a la hora h
157
Y para el Generador se tiene:
donde:
— Energía efectivamente vendida en el contrato por el Generador i a la hora h.
= Energía contratada en la barra del Generador.
5.1.2 Presentación de Resultados.
Se presentan los resultados en cuadros adjuntos de los Factores de Nodo Promedio
Ponderados, obtenidos para el día de mayor demanda y el sábado y domingo
siguiente, para los meses de julio y agosto (estación lluviosa) y diciembre y enero
(estación seca), provenientes de la ponderación de los Factores Nodales de todas las
barras, obtenidos mediante flujos de carga AC con datos de energía, ya que estos
Factores son los más exactos a la operación real del sistema de potencia.
También se presenta adjuntos gráficos de los Factores de Nodo Promedio
Ponderados, tanto para Generadores como para Distribuidores, en donde se puede
visualizar la tendencia hora a hora de estos factores de cada Agente del MEM.
5.1.3 Análisis de Resultados.
De los cuadros y gráficos de los Factores de Nodo Promedio Ponderados, que se
adjuntan se puede concluir que:
* Una ponderación de este tipo es acertada ya que el Factor de Nodo Promedio
sigue con mayor tendencia al Factor de Nodo de la barra de mayor importancia
158
de la Empresa, pero sin dejar de tomar en cuenta la contribución de todas las
demás barras.
En capítulos anteriores se había manifestado que los Factores de Nodo poseen
dentro de sí gran información de la situación del sistema eléctrico, con la ayuda
de los gráficos se puede visualizar estos síntomas, al evidenciar que zonas como
Manabí, El Oro y EmelNorte, se constituyen como altamente importadoras de
energía, al tener Factores de Nodo bastante por encima de 1.0. Esto es un claro
indicativo de las zonas en las que debería instalarse mayor generación.
Se puede evidenciar que Empresas Eléctricas como Bolívar, Centro Sur,
Riobamba, Cotopaxi tienen Factores de Nodo bajos, esto evidencia lo que
sucede en la realidad, ya que estas Empresas poseen dentro de sus zonas de
concesión gran cantidad de generación lo que las convierte en zonas
exportadoras de energía.
Se puede ver que zonas altamente Generadoras como las de Paute, Agoyán,
Pucará tienen factores de nodo bastante por debajo de 1.0.
Se puede ver, con la ayuda de los Factores de Nodo horarios la marcada
diferencia entre la configuración de las Bandas Horarias de un día hábil con un
fin de semana.
5.2 OBTENCIÓN DE FACTORES DE NODO POR BANDA HORARIA
5.2.1 Introducción
En otros países, no se utilizan Factores de Nodo horarios, como es el caso de
Argentina, en donde CAMMESA, utiliza Factores de Nodo estacionales ponderados
por Banda Horaria, Por lo que es conveniente la determinación de los Factores de
Nodo según las Bandas Horarias.
159
En el Reglamento de Tarifas, se hace referencia a las Bandas Horarias, en lo
concerniente al cálculo del Precio Referencial de Generación, como sigue:
"Art. 8.- Precio Referencial de Generación.- El precio referencial de generación
será calculado por el Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, y sometido a
consideración y aprobación del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC,
considerando los siguientes componentes:
a) Componente de Energía.- Corresponde al promedio ponderado de los costos
marginales de generación de corto plazo, para un período de simulación de un año
del despacho de carga de mínimo costo, proveniente de la planificación operativo del
sistema de generación elaborado por el Centro Nacional de Control de Energía,
CENACE, con el objeto de mitigar las variaciones que pueden experimentar los
costos, tanto diaria como estacionalmente.
Se obtendrán seis valores promedio para períodos horario-estacionales. Se
considerarán dos estaciones al año: estación lluviosa y estación seca. Los valores
correspondientes a la estación lluviosa se aplicarán a los consumos de los meses de
abril a septiembre y los correspondientes a la estación seca se aplicarán a los
consumos de octubre a marzo.
En cada una de estas estaciones se considerarán los siguientes períodos horarios:
1) De punta: Desde las 17hOO hasta las 22hOO de lunes a domingo,
2) De demanda media: Desde las 07hOO hasta las 17hOO de lunes a viernes; y,
3) De base: Las restantes horas de la semana.
Para los días festivos nacionales se considerarán horas de punta y base similares a las
del día domingo.
Este componente será calculado incluyendo el costo de las restricciones que impidan
la ejecución de un despacho a mínimo costo, para mantener condiciones operativas
apropiadas; o, aquéllas aprobadas por el Consejo Nacional de Electricidad,
CONELEC, respecto de la generación requerida para superar deficiencias en los
sistemas de transmisión y distribución".
160
que depende de la potencia con que sean despachados sus 20 grupos térmicos que
tiene dentro de su zona de concesión.
En barras generadoras, también se notan cambios significativos en los factores de
nodo dependiendo de la estacionalidad, en especial en barras donde se encuentran
ubicadas centrales hidráulicas, es por eso que vemos que las mayores variaciones
en los factores nodales se dan en barras de Paute, Hidronación, Agoyán y Pucará,
las dos últimas dependiendo también de la banda horaria en que se analice, ya
que generalmente en época seca son despachadas en la punta.
Centrales de generación térmica como Gonzalo Zevallos y Termo Esmeraldas,
también se muestran bastante dependientes de las condiciones en que estas sean
despachadas, bajando sus factores nodales significativamente en la estación seca.
La Interconexión con Colombia, vemos que hace a la zona del norte también
altamente dependiente de la estacionalidad, bajando significativamente los
factores de nodo de esta zona al ser requerida la importación de energía desde
Colombia.
Observando los gráficos de las comparaciones por bandas horarias, para barras de
distribución, se observa que los factores de nodo son más bajos en banda base,
intermedios en banda media y los más altos en banda pido. Esto sucede en
cualquiera de los métodos utilizados, lo cual da una clara señal de que los
Factores de Nodo indican el nivel de entrega o energía de una zona, a la vez que
demuestra la validez de cada uno de los métodos utilizados.
En barras donde se encuentran generadores que han aumentado en forma
considerable la generación de una banda a otra, también se puede detectar una
baja en los factores de nodo conforme sube la cuota de generación, lo que se
evidencia en barras como las de Paute, Pucará, etc, que son despachadas con una
mayor cuota en la banda media y pico.
Las curvas paralelas obtenidas para factores de nodo con los varios métodos
evidencian la validez de cada uno de ellos, ya que la tendencia se mantiene tanto
en barras de distribución como de generación, observándose que en barras de
generación para idénticas condiciones se obtienen factores de nodo más bajos con
el método de flujos de potencia AC (datos de energía). Y para barras netas de
163
consumo de energía, se puede observar que se obtienen los factores de nodo más
altos con el método antes mencionado, lo cual evidencia que al momento de
realizar las liquidaciones de energía existirá una mayor diferencia entre el precio
de la energía generada en bornes y el precio de la energía entregada en barras de
consumo, por lo que la remuneración variable al transmisor resultará más alta con
factores de nodo obtenidos con datos de energía. Esto era de esperarse ya que con
anterioridad habíamos analizado la calidad de información en cada uno de los
métodos y se había llegado a concluir que la información de energía proveniente
del Sistema de Medición Comercial era la más disponible, exacta y completa con
la que se cuenta.
5.3 DETERMINACIÓN DE FACTORES ESTACIONALES TIPO
5.3.1 Introducción
El determinar Factores de Nodo Tipo, del Sistema Nacional Interconectado
ecuatoriano, es un estudio de gran utilidad en algunos de los procedimientos del
MEM. Es de gran utilidad, contar con Factores de Nodo Tipo, para diferentes
condiciones, por lo que en este estudio se ha procedido a determinarlos para días
hábiles y fines de semana. Para una aplicación tarifaria de los factores de nodo, es
importante el determinar factores tipo del sistema eléctrico nacional ecuatoriano para
todas las barras del sistema, pero discriminados por períodos tarifarios es decir por
bandas horarias; por lo que en este estudio se presentan factores nodales tipo para
todas las barras, para ambos periodos estacionales y por bandas horarias.
También se puede utilizar estos Factores Tipo, para programaciones a corto y largo
plazo, con gran aproximación, ya que se podría trasladar los Costos Variables de
Generación a la Barra de Mercado y así obtener los Precios de Mercado,
considerando algunos ajustes en los costos de combustibles. Otra aplicación para
164
CENTRAL
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
CEEELORO
GEEESMER
CEEMANAB
G PUCARÁ
CTRINITA
U N J D A D
G088AG01
G988AG02
G628EPWE
G049EPW1G049EPW2
G082ALL1G082ALL2G090ABA1
G090ABA2G090APEN
G005CUD1G005CUD2
G005CUD3G005CUD4
G004CUSAG004CUSY
G0220RC1G0220RC2G0220RC3G022ORM1G0220RM2G0220RM3
G052ESP1
G052ESP2
G052ESP3
G052ESP4
G047MBM3G047MBM7G047MBM8G047MBM9-10
G047MBM11G047MBMI2G047MBMI3-14G047MBMI5G047MBM16G047MM18G047MM22G047MMG047MMG080PUC1
G080PUC2
G032TRIN
CENTRAL
GEEMELE
C
GEEMELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
CSTAROSA
UNIDAD
G031GAT1
G031GAT2
G031GAS1G031GAS2G031GAS3
G031GAS5G031GAS6G031EAS1
G065EVG1G065EVG2
G065EVG3G065EVG4
G078IBEMG092TUEM
G092HTULG078AMBI
G970QGH1G970QGH2G970QGH3G070QGH4
G970QGH5G970QGH6
G070EQL1
G070EQL2
G070EQL3
G670EQCY
G770NAYNG870GUANG070PASOG070CHIL
G014LOC1G014LOC2G014LOC3GOI4LOC4GOI4LOC5G014LOC6G014LOC7G014LOC8G014LOC9
G014RSMCG058ROS1
G058ROS2
CENTRAL U N I D A D
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQ1TO
GELCQUfL
GGUANGTN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACJON
GEEMILAC
G PAUTE
GSTODMGO
G086RIBO
G086RALO
G086RBLA
G028SEL1G028SEL2
G028SEL3G028SEP1G028SEP2
G138EQT1G138EQT2
G039EQL1G039EQL2
G729EQL3G729EQL4
G072GPI1G072GPI2
G072GPI3G072GPI4G072GPI5G072GPI6
G03IGGZ4G03IVGZ2
G031VGZ3
I192IPIAL
H094NCIN
G017MÍL1G017MIL2G017MIL3G017MIL4G017MIL5G017MIL6G002PAB1G002PAB2G002PAB3G002PAB4G002PAB5G003PTC1G003PTC2G003PTC3
G003PTC4
G003PTC5G050ESD1
166
UUy4HNC2
G094HNC3GEEBOLTV G087CEST
G087CHIM
ENGYCORP
G005MON3G005MON4
G732ENGY
5.4 Codificación de las Barras de Generación
5.3.2 Presentación de Resultados.
En cuadros adjuntos, se presentan factores de nodo tipos para todas las barras
utilizadas en las simulaciones, obtenidos mediante promedios de factores de nodo
GVAPESME
G PASCUAL
H NACIÓN
G052VESMG027PASC
G094HNC1
G094HNC2G094HNC3
GEECOTOP
CEEBOUV
G058ROS3G075COTO
G075CILL
G087CESTG087CH1M
GEECNSUR
ENCVCORP
G050ESD2
G005MON1
G005MON2
G005MON3G005MON4
G732ENGY
5.4 Codificación de las Barras de Generación
5.3.2 Presentación de Resultados.
En cuadros adjuntos, se presentan factores de nodo tipos para todas las barras
utilizadas en las simulaciones, obtenidos mediante promedios de factores de nodo
obtenidos de la operación real del sistema eléctrico que se dio en meses de estaciones
seca y lluviosa del año 1999. Se pueden ver en los cuadros factores de nodo tipo para
diferentes condiciones, así, se obtienen factores de nodo tipo para días hábiles y fines
de semana y para todas las bandas horarias, esto tanto para hidrología lluviosa como
para hidrología seca.
5.3.3 Análisis de Resultados.
• Los agentes del MEM, podrán utilizar esta información para estudios de mediano
y largo plazo, con resultados aceptables, ya que son Factores de Nodo obtenidos
con datos de energía de la operación real que se dio en el sistema de potencia en
distintos días hábiles y fines de semana de diferentes meses de estaciones seca y
lluviosa. Adicionalmente son factores que se obtuvieron con simulaciones el
programa PowerWorld, que según lo analizado en secciones anteriores son
simulaciones que utilizan métodos exactos de solución de las ecuaciones no
lineales, que resuelven a un flujo de potencia.
167
Se pueden ver en los cuadros que entre las barras de recepción de energía más
sensibles a cambios estacionales están las de Emelec, Centro Sur, Esmeraldas y
Riobamba, esto se debe a la gran influencia del cambio en las cuotas de
generación de estas empresas de una estación a otra.
En barras de generación se ratifica lo mencionado anteriormente cuando
analizamos los factores de nodo por bandas horarias, observándose que las barras
más sensibles a la estacionalidad son las de Vapor Esmeraldas, Paute, Agoyán,
Trinitaria y Gonzalo Zevallos, que son las que presentan cambios significativos
en sus cuotas de generación dependiendo de la estación.
La Empresa de Distribución que tiene barras con factores de nodo más altos es la
de Manabí, llegando a tener factores del orden de 1.15 en banda media y estación
seca.
Para barras de generación en cambio se puede observar que en estación lluviosa
son barras de Paute y Agoyán las que poseen factores nodales más bajos, en el
orden de 0.92. En cambio para la estación seca se tiene que las barras con
factores de nodo más bajos son los de Vapor Esmeraldas, llegando a ser del orden
de 0.87 en Bandas base y media.
5.4 ANÁLISIS DE SENSITIVIDAD DE LOS FACTORES DE NODO
APLICADOS EN LIQUIDACIONES DE ENERGÍA.
5.4.1 Introducción.
Un proceso de gran importancia, dentro de la Dirección de Transacciones
Comerciales, es la Liquidación de Energía, que fue descrita al detalle en el Capítulo
3, en la sección 3.10.
168
El sistema de evaluación de las transacciones de energía en el MEM contempla la
remuneración a los Generadores y Exportadores, el pago de los Distribuidores e
importadores y la remuneración a la Empresa de Transmisión. Además, todos los
agentes están sujetos al pago por penalizaciones y servicios prestados por el MEM.
El CENACE determina y discrimina los montos de energía que han sido transados en
el Mercado de Contratos a Plazo y en el Mercado Ocasional. El CENACE evalúa y
liquida las transacciones de energía realizadas en el Mercado Ocasional y aquellas
transacciones que habiéndose pactado en el Mercado de Contratos a Plazo se
cumplan en el Mercado Ocasional.
a) El Factor de Nodo.
El factor de nodo de un nodo de la red de transmisión es la variación que tienen las
pérdidas marginales de transmisión producidas entre dicho nodo y la barra de
mercado ante una variación de la inyección o retiro de potencia en ese nodo. Por
definición, el factor de nodo de la Barra de Mercado es igual a 1. Para cada hora y
para cada nodo o barra del sistema, el CENACE determinará los Factores de Nodo
resultantes del despacho real.
b) Precio de la Energía.
La energía se valorará con el costo económico marginal instantáneo obtenido al final
de cada hora.
La energía en cada nodo o barra en el SNI varía en función de su ubicación respecto
a la Barra de Mercado. El precio de la energía, para una hora dada, de una barra o un
nodo de la red se calcula como el producto de su Factor de Nodo horario
multiplicado por el Precio de la Energía en la Barra de Mercado a esa hora:
PEbh = FNbh*PEMh
Donde:
~ Precio de la energía en una barra o nodo del sistema a una hora h.
169
= Factor de nodo en una barra o nodo del sistema a una hora h.
= Precio de la Energía en la Barra de Mercado a la hora h.
c) Información Postoperativa.
Sobre la base del despacho real efectuado, el CENACE establece para cada hora:
El Precio de la Energía en la Barra de Mercado.
La máquina térmica o central hidráulica que margina.
Los Factores de Nodo horarios productos del despacho real con los respectivos
niveles de pérdidas.
El Reporte de Eventos de Operación con información relativa a restricciones,
indisponibilidades, fallas o cualquier evento que influya en la evaluación económica
de las transacciones.
La energía bruta y neta de generación.
El consumo de auxiliares de las unidades de generación.
El consumo de energía en las subestaciones del sistema de transmisión.
Esta información será empleada cuando el SISMEC no opere adecuadamente o
cuando los Agentes no la hagan llegar dentro de los plazos establecidos para evaluar
económicamente las transacciones de potencia y energía en el MEM.
5.4.2 Presentación de Resultados.
En cuadros adjuntos se presentan los resultados en sucres de las simulaciones de
liquidaciones de energía, manteniendo para todos los casos idéntica información de
entregas, generación neta y bruta, precios marginales en la barra de mercado,
inflexibilidades. Para cada simulación lo único que se varía son los factores de nodo
de barras de generación y distribución, para así poder tener los mismos parámetros
de comparación de los cambios en las liquidaciones de energía con cambios en los
factores nodales.
170
Se muestran cuadros con los resultados de liquidaciones de energía para distintos
días de meses de estación lluviosa, con factores nodales obtenidos por métodos de
flujos de potencia AC, datos de potencia y energía, método del Jacobiano y flujos de
carga DC. También se muestran gráficos de la variación en la remuneración variable
al transmisor, para factores de nodo obtenidos por distintos métodos, esto ya que
debido a la metodología utilizada para remunerar al transmisor es en ella, en donde
se refleja el pago por las pérdidas en la transmisión.
5.4.3 Análisis de Resultados
• El análisis de las liquidaciones de energía con factores de nodo obtenidos
mediante flujos de carga DC, es un análisis parcial, ya que se tienen este tipo de
factores únicamente para barras de generación, para barras de distribución se
utilizaron los factores de nodo de flujos AC, con datos de energía, sin embargo
de ello se obtuvieron remuneraciones variables bajas, incluso negativas para
algunos días.
• En casi todos los casos expuestos, se observa que la más alta Remuneración
Variable al Transmisor es la obtenida con factores de nodo de flujos AC, con
datos de energía por lo que una vez más se ratifica que estos factores, que son los
que actualmente utiliza la Dirección de Transacciones Comerciales en sus
procesos de liquidaciones, son los más adecuados para este tipo de proceso, por
la metodología de resolución de los flujos de potencia (Full Newton-Raphson),
por la calidad de la información de entregas y generación activa y reactiva
utilizada (Datos de energía proveniente del SISMEC), y por la red utilizada en las
simulaciones (Adaptada según los puntos en los cuales existe medición).
• Vemos que en la mayoría de los casos las RVT es más alta con factores de nodo
AC (Datos de Potencia), que con factores de nodo por el método del Jacobiano,
esto comprueba que la metodología de solución es muy importante, ya que a
pesar de que ambos métodos utilizan idéntica información de potencias de
generación demanda, tanto activa como reactiva, presentan diferencias
171
considerables ya que el algoritmo del método del Jacobiano, desprecia la
influencia de algunos parámetros en las pérdidas de transmisión.
Las liquidaciones con factores nodales provenientes de flujos DC3 a menudo
presentan RMT, negativas, lo cual demuestra la gran influencia en la evaluación
de las pérdidas de transmisión de la simplificación de la red utilizada, de la
exactitud de la información y de las simplificaciones que lleva dentro de sí un
flujo de carga DC.
Por todos los resultados que se han obtenido en las simulaciones de las
liquidaciones de energía, se concluye que para procesos como estos es necesario
una depuración de la información de la operación real del sistema de potencia,
esto irá mejorando según los agentes vayan cumpliendo con la Regulación
013/99, e instalen medición de energía en todos los puntos, se hace necesario por
lo tanto que el CENACE, administre los datos provenientes del Sistema de
Medición Comercial y que el CONELEC tome las medidas necesarias a fin de
que se instalen medidores especialmente en puntos de generación.
172
GRÁFICO 5.1
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173
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1106
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1279
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1.0
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1.0
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1,0
1423
1.0
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28
1.0
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58
35
1,0
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1.1
1017
1,0
1264
1.0
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1,0
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1.0
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1.0
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1.1
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1.0
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1.0
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1.0
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1,0
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1,0
1569
1,0
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1,0
65
47
hora
18
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1.0
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1,0
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1.0
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0,9
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1.0
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0507
1.1
1173
1.0
14
85
1.0
6300
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7182
1,0
2299
1,0
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02
44
1.0
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1,0
43
14
1,0
0598
0,9
98
01
1,0
92
46
hora
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04
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1.0
0556
1,1
0111
1,0
1638
1,0
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1,0
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35
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0.9
89
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1.0
1943
1.0
29
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1,0
0296
0,9
95
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1.0
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hora
23
0,97
482
0.9
5202
0.9
7030
0.9
6888
1,0
7439
0,9
97
42
1,1
3215
1,0
1594
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0.9
88
50
1.0
7517
0.9
80
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1.0
1814
1.0
27
56
1.0
0935
0,9
98
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GGUANGIN
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217
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1,05000 -
1,00000 •-
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0,80000 -
-GAGOYAN
177
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1,17000 --
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GEEREGSR
GEERIOBA
• GE ESTA EL
GELCQITO
'GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
• •GINTERCO
• 'HNACION
GEEMILAG
——-G PAUTE
'GPUGARA
GSTAROSA
GSTODMGO
• GTRINITA
• 'GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
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ENGYCORP
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0,90000
Factores de Nodo Promedio PonderadosDISTRIBUIDORESSábado -Agosto
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GEESTAEL
GELCQITO
GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
-GTRINITA
GVAPESME
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000
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000
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0.99
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1.03
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1,00
154
1,06
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1.00
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000
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000
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1 ,0
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1,05
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1,02
770
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652
0,00
000
1.05
537
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147
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285
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1.07
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000
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1.00
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000
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000
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1 .0
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000
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1,00
707
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0.99
252
0,98
647
PONDERADOS 5
1,25000 -i
1,20000 -
1,15000 -
1,10000 -
1,05000 -
1,00000 -
0,95000 -
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0,85000 •
0,80000 -*
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—-DEEAMBAT
DEEAZOGU
— DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
—'DEEMANAB
—•DEEMILAG
—•DESQUITO
—DEECNSUR
DEEREGSR
--DEEELORO
OEERIOBA
DEESTAEL
—'DEESTDMG
DEEMELEC
—-DEEMELGU
DEEMELNO
Factores de Nodo Promedio PonderadosGENERADORES
Día Hábil - Diciembre
— -GEESTAEL
GELCQ1TO
GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
G1NTERCO
'HNAC10N
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
-GSTAROSA
GSTODMGO
GTRIN1TA
'CVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
•GEEBOLIV
ENGYCORP
183
PONDERADOS 6
1,20000 -
0,85000 -
0,80000 -1
Factores de Nodo Promedio Ponderados
DISTRIBUIDORES
Día Hábil -Enero
— DEEAMBAT
—DEEAZOGU
— DEEBOLIV
—DEECOTOP
—OEEESMER
— DEELRIOS
—DEEMANAB
— DEEMILAG
— DESQUITO
—DEECNSUR
—DEEREGSR
—DEEELORO
— DEERIOBA
—DEESTAEL
— DEESTDMG
—DEEMELEC
—DEEMELGU
—DEEMELNO
1,20000 -
1,15000 - -
1,10000 -
1,05000 -
1,00000 -
0,95000 -
0,90000 -
0,85000 -
Factores de Nodo Promedio Ponderados
GENERADORES
Día Hábil - Enero
— GEERIOBA
—'GEESTAEL
—•GELCQITO
—-GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
'GSTAROSA
GSTODMGO
GTRINITA
GVAFESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOLIV
—-ENGYCORP
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AC
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DE
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DO
GE
NE
RA
DO
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S -
DÍA
HÁ
BIL
BA
ND
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UN
ÍA
ESTACIONAL 2
COMPARACIÓN ESTACIONAL DE FACTORES DE NODO POR BANDAS HORARIAS
Método Flujos de Carga AC (Datos de Energía)
SÁBADO
BANDA BASE
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DISTRIBUIDORES
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DESMANAS
DEEMILAG
DESQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
DEESTDMG
DEEMELEC
DEEMELGU
DEEMELNO
Lluviosa
0,968270,964320,967600,963461,054551,000001,108331,012641,02503
0,964270,996691,058060,974721,014151,015351,01061
1,000141,04285
Seca
0,965581,001340,976690,962730,863701,010131,113781,016821,00223
1,001241,029151,070590,97606
1,035970,992640,996921,003281,01547
BANDA PUNTA
i2
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9
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18
DISTRIBUIDORES
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANAB
DEEMILAG
DESQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
DEESTDMG
DEEMELEC
DEEMELGU
DEEMELNO
Lluviosa
0,975750,972630,978110,974751,075061,005661,099311,015531,038310,972701,021161,07299
0,985971,01791
1,027041,005380,997651,06446
Seca
0,958541,001940,979640,959950,889481,012061,100381,022961,034221,002071,060121,088120,979481,052981,008011,008091,004541,07433
12
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23
29
30
GENERADORES
CENTRAL Lluviosa
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
GEEMELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQITO
GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
GTRINITA
GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOLIV
ENGYCORP
0,929951,015360,968040,964061,057541,054131,107201,014231,042831,025501,005040,967821,033801,011121,014301,026691,014181,044111,059490,982300,931060,967181,013001,015531,011121,054131,000470,998630,929961,01112
Seca
0,931470,992830,965871,000931,070850,858911,113770,989791,015271,005881,028530,976381,042240,987771,010401,004330,989741,015890,996490,996490,974560,943100,998040,990320,985530,858911,002270,983830,931440,98553
12
3
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30
GENERADORES
CENTRAL Lluviosa
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
GEEMELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQITO
GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
GTRINITA
GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOLIV
ENGYCORP
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Seca
0,923881,005520,957911,001731,087670,878231,100511,005581,06642
1,03986| 1,044881,02139
0,977371,046371,013991,001361,039670,999161,066291,012790,983950,927370,967181,026611,02654
1,056040,975541,059430,999391,007771,035271,005521,069240,991900,991900,956900,951631,021321,00286
1,01399| 0,995071,07326| 0,878231,000510,998210,946371,01399
1,005480,980120,923870,99507
208
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
GEEMELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
GEERtOBA
GEESTAEL
GELCQ1TO
GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GIHTERCO
HNACION
GEEMILAG -
GPAUTE
GPUCARA
CSTAROSA
GSTODMGO
GTRIN1TA
GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOLIV
ENGYCORP
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
GEEWELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQITO
GELCQUIl.
GGUAMGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
GTRINITA
GVAPESUE
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOUV
ENGYCORP
ESTACIONAL 3
COMPARACIÓN ESTACIONAL DE FACTORES DE NODO POR BANDAS HORARIAS
Método Flujos de Carga AC {Datos de Energía)
DOMINGO
BANDA BASE
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DISTRIBUIDORES
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANAB
DEEMILAG
DEEQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
DEESTDMG
DEEMELEC
DEEMELGU
DEEMELNO
Lluviosa
0,962820,965590,965100,95803
1,048411,001111,110521,012661,020040,965580,996861,058870,970751,014001,011921,008181,005701,03687
Seca
1,000001,01035
0,999740,997420,875121,018801,16058
1,017141,026611,010111,045481,087721,002351,023651,01261
0,987791,007751,04252
BANDA PUNTA
12
3
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DISTRIBUIDORES
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANAB
DEEMILAG
DESQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
DEESTDMG
DEEMELEC
DEEMELGU
DEEMELNO
Lluviosa
0,974470,974090,97778
0,973471,068891,005391,10138
1,015671,034620,974121,024851,07336
0,984841,016601,024701,002890,99616
Seca
0,99756
1,028661,01013
0,998170,906981,03259
1,114151,026501,055221,028481,095721,136851,010371,034501,027520,987181,00706
1 ,05823) 1,08946
12
3
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a
9
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GENERADORES
CENTRAL Lluviosa
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
G6EMELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQITO
GGLCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
GTRINITA
GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOLIV
ENGYCORP
0,920901,01186
Seca
0,982301,01289
0,96242 1,002340,965571,058381,047071,109471,010091,037401,019280,996740,965311,034351,01096
1,010141,021201,010111,038391,053360,983280,935430,96390
1,008761,090820,869351,16165
0,975041,041691,032801,044310,998781,04781
0,972471,024921,023100,975201,042261,002111,002110,978331,00584
1,00874] 1,022721,011911,010961,047071,00038
1,009540,971530,869351,00236
0,99193| 1,015460,92090] 0,982681, 01096| 0,97153
12
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5
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GENERADORES
CENTRAL Lluviosa
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
GEEMELNO
GEEQUITO
GEEREGSR
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQITO
GELCQUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
GTR IMITA
GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOLIV
ENGYCORP
0,94476
Seca
0,971821,02322] 1,02628
0,973570,973911,071391,06693
0,999071,027841,143530,89487
1,10178] 1,109780,99696| 0,974861,057471,035461,01605
1,086601,066051,09136
0,97642 1,006871,04290 1,058441,013410,99946
0,963591,01551
1,03449] 1,053580,99762) 0,974921,05897] 1,089221, 01822| 1,006770,984330,930030,967751,023061,023531,013401,066931,000480,99367
1,006770,984000,989421,047511,023230,964190,894870,992391,01833
0,94476] 0,972831,01340] 0,96419
210
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
GEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEUELEC
GEEMELNO
GEEOUITO
GEEREG5R
GEERIOBA
GEESTAEL
GELCQITO
GELCOUIL
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCQ
HNACION
GEEMILAG
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA-
GSTODMGO
GTRINITA
GVAPESME
GPASCUAL
GEECOTOP
GEEBOL1V
ENGYCORP
Oa o
o oo ya
TIPO 1
FACTORES DE NODO TIPO DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
DISTRIBUIDORES
EMPRESA
DEEAMBAT
CEEAZOGU5
DEEBOUVDEECOTOPDEEESMERDEELRIOSDEEMANABDEEMILAGDESQUITO
DEECNSURDEEREGSR
DEEELORO••
DEERIOBAOEE3TAELÍ i
PUNTO
D090AMB1D090TOTO
D005A922D005A923D005GPAND005DESCD087BOLI
D083LATAD054ESMED020LSRSD048MNBID017MILAD070VIC1
D070VIC2D059TR46D058PAPAD058SELVD060MOVLD072GUAND005CUEND015LOJAD022MACHD022ZHUMD022BALAD022ESPE
D087R1OTDQ28PASC
D042ELEND028MORRD028EWERD028REWE
DEESTDMG ¡D051STDGDEEMELEC D031BRRA
D032BRRBD027VERGD017CERV
D043POLI: , |D043TRGU
i
DEEMEITGU
;
DEEMELNO;
DEECOTOPDEEMELGU
D043TRPRD043ELQUD043CEPOD027DAUL
D027VGUAD027QEV1D027EPAGD017EMILDO27QEV2D092TULCD0791B34D077IB69D075LATAD130CDGE
DÍA HÁBILBANDA BASE
LLUVIOSA
0,962820,962820,958600,958600,958600,958600,966190,959241,052211,003121,106111,012681,023151.023151.015491.007841,018391.011861.023160,958600.98774
SECA
0,995850,995851.016971.016971,016971,016971.000020,994090.878011,020391.104901,014231.013181.013181.013181.011451.011451,014521,010131,016971.03530
1,058471 1.076451.058471,058471.058470.972271.037511.006801,037511.037511,037511.013141,013371.013371.001641.001641.007661.010001.010001,010001.010001.001641.001641,013371.001640.987981,013371,040691.039121.038370.990081.00111
1.076451.076451.076450,999631.046891.046890.958151,046891,046891.003910,970890.970891.001211.001211,011100.966050.966050,966040.966041.001211.001211.011301,001211.006311,011301.023421.023511.022981,006090,99908
BANDA MEDIALLUVIOSA
0.972330,972330L952300,952300.952300,952300,971020,968121,060231,004761.100131,014111,041011,041011.031441.022351.034481.027481.041020,952300.977731,059071,059071,059071,059070,980141.033021.010471,033021.033021,033021.023311.020251,02025
SECA
0,994600.994601,005581.005581,005581.005581,000400.993450,882501.016761.154581.015631,037851,037851,037851,031011,031011.036261.034681,005581.019211.080561.080561,080561.080561,002671.039901.039900.958771,039901,039901,018390.980570,98057
1,00362| 1.001441.003621.013171.012311.012311,012311.012311,003621.003621,020251.003620.937191.020251.059331.05813
1.001441,016710.968240.968240.968230.968231.001441,001441.028741.001441,001951,028741.055331,05626
1.056771 1.053841.003561,00239
1.012300,99942
BANDA PICOLLUVIOSA
0.978870,978870,968070.968070,968070.968070,977780.975941.077151,010861.108991,017541.046651.046651,038011,027721,040121.033751.046020.968071.016371.078091.078091.078091.078090.986731.043161,010971.043161.043161.043161.029051.010411.01041
SECA
0.983090.983091.014731.014731,014731.014731.003830.986000.900131.027291.116561,021621,052631,052631,052631.043931,043931.054651.049621.014731,051731.108641,108641.108641.108641.002541.050271,050270.966121,050271,050271.023510.986830.98683
1.00346 1 1.001221.003461.013971.010171.010171.010171.010171.00346
1.001221.022110,975320.975320.975310.975311.00122
1.003461 1.001221.010411.003460.989081.010411.075271.070271.068831.006331,00214
1.017471.001221,004301.017471.085201.082271.078321.001541.00005
FIN DE SEMANABANDA BASE
LLUVIOSA
0,960010,960010,961550.961550.961550,961550,964780,957311,058371.001131,116061.013261.028331.028831.021991.01123
SECA
0,965730,965731.001261.001261.001261.001260.976750.962760.863861.010031.113771,016571.004321.004321.004320,99804
1.021321 0.998041.014481.028840,961550.99465
1.001241,004331.001261,02873
1.060881 1.069401,060881.060881.060880,971301,034881,007981.034881.034881.034881.016791.018401.018401,000501,000501.007981.006241,006241.006241.006241.000501.000501.018401.000500.982041.018401.049791,046651.046650.98690
1,069401,069401.069400,97599
1,042241,042241.013991,042241,042240.992830.989740,989741.002271,002271.011450.987770.987770.987770.987771.002271.002271,010721.002270.996491.010721,015891.015011.014450.98398
1, 00054| 1,00089
BANDA PICOLLUVIOSA | SECA
I
0,966980,966980.966220,966220.966220,966220.971170.966681.080671.005861,120521.018391.044231,044231,037701.026611,035531,029001.044240.966221.020811 .085411.085411.085411.085410.979921,052771.010001.052771.052771.052771.028891.016861.016861.000701.000701.010001 .005691,005691.005691.005691.000701.000701.016861.000700,980921.016861.076831,069911.069910.990161,00073
0,957920,957921,002231.002231,002231,002230.978350.959240,887341,011891,099361,022221,035261.035261,035261.021321.021321.033291.035271,002231.056701.084881,084881.084881.084880,973041,059431,059431,022791,059431,059431.005521,005531,005531.005481.005481,018270,999390.999390.999390,999391.005481.005481.008691.005480.991901.008691,069241.064431.060480.979591,00298
212
FACTORES DE NODO TIPO DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
J
3
GENERADORES
CENTRAL
GAGOYAN
GECUAPOW
GEEAMBAT
iGEECNSUR
GEEELORO
GEEESMER
GEEMANAB
GEEMELEC
GEEMELNO
UNIDAD
G088AGO1
G988AGO2
G628EPWEG049EPW1
G049EPW2
G082ALL1G082ALL2
GQ90ABA1G090ABA2
G090APEN
G005CUD1
G005CUD2
G005CUD3
G005CUD4
G004CUSA
G004CUSYG022ORC1
G0220RC2
GQ22ORC3
G022ORM1G022ORM2
G022ORM3
G052ESP1
G052ESP2GQ52ESP3
G052ESP4
G047MBM1GG47MBM2
G047MBM3
G047MBM4G047MBM5
GQ47MBM6
GQ47MBM7
G047MBM8
G047MBM9G047MM10
G047MM11G047MM12
GG47MM13
G031GAT1G031GAT2
G031GAS1
G031GAS2
G031GAS3
G031GAS5G031GAS6
G031EAS1
GÜ65EVG1G065EVG2G065EVG3
G065EVG4G078IBEM
GQ92TUEMG092HTUL
IG078AMB1GEEQUITO G970QGH1
G970QGH2
G970QGH3
IGQ70QGH4G9/OQGH5
G970QGH6G070EQL1G070EQL2G070EQL3
G670EQCYG770NAYN
DÍA HÁBILBANDA BASE
LLUVIOSA
0.928300.928301.037511.013141.013140,962570.962570.962820,962820.962820,958600.958600.958600,958600.958600,958601,058721.058721,058721.058721.058721.05872
SECA
0,978170.978171,046891.003911.003910,995500.995500,995850.995850.995851,016971.016971.016971.016971,016971.016971,079471.079471.079471.079471,079471.07947
1.051451 0.873471,051451 0.873471,051451 0.873471,051451 0.873471,10611 1.104901.10611 1.104901.106111 1,104901.106111 1.104901.10611| 1,104901,106111.106111,106111.106111.106111.106111.106111,106111,013371.013371.013371,013371.013371,013371,013371,013371.013381.013381.013381.013381,038371,040781.040781.038371.024421,02442
1,104901,104901.104901,104901.104901,104901.104901,104900.970890.970890,970890,970890.970890.970890.970890.970390.970910.970910,970910.970911,022981.023481.023481.022981,013981,01398
1.02442I 1.013981.024421 1.013981.024421.024421.013371,01337
1.013981.013981,013981.01393
1.013371 1.013981.024421.02442
1.015071,01507
BANDA MEDIALLUVIOSA SECA
0.940670,940671,033021,023311,023310,971910,971910.972330,972330,972330.952300.952300.952300.952300.952300.952301.059801.059801.059801.059801.059801.059801.058951.058951.058951.058951,100131.100131.100131.100131.100131.100131.100131.100131.100131,100131,100131,100131,100131.020251,020251,020251.020251,020251,020251,020251,020251.020221,020221,020221.020221,056771.059491,059491.056771,043821,043821.043821.043821,043821,043821.02026
0.972010,972011.039901.018391,018390,993780,993780,994600.994600,994601,005581,005581,005581,005581,005581,005581,083961,083961.083961.083961.083961.083960.876950.876950.876950.876951,154581.154581.154581.154581.154581.154581.154581,154581.154581.154581.154581.154581.154580.980570.980570.980570.980570.980570.980570.980570.980570,980590.980590.980590.980591,053841,055621,055621.053841.040591,040591,040591.040591,040591.040591,04059
1,020261 1.040591,020261.043821.04382
1.040591.044511.04451
BANDA PICOLLUVIOSA
0,950710.950711.043161.029051.029050.978390.978390.978870,978870.978870.968070.968070,968070,968070,968070.968071.079521.079521,079521.079521.079521.079521.075521,075521.075521,075521,108991,108991.108991.108991.108991.108991.10899
SECA
0.953620.953621.050271,023511,023510,981270.981270.983090,983090.983091,014731,014731,014731.014731.014731,014731,114961,114961.114961.114961,114961,114960,890840,890840,890840.890841,116561,116561,116561.116561,116561.116561,11656
1.10899¡ 1,116561,108991,108991.108991,108991,108991.010411,010411.010411,010411.010411.010411,010411,010411.010001,010001.010001,010001,068831.075641.075641,068831,048971,048971,048971.048971,048971,04397
1,116561.116561.116561.116561.116560.986830.986830,986830,986830.986830.986830.986830,986830.986860.986860.986860,986861,078321.087191.087191,078321.062911.062911,062911.062911.062911.06291
1,01041 1,062911.01041 1.062911.01041 1.062911.048971 1.063301.048971 1.06330
FIN DE SEMANABANDA BASE
LLUVIOSA SECA
0,920900.920901,034881.016791,016790,960010.960010.960010,960010,960010.961550,961550.961550,961550,961550,961551,060881,060881,060881,060881,060881.060881.058371,058371.058371,058371.116061,116061,116061,116061,116061.116061.116061.116061,116061.116061.116061,116061.116061.018401.018401,018401,018401,018401,018401.018401.018401,018421,018421.018421,018421,046651.049791.049791,046651.028831.028831.028831.028831,028831.028831.018401.018401.018401,028331,02883
0,931470.931471,042240,992830.992830.965210.965210.965730.965730,965731,001261,001261,001261,001261,001261,001261.070851,070851.070851.070851.070851.070850,858910,858910.858910.858911.113771,113771.113771.113771,113771,113771.113771,113771,113771.113771.113771,113771.113770.989740.989740.989740.989740,989740.989740.989740,989740.989750.989750.989750.989751,014451.016071,016071,014451,002421.002421.002421.002421.002421.002421,002421.002421,002421.006351.00635
BANDA PICOLLUVIOSA SECA
0.93458| 0,923880,934581,052771.028891,028890,966980,966980.966980,966980.966980.966220,966220.966220.966220.966220,966221,085411.085411,085411,085411,085411,085411,080671.080671.080671.080671.120521.120521.120521.120521.120521.120521.120521.120521,120521.12052
0,923881.059431.005521.005520.956330.956330,957920,957920.957921,002231.002231.002231.002231.002231.002231.087671.087671.087671.087671.087671.087570.878230.878230,378230,878231,099361.099361,099361,099361.099361,099361,099361.099361.099361.09936
1.120521 1,099361.120521.12052
1.099361.09936
1.01686Í 1.005531.016861.016861.01686
1.005531,005531,00553
1.01686 1.005531.016861.01686
1.005531.00553
1.016861 1.005531,016611.016611.016611.016611,069911.076831.076831,069911.044231.044231,044231.04423
1.005541.005541.005541,005541,060481,071831.071831.060481,038531,038531.038531.03853
1.044231 1.038531.044231 1.033531.016861 1.038531.016861.01686
1.038531.03853
1,04423 1 1.045881.044231 1.04588
1
GEEREGSR
GEERÍOSA
GEESTAEL
r
GELCQITO
GELCQU1L
GGUANGIN
GGZLOCEV
GINTERCO
HNACION
GEEMÍLAG
>,
GPAUTE
GPUCARA
GSTAROSA
GSTODMGO
GTRIN1TAGVAPESME
GPASCUALGEECOTOP
GEEBOLIV
ENGYCORP
fclNACION
r
G870GUAN
G070PASO
G070CH1LG014LOC1
GQ14LOC2G014LOC3G014LOC4
G014LOC5
G014LOC6
G014LOC7G014LOC8
G014LOC9
G014RSMC
G086RIBO
G086RALO
G086RBLAG028SEL1
G028SEL2
G028SEL3
G028SEP1
G028SEP2
G138EQT1G138EQT2
G039EQL1G039EQL2
G729EQL3
G729EQL4G072GP11
G072GPI2
G072GPI3
G072GPI4G072GPI5
G072GPI6G031GGZ4
G03-1VGZ2
G031VGZ3I192IPIAL
H094NCING017MIL1
G017MIL2G017MIL3
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CAPITULO
CAPITULO 6
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES.
• El modelo del Sector Eléctrico que entra en funcionamiento desde el 1 de abril de 1999,
es un modelo que introduce criterios altamente técnicos a la operación del sistema de
potencia, obligando a las Empresas de Generación a mejorar sus rendimientos, su
eficiencia y su disponibilidad, ya que en la generación se da la mayor competencia,
obliga a las Empresas de Distribución a mejorar sus instalaciones a reducir sus pérdidas
y a realizar inversiones a fin de poder realizar un verdadero control de calidad. En la
transmisión también se producen señales positivas ya que se ha transformado en un
servicio remunerado a fin de que se dote de recursos a la empresa Transmisora para que
se expanda el sistema, así también se le dan señales técnico-económicas de los
problemas de la red, para que la empresa de transmisión trate de levantar estas
restricciones. En fin un, modelo de Mercado Desregularizado propugna la máxima
participación horizontal y vertical de las Empresas, a fin de que se produzca la
competencia, independizando las distintas actividades.
• Dentro del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, el sistema nodal para la
determinación de precios de la energía, según la hora y el lugar en que esta es producida
o requerida, se convierte en una metodología eficiente que utiliza como herramienta
fundamental los Factores de Nodo, que son factores que dan a cada barra de la red
eléctrica una señal del pago a la red de transporte por llevar la energía desde o hasta la
Barra de Mercado. En consecuencia los factores nodales son los vínculos esenciales en
la determinación de precios en cada nodo y vinculan también eléctricamente a los
Agentes a través de la red de transmisión. Los factores nodales varían hora a hora en
función de la variación del despacho y están influenciados fuertemente por la
configuración del sistema de transmisión. Estos factores son una herramienta que lleva
implícita gran información, ya que además de darnos señales adecuadas para la
219
valoración espacial y temporal de la energía, nos da también señales de cómo está
distribuida tanto la carga como la generación dentro de nuestro sistema y donde sería
factible la instalación de nueva generación.
El identificar que Agente y en que porcentaje contribuye con las pérdidas totales de la
red de transmisión, es una tarea muy difícil que requeriría de modelaciones muy
complicadas del sistema de potencia, con la metodología de los Factores de Nodo, cada
Distribuidor paga un precio diferencial de la energía dependiendo de su localización en
la red, dicho precio diferencial es el Costo Marginal Horario afectado por el factor de
nodo del Distribuidor, es aquí en donde esta metodología introduce el concepto de
"contribución" de cada Agente a las pérdidas en la red de transporte.
En las ecuaciones que definen al Factor de nodo, a menudo se introducen los sigñOs" ±,
en este trabajo de tesis se ha utilizado los signos con la siguiente consideración, se tiene
que si se incrementa una potencia en el nodo i y aumentan las pérdidas en la red de
transmisión, las pérdidas marginales son positivas y por tanto el factor de nodo es
menor que 1, esto establece que para barras netas de generación se tendrá un factor de
nodo menor a 1.0 y para barras netas de consumo se tendrá un factor de nodo mayor a
1.0.
Para un sistema "Mal Condicionado", como el ecuatoriano, es necesario un algoritmo
completo de solución de flujos de potencia, que no introduzca criterios de
des acoplamiento ni desprecie ningún termino de la matriz Jacobiana, por ello se
concluye que la metodología de cálculo de los Factores de Nodo utilizando el programa
PowerWorld es la adecuada para un sistema eléctrico como el ecuatoriano, ya que este
programa resuelve las ecuaciones no lineales de los flujos de potencia por el método
"Pulí Newton-Raphson".
Los Factores de Nodo obtenidos con métodos aproximados como del Jacobiano o
Flujos de Carga DC, si bien no tienen la exactitud requerida para procesos como las
Liquidaciones de Energía, son de gran utilidad debido a su rápida convergencia y a la
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rapidez de obtención. En el capítulo 5 se había visto que la tendencia de los factores de
nodo con cualquier método era la misma, por ello los Factores de Nodo obtenidos
mediante métodos aproximados son válidos en procesos como el Despacho Económico
de Carga y Programaciones de Despacho.
Los Factores de Nodo, obtenidos mediante métodos aproximados como Flujos DC,
Jacobiano, NO pueden ser utilizados para Liquidaciones de Energía, en el Mercado
Mayorista Eléctrico Ecuatoriano, ya que como pudimos observar en el análisis, no se
obtienen resultados satisfactorios, e incluso se producen valores negativos en la
Remuneración Variable al Transmisor.
Actualmente se está liquidando a Empresas de Distribución como la Centro Sur,
Riobamba, Bolívar, Cotopaxi, etc. con Factores de Nodo menores que 1.0, esto ya que
poseen gran cantidad de generación inmersa en sus sistemas, esto refleja que la
Empresa Distribuidora se beneficia de la baja del factor nodal por parte de la
Generadora, siendo el precio de la energía en sus barras menor que el Precio Marginal
en Barra de Mercado, así mismo se puede decir que la Generadora estaría beneficiada
de la subida del factor de nodo por la carga de la Empresa Distribuidora, ya que
recibiría valores más altos por su energía entregada. Por todo lo anterior se concluye
que la instalación de generación en barras poseedoras de factores nodales altos es
estratégica tanto para la Empresa Distribuidora como para la Generadora.
La metodología utilizada por el CENACE en la Dirección de Transacciones
Comerciales, para el cálculo de los factores de nodo a ser utilizados en las
Liquidaciones de Energía, es la correcta ya que utiliza los datos más completos y
exactos que se tienen, que son los provenientes de la red de medición de energía y
utiliza un algoritmo exacto de solución de las ecuaciones de los flujos de carga. Si bien
los resultados obtenidos con estos factores de nodo son bastante satisfactorios, se puede
todavía simular en una condición más real, ya que existen puntos de la red como
Bolívar, que no tienen medición en las barras, y no es posible modelar la red hasta estos
puntos, por otra parte, de los sistemas de Subtransmisión no se conoce con certeza las
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configuraciones lo que también imposibilita la modelación de la red hasta estos niveles.
Por ello es que la red para la simulación se la ha adaptado según los puntos de medición
con que se cuentan.
La metodología utilizada en la actualidad para la Remuneración Variable al Transmisor,
es una metodología adecuada de evaluar las pérdidas en la red de transmisión, y de
equiparar el flujo de cobros y pagos en el MEM.
Un análisis detallado de las particularidades en los Factores de Nodo, dependiendo de la
estacionalidad, de las bandas horarias, de la ponderación y del método utilizado en su
obtención, se presentó en el Capítulo # 5, para cada caso en estudio.
6.2. RECOMENDACIONES
• La Dirección de Transacciones Comerciales del CENACE, debe seguir calculando los
Factores de Nodo con la metodología de Flujos de Carga AC, con datos de energía, sin
embargo es necesario que este proceso cada vez se vaya puliendo, para lo cual se debe
completar la modelación de la red, completar la información del Sistema de Medición
Comercial, y depurar la información de voltajes, posiciones de taps, flujos de reactivos
que se utilizan en las simulaciones. Para ello es necesario que varios puestos de trabajo
de la Dirección de Transacciones Comerciales cuenten con licencias del programa
PowerWorld V 6.0, a fin de optimizar el proceso de cálculo de los factores de nodo.
• A fin de que el CENACE cuente con toda la información de la energía generada y
consumida tanto activa como reactiva, a más de otros parámetros que pueden ser
almacenados en los Registradores de los Medidores, como niveles de voltaje,
disturbios, etc. y de esta forma completar la modelación del sistema de potencia a todas
las barras en donde se realizan los intercambios de energía con el MEM, el CONELEC
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debería inculcar a las Empresas de Generación en especial, a cumplir con la regulación
013/99 del Sistema de Medición Comercial.
La Unidad de Liquidación del Ex INECEL, ha transferido al CENACE una cantidad
considerable de medidores de energía marca "PSI" tipo "QUAD4 plus", que si bien es
cierto no cumplen con todos los requisitos que impone la Regulación 013, mejoraría la
calidad de información con que se realiza la liquidación de las transacciones. Por tanto
el CENACE deberá optar mediante un mecanismo adecuado, por transferir estos
medidores a las Empresas, según un análisis de posibilidades tanto de equipo primario
de instalación como de sistemas de comunicación. Es imprescindible contar con esta
información, en especial en la generación de las Empresas Distribuidoras y así poder
constituir un Sistema de Medición de Respaldo.
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