6 Acceso abierto y asignacion de los costos de transmision PDF

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Acceso abierto y asignacion de los costos de transmision...

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Introducción q En el ámbito de los procesos de reestructuración se han creado empresas dedicadas a la transmisión de energía eléctrica separadas de la producción y de la distribución;

Capitulo V

q Estas compañías prestan servicio a todos los usuarios prov eedores del sistema de transmision;

Acceso Abierto y Asignación de Costo en Transmisión

q El acceso a las redes es crucial para el desarrollo del mercado -la red de transmisión es el lugar donde, físicamente, se encuentra establecido el mercado. 2

1

Introducción

Introducción

q

En algunos países la función del proveedor de transmisión está agrupada con la función del operador del Sistema;

q

Necesidades de transparencia, claridad en la capacidad de justificación de las decisiones visto que estas pueden comprometer o impedir la concreción de transacciones.

3

La transmisión tiene costos inherentes a su activ idad:.  costos de administración y personal.  costos de explotación.  costos con amortización de inversiones.  costos de expansión de la red. Como se recuperan estos costos?  Adopción de sistemas tarifários;.  Estos sistemas deben ser simples para que permitan una fácil comprensión de los v alores asignado a cada usuario de la red. 4

Tipos de Regulación Tarifaria

Asignación de los Costos de Transmisión El mecanismo debe considerar:

q Regulación basada en los Costos del Servicio



 Cost of Service Regulation, COS/ROR

 

q Regulación por incentivos  Incentiv e Regulation o Performance Based Regulation:  Límites de Precios -Price Caps - RPI-X;  Límites de Ingresos -Revenue Caps;  Comparación con otras empresas -Yardstick o Benchmark Competition;

Costos de explotación, como gastos para operación, mantenimiento, y servicios auxiliares. Inversión de capital pasada. La inversión actual para la expansión futura y el refuerzo asociado con el crecimiento de carga y transporte adicional.

La determinación de un uso de transmisión exacto es difícil debido a la naturaleza no lineal de los flujos de potencia.

q Empresa Modelo 5

Se hace necesario usar modelos aproximados, índices de sensibilidad, o desarrollar algoritmos para determinar las contribuciones a los flujos de red de usuarios indiv iduales o transacciones. 6

Método de Tarifa de Estampillado (Postage-Stamp Rate Method)

Método de Tarifa de Estampillado (Postage-Stamp Rate Method) Este método de tarifa asigna costo fijo por el servicio de transmisión entre los usuarios del sistema de transmisión. El cliente solo paga de acuerdo al peso del paquete, no en base a la distancia del punto de suministro, o como el paquete contribuye a los requerimientos del transporte. No requiere cálculos de flujo de potencia y es independiente de la distancia de transmisión y la configuración de red. En otras palabras, los gastos asociados por el empleo del sistema de transmisión es decidido en el estampillado y son independientes de la distancia de transmisión, el suministro, el punto de entrega de la carga. 7

El mét odo est a basado en el supuest o que el sistema de transmisión es t ot alment e utilizado, independient ement e de las reales inst alaciones que utiliza el ser vicio de t ransmisión. El mét odo asigna cost os a un usuario del sist ema de t ransmisión basado en un promedio el cost o asignado y la magnitud de la pot encia despachada por el usuario.

Rt

TC

Pt

PPeak

Rt Transmisión precio por transacción t en $ TC Cargos t ot ales de transmisión en $ Pt Transacción de carga t en las condiciones de demanda peak en MW Ppeak Demanda peak del sistema en MW 8

Método de Contrato de Trayecto (Contract Path Method)

Método de Contrato de Trayecto (Contract Path Method)

Este método supone que los servicios de transmisión pueden ser representados por flujos a lo largo de un camino eléctrico artificial especificado en partes de la red de transmisión. El camino contratado es un camino de transmisión físico entre dos usuarios del sistema de transmisión, no hace caso a los flujos de potencia reales en la red. Después de la especificación de los caminos de contrato, los gastos de transmisión son asignados usando una tarifa de estampillado, que es determinado individualmente para cada uno de los sistemas de transmisión o sobre el promedio de toda la red. 9

Método de Contrato de Trayecto

Método de Contrato de Trayecto

11

Método MW-Milla

Método de MW-MILLA El método de MW-milla es un método de asignación de costo que también hace uso de los datos de línea en sus cálculos, caminos del flujo transmitido (MW) y la longitud de la línea de transmisión en millas. El método calcula costos asociados con cada transacción “wheeling” basada en el empleo de capacidad de transmisión como una función de la magnitud, el camino seguido y la distancia recorrida por la potencia despachada. El método de MW-milla también usa los caminos que se identifican en la red de transmisión para una transacción de potencia. Como tal, este método requiere cálculos de flujo de potencia en dc. 13

Método MW-Milla

14

Método MW-Milla

Asumimos el sistema sin pérdidas y utilizamos un flujo de potencia en DC, con la barra 3 como referencia ( 3 = 0.0).

El flujo en la línea que se conecta entre las barras m y n, cuya reactancia es xmn, esta dado por :

Si fm-n,j es el flujo en la línea m-n debido a la transacción j, Dm-n es la longitud de la línea m-n en millas y Rm-n es el precio requerido por unidad de longitud de línea m-n en ($/milla). El método MW-milla emplea la siguiente ecuación para la transacción j.

Zm-n son los ingresos requerido por la línea n-m 15

16

Método MW-Milla

Método MW-Milla

7

Factores de Distribución para Cambios de Generación GSDF o factores A

8

Factores Generalizados de Distribución de Generación GGDF o factores D N

Fl

Miden el uso incremental de la red de transmisión, dependen de la barra de referencia y son independiente de la operación del sistema.

Gr Fl Al

k

k ,i

Gi Gr

k

Al

k ,i

Gi

Gi

Al

Xli k ,i

Dl

x lk

= Factor A (GSDF) de la línea que une la barra l con la k, correspondiente a un cambio de generación en la barra i . = Cambio de generación en la barra i, con la barra de referencia excluida. 19 r. = Cambio de generación en la barra de referencia (generador)

k ,i

Dl

k ,r

Al

k ,i

N

X ki

= Cambio en el flujo de potencia activa entre las barras l y k

Gi

k ,i

i 1

Dl

Fl

Dl

k

o

k ,r

{ Fl

N

Al

k i 1 i r

G i }/

Gi

k ,i

i 1

Fl k = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k Fl ok = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k

Dl

k,j

= Factor D (GGDF) de la l ínea entre las barras l y k, correspondiente al generador en la barra i

Dl

k ,r

= Factor D de la línea entre las barras l y k, debido a la generación del generador de referencia en la barra r.

Gi

20

= Generación total de la barra i

Factores Generalizados de Distribución

Factores Generalizados de Distribución de Cargas GLDF o factores C Fl

8

10.7 MW

N

Cl

k

k, j

34.6 MW

Lj 46.8 MW

j 1

Cl

k, j

Cl

k,r

Al

k, j

144 MW

N

Cl

k ,r

{Fl

Ai

k

k ,j

L j }/

Lj

4.77

j 1

36.2 MW

Fl k = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k Fl ok = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k

Cl

k,j

k ,r

Lj

12.78

N

o j 1 j r

Cl

58

33.07

17.4

= Factor C (GLDF) de la línea entre las barras l y k, correspondiente a la demanda en la barra j = Factor D de la línea entre las barras l y k, debido a la carga en la barra de referencia r.

21

86 MW Reactancia (p.u)

Línea 1 2 5 2 4

2 5 4 4 3

0.208 0.524 0.236 0.694 0.806

22

= Demanda total de la barra j

Factores Generalizados de Distribución

Factores Generalizados de Distribución

B

0.2080 0.2080 j 0 0 0

0.2080 1.4260 0 0.6940

0 0 0.8060 0.8060

0 0.6940 0.8060 1.7360

0.5240

0

0.2360

Eligiendo barra 3 como referencia

0 0.5240 0 0.2360 0.7600

Barra 3 como referencia

X

7.2156 2.4079 1.2407 2.0455

2.4079 2.4079 1.2407 2.0455

1.2407 1.2407 1.2407 1.2407

2.0455 2.0455 1.2407 3.1114 23

24

Factores Generalizados de Distribución

Factores Generalizados de Distribución Contri bución de los generadores al flujo de potencia en las líneas

25

26

Método de Trazado de Bialek

Método de Trazado de Bialek Este método utiliza una aproximación topológica para determinar la contribución indiv idual de los generadores o cargas a cada flujo de línea basándose en el calculo de factores topológicos de distribución.

Principio de proporcionalidad f1 fa

Puede operar tanto con un flujo de potencia ac como dc. Es decir, puede utilizarse para encontrar la contribución de los flujos de potencia activ a y reactiv a en las líneas.

fb

f2

Asume que el flujo que entra a un nodo se distribuye proporcionalmente en la salida

f1

f1

f2

f2

Consideraciones: < Dos flujos en cada línea, uno entrante y otro saliente ( para considerar las pérdidas en las líneas) < Generación y carga en cada barra.

27

fa fa

fb

fa fa

fb

f1

f2

fb fa

fb

fb fa

fb

28

Método de Trazado de Bialek g

Pij

Pijg Pi g

n

Método de Trazado de Bialek

n g

[A u 1 ]ikPGk k 1

D ij, kPGk ;

j

Pijg

d i

k 1

Pi g = Flujo total de potencia inyectado al nodo i

donde

Pi g

Pijg

PGi;

1, 2,.., n

i

[Au ] = Matriz de distribución de potencia

u i

j

1

i Pij

[ Au ]ij

pj 0

= Flujo total de potencia por la línea i-j

j

PGk = Generación en el nodo k

j

d i u i

u i

= Conjunto de nodos alimentados directamente desde el nodo i = Conjunto de barras que alimentan directamente al nodo i

Dijg, k = Factores de distribución topológica

otro caso 29

Método de Trazado de Bialek

30

Método de Trazado de Bialek

Dos Algortimos:

Downstream-looking algorithm, retiros de potencias Upstream-looking algorithm, inyección de potencia Algoritmo de Inyección de Potencia (Upstream-looking algorithm)

1.- Resolv er el flujo de potencia (ac o dc) y definir los flujos en las líneas. 2.- Si se consideran las pérdidas considerarlas como cargas a ambos extremos delas líneas. 3.- Encontrar la matriz Au. 4.- Definir el v ector de generación PG 5.- Inv ertir l a matriz Au 6.- Encontrar las potencias totales Pg em pleando Pg = A-1 u PG 7.- Encontrar el flujo que fluye por la linea i-j empleando principio de proporcionalidad. 31

32

Método de Trazado de Bialek

Método de Trazado de Bialek

Flujos medios, para considerar las pérdidas de transmisión

33

34

Método de Trazado de Bialek g

Pij Pi g

Pijg

P4

g 3

n

Para el caso de cargas

n

[ Au 1]ik PGk k 1

Método de Trazado de Bialek

Digj, k PGk ;

j

d i

k 1

PL 3

82.5 (0.4385 394.5 1 112.5) 285.5 49.99 32.51 Flujo proveniente de G1

[ MW ]

Flujo proveniente de G2

PL 3 P3

4

[ Au 1 ]3k PG k 1

304 (0.6882 394.5 0.289 112.5) 304 304[ MW ] 271.5 32.5 Proveniente de G1

35

Proveniente de G2

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Factores de Distribución para Cambios de Generación GSDF o factores A

Factores Generalizados de Distribución de Generación GGDF o factores D N

Fl

Miden el uso incremental de la red de transmisión, dependen de la barra de referencia y son independiente de la operación del sistema.

Al

k

Gr Fl Al

k

k ,i

Gi Gr

k ,i

Gi

Al

Gi

Xli k ,i

Dl

k ,i

X ki

Dl

x lk

Factores Generalizados de Distribución de Cargas GLDF o factores C

{ Flo k

k ,r

k, j

Cl

k,j

= Factor D (GGDF) de la l ínea entre las barras l y k, correspondiente al generador en la barra i

Dl

k ,r

= Factor D de la línea entre las barras l y k, debido a la generación del generador de referencia en la barra r.

Gi

38

= Generación total de la barra i

Factores Generalizados de Distribución 8 34.6 MW

Lj

Al

k, j

144 MW

N

Cl

k ,r

{Fl

o

k ,j

L j }/

Cl

k ,r

Lj

Lj

4.77 36.2 MW

= Factor C (GLDF) de la línea entre las barras l y k, correspondiente a la demanda en la barra j = Factor D de la línea entre las barras l y k, debido a la carga en la barra de referencia r.

39

= Demanda total de la barra j

12.78

j 1

Fl k = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k Fl ok = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k k,j

58

33.07

17.4

N

Ai

k j 1 j r

Cl

Gi i 1

46.8 MW k,r

G i }/

k ,i

Dl

j 1 k, j

N

Al

10.7 MW

Cl

k ,i

Fl k = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k Flo k = Condición inicial del flujo de potencia activa entre las barras l y k

N k

Al

i 1 i r

= Factor A (GSDF) de la línea que une la barra l con la k, correspondiente a un cambio de generación en la barra i . = Cambio de generación en la barra i, con la barra de referencia excluida. 37 r. = Cambio de generación en la barra de referencia (generador)

Cl

k ,r

N

= Cambio en el flujo de potencia activa entre las barras l y k

Fl

Gi

k ,i

i 1

Dl

Fl

Dl

k

86 MW Reactancia (p.u)

Línea 1 2 5 2 4

2 5 4 4 3

0.208 0.524 0.236 0.694 0.806

40

Factores Generalizados de Distribución

B

0.2080 0.2080 j 0 0 0

0.2080 1.4260 0 0.6940 0.5240

0 0 0.8060

0 0.6940 0.8060

0 0.5240 0

0.8060 0

1.7360 0.2360

0.2360 0.7600

Factores Generalizados de Distribución Eligiendo barra 3 como referencia

Barra 3 como referencia

X

7.2156 2.4079 1.2407

2.4079 2.4079 1.2407

1.2407 1.2407 1.2407

2.0455 2.0455 1.2407

2.0455

2.0455

1.2407

3.1114 41

Factores Generalizados de Distribución

42

Factores Generalizados de Distribución

Contri bución de los generadores al flujo de potencia en las líneas

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Método de Trazado de Bialek

Método de Trazado de Bialek Este método utiliza una aproximación topológica para determinar la contribución indiv idual de los generadores o cargas a cada flujo de línea basándose en el calculo de factores topológicos de distribución.

Principio de proporcionalidad f1 fa

Puede operar tanto con un flujo de potencia ac como dc. Es decir, puede utilizarse para encontrar la contribución de los flujos de potencia activ a y reactiv a en las líneas.

fb

f2

Asume que el flujo que entra a un nodo se distribuye proporcionalmente en la salida

f1

f1

f2

f2

Consideraciones: < Dos flujos en cada línea, uno entrante y otro saliente ( para considerar las pérdidas en las líneas) 45

< Generación y carga en cada barra.

Método de Trazado de Bialek Pijg

Pijg Pg i

n

n

[A u 1 ]ikPGk

k 1

D igj, kPGk ;

j

g

d i

Pij

fa

fb

f2

fb fa

fb

fb fa

fb

46

= Flujo total de potencia por la línea i-j

k 1

Pijg

PGi;

1, 2,.., n

i

[Au ] = Matriz de distribución de potencia

u i

1

i Pij pj

0

fa

f1

Pi g = Flujo total de potencia inyectado al nodo i

Pi g

[ Au ]ij

fb

Método de Trazado de Bialek

donde j

fa fa

j

PGk = Generación en el nodo k

j

d i u i

u i

g ij , k

D

otro caso 47

= Conjunto de nodos alimentados directamente desde el nodo i = Conjunto de barras que alimentan directamente al nodo i = Factores de distribución topológica 48

Método de Trazado de Bialek

Método de Trazado de Bialek

Dos Algortimos:

Downstream-looking algorithm, retiros de potencias Upstream-looking algorithm, inyección de potencia Algor...