Boletín IIE, 2016octubre-diciembre

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El Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día en Adelanto

José Luis Ceciliano Meza, Roberto Navarro Pérez y Rolando Nieva Gómez

Abstract

In this paper, a novel model for Unit Commitment and Dispatch of power units is described in conceptual terms. The model is named MDA (Mercado del Día en Adelanto) and it is daily used by CENACE (Centro Nacional de Control de Energía). Based on received bids and forecasts, the model determines the optimal startups, shutdowns, generation levels, and marginal prices (energy and ancillary services) for the Day Ahead Market.

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Introducción

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) utilizaba hasta el año pasado, el Modelo de Coordinación Hidrotérmica y Asignación de Unidades con aspectos de Seguridad (CHT-AU) para su proceso de planeación de operación de corto plazo. La reforma energética trajo consigo la necesidad de contar con un modelo de asignación y despacho de unidades, propio de un Mercado Eléctrico Mayorista.

Dentro de las múltiples funciones del CENACE está el operar de la forma más confiable y eficiente el Sistema Eléctrico Nacional, así como coordinar la operación del MEM. Para lograr esto, este organismo le encargó al INEEL el desarrollo de un nuevo modelo de optimación, para llevar a cabo el proceso del Mercado de un Día en Adelanto (MDA). Dicho modelo cumple con los siguientes nuevos requerimientos:

1. Manejo de ofertas de venta de energía al mercado

2. Manejo de ofertas de compra de energía al mercado

3. Manejo de ofertas de servicios auxiliares (reservas operativas, reserva de regulación y demandas controlables)

4. Consideración de demandas de capacidad para la reserva

5. Consideración de diferentes configuraciones topológicas de la red a nivel horario

6. Cálculo de precios nodales considerando pérdidas en la red7. Congestión de red eléctrica con base en restricciones de

seguridad operativa

En las siguientes secciones de este artículo se describen los nuevos elementos para el modelo CHT-AU, convirtiéndolo en el modelo MDA.

Objetivo del MDA

El objetivo del modelo MDA es poder, a partir de las ofertas de venta de energía de los participantes del mercado, de las ofertas de compra de energía y de los requerimientos operativos del CENACE, determinar para un horizonte de 24 horas la asignación y despacho de las unidades generadoras, los niveles de demanda aceptados y las reservas, así como los precios marginales locales y los precios marginales de las reservas, entre otros.

Componentes principales que se consideran en el modelo

Ofertas de unidad de central eléctrica

Como parte de las ofertas de las unidades generadoras se consideran:

• Parámetros de flexibilidad: Tiempos mínimos de operación y paro, potencia de sincronización, tiempo

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y rampa de arranque, rampas de operación, de emergencia (reserva rodante) y de regulación

• Límites de despacho: Límite mínimo y máximo de despacho económico.

• Oferta económica: – De operación a mínima potencia e incremental, lo cual es el conjunto de pares de datos que forman una función escalón creciente, donde cada par representa la relación entre la potencia ofrecida (MW) y su precio asociado ($/MWh), como se observa en la figura 1.– De arranque, que incluye los costos variables dependientes del número de horas que la unidad ha estado en paro. Se consideran tres puntos: frío, tibio y caliente, o hasta siete puntos, como se observa en la figura 2.– De disponibilidad de reservas, donde las unidades termo e hidro participantes pueden ofertar hasta cinco tipos de reservas: rodante de 10 minutos, no rodante de 10 minutos, rodante suplementaria, no rodante suplementaria, y de regulación secundaria.

Ofertas de recursos de ciclos combinados

Se consideran como una misma oferta de venta proveniente de una central eléctrica agregada, aunque incluya diversas configuraciones factibles de la central eléctrica respectiva, (figura 3). Se tiene una oferta para

Figura 1. Oferta incremental de venta de energía.

Figura 2. Oferta de costo de arranque.

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cada hora del día de operación que abarca cada configuración factible.

Existe información sobre las transiciones entre configuraciones de operación: tiempos, costos, transiciones factibles, varios modos en los cuales se puede arrancar con distintos tiempos y rampas de arranque. Así también, para cada modo de operación se ingresan: límites de despacho, oferta económica, oferta de arranque y de reservas.

Ofertas de unidades hidro

Como parte de la oferta de las unidades hidroeléctricas se debe incluir: potencia mínima y máxima, costo de oportunidad calculado de los procesos de planeación de operación de mediano plazo y semanal, así como la disponibilidad de reservas.

Ofertas renovables intermitentes

Este tipo de ofertas incluyen, por ejemplo, las unidades geotérmicas, eólicas y solares.

Figura 3. Planta de ciclo combinado.

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Para ellas se define básicamente su pronóstico horario de energía, una curva de oferta (MW, $/MWh), y su potencia máxima.

Oferta de compra para demanda

La compra de energía se lleva a cabo a través de ofertas de compra fija (inelástica) y ofertas de compras sensibles al precio (elástica). Para la oferta inelástica se define un programa de demandas, el cual se debe satisfacer. En cambio, para la oferta elástica se definen pares de datos que forman una función escalón decreciente, donde cada par representa la relación entre la potencia requerida (MW) y su precio asociado ($/MWh), tal como se presenta en la figura 4.

Requerimientos del CENACE

El CENACE establece las siguientes restricciones o limitaciones para el sistema:

Limitaciones de energía: limitar la producción de energía de las centrales hidroeléctricas por embalse debido a restricciones impuestas por la Comisión Nacional del Agua, y limitar la producción de energía de grupos de unidades termoeléctricas debido a restricciones ambientales o de abasto de combustibles.

Requerimientos de reservas: rodante de 10 minutos, operativa de 10 minutos, suplementaria y de regulación secundaria. Los

Figura 4. Oferta de compra elástica de energía.

Figura 5. Oferta de compra de reserva por el CENACE.

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requerimientos de reservas del CENACE son funciones escalón decrecientes, similares a las ofertas de compra de energía (figura 5).

Estos requerimientos existen por zonas de reserva y por sistema eléctrico.

Función objetivo

El modelo matemático que determina la asignación y despacho óptimo, con todos los elementos descritos antes, tiene como función objetivo la minimización de tres componentes: costos de la energía, servicios conexos y penalización por el uso de variables artificiales en el modelo.

Restricciones

La minimización de la función objetivo está sujeta a un conjunto de restricciones operativas como: nivel de generación, segmentos de ofertas de venta de energía, reservas, límite mínimo y máximo de generación operativo. Además, existen restricciones de transiciones entre las condiciones de operación y paro, número máximo de paros por día, tiempo mínimo de operación y paro, condiciones durante el arranque, rampas de subida y bajada para operación, costos variables de arranque, número máximo de transiciones entre modos de operación, tiempo mínimo de operación de modos en los que es posible arrancar, tiempo mínimo de operación de modos a los que se puede transicionar de otros modos excepto el

paro, límite de energía por central o centrales asociadas a un embalse o grupo de unidades térmicas, nivel de demanda, segmentos de ofertas de compra de energía, balance de potencia y restricciones de transmisión.

Método de solución

El modelo formulado es un problema de gran escala de Programación Entera Mixta (Mixed Integer Programming, MIP). Se desarrolló un algoritmo iterativo de solución, el cual utiliza el motor comercial de optimización IBM-CPLEX 12.6.3 para resolver los problemas de asignación y despacho de unidades. El proceso de solución se puede observar en la figura 6.

Precios Marginales Locales (PML)

Los Precios Marginales Locales (nodales) obtenidos de la solución del MDA se constituyen de las siguientes tres componentes:

• Componente de energía• Componente por congestión de red eléctrica• Componente de pérdidas de potencia activa en la red

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Precios marginales de servicios conexos

Cada requerimiento por parte del CENACE se representa mediante una restricción, la cual tiene asociada una variable dual. Estas variables duales o costos marginales permiten la obtención de los precios por los servicios conexos.

Figura 6. Algoritmo de solución del MDA.

Conclusiones

Se ha descrito un modelo original de asignación y despacho de unidades para el Mercado de Un día en Adelanto del Mercado Eléctrico Mayorista. Este modelo se resuelve con un algoritmo iterativo basado en Programación Entera-Mixta. CENACE es el usuario de dicho modelo, del cual se obtienen los planes de operación para el día siguiente, así como los precios marginales locales y de servicios conexos.

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Currículum vítae

Referencias

Álvarez L. J. y Ceciliano M. J.L. Especificación de Nuevos Requerimientos para el Modelo de Coordinación Hidrotérmica y Asignación de Unidades en el Mercado Eléctrico Mayorista, Reporte interno de Gerencia de Análisis de Redes, IIE, GAR-MEM-REQ-CHT, 2015.

Ceciliano M. J.L. y Álvarez L. J., Formulación Matemática del Modelo de Coordinación Hidrotérmica y Asignación de Unidades para el Mercado de Día en Adelanto; Reporte interno de Gerencia de Análisis de Redes, IIE, GAR-MDA-FOR-CHT, 2015.

José Luis Ceciliano Meza (jlcm@iie.org.mx)

Doctor en Filosofía por Wichita State University en 2006. Maestro en Ciencias con especialidad en Ingeniería Industrial por la Universidad de las Américas (UDLA), Puebla en 1997. Licenciado en Actuaría por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) en 1993. Ingresó al Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en 1994, en donde actualmente se desempeña como investigador en la Gerencia de Análisis de Redes. Se ha especializado en la investigación de operaciones, y en el desarrollo y dirección de proyectos relacionados con la planeación de la expansión y operación de sistemas eléctricos de potencia. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales, y se ha desempeñado como docente desde 2007.

Roberto Navarro Pérez (rnp@iie.org.mx)

Maestro e Ingeniero en Ciencias en Ingeniería Eléctrica con especialidad en Sistemas Eléctricos de Potencia por el Instituto Politécnico Nacional (IPN). Desde 1983 trabaja en el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), donde se ha desempeñado como investigador, coordinador de especialidad y Jefe de Proyecto, en el desarrollo de programas de aplicación avanzada en el área de planeación de la operación a corto y mediano plazo de sistemas eléctricos de potencia. Ha participado como ponente en diversos foros nacionales e internacionales. Es autor de más de 30 publicaciones en tópicos afines a la planeación de la operación de sistemas eléctricos. Ha participado y dirigido el desarrollo de sistemas para la implantación del Mercado de Energía de Corto Plazo en el contexto del Mercado Eléctrico Mayorista en México.

Rolando Nieva Gómez (rnieva@iie.org.mx)

Doctor en Ingeniería Eléctrica por la Universidad de Alberta, Canadá. Ingeniero Mecánico Electricista por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM). Ingresó al Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en 1979, donde se ha desempeñado como investigador, Jefe de Proyecto y coordinador de especialidad. De 2010 a la fecha se desempeña como Director de Sistemas Eléctricos. Su trabajo se ha centrado en la especialidad de sistemas eléctricos de potencia. Ha dirigido el desarrollo de software especializado para el análisis, simulación, operación, planeación de operación y la planificación de los sistemas eléctricos de potencia. Ha publicado más de cuarenta artículos técnicos tanto en foros nacionales como extranjeros y es coautor de dos libros: Optimal control of distributed nuclear reactors (volumen 41 de la serie Conceptos Matemáticos y Métodos en Ciencia e Ingeniería), y Desarrollo y administración de programas de computadora (software), Editorial CECSA, 1984.