• Author / Uploaded
• Ezequiel Velowss

• Categories
• Precios
• Mercado (economía)
• Business
• Naturaleza

Citation preview

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

OPERACIÓN DE SISTEMAS DE POTENCIA Laboratorio1. Despacho económico Objetivos: 1. Observar el resultado del despacho de unidades en un sistema cuando se modifican las funciones de costo de los generadores. 2. Demostrar los diferentes métodos de realizar un despacho económico. Procedimiento: 1. En el archivo de Excel “edc_lab1_gendata.xlsx” realizar las modificaciones necesarias sobre las características de los generadores utilizados en el sistema y del consumo, de la siguiente manera: • Hoja Parameters: Demanda del sistema en MW y tolerancia para la convergencia. • Hoja Gendata: Funciones de costo de generadores y costo de combustible. Guardar todos los cambios realizados antes de ir al siguiente paso. 2. Abrir el archivo edc_lab_prob1.m en Matlab y ejecutar el mismo para verificar el funcionamiento correcto del análisis de despacho económico bajo las características definidas en el archivo de Excel. 3. Hacer un análisis de los resultados y gráfica del programa de Matlab y comparar con los resultados de los ejercicios realizados a mano. Ejemplo: Se tiene 3 generadores (archivo edc_lab1_gendata.xlsx) con los siguientes datos: Gen#

Pg

Pmax

Pmin

a_coeff

b_coeff

c_coeff

Fuel Cost

1

110

500

150

2000

25

0.05

1

2 3

50 50

700 750

200 220

1250 1700

15 10

0.04 0.03

1 1

Si hacemos el despacho de estos generadores para una carga de 900 MW, tendremos los siguientes resultados:

Lambda = 37.86 P1 P2 P3 = 150.00 285.72 464.29 Total Gen = Gencost = 1.0e+04 * 0.6875 0.8801 1.2810 Total_gen_cost = 2.8486e+04

900.00

En la figura, la línea horizontal negra, representa el lambda al cual convergió el programa (última iteración). Su intersección con la curva de costo incremental (marginal) de cada generador, nos da el valor de la Potencia de salida (MW) de cada uno. Por lo tanto, Gen 1 está en su límite mínimo de 150 MW, Gen 2 está a 285.72 MW y Gen 3 está en 464.29 MW, dando un total de 900MW.

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

Realizar los siguientes ejercicios: 1) Definir la demanda en 800MW. Explicar los resultados. Gen#

Pg

Pmax

Pmin

a_coeff

b_coeff

c_coeff

Fuel Cost

1

110

500

150

2000

25

0.05

1

2 3

50 50

700 750

200 220

1250 1700

15 10

0.04 0.03

1 1

Lambda = 34.43 P1 P2 P3 = 150.00 242.86 407.14 Total Gen = Gencost = 1.0e+04 * 0.6875 0.7252 1.0744 Total_gen_cost = 2.4871e+04

800.00

Figura 1 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 800 MW

Se bajo la demanda de 900 MW a 800 MW. En la Figura 1, la línea horizontal negra, representa la lambda. Su intersección con la curva de costo incremental (marginal) de cada generador, nos da el valor de la Potencia de salida (MW) de cada uno. En esta ocasión, realizando los cálculos teóricos se necesitó hacer dos iteraciones, ya que en la primera lo que sucedió fue que se dio un precio de mercado de 35.83 pero con este valor la generadora una produciría 108.3 MW lo cual no se puede dar porque la potencia mínima de la generadora 1 es 150, por lo cual se necesitó fijar la generadora 1 a 150MW y repartir

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

los 650 MW entre la generadora 2 y 3. Luego de esto nos dio valores muy cercanos a lo que la simulación hizo. Queda comprobado que el punto óptimo es con precio de mercado a $34.43 por tanto el precio de mercado bajó ya que en 900 MW estaba en $37.86. En resumen:

Lambda = Precio del mercado=$ 34.43 • Potencia salida G1 = 150 [MW] • Potencia salida G2 = 242.86 [MW] • Potencia salida G3 = 407.14 [MW] El generador 3 tomar más carga por ser el más barato. Costo de generación: • G1 = $ 6875 • G2 = $ 7252 • G3 = $ 10744 Los costos de la G3 son altos debido a que es la que más está produciendo. 2) Definir la demanda en 1200MW. Explicar los resultados. Aumenta la demanda de 800 MW a 1200 MW. El precio del mercado sube.

Figura 2 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 1200 MW

Lambda = 46.06 P1 P2 P3 = 210.64 388.30 601.07 Total Gen = 1200.01 Gencost = 1.0e+04 * 0.9484 1.3106 1.8549 Total_gen_cost = 4.1139e+04 Realizando los cálculos teóricos se necesitó hacer sólo una iteración, ya que en la primera lo que sucedió fue que se dio un precio de mercado de 46.03 y con este precio de mercado se sacó cuanto debe producir cada generada y como ninguna se salió de sus

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

límites de potencia se acepta estos valores. Nos dio valores muy cercanos a lo que la simulación hizo. Queda comprobado que el punto óptimo es con precio de mercado a $46.03 por tanto el precio de mercado bajó ya que en 800 MW estaba en $34.43. Los precios de mercado también me dan valores cercanos a los reales. En resumen:

Lambda = $ 46.06 Potencia salida G1 = 210.64 [MW] Potencia salida G2 = 388.30 [MW] Potencia salida G3 = 601.07 [MW] Se observa que el generador 3 brindará más energía que los otros dos ya que es el más barato. Costo de generación: • G1 = $ 9484 • G2 = $ 13106 • G3 = $ 18549 La potencia entregada a cada uno aumentó ya que el precio del mercado aumento y eso fue debido a que aumento la demanda.

3) Definir la demanda en 1600MW. Comparar con 2) y explicar los resultados.

Figura 3 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 1600 MW

Lambda = 57.22 P1 P2 P3 = 322.22 527.78 750.00 Total Gen = 1600.00 Gencost = 1.0e+04 * 1.5247 2.0309 2.6075 Total_gen_cost = 6.1631e+04 Realizando los cálculos teóricos se necesitó hacer dos iteraciones, ya que en la primera lo que sucedió fue que se dio un precio de mercado de 56.23 pero con este valor la generadora tres produciría 770.5 MW lo cual no se puede dar porque la potencia máxima de la generadora tres es 750, por lo cual se necesitó fijar la generadora tres a 750MW y repartir

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

los 850 MW entre la generadora 2 y 1. Luego de esto nos dio valores muy cercanos a lo que la simulación hizo. Queda comprobado que el punto óptimo es con precio de mercado a $57.22 por tanto el precio de mercado subió ya que en 1200 MW estaba en $46.03. En resumen:

Lambda = $ 57.22 Potencia salida G1 = 322.22 [MW] Potencia salida G2 = 527.78 [MW] Potencia salida G3 = 750 [MW] Costo de generación: • G1 = $ 15247 • G2 = $ 20309 • G3 = $ 26075 Como la demanda aumentó el preció del mercado también comparado con el ejercicio anterior, cada generadora también aumento su producción pero en esta ocasión la generadora 3 ya llegó a su máximo, entonces está recibiendo más de lo que pide por producir los 750 MW, la generadora 3 pide $55 y le están pagando $57.22, tiene renta por escasez.

4) Mantener la carga de 1600MW y cambiar costo del combustible del Gen2, de 1 a 0.75. Comparar con el ejercicio 3) y explicar los resultados. Gen#

Pg

Pmax

Pmin

a_coeff

b_coeff

c_coeff

Fuel Cost

1

110

500

150

2000

25

0.05

1

2 3

50 50

700 750

200 220

1250 1700

15 10

0.04 0.03

0.75 1

Figura 4 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 1600 MWy Fuel Cost de G2 en 0.75

Lambda = 50.87 P1 P2 P3 = 258.65 660.26 681.09 Total Gen = 1600.00 Gencost = 1.0e+04 * 1.1811 2.1444 2.2427 Total_gen_cost = 5.5682e+04

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

El precio de la generadora 2 baja, por tanto, el precio al cual vende la electricidad también disminuye quiere decir que tomará más potencia en el mercado.

Revisando la Figura 4 se puede ver que el generador 3 es el que más potencia está entregando, además se observa que la potencia de salida de los generadores ha disminuido con respecto al ejercicio anterior debido a que el lambda disminuyó en $ 6.35. A excepción del generador 2 que aumentó su potencia de salida, pues ahora está más cerca de obtener ganancia adicional (renta de escasez). Realizando los cálculos teóricos, sólo se necesitó una sola iteración para llegar a los valores óptimos. En resumen:

Lambda = $ 50.87 Potencia salida G1 = 258.65 [MW] Potencia salida G2 = 660.26 [MW] Potencia salida G3 = 681.09 [MW] Efectivamente la generadora 2 toma más potencia en el mercado comparado con el ejercicio anterior y esto es debido a que su costo de generación disminuyó porque el combustible reducción su costo, entonces el precio al que vende la electricidad disminuyó haciendo que tome más potencia del mercado. Costo de generación: • G1 = $ 11811 • G2 = $ 21444 • G3 = $ 22427

5) Manteniendo las características de costo de combustible del ejercicio 3, con una demanda de 1600MW, modificar el coeficiente “c” del Gen1, de 0.05 a 0.025. Comparar con 3) y explicar los resultados. Gen#

Pg

Pmax

Pmin

a_coeff

b_coeff

c_coeff

Fuel Cost

1

110

500

150

2000

25

0.025

1

2 3

50 50

700 750

200 220

1250 1700

15 10

0.04 0.03

1 1

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

Figura 5 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 1600 MW y modificado el coeficiente c del generador 1

Lambda = 49.92 P1 P2 P3 = 498.31 436.44 665.26 Total Gen = 1600.01 Gencost = 1.0e+04 * 2.0665 1.5416 2.1630 Total_gen_cost = 5.7711e+04 Al reducir el coeficiente C está cambiando la función de costo de generación por tanto disminuye su costo haciendo que la generadora 1 tome más potencia en el mercado.

Lambda = $ 49.92 Potencia salida G1 = 498.31 [MW] Potencia salida G2 = 436.44 [MW] Potencia salida G3 = 665.26 [MW] Observamos que la generadora 1 participa más en el mercado, tomó más potencia que en el ejercicio anterior ante la misma demanda, la diferencia es que el costo de generar es menor. Costo de generación: • G1 = $ 20665 • G2 = $ 15416 • G3 = $ 21630 El costo de generación de la generadora 1 aumentó comparado al ejercicio anterior el cual fue de 11811 y es porque está generando más por participar más en el mercado al reducir su costo de generación.

6) Reducir los costos marginales máximos de los tres primeros generadores a un máximo de 60 $/MWh (limitar la potencia máxima de entrega, NO cambiar las funciones de costos tomando como base la utilizada en el primer literal). Colocar un nuevo generador (función de costo arbitraria) cuyo costo mínimo sea mayor a 65 $/MWh con límites mínimos de

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

100MW y máximos de 500MW. Luego definir dos cargas, P1=1800MW y P2=2300MW. Explicar los resultados.

Figura 6 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 1800 MW y G4 en verde

Lambda = 48.62 P1 P2 P3 = 236.17 420.21 643.62 500.00 Total Gen = 1800.00 Gencost = 1.0e+04 * 1.0693 1.4616 2.0564 1.3800 Total_gen_cost = 5.9673e+04

Figura 7 Gráfica de las Funciones Costo con demanda de 2300 MW y G4 en verde

Lambda = 66.11 P1 P2 P3 = 411.11 638.88 750.00 500.00 Total Gen = 2299.99 Gencost = 1.0e+04 * 2.0728 2.7160 2.6075 1.3800 Total_gen_cost = 8.7763e+04

Kevin Isaías Leiton Mendoza

Noviembre de 2019

Como se aprecia en la Figura 6 y Figura 7 las funciones costos son las mismas (líneas de colores), lo que va a cambiar es su lambda (valor del mercado) la línea horizontal de color negro. En el primer caso el lambda es $ 48.62 y en el segundo caso es de $ 66.11. Vemos que el lambda es mayor en el segundo caso, además las potencias de salida en el segundo caso son mayores que las del primer caso; pues esto es como se espera debido a que lambda es mayor en el caso 1. Finalmente se observa que el generador 4 en ambos casos ya están operando a su capacidad máxima, por lo tanto, además de obtener su ganancia se le está dando un pago adicional (renta por escasez), este adicional lo puede invertir para construir más generadoras y obtener más ganancia