Práctica 2. Evaluación de Transacciones Eléctricas. (2016)

Pràctica Español
Universidad Universidad Politécnica de Valencia (UPV)
Grado Ingeniería de la Energía - 4º curso
Asignatura Mercados Energéticos
Año del apunte 2016
Páginas 6
Fecha de subida 16/03/2016
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Práctica 2. Evaluación de Transacciones Eléctricas.
Mercados Energéticos 19 de enero de 2016 4AE1 GIE Pablo Carnero Melero Pau Carnero 4º GIE Si necesitas más apuntes puedes encontrarlos en Unybook.com buscando el usuario "pcarnero" En el desarrollo de esta práctica, he formado realizado la práctica de manera conjunta en el mismo ordenador con Guillermo Navarro Conesa, por lo tanto se entregarán los mismos archivos PowerWorld.
Con el programa PowerWorld se calculan las condiciones de suministro bajo varios criterios, atendiendo a despacho económico o no.
Al final de la memoria facilitada se tiene un apartado de Cuestiones, el cual se muestra a continuación con las respuestas asociadas.
4. Cuestiones (a cumplimentar individualmente) 4.1.Resolver el flujo de carga atendiendo únicamente a criterios técnicos (sin parámetros económicos). ¿Cuánta potencia entregaría cada uno de los dos generadores? Bajo estas condiciones se tiene que la potencia se transmitirá por la vía que oponga menor resistencia. Se tiene, por lo tanto que el generador 1 produce 480 MW y el generador 2 400 MW. La distribución del flujo de carga es la siguiente: Figura 1. Flujo de carga contemplando únicamente criterios técnicos En este apartado se han establecido unos límites de generación ficticios para ambos generadores a falta de datos en el enunciado. Estos límites son una producción mínima de 0 MW y una máxima de 1000 MW.
4.2. ¿Cuánta potencia entregaría cada uno de los dos generadores en condiciones de despacho económico? ¿Cuál es el coste incremental de cada generador? ¿Cuál es el coste incremental de operación λ del área? ¿Cuál es el coste total de cada generador? En este caso se deben editar las características de los generadores activando en ambos los conceptos AGC y AVR para que se adapte a lo que necesite el sistema partiendo de un valor de referencia y para que se inyecte potencia reactiva en función de mantener la tensión en el nudo respectivamente. Además, se debe introducir el modelo de costes asociado a cada generador.
2 Pau Carnero 4º GIE Si necesitas más apuntes puedes encontrarlos en Unybook.com buscando el usuario "pcarnero" Además, se debe introducir en Case InformationAreasAGC StatusED (Economic Dispatch) para que los modelos de costes introducidos sean utilizados por el simulador.
Figura 2. Flujo de carga contemplando condiciones de Despacho Económico Se tiene una situación en la que el generador 1 entrega 407 MW de potencia activa frente a los 473 MW del generador 2. El coste incremental del generador 1 y del 2 es de 16,51€/MWh, coincidiendo con el λ del área. Finalmente el coste total de generación 1 es de 5456,17 €/h frente a los 5896,59 €/h del generador 2.
En este apartado se han establecido unos límites de generación ficticios para ambos generadores a falta de datos en el enunciado. Estos límites son una producción mínima de 0 MW y una máxima de 1000 MW.
4.3. Se añade un tercer generador de 800 MVA de potencia nominal en el nudo 4 cuya curva de costes viene dada por la siguiente expresión: ¿Cuánta potencia entregaría cada uno de los tres generadores en condiciones de despacho económico? ¿Cuál es el coste incremental de cada generador? ¿Cuál es el coste incremental de operación λ del área? ¿Cuál es el coste total de cada generador? Se añade un generador más barato, lo cual hace que el coste total baje. Antes se tenía 11352,77€/h frente a los 9242,37 €/h actuales.
3 Pau Carnero 4º GIE Si necesitas más apuntes puedes encontrarlos en Unybook.com buscando el usuario "pcarnero" Figura 3. Flujo de carga contemplando condiciones de Despacho Económico con generador adicional Se tiene una situación en la que el generador 1 entrega 161 MW de potencia activa frente a los 254 MW del generador 2 y los 465 MW del generador 3. El coste incremental del generador 1, 2 y del 3 es de 12,58€/MWh, coincidiendo con el λ del área. Finalmente el coste total de generación 1 es de 1877,79 €/h frente a los 4648,75 €/h del generador 3 y los 2715,83 €/h del generador 2.
En este apartado se han establecido unos límites de generación ficticios para ambos generadores a falta de datos en el enunciado. Estos límites son una producción mínima de 0 MW y una máxima de 1000 MW.
4.4. Sea el ejemplo de dos generadores de la cuestión 4.2. donde la potencia entregada por cada generador está sujeta a los siguientes límites: Se obtienen los resultados mostrados en la tabla siguiente: Pd (MW) 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 P1 (MW) 100 200 300 365 418 471 524 576 600 600 600 C_I_1 (€/MWh) 11,6 13,2 14,8 15,84 16,68 17,53 18,38 19,22 19,6 19,6 19,6 C_1(€/h) 1160 2640 4440 5781,6 6972,24 8256,63 9631,12 11070,72 11760 11760 11760 P2 (MW) C_I_2 (€/MWh) 400 15,2 400 15,2 400 15,2 435 15,84 482 16,68 529 17,53 576 18,38 624 19,22 700 20,6 800 22,4 900 24,2 C_2(€/h) 6080 6080 6080 6890,4 8039,76 9273,37 10586,88 11993,28 14420 17920 21780 lambda (€/MWh) 11,6 13,2 14,8 15,84 16,68 17,53 18,38 19,22 20,6 22,4 24,2 Tabla 1. Distribución de potencia y costes según la potencia demandada 4 Pau Carnero 4º GIE Si necesitas más apuntes puedes encontrarlos en Unybook.com buscando el usuario "pcarnero" Se observa que al principio es el generador 1 el que está llevando a cabo la producción en condiciones de despacho, mientras que el generador 2 está forzado por sus limitaciones técnicas; el valor de λ del área está vinculado al generador 1. En los últimos valores de la tabla, la situación es la inversa.
5 Pau Carnero 4º GIE Si necesitas más apuntes puedes encontrarlos en Unybook.com buscando el usuario "pcarnero" 4.5. En el ejemplo de dos generadores de la cuestión anterior se considera que las líneas que unen entre sí los diferentes nudos y los transformadores tienen pérdidas.
Se obtienen los resultados mostrados en la tabla siguiente: Pd (MW) 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 P1 (MW) 103 203 305 357 407 459 510 560 598 600 600 C_I_1 (€/MWh) 11,65 13,25 14,88 15,71 16,52 17,35 18,16 18,96 19,57 19,6 19,6 C_1(€/h) 1199,95 2689,75 4538,4 5608,47 6723,64 7963,65 9261,6 10617,6 11702,86 11760 11760 L1 1,0000 1,0000 1,0000 1,0013 1,0018 1,0000 1,0000 1,0005 1,0220 1,1066 1,1944 P2 (MW) 400 400 400 449 500 549 600 652 715 813 913 C_I_2 (€/MWh) 15,2 15,2 15,2 16,09 16,99 17,89 18,81 19,73 20,87 22,64 24,44 C_2(€/h) 6080 6080 6080 7224,41 8495 9821,61 11286 12863,96 14922,05 18406,32 22313,72 L2 lambda (€/MWh) Pperd (MW) 0,7664 11,65 3 0,8717 13,25 3 0,9789 14,88 5 0,9776 15,73 6 0,9741 16,55 7 0,9698 17,35 8 0,9654 18,16 10 0,9615 18,97 12 0,9583 20 13 0,9580 21,69 13 0,9579 23,41 13 Tabla 2. Distribución de potencia, costes y factor de penalización según la potencia demandada Se observa una situación similar a la descrita anteriormente a la cual se le añade el hecho que se produce más potencia que la que se demanda, dado que las líneas presentan valores no nulos de resistencia, la cual lleva asociada pérdidas de potencia en el transporte.
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