DESPACHO ECONOMICO

DESPACHO ECONOMICO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN AGUSTIN DE AREQUIPA Fecha 06/07/2014

Índice 1.- Introducción. ............................................ ..................................................................... .............................................. ............................................6 .......................6 2.- Objeti O bjetivos. vos. ............................................. ..................................................................... .............................................. ............................................... ...........................9 ..9 3.- Antecedent Antecedent es. .............................................. ....................................................................... .............................................. ...................................... ................. 10 3.1.- Modelo Junín. .................................................................... ......................................................................................... ................................. ............ 10 3.2.- Modelo Camac... Camac ........................ .............................................. .................................................. .............................................. .......................... ..... 11 4.- El Despacho Econó Ec onómic mico. o. ............................................ .................................................................... .............................................. ........................ 13 4.1.- Modelo Perseo................................................. Perseo.......................................................................... .............................................. .......................... ..... 14 4.1.1.- Breve Reseña. ............................................... ....................................................................... .............................................. ........................ 14 4.1.2.- Descripción Desc ripción del Modelo. ............................................. ...................................................................... ................................... .......... 14 4.1.3.- Principio de F uncionamiento. uncionamiento. ............................................ .................................................................... ........................... ... 15 4.2. Metodología-Operación etodología-Operación Óptima Ó ptima De Sistemas Hidrotérmicos Hidrotérmicos............................. ............................. 16 4.2.1. Introducción. ............................................ ..................................................................... .............................................. .............................. ......... 16 4.2.2.- Operación De Sistemas Térmicos Puros. .............................................. .............................................. 17 4.2.2.1

.-

Despacho Económico en Sistemas Térmicos. ......................................... ......................................... 17

4.2.2.2.- Formulación Matemática del Despacho Térmico. ..................................... ..................................... 18 4.2.3.- Operación de Sistemas Hidrotérmicos. ........................................... ........................................................... ................ 19 4.2.3.1.4.2.3.1.- Formulaci Formulación ón Determiníst Determinística ica del des despacho Hidrotérm Hidrotérm ico................................ 23 4.2.3.1.1.- Función Objetivo. ............................................ ..................................................................... ................................... .......... 23 4.2.3.1.2. 4.2.3. 1.2.-- Restri Res tricciones cciones Op O perativas ............................................ ................................................................... .......................23 4.2.3.1.2.1.- Cobertura de la Demanda (Balance (Balance de Ene E nergía) rgía).......................... 24 ............................................................... ................... 25 4.2.3.1.2.2.- Límites Límites de Generación. Generación. ............................................

4.2.3.1.2.3 4.2.3. 1.2.3..- Ecuacione Ecu acioness de Conse Conservación rvación del Agua. ....................................... ....................................... 25 ........................................... 27 4.2.3.1.2.4.- Límites Límites Op O perativos erativos de los Emb Em balses. alses. ........................................... ........................................ 27 4.2.3.1.2.5.- Límites Límites Op O perativos erativos de los Re R eservorios. servorios. ........................................ ........ ................ .......... .. 28 28 4.2.3.1.2.6.- Límites Límites Op O perativos erativos de los Caudal C audales es Regulados. Regulados. ................

4.2.3.1.2.7.- Extensión de las Ecuaciones Ec uaciones de Conservación Básica Bás icass al Resto Res to del del ..................................................................... .............................................. ...................................... ................. 28 Modelo............................................. .................................................................... ........................... ... 29 4.2.3.1.2.8.- Metas Ope O perativa rativas. s. ............................................

4.2.3.2.- Formulación Matem Matem ática de d e la Optimización Determ Determinístic inístic a. ...................... ............... ....... 30 4.2.3.2.1.- Incorporación de la Red de Transmisión. ........................................... ...........................................31 Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica

COSTOS COST OS Y PRESUPUESTOS PRESUPUESTOS

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4.2.3.2.1.1.- Balance de Energía.............................................. .................................................................... ....................... 31 ............................................................... ................... 32 4.2.3.2.1.2.- Límites de Intercambio. ............................................

4.2.3.2. 2.- Modelo de Optimiza Optim ización ción incluyendo incluyendo las Restricciones de la Red de ........................................................................ .............................................. .............................. ......... 32 Transmisión. ............................................... 4.2.3.3.4.2.3.3.- Formulación Form ulación Estocástica Estocástic a del Despacho Despacho Hidrotérmico Hidrotérmico.. .......................... 33 4.2.3.3.1.- Árbol de de Escenarios. .............................................. ...................................................................... ........................... ... 33 4.2.3.3.2.- Modelo Matemático Estocástico.............................................. ........................................................ ........... 37 4.2.4.- Modelo Inicial de Optimización para Resolver la Operación Hidro-Térmica. ..... 39 4.2.4.1.- Tratamiento de la Red de transmisión. .............................................. ...................................................... ........39 4.2.4.1.1.- Modelamiento del Flujo de Potencia a través de las Líneas de Transmisión. ............................................... ........................................................................ .............................................. .............................. ......... 40 ......... .. 41 4.2.4.1.2.- Modelamiento de las Pérdidas de las las Líneas de d e Transmis Transmisión. ión. ............

4.2.4.2.4.2.4. 2.-Tratamiento Tratamiento de las las Restricciones de Riego y Agua Agua Potable. Potable. ............... ....... .............. ...... 41 41 4.2.4.3.- Modelo Inicial, Ecuaciones. ............................................ .................................................................... ........................... ... 43 4.2.5.- Modelo Final de Optimiz Optimiza ación para para Resolver la Operación Hidrotérmica. ...... 44 4.2.5.1.- Red de transm transmisión. isión. ........................................... .................................................................... ....................................... .............. 44 4.2.5.2.- Riego y Agua Agua Potable. .............................................. ....................................................................... ................................ ....... 45 4.3.- Detalles del Modelo. Modelo. ....................................................... ................................................................................ .................................... ........... 45 4.3.1.- Introducción. ............................................... ....................................................................... .............................................. ........................... ..... 45 4.3.2.- Descripción del Modelo. ............................................. ...................................................................... ................................... .......... 45 4.3.2.1.4.3.2.1.- Consideración C onsideración de los Caudales Caudales Afluentes. Afluentes. ............................................ ............................................47 4.3.2.2.4.3.2.2.- Restricciones Res tricciones de Riego. .............................................. ...................................................................... ........................... ... 47 4.3.2.3.4.3.2.3.- Restricciones Restricc iones de Mantenimiento. Mantenimiento. ........................................... ........................................................... ................ 48 4.3.2.4.4.3.2.4.- Modelo del Sistema Sistem a Eléctrico.............................................. ................................................................ ................... 48 4.3.2.4.1.-Pérdidas 4.3.2.4.1.-Pérdidas de Transm Transmisión. isión.............................................. ................................................................. .................... 48 5.- Control de un Sistema de Potencia. ............................................... ....................................................................... ........................... ... 51 6.- Funcionamiento Económico de los Sistemas de potencia. ....................................... ....................................... 54 6.1.- Clasificación C lasificación de Central C entrales es Eléctricas. Eléctricas .............................................. ................................................................ ................... 56 6.1.1.- Centrales Centrales de base o centrales principales. ............................................... .................................................. ...56 6.1.2.- Centrales Centrales de punta. ............................................ ..................................................................... ........................................... .................. 56 6.1.3.- Centrales de reserva. ............................................ ..................................................................... ........................................ ............... 56

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4.2.3.2.1.1.- Balance de Energía.............................................. .................................................................... ....................... 31 ............................................................... ................... 32 4.2.3.2.1.2.- Límites de Intercambio. ............................................

4.2.3.2. 2.- Modelo de Optimiza Optim ización ción incluyendo incluyendo las Restricciones de la Red de ........................................................................ .............................................. .............................. ......... 32 Transmisión. ............................................... 4.2.3.3.4.2.3.3.- Formulación Form ulación Estocástica Estocástic a del Despacho Despacho Hidrotérmico Hidrotérmico.. .......................... 33 4.2.3.3.1.- Árbol de de Escenarios. .............................................. ...................................................................... ........................... ... 33 4.2.3.3.2.- Modelo Matemático Estocástico.............................................. ........................................................ ........... 37 4.2.4.- Modelo Inicial de Optimización para Resolver la Operación Hidro-Térmica. ..... 39 4.2.4.1.- Tratamiento de la Red de transmisión. .............................................. ...................................................... ........39 4.2.4.1.1.- Modelamiento del Flujo de Potencia a través de las Líneas de Transmisión. ............................................... ........................................................................ .............................................. .............................. ......... 40 ......... .. 41 4.2.4.1.2.- Modelamiento de las Pérdidas de las las Líneas de d e Transmis Transmisión. ión. ............

4.2.4.2.4.2.4. 2.-Tratamiento Tratamiento de las las Restricciones de Riego y Agua Agua Potable. Potable. ............... ....... .............. ...... 41 41 4.2.4.3.- Modelo Inicial, Ecuaciones. ............................................ .................................................................... ........................... ... 43 4.2.5.- Modelo Final de Optimiz Optimiza ación para para Resolver la Operación Hidrotérmica. ...... 44 4.2.5.1.- Red de transm transmisión. isión. ........................................... .................................................................... ....................................... .............. 44 4.2.5.2.- Riego y Agua Agua Potable. .............................................. ....................................................................... ................................ ....... 45 4.3.- Detalles del Modelo. Modelo. ....................................................... ................................................................................ .................................... ........... 45 4.3.1.- Introducción. ............................................... ....................................................................... .............................................. ........................... ..... 45 4.3.2.- Descripción del Modelo. ............................................. ...................................................................... ................................... .......... 45 4.3.2.1.4.3.2.1.- Consideración C onsideración de los Caudales Caudales Afluentes. Afluentes. ............................................ ............................................47 4.3.2.2.4.3.2.2.- Restricciones Res tricciones de Riego. .............................................. ...................................................................... ........................... ... 47 4.3.2.3.4.3.2.3.- Restricciones Restricc iones de Mantenimiento. Mantenimiento. ........................................... ........................................................... ................ 48 4.3.2.4.4.3.2.4.- Modelo del Sistema Sistem a Eléctrico.............................................. ................................................................ ................... 48 4.3.2.4.1.-Pérdidas 4.3.2.4.1.-Pérdidas de Transm Transmisión. isión.............................................. ................................................................. .................... 48 5.- Control de un Sistema de Potencia. ............................................... ....................................................................... ........................... ... 51 6.- Funcionamiento Económico de los Sistemas de potencia. ....................................... ....................................... 54 6.1.- Clasificación C lasificación de Central C entrales es Eléctricas. Eléctricas .............................................. ................................................................ ................... 56 6.1.1.- Centrales Centrales de base o centrales principales. ............................................... .................................................. ...56 6.1.2.- Centrales Centrales de punta. ............................................ ..................................................................... ........................................... .................. 56 6.1.3.- Centrales de reserva. ............................................ ..................................................................... ........................................ ............... 56



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6.1.4.- Centrales Centrales de Socorro. ............................................ ..................................................................... ....................................... .............. 56 6.2.- Estadísticas del Sistema Eléctrico Interconectado Interconectado Nacional............................. 56 56 6.2.1.- Producción de Energía. ............................................. ...................................................................... ................................... .......... 56 6.2.2.- Demanda de Energía. ............................................ ..................................................................... ....................................... .............. 58 6.2.3.- Demanda Máxima y Potencia Firme. ........................................... ........................................................... ................58 7.- Comité Com ité de Operación Económi Ec onómica ca del Sistema S istema Interconectado Nacional. Nacional. ............ .... ............ .... 60 60 7.1.1.- Misión. ............................................ ..................................................................... .............................................. ...................................... ................. 61 7.1.2.- Visión. ............................................. ...................................................................... .............................................. ...................................... ................. 61 7.1.3.- Objetivos Estratégicos. .............................................. ....................................................................... ................................... .......... 61 7.1.4.- Organig O rganigrama. rama. ............................................. ...................................................................... .............................................. .......................... ..... 62 7.2.- Sistema Sis tema de información del COES........... COE S................................ .............................................. ..................................... ............ 65 8.- Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. ................................... ................................... 66 8.1.- ¿Qué ¿Q ué es OSINERGMIN? OSINERGMIN? ............................................ ..................................................................... ....................................... .............. 66 8.2.- Misión......................................... isión.............................................................. .............................................. .................................................. ............................. 67 8.3.- Visión. Visión. ............................................... ....................................................................... .............................................. .......................................... .................... 67 8.4.- Valores. Valores . ............................................. ..................................................................... .............................................. .......................................... .................... 67 8.5.- Estudios Económicos. ....................................... ............................................................ .............................................. ............................ ... 68 3.6.6.- ORGANIGRAMA ............................................ .................................................................... .............................................. ........................ 68 9.- Generación Generación Eléctrica. Eléc trica. .............................................. ...................................................................... .............................................. ........................... ..... 68 9.1.- Definición de central c entral eléctrica. ........................................................ ........................................................................... ................... 69 9.2.- Tipos de centrales eléctricas. .............................................. ....................................................................... ............................... ...... 70 9.3.- PARQUE DE GENERACIÓN GENERACIÓN DEL SEIN ................................................ ........................................................... ........... 71 9.4.- CENTRALES DE GENERACIÓN GENERACIÓN DEL SEIN........................................... SEIN..................................................... .......... 72 10.- Transmisión Transmis ión Eléctrica. Eléctrica. ............................................... ....................................................................... .............................................. ........................ 77 10.1.- ¿Cuáles son las autoridade autoridadess del sector? s ector? .............................................. ......................................................... ........... 78 10.2.- ¿Cuál es la estructura del sector eléctrico peruano? peruano? ...................... ...................................... ................ 79 79 10.2.1.- Generación. .............................................. ...................................................................... .............................................. ........................... ..... 79 10.2.2.10.2.2.- Distribución. ............................................. ...................................................................... .............................................. .......................... ..... 79 10.3.- Transmisión Transmis ión ................................................ ........................................................................ ............................................. .............................. ......... 79 10.3.1.10.3.1.- Mecanismos de expansión expansión de la red de transm isión. ................................ ................................81 10.3.2.10.3.2.- Ingresos del Transportista. .............................................. ...................................................................... ........................... ... 82



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10.3.2.1.10.3.2.1.- Instalaciones del Sistema Sis tema Principal ............................................. ..................................................... ........ 82 10.3.2.2.10.3.2.2.- Instalaciones del Sistema S istema Garantizado de Transmisión. .................. .......... .......... .. 82 82 10.3.2.3.10.3.2.3.- Instalaciones del Sistema S istema Secundario S ecundario.. ............................................. ................................................ ... 83 10.3.2.4.10.3.2.4.- Instalaciones del Sistema S istema Comple C omplementario mentario de Transmisión. Transmis ión. ............. ....... ...... 83 10.3.3.- Cargos por el empleo de la red de transporte por parte de los generadore generadoress y cargas. c argas. ............................................... ....................................................................... .............................................. ........................ 84 10.3.3.1.10.3.3.1.- Cargos por el empleo del Sistema Sistem a Principal de Transmisión. Transmis ión. .......... . ........... .. 84 84 10.3.3.2.10.3.3.2.- Cargos por por el empleo de Sistemas Sis temas Secundarios Secundarios y Complementario de Transmisión. .............................................. ....................................................................... .............................................. .................................. ............. 85 11.- Regulación Tarifaria. ............................................. ...................................................................... .............................................. .......................... ..... 87 11.1.- La Comisión Com isión de Tarifas de Energía............................................................. Energía.................................................................. ..... 87 11.2.- Sistema Sistem a de Precios de Electricidad Electric idad........ ............................. .............................................. ..................................... ............ 88 11.3.- Precios Máximos de Generador Generador y Distribuidor de Servicio Público. ............... 89 11.4.- Precios Prec ios Máximos de Transmi Transm isión. .............................. ....................................................... ..................................... ............ 90 11.5.- Precios Prec ios Máximos de Distribución. Dis tribución............................................... .................................................................... ...................... 92 11.6.- Resumen............................... Resumen....................................................... ................................................. .................................................. ............................. 92 12.- Conclusiones. ............................................ ..................................................................... .............................................. ...................................... ................. 94 13.- Recomendaciones............................................. ..................................................................... .............................................. .............................. ......... 94 14.- GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................ ..................................................................... ........................................ ............... 96 15.- BIBLIOGRAFIA.............................................. ....................................................................... .............................................. ................................ ........... 100 100 16.- ANEXOS ............................................ ..................................................................... .............................................. ............................................ ....................... 102 102



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Índice de Figuras Figura 1: Equipo Encargado de Generación Eléctrica. ............................................ .....................................................7 .........7 Figura 2: Transmisión Eléctrica. .............................................. ....................................................................... ..........................................8 .................8 Figura 3: Central Electric Electrica a de Malpaso. Malpaso. ............................................... ....................................................................... ........................... ... 10 Figura 4: Central Hidroeléctrica del Mantaro. ............................................. ................................................................. .................... 11 Figura 5: 5: Central de Transmisión Transmis ión Eléctrica. ............................................. .................................................................... ....................... 12 Figura 6: Oficina Principal Pr incipal del OSINERGMI O SINERGMIN. N. ............................................. ................................................................ ................... 13 Figura 7: Abastecimiento del Mercado con Generación Térmica Pura. ......................... 17 Figura 8: Abastecimiento del Mercado Eléctrico Hidrotérmico. ...................................... ...................................... 19 Figura 9: Proceso de decisión de Sistemas Hidrotérmicos. Hidrotérmicos. ........................................... ...........................................20 Figura 10: 10: Costos asociados a la operación de los los embalses. em balses. ...................................... ...................................... 21 Figura 11: Uso Óptimo del Agua. ............................................ ..................................................................... ........................................ ............... 22 Figura 12: Evolución de un Embalse Em balse a lo Largo del Tiempo. ......................................... ......................................... 30 Figura 13: Sistema Eléctrico Eléctric o con Intercambios de Energía Energía entre Regio R egiones. nes. ................ ........ .......... 31 31 Figura 14: Árbol de Escenarios Hidrológicos de Operación. .......................................... .......................................... 34 Figura 15: Árbol de Secuencias Hidrológicas. ............................................. ................................................................ ................... 34 Figura 16: Series Series Históricas de caudales caudales afluentes. afluentes. ............................................ ....................................................... ........... 37 Figura 17: Formulación del Modelo Inicial. .............................................. ..................................................................... .......................46 Figura 18: Demanda de Potencia. ............................................ ..................................................................... ....................................... .............. 51 Figura 19: Sistemas de Potencia. ............................................ ..................................................................... ....................................... .............. 54 Figura 20 : Actividades Desarrolladas en el Sector Eléctrico ......................................... ......................................... 54 Figura 21: 21: Tipos de Generación Generación Eléctrica Eléc trica con fuentes Primarias Convencionale Convencionaless ...... . .... 55 Figura 22 : Tipos de Generac Generación ión Eléctrica con c on fuentes fuentes Primarias Pr imarias No Convencionales Convencionales 55 Figura 23: Evolución de la Producción de Energía Tota Por tipo de Generación Del COES. .............................................. ....................................................................... ............................................... ............................................... ................................. ........ 57 Figura 24: Evolución de la Participación por Tipo de Recurso Energético en la Producción de Energía del COES 2000 – 2013. ............................................ ............................................................ ................57 Figura 25: Demanda según el tipo de Producción. .............................................. ......................................................... ........... 58 Figura 26: Despacho de generación para el día de máxima demanda de cada mes. .. 59 Figura 27: Evolución de la Demanda Máxima y Energía del COES 1997-2013. ........... ......... .. 60 Figura 28: 28: Organigrama del COES. CO ES. ............................................. ...................................................................... ................................... .......... 62 Figura 29: Institución Reguladora OSINERMIN. ............................................. ............................................................. ................ 66 Figura 30: Estudios Económicos OSINERGMIN. ........................................... ........................................................... ................ 68 Figura 31: Organigrama de OSINERGMIN. ............................................. .................................................................... ....................... 68 Figura 32: Porcentajes de Participación por p or Generación. Generación. .............................................. ..............................................71 Figura 33 : Potencia Efectiva por tipo de fuente Dic 2013. 2013. ............................................ ............................................72 Figura 34: Centrales de Generación del SEIN. ............................................ ............................................................... ................... 73 Figura 35 : Variables Consideradas para la obtención del precio básico de energía. ... 93



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El Despacho Económico 1.- Introducción. La operación económica de los Sistemas de Potencia es muy importante para recuperar y obtener obtener beneficios del capital que que se invierte. invierte. Las tarifas que fijan las instituciones reguladoras reguladoras y la importan im portancia cia de conservar el com combustible bustible presionan a las compañí com pañías as generadoras generadoras a alcanzar la máxima eficiencia posible, lo que minimiz minimiza a el costo del KW-h a los consumidores y también el costo que representa a la compañía esta energía energía.. La operación operación económica económic a que involucra la generación de potencia y el suministro, sum inistro, se s e puede subdividi subdividirr en dos dos partes: una, llamada llamada despacho económico, que se relaciona con el costo c osto mí m ínimo de producción de poten potencia cia y otra, la la de de suministro con pérdidas mín m ínimas imas de la potencia generada a las cargas cargas.. Para cualquier condic condición ión de carga, el despacho económico determina la salida de potencia de cada central generadora gene radora que que minimiz minimizará ará el el costo de com combustible bustible necesario. El problema de la operación de sistemas eléctricos competitivos es una clase particular del del problema problema de optimización de la producción producción de corto plazo, donde: donde: 

El bien que se produce es la energía energía eléctrica. eléctric a.



Los recursos disponibles disponibles son el parque parque generador. generador.



El mercado está compuesto com puesto por por la oferta correspondiente corr espondiente al parque generador, mientras que la demanda del mercado corresponde a la demanda eléctrica que debe ser abastecida.

El funcionamiento de un sistema de potencia requiere una serie de operaciones o funciones de control cuyo número y complejidad dependerá de la dimensión del sistema y del grado de seguridad que se quiera obtener. El despacho económico debe ser considerado como una función a realizar dentro de un conjunto más amplio de operaciones, operaciones, cuya misión m isión es la de alcanzar alcanz ar la seguridad y calidad de servicio deseado deseado con un mínimo de coste de generación. Aunque la finalidad última de las empresas es la obtención de unos beneficios, estos siempre deberán pasar ineludiblemente por



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unos condicionantes previos. Estos condicionantes seguirán este orden: seguridad, calidad y finalmente economía. 1 -

Seguridad: la compra, instalación y mantenimiento de equipos de seguridad (interruptores, seccionadores, diferenciales, etc.), siempre suponen un desembolso económico que hay que asumir, aunque esto repercuta en un menor volumen de ingresos. Incluso si por afán ahorrativo no se considerará indispensable su colocación, las normas nos recuerdan que nunca podemos prescindir de ellos.

Figura 1: Equipo Encargado de Generación Eléctrica.

-

Calidad de servicio: de poco serviría un suministro a más bajo precio, si por ejemplo, de forma repetitiva se produjeran cortes del mismo. Nos interesa un suministro que mantenga la potencia, la tensión y la frecuencia lo más constante posible, asimismo que se asegure una continuidad en el servicio. Todo esto conlleva disponer de aislantes acordes para las tensiones empleadas, secciones de conductores aptas para la intensidad de transporte, unos límites de potencias

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[1] Introducción al Despacho Económico Cap. XIV Pág. 339 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M. Mujal Rosas.


COSTOS Y PRESUPUESTOS

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máximas para los alternadores, y de una infraestructura de instalaciones que permitan el flujo de potencia deseado sin sobresaltos. El precio de estos elementos e instalaciones también gravará el beneficio final, pero nunca, por esto, se emplearán. -

Economía de servicio: una vez se han cubierto las necesidades de seguridad, y de calidad de servicio, entonces (y nunca antes), se procederá al despacho económico, es decir a sacar el máximo partido económico de la instalación. 2

Es muy diferente la formulación de un problema de optimización económica en un sistema eléctrico de potencia dependiendo del tipo de generación existente en el sistema; en general, se distingue entre generación de origen térmico y generación de origen hidráulico. En la generación de origen exclusivamente térmico: se calcula el reparto de cargas suponiendo que las unidades seleccionadas pueden atender cualquier demanda de potencia, dentro de los límites permitidos para cada unidad. El despacho económico se puede realizar con intervalos de pocos minutos suponiendo que la demanda de potencia se mantiene constante durante cada intervalo. La optimización es un proceso estático en el cual no es importante la variable tiempo.

Figura 2: Transmisión Eléctrica. 2

[1] Introducción al Despacho Económico Cap. XIV Pág. 339 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M. Mujal Rosas.



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En la generación de origen hidráulico: será necesario considerar la disponibilidad de agua para generación en cada central durante el intervalo para el que se realiza el estudio; el proceso de optimización será dinámico y tendrá en cuenta la evolución de la demanda de potencia con el tiempo, de forma que la potencia asignada a cada central para satisfacer la demanda de potencia total no requiera una cantidad de agua superior a la disponible para generación de energía eléctrica. En el funcionamiento de un sistema eléctrico se debe asegurar la máxima calidad y continuidad en el servicio con un mínimo coste; para conseguir tales fines son necesarias una serie de operaciones de medida, análisis y control, entre los que se encuentra el despacho económico. 3

2.- Objetivos. En el presente trabajo monográfico nos centraremos en los objetivos específicos: -

Conocer la Metodología que se emplea para el Cálculo de los Costos Marginales.

-

Conociendo la demanda de potencia total en el sistema, averiguar la potencia que debe suministrar cada unidad para que el coste total de generación sea mínimo.

-

Tener conocimiento de los métodos usados.

-

Desarrollar la metodología actual: el modelo Perseo. Fijar las variables para calcular el Despacho Económico.

Los objetivos secundarios vienen dados por: -

Tener referencia de quienes elaboran los despachos para su aplicación.

-

Conocer las diferentes entidades encargadas y el papel que desempeñan. Profundizar en el tema del sector eléctrico. Entender que es competencia de un Ingeniero Mecánico investigar y relacionarse con el sector eléctrico nacional.

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[1] Introducción al Despacho Económico. Cap. XIV Pág. 339 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M. Mujal Rosas.



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3.- Antecedentes. 3.1.- Modelo Junín. El modelo JUNIN utilizado en el SICN realiza una representación uninodal del sistema (SICN) acumulando toda la oferta y la demanda del sistema en un único nodo. Optimiza sólo la operación de un embalse (el Lago Junín) y las hidroeléctricas asociadas al mismo (las centrales hidroeléctricas de Malpaso, Santiago Antunez de Mayolo y Restitución). El algoritmo de optimización que utiliza se vale de un procedimiento recursivo que hace uso de la programación dinámica estocástica como herramienta de decisión en la determinación del programa de operación de mínimo costo.4

Figura 3: Central Electrica de Malpaso. Este modelo se constituyó originalmente como un modelo integral aplicado al SICN y posteriormente fue descompuesto en tres modelos que se utilizaban y que separaban las funciones que realizaba el modelo original para calcular por separado el valor del agua (modelo JUNRED), los costos marginales (modelo JUNTAR) y la programación de la operación anual de las unidades generadoras del sistema (modelo JUNANO). Todos los modelos matemáticos de optimización de sistemas hidrotérmicos utilizados hasta la fecha (Junín, Camac, Perseo) presentan limitaciones respecto a la finalidad específica de un agente determinado. En nuestro caso, la finalidad primordial era el 4

Modelos Matemáticos de Cálcul o de Costos Margi nal es: Modelo JUNIN



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manejo óptimo del embalse del lago Junín incorporando restricciones ambientales, por lo que el Consultor prefirió el enfoque de optimización inmerso en modelo Junín (programación dinámica estocástica) al utilizado por el modelo Perseo (programación lineal) con fines de fijación tarifaria (que pone énfasis en el modelado de la red de transmisión) aún a costa de no representar el comportamiento de otros embalses del modelo. Cabe resaltar que las matrices de potencia generable no han de modificarse mucho, dado que la forma de operación de una C.H. no varía mucho una vez que se decide si operará en punta (reservorio diario) o en base.(caudal constante). En este sentido, los embalses más importantes son aquellos que tienen capacidad de regulación estacional (embalses grandes) y al mismo tiempo asociados a capacidad de generación igualmente grande; situación que aún mantienen las C.H. de la cuenca del Mantaro.

Figura 4: Central Hidroeléctrica del Mantaro.

3.2.- Modelo Camac. El modelo CAMAC utilizado en el SIS considera la red de transmisión y optimiza la operación de múltiples cuencas hidrográficas, donde cada cuenca puede constar de varios embalses interconectados y una sola central hidroeléctrica ubicada como elemento final del flujo de agua de la cuenca, así como de una demanda de agua a la salida de la central hidroeléctrica, que condiciona su operación.



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El algoritmo de optimización que utiliza consiste en un procedimiento recursivo que utiliza en cada etapa un algoritmo de flujo en redes generalizado que determina el programa de operación de mínimo costo del sistema, el cual se representa mediante una abstracción lineal. 5 El modelo CAMAC se usó en el Osinerg en el año 1998, en la Comisión de Tarifas Eléctricas Informe SEG/CTE Nº013-98:

Figura 5: Central de Transmisión Eléctrica.

Este modelo de despacho de energía para múltiples nudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación dinámica dual estocástica para la determinación de los costos marginales del sistema. Ha sido sustituida por el modelo PERSEO, el cual resuelve las limitaciones de este modelo utilizado, con anterioridad a la existencia del SEIN, para el cálculo de los 5

Modelos Matemáticos de Cálcul o de Costos Margi nal es: Modelo CAMAC



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precios de energía en barra en los Sistemas Interconectados Centro Sur (Modelo CAMAC), el cual no se considera adecuado para representar las com plejidades del sistema hidrotérmico nacional.

Figura 6: Oficina Principal del OSINERGMIN.

4.- El Despacho Económico. Definición: El despacho económico consiste básicamente en usar los recursos energéticos (térmicos hidráulicos, solares, eólicos, etc.) disponibles para la generación de energía eléctrica en una forma óptima de tal manera que cubra la demanda de electricidad a un mínimo costo y un determinado grado de confiabilidad, calidad y seguridad. Este consiste también en conocer la cantidad de potencia que debe suministrar cada generador para satisfacer una condición de demanda de los consumidores minimizando los costos de generación del sistema eléctrico sujeto a diferentes tipos de restricciones operativas de las plantas de generación tales como: rapidez para tomar la carga en el sistema caldera, turbina, generador, límites de generación, reservas rodantes, tipos de combustible, etc.



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Sin dejar a un lado las restricciones de transmisión y seguridad de la red eléctrica. El Despacho Económico de sistemas eléctricos, en general, tiene como objetivo minimizar el costo total de producción para el sistema, y consecuentemente la menor tarifa de corto plazo para el consumidor. Determina, entre otros, la magnitud de la generación (potencia y energía) de cada grupo térmico en cada una de las etapas del horizonte de estudio. El costo de producción está compuesto de los costos de operación de los grupos térmicos y del costo de déficit (falla en el abastecimiento de la demanda). Los costos de operación de una planta térmica se compone de: costos combustibles , los cuales representan más de la mitad del costo total de operación y son determinados en base del consumo específico, del poder calorífico, del precio de los combustibles y de la generación neta de la planta; y costos no combustibles que corresponden a los gastos de operación y mantenimiento, los cuales dependen del nivel de generación.

4.1.- Modelo Perseo. 4.1.1.- Breve Reseña. El Modelo El Modelo PERSEO (Planeamiento Estocástico con Restricciones en Sistema Eléctricos) permite calcular los Costos Marginales en cada una de las barras del Sistema Eléctrico. Fue desarrollado en el año 2000 por la ex Comisión de Tarifas Eléctricas - CTE (actualmente Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG – GART) para reemplazar a los modelos existentes: JUNIN y CAMAC, que se empleaban en los sistemas Centro Norte y Sur respectivamente; todo esto ante la interconexión de ambos sistemas en octubre del 2000. Este modelo optimiza la programación de la operación Hidrotérmica, tomando en cuenta las características operativas y restricciones del sistema. 6

4.1.2.- Descripción del Modelo. El modelo tiene como objetivo optimizar el problema de la programación de la operación a mediano plazo, buscando el óptimo que minimice el costo total de la

6

[15] Breve Reseña, Modelo Pers eo- Cap. V Pá g. 52.



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operación para un Período de estudio, y en función a este plan óptimo obtener los Costos Marginales en cada barra. 7

4.1.3.- Principio de Funcionamiento. El modelo contempla dos etapas: • Aplicación de un modelo iterativo que permite determinar en que medida se pueden

abastecer las demandas de riego y agua potable así como los coeficientes de pérdidas de las líneas de transmisión eléctrica en las cercanías del punto óptimo de operación. • Aplicación de un modelo Definitivo que incorpora la información de la etapa anterior

y determina la operación óptima y los costos marginales del sistema. Principales Características: -

Multi – embalse: representación individual de cada embalse, toma de agua, canal de conducción, cuenca hidrográfica, etc. Multi – nodo: representación de cada barra del sistema de transmisión empleado en el estudio y del efecto de sus pérdidas. Multi – escenario: permite evaluar el desempeño del sistema ante diversos escenarios hidrológicos, generados a partir del registro histórico de caudales afluentes.

Sus Principales Resultados Se muestran por secuencia hidrológica, etapa y bloque. Se presentan por cada variable: -

7 8

Costos marginales de corto plazo. Reportes de congestión. Costos de operación. Costos de falla. Caudales turbinados y vertimientos. 8

[15] Descripción del Modelo, Modelo Perseo- Cap. V Pág. 53. [15] Pri ncipal es Características - Principales Resul tados, Modelo Perseo- Cap. V Pág. 53.



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4.2. Metodología-Operación Óptima De Sistemas Hidrotérmicos 4.2.1. Introducción. El problema de la operación de sistemas eléctricos competitivos es una clase particular del problema de optimización de la producción de corto plazo, donde: 

El bien que se produce es la energía eléctrica.



Los recursos disponibles son el parque generador (plantas termoeléctricas, hidroeléctricas, embalses de regulación, canales de conducción, etc.).



El mercado está compuesto por la oferta correspondiente al parque generador, mientras que la demanda del mercado corresponde a la demanda eléctrica que debe ser abastecida.

Debido a que el problema es de corto plazo y netamente de operación, el parque generador (existente y el programado a entrar en operación) para este horizonte es conocido, por lo tanto, no es posible escoger entre nuevas alternativas de inversión. Aqui se presenta el modelamiento del problema, la formulación matemática y la descripción del procedimiento de optimización adoptado. Se hace hincapié en el hecho de que el procedimiento adoptado contempla dos etapas en el proceso de búsqueda del optimo, inicialmente se muestran las ecuaciones básicas contempladas en el modelo final, y posteriormente se detallaran los pasos previos que llevan a la determinación de los parámetros necesarios en la formulación final, mediante la aplicación de un modelo iterativo inicial que permite determinar en qué medida se pueden abastecer las demandas de riego y agua potable así como determinar los factores de pérdidas de la red de transmisión eléctrica en las cercanías del punto óptimo de operación. En todos los casos analizados, el problema de la operación es formulado matemáticamente como un problema de Programación Lineal de Costo Mínimo, el cual se resuelve utilizando la herramienta CPLEX de ILOG que cuenta con múltiples métodos de solución de problemas lineales, tales como algoritmos de flujo en redes, algoritmos de punto interior y algoritmos matriciales. Se experimentó con los diversos algoritmos disponibles, y se halló como el de mejor desempeño aquel que utiliza el método Primal - Dual. Cabe señalar que las técnicas de solución de problemas lineales derivan las sensibilidades utilizadas en el proceso de tarifación como resultado del Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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proceso de busca del optimo, sin necesidad de esfuerzo adicional y que no es menester de este manual introducir la teoría del método de solución seleccionado, pues se puede hallar en cualquier libro de investigación de operaciones o de programación lineal.

4.2.2.- Operación De S istemas Térmicos Puros. Un sistema eléctrico térmico puro, como el mostrado en la figura 7, está compuesto de un conjunto finito de plantas, las cuales deben operar en un régimen de competencia para abastecer el mercado eléctrico. Para fines de simplificación, se considera que toda la oferta y la demanda están concentrados en una sola barra.

Figura 7: Abastecimiento del Mercado con Generación Térmica Pura. La operación de este sistema se puede obtener a través del denominado Despacho Económico, el cual se describe en la sección siguiente. 4.2.2.1 Despacho Económico en Sistemas Térmicos. El Despacho Económico de sistemas eléctricos, en general, tiene como objetivo minimizar el costo total de producción para el sistema, y consecuentemente la menor .-

tarifa de corto plazo para el consumidor. Determina, entre otros, la magnitud de la generación (potencia y energía) de cada grupo térmico en cada una de las etapas del horizonte de estudio. El costo de producción está compuesto de los costos de operación de los grupos térmicos y del costo de déficit (falla en el abastecimiento de la demanda). Los costos de operación de una planta térmica se compone de: costos combustibles, los cuales representan más de la mitad del costo total de operación y son determinados en base del consumo Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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específico, del poder calorífico, del precio de los combustibles y de la generación neta de la planta; y costos no combustibles que corresponden a los gastos de operación y mantenimiento, los cuales dependen del nivel de generación. 4.2.2.2.- Formulación Matemática del Despacho Térmico. La formulación típica del despacho económico considera al déficit como una planta adicional de generación térmica con un altísimo costo de operación (costo de falla). En programación lineal, generalmente se usa el siguiente modelo:

Dónde: 

Índice de las plantas de generación térmica



Índice de las etapas



Número de plantas de generación térmica



Número de etapas del horizonte de estudio

 

Costo de operación de la j-ésima planta térmica en la etapa t



Generación de la j -ésima planta térmica en la etapa t

  

Capacidad disponible de generación de la j -ésima planta térmica en la

etapa t Demanda del mercado de energía en la etapa t



Además: 

 

Multiplicador dual que expresa la sensibilidad del costo de producción a la Variación de la demanda en la etapa t



  



Multiplicador dual que expresa la sensibilidad del costo de producción a la Variación de la capacidad disponible de generación de la j-ésima planta térmica.



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Estas sensibilidades representan los costos marginales de corto plazo y se usan en la elaboración de estructuras tarifarias de los sistemas eléctricos. La solución del Despacho Térmico y consecuentemente la derivación de las sensibilidades asociadas al problema matemático es simple y por lo general no requiere de procesos sofisticados de optimización. El método más conocido es el denominado ―Or den de Prioridades‖ o ―Lista de Mérito‖, que consiste en cargar las plantas térmicas por

costo creciente de operación hasta completar atender la demanda del total del mercado.

4.2.3.- Operación de Sistemas Hidrotérmicos. En un sistema hidrotérmico, los suministradores de energía eléctrica son, como se muestra en la figura 8, las plantas termoeléctricas e hidroeléctricas. El consumidor se representa por la demanda del total del mercado eléctrico. Las plantas hidroeléctricas turbinan el agua regulada por uno o más embalses dispuestos o no en cascada a lo largo de una o más cuencas hidrográficas.

Figura 8: Abastecimiento del Mercado Eléctrico Hidrotérmico.



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La característica más importante en la operación de los sistemas hidrotérmicos lo constituye el manejo de la energía hídrica almacenada en los embalses del sistema, buscando evitar así los gastos de combustible que ocasionaría la generación térmica. Si bien es cierto que el agua embalsada no tiene un precio directo, la disponibilidad de esta energía gratuita está restringida por la capacidad de almacenamiento de los embalses y por la incertidumbre de los caudales afluentes al sistema, introduciéndose entonces una dependencia entre la decisión operativa presente y los costos operativos futuros. En otras palabras si se utilizan las reservas de agua para evitar costos por generación térmica en la actualidad y en el futuro ocurriese una sequía, podrían ocurrir costos por racionamiento muy elevados. Si por otro lado, se decide almacenar agua incurriendo en un mayor uso de generación térmica en la actualidad y ocurre una afluencia futura elevada, ocurrirán vertimientos en los embalses con el consiguiente desperdicio de energía y ocasionando un aumento de los costos operativos. Esta situación se sintetiza en la figura 9.

Figura 9: Proceso de decisión de Sistemas Hidrotérmicos.



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Como consecuencia para determinar una política de operación confiable es necesario considerar múltiples escenarios de afluencia hidrológica, y considerar como política optima los valores de operación más probables, es decir el promedio de todos los escenarios hidrológicos que se consideren. El beneficio que produce el correcto manejo de la operación de los embalses de un sistema eléctrico hidrotérmico, se mide mediante la función de costo total, es decir, como la suma de la función de costo inmediato FCI (asociado a los costos de producción de energía térmica en la etapa actual) y de la función de costo futuro FCF (asociado a los costos operativos esperados por generación térmica y los costos de déficit, en etapas posteriores) en que se incurre de acuerdo a las decisiones operativas adoptadas por los embales del sistema (ver figura 10).

Figura 10: Costos asociados a la operación de los embalses.

La operación óptima a mínimo costo total del sistema hidrotérmico corresponde al punto en el cual las derivadas de las funciones de costo inmediato y futuro son iguales (ver figura 11). Estas derivadas de las curvas de costos son conocidas como valores del agua, y están asociadas a la economía de la totalidad de combustible desplazado en la Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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actualidad y en el futuro. Como consecuencia el valor de la energía producida por los grupos hidroeléctricos asociados a los embalses, si bien no tiene un costo directo como en el caso de las unidades térmicas, tiene un valor indirecto que depende de la política de manejo de la energía hídrica. La determinación correcta del valor del agua tiene gran importancia ya que a diferencia de en los sistemas térmicos, donde el cálculo del costo marginal y su interpretación son directos (pues corresponde al costo de producción de la unidad de mayor costo variable que despacha), los costos marginales que se calculan en sistemas hidrotérmicos son difícilmente explicables y verificables, pues reflejan el valor esperado de los costos de oportunidad de las hidroeléctricas a lo largo de los años y múltiples escenarios hidrológicos.

Figura 11: Uso Óptimo del Agua.

De todo lo anterior se concluye que el problema de la operación de sistemas hidrotérmicos es: -

Dinámico y no separable, puesto que el manejo de los recursos energéticos a través las decisiones operativas actuales y futuras no son independientes en el



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tiempo, sino que están enlazadas por las políticas de operación de los embalses -

del sistema. Estocástico, debido a la incertidumbre de los caudales afluentes al sistema, los

-

cuales varían estacionalmente, y año tras año. Antagónico, ya que los objetivos de operación de mínimo costo y de suministro confiable resultan no complementarios pues la mayor economía se obtiene al generar la mayor cantidad de energía hidráulica pero se corre el riesgo de no abastecer la demanda en el futuro; y a la vez la política de operación más confiable corresponde a almacenar la mayor cantidad de agua posible, pero esto significa utilizar más energía térmica. El equilibrio entre los costos operativos y confiabilidad se obtiene a través de un costo de déficit, que representa el impacto

económico asociado a la interrupción del suministro. De gran tamaño, debido a que generalmente existen múltiples embalses y centrales hidroeléctricas interconectadas en un sistema hidrotérmico y a que se realiza una optimización multi-etapa. 4.2.3.1.- Formulación Determinística del despacho Hidrotérmico. 4.2.3.1.1.- Función Objetivo. El problema de la operación óptima determinística de corto plazo enfoca la evolución del sistema a lo largo del tiempo; considera conocidas las variaciones mensuales de las disponibilidades hidrológicas y de las demandas de energía eléctrica del sistema. La operación busca minimizar el costo de producción de energía eléctrica para todo el horizonte de estudio; el cual se compone normalmente de los costos de generación térmica y eventuales costos de déficit. Si el déficit se modela como un generador termoeléctrico ficticio con un costo de operación elevado. Entonces, la función objetivo, en forma matemática, está dada por la siguiente expresión:

4.2.3.1.2.- Restricciones Operativas A continuación se describen el conjunto de restricciones operativas de corto plazo: Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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4.2.3.1.2.1.- Cobertura de la Demanda (Balance de Energía) El balance de energía en el punto donde se concentra la oferta con la demanda, está dado por:

Dónde: 

Índice de las plantas generadoras



Número de plantas de generación hidroeléctrica



Generación de la i-ésima planta hidroeléctrica en la etapa t, dada por:

Cabe notar que la expresión asume dos simplificaciones: i. Existencia de una turbina por planta: esta simplificación es adoptada en este trabajo por simplicidad de manera de facilitar la comprensión del lector. En la práctica, sin embargo, puede existir más de una turbina por planta. ii. Rendimiento constante: En la práctica, el rendimiento de una planta puede variar significativamente con el total del agua almacenada y con la altura del canal de fuga. A pesar de que estas variaciones sean importantes para la evaluación de la evolución horaria del embalse, por lo general no son significativas en estudios con periodos mensuales. Finalmente, combinando expresiones, se obtiene:



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4.2.3.1.2.2.- Límites de Generación. Las generaciones hidroeléctricas y termoeléctricas están acotadas por valores máximos, mientras que la generación hidráulica puede estar adicionalmente acotada por mínimos:

4.2.3.1.2.3.- Ecuaciones de Conservación del Agua. Las ecuaciones de conservación del agua representan el balance hídrico en cada punto del sistema, es decir, el total de agua que entra en cada punto (elemento de la cuenca hidrográfica) debe ser igual al total de agua que sale.

Este balance depende del elemento del sistema hidráulico, sin embargo es posible reducir los casos a dos básicos, a partir de los cuales se pueden derivar todos los otros. Balance En Embalses El volumen final del embalse en la etapa t es igual al volumen inicial (final de la etapa anterior), más las entradas de agua (caudales incrementales afluentes y caudales provenientes de las plantas aguas arriba), menos las pérdidas por evaporación, y los volúmenes turbinados y vertidos en el propio embalse.



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Dónde: 

Volumen de agua almacenado en el embalse de la i-ésima planta al inicio de la etapa t (igual al volumen almacenado en la etapa t-1)

 Volumen de agua afluente al embalse de la i-ésima planta durante la etapa t 

Volumen de agua vertido por la i-ésima planta durante la etapa t



Conjunto de plantas aguas arriba de la i-ésima planta



Volumen de agua evaporada en el embalse de la i-ésima planta en la etapa t



Porcentaje de evaporación respecto del volumen almacenado en el embalse

Balances En Reservorios Los reservorios se asume son del tipo que brindan regulación diaria, de modo que su operación está referida solo a los bloques horarios que constituyen cada etapa, por lo que el volumen final del reservorio al igual que el inicial en la etapa t es nulo. Dentro de la etapa el volumen del reservorio en el bloque k es igual al volumen inicial (final del bloque posterior), más las entradas de agua (caudales increméntales afluentes y caudales provenientes de las plantas aguas arriba), menos los volúmenes turbinados y vertidos en el propio reservorio durante cada bloque horario. Debe quedar claro que la finalidad de Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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incluir los reservorios dentro de la formulación es la de modelar con mayor detalle la disponibilidad de agua por parte de las centrales hidroeléctricas al nivel de los bloques horarios de demanda de cada etapa.

Dónde: 

Volumen de agua almacenado en el reservorio de la i-ésima planta durante la etapa t en el bloque k.

 Volumen de agua afluente al embalse de la i-ésima planta durante la etapa t 

Volumen de agua vertido por la i-ésima planta durante el bloque k de la etapa t



Conjunto de plantas aguas arriba de la i-ésima planta

4.2.3.1.2.4.- Límites Operativos de los Embalses. Los volúmenes de los embalses tienen límites físicos, mínimos  y máximos ̅  :

4.2.3.1.2.5.- Límites Operativos de los Reservorios. Los volúmenes de los reservorios tienen límites físicos máximos ̅  :



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4.2.3.1.2.6.- Límites Operativos de los Caudales Regulados. Los caudales regulados aquí representados por  ; donde:

Están acotadas por valores mínimos (por ejemplo, en casos de restricciones de irrigación, navegación o recreación):

O límites máximos (por ejemplo, en casos de grandes avenidas):

4.2.3.1.2.7.- Extensión de las Ecuaciones de Conservación Básicas al Resto del Modelo. Las cuencas hidrológicas se modelan a partir de sus componentes elementales (embalses, reservorios, centrales hidroeléctricas y puntos de interés), las cuales se relacionan unas con otras por las trayectorias físicas que las unen, y a través de las cuales el agua del sistema fluye. Los embalses y reservorios como se vio en los puntos anteriores son elementos capaces de almacenar y/o transferir agua (energía) dentro de sus respectivos ámbitos temporales. Por otro lado las centrales hidroeléctricas desde el punto de vista hidráulico son elementos de paso del agua que fluye en el sistema, sin capacidad de almacenarla y/o transferirla en el tiempo; y como el ámbito de interés de su operación se refiere a los bloques horarios de demanda, el balance de caudales se debe hacer referido a esa resolución temporal por lo que sus ecuaciones son las mismas de un reservorio sin capacidad de almacenamiento y sin afluencia de caudal alguno, ni vertimiento.



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Existen otros elementos adicionales, que también sirven solo de paso al agua que fluye por el sistema, pero que no transform an la energía hidráulica en energía eléctrica, a estos elementos en este trabajo se los denominó puntos de interés y su ecuación de balance hídrico corresponde a la de un embalse sin capacidad de almacenamiento.

Finalmente, las trayectorias de agua que unen a los embalses, reservorios, centrales hidroeléctricas y puntos de interés son caudales regulados que además de tener un sentido definido presentan pérdidas de caudal en el proceso de transportar el agua de un punto a otro, estas pérdidas pueden deberse a filtraciones, evaporaciones u otra causa y se representan en mediante un factor que relaciona el caudal que entra a la trayectoria con el que sale de la misma. 4.2.3.1.2.8.- Metas Operativas. Algunos modelos de operación óptima consideran restricciones de meta relacionadas con el agua (energía) almacenada al final del horizonte de estudio, expresados como: volúmenes - meta, valor del agua, etc. Estas restricciones son relevantes en estudios de corto plazo, cuando se desea valorar la utilización futura de un bien escaso. Sin embargo, en estudios de medio y largo plazo, por lo general, no son tomados en cuenta, tal como lo muestra el siguiente análisis. La figura 12 presenta la evolución del volumen de un embalse hipotético. Se puede observar que en el periodo t * toda la capacidad de regulación del embalse está agotada. De este modo, se quiebra la ―unión temporal‖ entre el período t * y los periodos subsiguientes, ya que no es posible ―transportar ‖ más agua después de este instante; la evolución del embalse posterior a

este punto es independiente de las decisiones pasadas, y se asume ―nueva vida‖, es decir, comienza un nuevo ciclo de planeamiento. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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Por este motivo, normalmente el horizonte de estudio es una función de la capacidad de regulación de los embalses del sistema; el cual debe ser lo suficientemente largo como para que los embalses pasen por sus respectivos períodos secos y húmedos.

Figura 12: Evolución de un Embalse a lo Largo del Tiempo. 4.2.3.2.- Formulación Matemática de la Optimización Determinística. El problema de la operación óptima determinística está compuesto de la función objetivo y de las restricciones.



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4.2.3.2.1.- Incorporación de la Red de Transmisión. En esta sección se muestra el efecto de las restricciones de la red de transmisión, representado a través de un modelo de intercambio de energía entre áreas o regiones del sistema. La figura 13 muestra una red simplificada con tres regiones de generación/carga, interconectadas a través de líneas de transmisión. Así mismo, se puede observar las distintas posibilidades del sentido del flujo de energía entre las regiones.

Figura 13: Sistema Eléctrico con Intercambios de Energía entre Regiones.

El intercambio de energía entre las regiones, representadas por barras equivalentes, se modela a través del siguiente conjunto de restricciones: 4.2.3.2.1.1.- Balance de Energía.

Dónde: 

Índice de las barras equivalentes



Número total de barras equivalentes en el sistema.



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

Conjunto de líneas de transmisión conectadas a la barra equivalente k.



Flujo de energía de la barra equivalente m para la barra equivalente k en la etapa t.



Coeficiente de pérdidas del flujo de transmisión de m para k durante la etapa t, expresado en % del flujo actual.



Demanda de energía en la barra equivalente k durante la etapa t

4.2.3.2.1.2.- Límites de Intercambio. Los intercambios de energía entre las regiones están acotadas en valores máximos y mínimos:

Donde   es la capacidad permitida de transporte de la línea de transmisión que une ̅ las barras equivalentes m y k. 4.2.3.2.2.- Modelo de Optimización incluyendo las Restricciones de la Red de Transmisión.



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4.2.3.3.- Formulación Estocástica del Despacho Hidrotérmico. El problema de la operación óptima estocástica considera las incertidumbres propias de los escenarios futuros, normalmente asociados a los caudales afluentes en los embalses y bocatomas. La existencia de múltiples escenarios futuros de operación conduce al concepto de índices esperados. En este caso, no se busca minimizar el costo de operación, el cual ahora depende de variables no conocidas, sino más bien el valor esperado del costo de operación.

4.2.3.3.1.- Árbol de Escenarios. El problema estocástico se puede representar como un árbol ilustrado en la figura 14. Si se parte del escenario C0 en la etapa 1, y se suponen dos ocurrencias posibles (también llamadas transiciones), por ejemplo, escenarios hidrológicos seco y húmedo, existen dos posibles escenarios futuros para la etapa 2. Nuevamente, si se suponen dos posibles transiciones, se obtienen cuatro escenarios para la etapa 3. Si se asume que el proceso continúa, en un número razonable de etapas y transiciones, el número de escenarios futuros se puede volver inmanejable.



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Figura 14: Árbol de Escenarios Hidrológicos de Operación. Es importante notar, sin embargo, que no existe ninguna exigencia en cuanto al número de transiciones o la forma de abertura del árbol. Por ejemplo, el árbol de escenarios de la figura 3.8 se puede representar en la forma como se ilustra en la figura 15, la cual es una sucesión de escenarios que no necesita necesariamente utilizar el mismo número de transiciones por período. En este caso la sucesión de escenarios normalmente se conoce como secuencia hidrológica.

Figura 15: Árbol de Secuencias Hidrológicas.



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El número de escenarios necesarios para el planeamiento de la operación depende del tipo del sistema hidráulico y de la incertidumbre existente en los parámetros de interés, por lo tanto debe ser establecido con un estudio cuidadoso. En la literatura existen algunas técnicas estadísticas que se pueden utilizar para estimar el número de escenarios necesarios para evaluar con una incertidumbre deseada β el valor esperado del costo de operación del sistema. Por ejemplo, si se toma una muestra, por el Método de MonteCarlo, de un número N de posibles escenarios futuros, el valor esperado del costo de operación está dado por:

Donde C i es el mínimo costo de operación asociado al escenario i. Se puede mostrar que la incertidumbre asociada al valor esperado del costo de operación está dada por:

En otras palabras, el número de escenarios N necesario para que el valor esperado del costo de operación sea evaluado con una precisión deseada β está dado por:

Esto significa que es posible determinar el número de escenarios que deben ser utilizados; a partir de pruebas preliminares, donde son estimados el valor esperado y la varianza del costo de operación del sistema. Alternativamente al método descrito existen otro muy diversos para generar las secuencias hidrológicas, estos van desde métodos muy simples hasta otros muy sofisticados en las cuales se generan series hidrológicas de caudales sintéticos a partir de un tratamiento estadístico de los datos históricos de las variables aunado a funciones que correlacionan las afluencias de periodos pasados con las afluencias a predecir. El modelo utiliza un método directo de tratamiento de caudales que consiste en tomar una Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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muestra de N años, donde N es mayor o igual que el número de años que contempla el horizonte de interés, digamos H. Las secuencias hidrológicas se generan entonces según el siguiente esquema:

Dónde: H Número de años a considerar en el estudio de operación. m Periodo elemental observado (periodo mensual) N Número de años de la muestra histórica (N ≥ H) Este método es muy simple y presenta la ventaja de que no se requiere de análisis estadístico mientras que a la vez respeta las relaciones inter-temporales e inter-cuencas de las variables hidrológicas. La figura 16 muestra la aplicación de este método para datos hidrológicos de 22 años.



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Figura 16: Series Históricas de caudales afluentes.

4.2.3.3.2.- Modelo Matemático Estocástico. El modelo matemático de operación de sistemas hidrotérmicos para una secuencia hidrológica s, se puede representar a través del modelo recursivo en programación dinámica estocástica, mostrado en la siguiente ecuación para un entendimiento más claro del conjunto:



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Este modelo se utiliza para obtener el conjunto de variables en cada secuencia hidrológica s . Si se consideran  secuencias hidrológicas con una estructura de árbol como el mostrado en la figura 4.6, entonces es posible obtener el valor esperado de las variables a través de:



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Donde   es la probabilidad de ocurrencia de la secuencia hidrológica s , que en el modelo es igual a 1/ , pues se asume una distribución uniforme de la probabilidad de ocurrencia de cada secuencia hidrológica s considerada.

4.2.4.- Modelo Inicial de Optimización para Resolver la Operación HidroTérmica. Debido a la importancia de la representación de las pérdidas energéticas y eléctricas en la operación de los sistemas hidrotérmicos y consecuentemente en la determinación de los costos marginales de corto plazo, se necesita de una estrategia especial para la solución del modelo matemático del despacho hidrotérmico. El tratamiento de las pérdidas energéticas de la red hidráulica se realiza de una manera directa, asumiendo una correspondencia lineal entre las pérdidas de los elementos hidráulicos y el agua que fluye o que se almacena en los mismos. Esto debido a que difícilmente se presentan pérdidas suficientemente apreciables de modo que puedan afectar los costos marginales del sistema y a que no se pueden modelar haciendo uso de una única fórmula; por lo que tratar de introducir formulas aproximadas para cada caso especial del sistema hidráulico no sería razonable. Por otro lado las pérdidas eléctricas si tienen un efecto notorio en el valor de los costos marginales por lo que se necesita de un mayor detalle en su representación.

4.2.4.1.- Tratamiento de la Red de transmisión. En la sección anterior se formularon las restricciones de intercambio de las líneas de transmisión y se indicó que esta es una función de los ángulos eléctricos de sus barras de conexión, mas no se ha hecho explícita esta ecuación. Así mismo se ha mencionado el uso de un coeficiente  , pero no se ha hecho mención de cómo se determina, además se formuló que    con lo cual se está restringiendo el sentido del flujo de energía en la línea de transmisión, de modo que es necesario determinar las condiciones que previas llevan a la aplicación de este modelo; siendo para ello necesario el uso de un modelo inicial que permita situarse en la vecindad del punto de operación optimo sobre cuyos resultados se construye el modelo definitivo.



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4.2.4.1.1.- Modelamiento del Flujo de Potencia a través de las Líneas de Transmisión. Como es sabido el flujo de potencia entre dos puntos de una red de transmisión eléctrica no es una función lineal y está dado por las siguientes ecuaciones:

Dónde:  

Nivel de tensión y ángulo eléctrico de la barra equivalente k.

  

Nivel de tensión y ángulo eléctrico de la barra equivalente m.

   

Conductancia y susceptancia eléctrica entre las barras equivalentes m y k.



Flujo de potencia que abandona la barra equivalente m hacia la barra equivalente k.



Flujo de potencia que llega a la barra equivalente k desde la barra equivalente m.

Estas ecuaciones no pueden incorporarse en un modelo lineal, sin embargo se acepta que un sistema eléctrico bajo condiciones de estabilidad de tensión y control de reactivos la diferencia angular θ m−θ k es muy pequeña y las tensiones Em , Ek son muy próximas a su valor nominal (1 p.u.); por ello las ecuaciones se pueden aproximar mediante:

El término cuadrático representa el componente de pérdidas de transmisión del flujo de potencia a través de la línea, su incorporación en el modelo se realizara indirectamente,



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por lo cual inicialmente se ignoran dichas pérdidas de manera explícita. Por ello las ecuaciones (3.27) se reducen a:

4.2.4.1.2.- Modelamiento de las Pé rdidas de las Líneas de Transmisión. Las ecuaciones sugieren que las pérdidas de transmisión se pueden modelar como cargas adicionales ubicadas en las barras de conexión de la línea de transmisión, tal como se muestra a continuación.

Esto lleva a la aplicación de un procedimiento iterativo en el cual se calculan los ángulos  y  y las pérdidas correspondientes a los mismos hasta alcanzar un equilibrio. En el proceso se busca que    no supere el límite de capacidad de transmisión de la línea, manteniéndose    y la bidireccionalidad de flujo pues esta formulación es básicamente un flujo de potencia óptimo DC, que como se sabe no consideran pérdidas. 4.2.4.2.-Tratamiento de las Restricciones de Riego y Agua Potable. Como se vio los caudales regulados se hallan limitados en su operación por valores máximos y mínimos, pudiendo estos valores estar asociados a requerimientos de agua potable o de riego. Con la finalidad de asegurar que estas demandas de agua sean cubiertas aun ante la presencia de hidrologías extremadamente secas (evitando infactibilidades en el proceso de optimización) se hace uso de variables ficticias que suministran el caudal mínimo necesario para cumplir con estas restricciones, sin embargo al tratarse de variables ficticias que introducen caudales inexistentes se corre el riesgo de que siempre se cubra las demandas de agua haciendo uso de estas Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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variables por ello es necesario modificar la función objetivo de costos inicial, penalizando mediante un costo muy elevado cada unidad de volumen no atendido y manteniendo como objetivo la minimización de los costos totales de operación más el costo por déficit de atendimiendo de agua.

Dónde: R

índice de las demandas de riego y agua potable

T

índice de las etapas



Número de demandas de riego y agua potable



Número de etapas del horizonte de estudio



Magnitud de la demanda de agua R no atendida en la etapa t



Costo de no atender los requerimientos de agua (C  )

Es importante notar que en la ecuación (3.30) la variable  , no aparece en ninguna restricción de balance energético, por lo cual su presencia no introduce errores por caudales inexistentes que puedan filtrarse en la red hidráulica del modelo. El introducir un costo elevado fuerza a que  , se aproxime en la medida de lo posible a cero, lo cual dependerá de la disponibilidad de agua que tenga el sistema. Se asegura así, entonces, que solo ante la carencia de agua por el sistema no se cubra el riego. Aquí es necesario recordar que en la función objetivo del modelo final no se considera ningún costo por caudales no atendidos (ver ecuación 3.2), esto porque al igual que el tratamiento de las pérdidas de transmisión constituye un paso previo antes de formular el modelo final, en el cual solo se acotan las demandas de riego y agua potable de acuerdo a los valores obtenidos de iteraciones previas, lo que asegura que siempre serán cubiertas ya no siendo necesaria su incorporación en la función objetivo. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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4.2.4.3.- Modelo Inicial, Ecuaciones. El modelo matemático de operación de sistemas hidrotérmicos inicial para una secuencia hidrológica s en la iteración (n+1), se muestra a continuación:

El proceso se detiene cuando el valor absoluto de la diferencia    es menor que una tolerancia especificada , y la siguiente condición adicional es verdadera:



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4.2.5.- Modelo Final de Optimización para Resolver la Operación Hidrotérmica. La formulación y aplicación del modelo inicial da a conocer en qué momento y en qué cantidades los requerimientos de agua no pueden ser atendidos, lo que permite realizar una redistribución de estas (siempre y cuando sea necesario) de modo que puedan siempre ser satisfechas. Además, del modelo inicial se obtienen los sentidos de flujo que se esperan debe seguir la energía eléctrica a través de las líneas de transmisión, así como una aproximación al valor porcentual de las pérdidas en cada línea en la vecindad del punto óptimo de operación. La necesidad de introducir una nueva formulación a partir de los resultados del modelo inicial se debe que este es básicamente un flujo de potencia DC clásico, lo que impide que los costos marginales de las barras del sistema se diferencian por pérdidas y solo lo hagan si alguna línea llega a su capacidad limite o si existe algún generador en las cercanías de una barra. Adicionalmente al haberse incorporado en la función objetivo términos que penalizan el no atender las demandas de agua, ocasiona que el valor del agua en el sistema se distorsione cuando no se pueden cubrir estos requerimientos. A continuación se describe como la información obtenida del modelo inicial se utiliza para construir el modelo definitivo. 4.2.5.1.- Red de transmisión. Una vez conocidos los sentidos del flujo de energía en las líneas de transmisión, así como la magnitud del flujo y las perdidas esperadas se puede calcular el factor de pérdidas de la línea, mediante la relación.

Valor que se utiliza en el modelo que resume el conjunto de ecuaciones (3.20), manteniendo la ecuación:



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4.2.5.2.- Riego y Agua Potable. Conocidos los valores de las demandas de agua que no pueden ser atendidas  se replantean los límites inferiores de los caudales regulados asociados a la demanda de agua R, mediante        , y reemplazando la restricción    por     

en el modelo (3.20), asegurando de este modo que el agua

disponible sea suficiente para cubrir estas nuevas demandas de agua y no se distorsione el valor del agua.

4.3.- Detalles del Modelo. 4.3.1.- Introducción. Este capítulo describe las características fundamentales del paquete final, desarrollado para el cálculo de los costos marginales del Sistema Interconectado Nacional (SINAC). El modelo ha sido implementado en base de la teoría mostrada en los capítulos anteriores.

4.3.2.- Descripción del Modelo. Luego de haber revisado en el capítulo anterior la teoría básica del modelo definitivo, este considera: Las restricciones de medio y largo plazo; conforme se describieron en el capítulo 3, tales como: límites físicos (caudales y volúmenes), la configuración de las cuencas hidrográficas, etc. Es importante notar que las restricciones de riego mínimo para cada mes del horizonte de estudio son incluidas en el conjunto de restricciones de medio y largo plazo. Las restricciones de corto plazo; correspondientes a los reservorios de compensación y diques de regulación que tienen la capacidad de regular entre los bloques horarios, o que son usados para fines agrícolas. Así mismo a la exigencia por parte de las centrales hidroeléctricas de producir mayor potencia en las horas de punta que en aquellas fuera de punta.



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El algoritmo definitivo, esquematizado en la figura 4.x, consiste de los siguientes pasos: 1. Se plantea el Mo delo Inicial que tiene por objeto maximizar la cobertura de las demandas de agua a la vez que se minimizan los costos de operación de un modelo DC en el cual las pérdidas de transmisión se modelan como demandas adicionales. 2. Conocida la solución del modelo inicial, se calcula el valor de las pérdidas esperadas de transmisión, el sentido esperado de los flujos de energía en las líneas de transmisión en las cercanías del óptimo de operación definitivo; y los caudales que no pueden ser atendidos de manera alguna. 3. Se formula el Mod elo Final a partir de la información del modelo inicial. 4. Se Calcula el Despacho Definitiv o : con el modelo que incorpora las pérdidas de transmisión como tales y las demandas de agua redefinidas, se calcula nuevamente el despacho de las centrales hidroeléctricas y térmicas. También en esta fase se calculan los costos marginales de barra.

Figura 17: Formulación del Modelo Inicial. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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Es importante destacar que el resultado del algoritmo no pretende ser un despacho para el SINAC. Para alcanzar esta opción, sería necesario considerar otras restricciones adicionales, tales como: la toma de carga, restricciones de partida y parada, tiempos mínimos de funcionamiento en las unidades termoeléctricas, etc.; las cuales no pueden ser contempladas por el modelo desarrollado. 4.3.2.1.- Consideración de los Caudales Afluentes. Uno de los resultados que se obtienen de la aplicación del modelo es la mejor utilización (la óptima) de los recursos existentes, incluidos los hidráulicos. Por lo tanto, se busca la regulación óptima que permita llegar al menor costo posible de operación. Para lograr este objetivo, es necesario conocer los caudales (o posibles caudales) naturales disponibles: de la precisión de la información depende la calidad del resultado. Es importante remarcar que la utilización de caudales regulados, al contrario de los naturales, puede destruir la optimización: los caudales regulados contienen, en sí, la operación pasada, la cual no es necesariamente la óptima, y pueden, por lo tanto, implicar en costos mayores de operación. Otra consideración importante se refiere a la utilización de un único caudal medio en substitución a diversas secuencias de posibles caudales. El caudal medio puede, por ejemplo, ―ocultar‖ la información de sequías neutralizadas por caudales generosos en otras secuencias. Así, la información de posibles situaciones desfavorables puede ser bastante atenuada o inclusive desaparecer, y consecuentemente los costos de operación esperados pueden ser bastantes optimistas con relación a los reales. En este sentido, el modelo desarrollado utiliza secuencias de caudales generados sucesivamente a partir de los años históricos registrados, de acuerdo al procedimiento descrito en los capítulos anteriores. El resultado óptimo corresponde al valor esperado del costo de operación de acuerdo con lo que establece la Ley de Concesiones Eléctricas. 4.3.2.2.- Restricciones de Riego. Las restricciones de riego se consideran como caudales mínimos (y máximos) que deben ser respetados, a menos que no exista disponibilidad hidrológica, debido por ejemplo, a una sequía.



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4.3.2.3.- Restricciones de Mantenimiento. En el modelo se han implementado los mantenimientos de las centrales hidroeléctric as y grupos térmicos. El mantenimiento se especifica por el número de días por mes y el número de horas de mantenimiento por día, diferenciándose por mantenimientos en horas de punta y fuera de punta. 4.3.2.4.- Modelo del Sistema Eléctrico. El modelo eléctrico representa las líneas más importantes del sistema de transmisión. El modelo puede considerar y representar aproximadamente cien barras y ciento cincuenta líneas de transmisión, aunque se podría extender si la memoria de la computadora lo permitiese.

4.3.2.4.1.-Pérdidas de Transmisión. Las pérdidas de transmisión se calculan inicialmente a partir de los parámetros y ángulos eléctricos del sistema de transmisión:

Donde  es la conductancia,  la tensión de operación de la línea y    son los ángulos eléctricos de las barras de conexión de la línea. El uso de la ecuación conduce a una aproximación bastante buena y por otro lado, permite una simplificación importante al posibilitar el cálculo del coeficiente y mk con suficiente precisión, permitiendo que el modelo pase a ser completamente lineal, lo cual permite un ahorro substancial de tiempo computacional y una ganancia significativa en simplicidad y eficiencia del modelo. El algoritmo final para el cálculo del flujo de potencia en las líneas y los costos marginales en las barras corresponde a: I.

Cálculo de la operación del sistema considerando las líneas de transmisión sin pérdidas. Almacenar los flujos de transmisión actuales.



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II.


Cálculo de las pérdidas de transmisión según la ecuaciones. Inclusión de las pérdidas en el modelo inicial como demandas de energía adicionales.

III.

Nuevo cálculo de la operación del sistema.

IV.

Comparar los flujos de potencia de la corrida actual con los flujos de potencia de la corrida anterior. Si no existe cambio en el sentido de los flujos de transmisión, y el valor de la función objetivo de la corrida actual con la anterior difiere menos que la tolerancia permitida ir al paso vi. Caso contrario continuar con el paso V.



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V.


Cálculo de las pérdidas de transmisión según las ecuaciones (5.5). Inclusión de las pérdidas en el modelo inicial como demandas de energía adicionales. Ir al paso III.

VI.

Calcular los factores de perdidas esperados de cada línea y redistribuir el riego con la información del modelo inicial para construir el modelo final, calcular los costos marginales de operación. Parar.



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5.- Control de un Sistema de Potencia9. La demanda de potencia, a lo largo de un día será variable dependiendo del día de la semana considerado, de la estación del año, e incluso de la ubicación geográfica en la que se halla situado el sistema. A pesar de estas matizaciones, la curva de carga no variará mucho, presentando puntas y valles; en la curva de la figura se puede distinguir un valor mínimo, la carga de base, y un valor máximo, la punta de carga.

Figura 18: Demanda de Potencia. Aquí nos surge un problema importante. Por una parte la demanda de potencia, como queda reflejado en la figura, es muy variable con el tiempo; por otro lado, las grandes centrales productoras de energía eléctrica son poco regulables (el tiempo necesario para colocar en sincronismo un grupo térmico es muy considerable, de forma que las centrales térmicas e hidráulicas se consideran prácticamente no regulables), no pudiendo seguir la evolución de la curva de demanda; por último existe la imposibilidad de obtener un gran almacenamiento de energía eléctrica que permita, cuando sea necesario, disponer de ella. Todas estas limitaciones nos obligan a

9

[1] Control de un Sistema de Potencia Cap. XIV Pág. 340 – TECNOLOGIA ELECTRICA – Ramón M. Mujal Rosas.



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realizar una previsión de la demanda de potencia para preparar y seleccionar con suficiente antelación los grupos necesarios. Así nacen dos tipos de previsiones: las ―a corto plazo‖, y las ―a largo plazo‖:

-

Una estimación de carga a corto plazo: entre un día y varias semanas, es necesaria para la selección de las unidades que atenderán la carga y de las unidades de reserva. Es decir, con la infraestructura que disponemos, ¿cómo se utilizará para obtener el mayor rendimiento económico?, siempre considerando prioritariamente la seguridad y calidad de servicio.

-

La previsión de carga a largo plazo: cubre un período que puede ser superior a un año, y es necesaria para planificar el mantenimiento y las futuras necesidades de generación. En estas previsiones ya no se trata de seleccionar las instalaciones deberán funcionar, sino más bien, sí es necesario, ampliar, reducir o mejorar estas instalaciones.

La selección de unidades que trabajan en paralelo durante un determinado intervalo de tiempo se realiza considerando el coste de operación y ciertos aspectos técnicos, como son las características de regulación o los límites de estabilidad. A los costes de operación, que incluyen costes de combustible, de mantenimiento y amortización de las instalaciones, hay que añadir el coste de arrancada y de parada que presenta cada unidad generadora. Cada tipo de central tendrá una zona o régimen de carga donde será más útil, así de forma resumida el reparto de cargas de sistema de potencia será atendido de la siguiente forma: -

La potencia base será atendida por unidades de regulación muy lenta, cuya potencia de salida se mantendrá sensiblemente constante y que presenten una

-

gran producción de energía eléctrica; dentro de esta categoría se incluyen las centrales hidro-térmicas convencionales. El exceso de demanda sobre la carga base puede ser atendida por unidades regulables, como pueden ser las centrales hidroeléctricas y, en caso de no existir una generación suficiente de este tipo, por unidades térmicas. Estas centrales son más regulables, aunque presentan el inconveniente de no ser grandes productoras de energía.



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-


Las puntas de carga serán alimentadas por unidades cuya regulación y puesta en marcha sea muy rápida; dentro de esta categoría se encuentran las minicentrales hidroeléctricas y las unidades térmicas con turbina de gas. La potencia que pueden entregar estas unidades es inferior a las restantes.

Como más regulable sea una central, menos potencia puede entregar, así las grandes centrales térmicas o nucleares no son regulables, y en cambio las pequeñas turbinas de gas alcanzan el sincronismo en poco tiempo. Tampoco debe olvidarse que, siempre es necesario que exista una cierta generación de reserva, es decir que la potencia total disponible sea en todo momento superior a la demanda de carga prevista, así se evitarán cortes de suministro del todo indeseados. Asimismo el cálculo del despacho económico permite determinar la potencia que deben entregar las unidades seleccionadas para atender la carga de forma que el coste de generación sea mínimo, el planteamiento de este problema depende, tal como se ha mencionado en la sección anterior, del tipo de unidades generadores que existan en el sistema en estudio. Para que, en todo momento sea conocida la situación de un sistema eléctrico de potencia, es necesario disponer, de forma permanente, de un cocimiento fiable de la situación real del sistema. Los datos necesarios son obtenidos mediante medidas del estado de las líneas e interruptores, así como de la potencia activa y reactiva que fluye por cada elemento de la red. Las medidas realizadas son transmitidas a un centro de control, dispuesto para tal fin, siendo inevitable que aparezcan errores debidos a las interferencias en las líneas de comunicación o al ajuste de los aparatos de medida. La estimación de estado es una operación imprescindible para conocer con precisión y fiabilidad el estado de una red a partir de las medidas realizadas. Así del análisis de seguridad puede dar lugar a ciertos cambios en la estructura de la red (qué líneas debemos utilizar en cada momento para el transporte de energía eléctrica, por ejemplo); la selección de las unidades generadoras dará la orden de parada y puesta en marcha de los generadores (cuáles serán las unidades más apropiadas para entregar el volumen de energía demandado); y finalmente, el despacho económico indicará la potencia que debe entregar cada unidad generadora (desde el punto de vista del mayor rendimiento en beneficios). Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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Figura 19: Sistemas de Potencia.

6.- Funcionamiento Económico de los Sistemas de potencia. Antes de empezar a detallar el análisis económico es importante conocer ciertas condiciones presentes en el sector eléctrico Peruano. Todos los tipos de energía disponibles son analizados en las siguientes figuras, para comprender mejor el panorama de un diseño del mercado eléctrico en la parte de operación del sistema de potencia.

Figura 20 : Actividades Desarrolladas en el Sector Eléctrico



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Figura 21: Tipos de Generación Eléctrica con fuentes Primarias Convencionales

Figura 22 : Tipos de Generación Eléctrica con fuentes Primarias No Convencionales Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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Como es conocido el operador del sistema en el Perú se encarga el COES. Y la Elaboración del despacho económico.

6.1.- Clasificación de Centrales Eléctricas. Centrales eléctricas según el suministro de electricidad:

6.1.1.- Centrales de base o centrales principales. Son las que están destinadas a suministrar energía eléctrica de manera continua. Estas son de gran potencia y utilizan generalmente como maquinas motrices las turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas hidráulicas.

6.1.2.- Centrales de punta. Proyectadas para cubrir demandas de energía en las horas punta. En dichas horas punta, se ponen en marcha y trabajan en paralelo con la central principal.

6.1.3.- Centrales de reserva. Tienen por objetivo reemplazar las centrales de base en caso de avería o reparación. No deben confundirse con las centrales de puntas, ya que el funcionamiento de las centrales de puntas es periódico (es decir, todos los días a ciertas horas) mientras que el de las centrales de reserva es intermitente.

6.1.4.- Centrales de Socorro. Tienen igual cometido que las centrales de reserva citadas anteriormente; pero la instalación del conjunto de aparatos y maquinas que constituyen la central de reserva, es fija, mientras que las centrales de socorro son móviles y pueden desplazarse al lugar donde sean necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña potencia y generalmente accionadas por motores Diésel; se instalan en vagones de ferrocarril, o en barcos especialmente diseñados y acondicionados para esa misión.

6.2.- Estadísticas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 6.2.1.- Producción de Energía. La Figura 23 muestra que en los últimos años el crecimiento medio de la Producción con Gas de Camisea alcanzo un 19.60% y el crecimiento medio de la Producción de Energía con Centrales Hidroeléctricas alcanzo solo el 2.16%.



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Figura 23: Evolución de la Producción de Energía Tota Por tipo de Generación Del COES.

Figura 24: Evolución de la Participación por Tipo de Recurso Energético en la Producción de Energía del COES 2000 – 2013.



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6.2.2.- Demanda de Energía. La demanda de energía presenta una tendencia creciente en el periodo comprendido de julio de 2004 a diciembre de 2009, incrementándose en 43,96%, con un nivel mínimo de demanda de 1748,5 GWh en febrero de 2005 y un nivel máximo de 2659,2 GWh en diciembre del último año.

Figura 25: Demanda según el tipo de Producción.

6.2.3.- Demanda Máxima y Potencia Firme. Los niveles de máxima demanda registraron un comportamiento creciente, de tal forma que el promedio para el año 2004-2006 fue un 2175,63 MW, incrementándose a 3983,36 MW los siguientes años, pasando de 2959,28 MW en agosto del 2004 a 4322,40 MW en diciembre del último año, lo cual implica un incremento de 46,06%. La demanda pico de cada mes es cubierta por energía eléctrica proveniente de diversas tecnologías, siendo la primera en cubrir los requerimientos la fuente Hidro, seguida del carbón, gas natural a ciclo simple, residual y, por último, el diésel, el cual incluso en algunas oportunidad no es utilizado. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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Figura 26: Despacho de generación para el día de máxima demanda de cada mes.

Con el transcurso de los años no solo la máxima demanda ha ido incrementándose sino también la potencia firme, teniendo ambas una tendencia positiva, siendo el margen de diferencia promedio para el periodo 2004-2009 de 1141,89 MW y alcanzando su diferencial máximo en septiembre de 2009 con 1665,84 MW. La potencia firme tuvo un incremento de 32,84% en el periodo de análisis, registrando un nivel promedio de 4765,98 MW, este nivel fue superado a partir de julio 2007, mes a partir del cual se mantiene alrededor de 5056,70 MW hasta mayo de 2009; a partir de los meses siguientes, su nivel es creciente hasta octubre del mismo año (este mes creció solo 0.01%), para luego disminuir en 0,15% y 0,33% en noviembre y diciembre, respectivamente. La participación porcentual de la potencia firme a base de fuente hidroeléctrica ha ido disminuyendo, pasando de una participación promedio a 61,05%, de agosto de 2004 a noviembre de 2006, a un promedio de 54,90% en el periodo de diciembre de 2006 a



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agosto de 2009, estando su participación en el último cuatrimestre alrededor de 48,54%.

Figura 27: Evolución de la Demanda Máxima y Energía del COES 1997-2013.

7.- Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional10 . El COES es una entidad privada, sin fines de lucro y con personería de Derecho Público. Está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes. Su finalidad es coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo El COES reúne los esfuerzos de las principales empresas de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como de los grandes usuarios libres, contribuyendo a través de su labor al desarrollo y bienestar del país. Mediante el desarrollo de sus funciones, el COES vela por la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica, permitiendo que la población goce del suministro 10

Organi zación: ¿Quiénes Somos? < www.coes.org.pe>



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de electricidad en condiciones de calidad y posibilitando las condiciones adecuadas para el desarrollo de la industria y otras actividades económicas. Asimismo, es responsable de administrar el mejor aprovechamiento de los recursos destinados a la generación de energía eléctrica.

7.1.1.- Misión11. Operar el Sistema Eléctrico interconectado Nacional con transparencia, imparcialidad y excelencia; y proponer planes para su desarrollo a fin de garantizar la seguridad, calidad y economía del suministro de electricidad al país.

7.1.2.- Visión12. Ser referentes técnicos en el desarrollo de políticas energéticas apropiadas a los recursos y necesidades del país.

7.1.3.- Objetivos Estratégicos13. -

Desarrollar una cultura organizacional orientada al mejoramiento continuo de

-

los procesos y al servicio del cliente. Mejorar las competencias de los colaboradores de acuerdo a lo requerido por

la organización. - Asegurar la excelencia operacional de los procesos brindándoles el debido soporte de tecnología y de infraestructura. - Implementar un Sistema de Gestión del Conocimiento. -

Contribuir a mejorar el marco normativo y las políticas del sector energía.

11

Organi zación: Misión, Visión y Valores Organi zación: Misión, Visión y Valores 13 Organi zación: Misión, Visión y Valores 12



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7.1.4.- Organigrama14.

Figura 28: Organigrama del COES. 

Asamblea: Esta tiene las siguientes funciones:

-

Designar y remover al Presidente del Directorio y fijar la remuneración del

Directorio. - Aprobar el presupuesto anual. - Designar o delegar en el Directorio la designación de los auditores externos. 14

Organi zación: Organigrama del COES < www.coes.org.pe>



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-


Pronunciarse sobre la gestión y los resultados económicos del ejercicio

anterior. - Aprobar y modificar los estatutos del COES. 

Directorio: Las principales funciones del Directorio son las siguientes:

-

Aprobar la estructura organizativa del COES para el adecuado desempeño de sus funciones.

-

Aprobar las propuestas de Procedimientos Técnico y presentarlas al OSINERGMIN. Aprobar los informes y estudios según lo establecido en la LCE, el RLCE, la

-

-

Ley 28832, el Reglamento del COES y/u otras normas aplicables. Resolver los recursos de reconsideración o apelación que presenten los Integrantes. Aprobar y/o modificar el proyecto de presupuesto anual elaborado por el Director Ejecutivo. Designar y remover al Director Ejecutivo. Someter a la Asamblea para su aprobación, la Memoria Anual y los Estados Financieros del COES. Proponer y someter a la Asamblea para su consideración y eventual aprobación las modificaciones estatutarias que crea pertinente. Tomar las acciones necesarias a fin de que la Dirección Ejecutiva cumpla con sus obligaciones, de conformidad con las disposiciones de la LCE, el RLCE, la Ley 28832, el Reglamento del COES, el Estatuto del COES, los Procedimientos del COES y las Normas Técnicas. Fiscalizar la gestión de la Dirección Ejecutiva, disponer auditorías y controlar la ejecución del presupuesto anual. Informar periódicamente a los Integrantes, al Ministerio de Energía y Minas y a OSINERGMIN los hechos, actos, acuerdos o decisiones de importancia que puedan afectar la operación del sistema, del mercado de corto plazo y/o de la planificación de la transmisión.



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-

Establecer pautas y criterios para la correcta ejecución y control del presupuesto del COES.

-

Designar y remover al Secretario y al Asesor Legal del Directorio. Garantizar el acceso de los Agentes, el Ministerio y el OSINERGMIN a la información administrada y/o producida por el COES que pueda afectar la

-



operación del sistema, del mercado de corto plazo y/o la planificación de la transmisión. Aprobar el Plan Anual de la Oficina de Perfeccionamiento Técnico, de conformidad con lo establecido en el numeral 24.3 del Reglamento del COES. Las demás funciones que se deriven o establezcan en la LCE, el RLCE, la Ley Nº 28832, el Reglamento del COES, los Procedimientos del COES, las Normas Técnicas, el Estatuto del COES y demás normas legales aplicables o tratar los demás asuntos que les sean elevados por la Dirección Ejecutiva. Dirección Ejecutiva: Es el principal órgano de gerencia y administración, representa al COES ante todo tipo de autoridades y es responsable de su buena marcha operativa



Oficina de Perfeccionamiento Técnico: Evalúa las funciones otorgadas al COES con la finalidad de proponer al directorio las mejoras pertinentes. Tiene definido un plan de trabajo anual aprobado por el directorio



Dirección de Operaciones: Coordina la operación del SEIN y los enlaces de interconexiones internacionales, a corto plazo y mediano plazo, al mínimo costo, preservando la seguridad y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Asimismo está encargado de la administración del Mercado a Corto Plazo.



Dirección de Planificación de Transmisión: Coordina la planificación de operación de Desarrollo de Largo Plazo, la planificación y transmisión del SEIN e interconexiones internacionales, asi



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como otorgar la conformidad de los estudios de Pre operatividad para la conexión del SEIN de nuevas instalaciones

7.2.- Sistema de información del COES15 . El SICOES está conformado por cinco subsistemas principales, que se describen a continuación: 

Sistema de Gestión Operativa del COES (SGOCOES): Brinda soporte a la gestión de los procedimientos del COES SINAC y marco legal del SEIN. La primera versión de este sistema data de 1995, y la versión actual entró en producción en marzo de 1999, siendo sus módulos continuamente actualizados y reformulados por el COES SINAC cada vez que los procedimientos y normativa se modifican.



Sistema SCADA / EMS: Brinda soporte a la supervisión y coordinación de la operación en tiempo real. La primera versión está en producción desde marzo de 2003; en junio de 2008 se integró el módulo de análisis EMS.



Sistema de Gestión Documentaria del COES (SGDOC): También conocido como sistema de trámite documentario. Dada la naturaleza técnica de los documentos del COES, este sistema se ha desarrollado como extensión del SGOCOES. En producción desde junio del 2009.

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WEB-COES / Extranet / Intranet: Sistemas de publicación web; contiene documentos elaborados por el COES SINAC, así como información técnica publicada directamente desde la base de datos del SICOES. En producción desde el año 1999.

15

Información Operativa y Comercial: SICOES



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DESPACHO ECONOMICO




Transcoes: Sistema que permite el cálculo de las valorizaciones de transferencias de energía mensuales.

8.- Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. 8.1.- ¿Qué es OSINERGMIN?16 Es el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, una institución pública encargada de regular y supervisar que las empresas del sector eléctrico, hidrocarburos y minero cumplan las disposiciones legales de las actividades que desarrollan.

Figura 29: Institución Reguladora OSINERMIN. Se creó el 31 de diciembre de 1996, mediante la Ley N° 26734, bajo el nombre de OSINERG. Inició el ejercicio de sus funciones el 15 de octubre de 1997, supervisando que las empresas eléctricas y de hidrocarburos brinden un servicio permanente, seguro y de calidad. A partir del año 2007, la Ley N° 28964 le amplió su campo de trabajo al subsector minería y pasó a denominarse OSINERGMIN. Por esta razón, también supervisa que las empresas mineras cumplan con sus actividades de manera segura y saludable.

16

Información Institucional: ¿Qué es OSINERGMIN?



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DESPACHO ECONOMICO

OSINERGMIN

tiene

personería

jurídica

de

derecho

público

interno

y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera. Las labores de regulación y supervisión de esta institución se rigen por criterios técnicos, de esta manera contribuye con el desarrollo energético del país y la protección de los intereses de la población.

8.2.- Misión17. Regular y supervisar los sectores de energía y minería con autonomía y transparencia para generar confianza a la inversión y proteger a la población.

8.3.- Visión18 . Que la sociedad reciba un adecuado abastecimiento de energía y que las actividades supervisadas por OSINERGMIN se realicen en forma segura y con cuidado del medio ambiente

8.4.- Valores19. Compromiso: Actuar identificados con el organismo y sus funciones de manera proactiva. Excelencia: Actuar con eficacia y eficiencia. Servicio: Tener la disposición para atender a los clientes y grupos de interés en los sectores minero - energéticos. Integridad: Actuar con profesionalismo y honestidad

17

Información Institucional: MISION Información Institucional: VISIÓN 19 Información Institucional: MISION 18



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8.5.- Estudios Económicos20 . Funciones 

 



Estudio del desempeño de los subsectores de electricidad, hidrocarburos, gas natural y minería. Análisis del impacto económico de la fiscalización y regulación. Revisión y uso de modelos económicos y econométricos que sirvan para el diseño de la política regulatoria y de supervisión. Análisis económico de soporte a las gerencias del OSINERG.

Figura 30: Estudios Económicos OSINERGMIN.

3.6.6.- ORGANIGRAMA21

Figura 31: Organigrama de OSINERGMIN. 20 21

Información Institucional: ESTUDIOS ECONOMICOS Información Institucional: ORGANIGRAMA



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DESPACHO ECONOMICO


9.- Generación Eléctrica. La generación de este tipo de energía se obtiene de la transformación de alguna clase de energía distinta a la eléctrica (química, mecánica, térmica, solar, nuclear, etc.) en energía eléctrica. En el Perú, la energía eléctrica es obtenida principalmente por dos métodos; mediante centrales hidroeléctricas, aprovechando la energía cinética del agua, que al caer por un desnivel, acciona generadores; y mediante centrales térmicas, que convierten la energía térmica, generada a partir de motores de combustión, en energía eléctrica. El 70% de la producción de electricidad proviene de centrales hidroeléctricas y el resto de centrales térmicas. En cuanto al uso de la energía eléctrica en el país, más de la mitad de la producción de electricidad es utilizada en el sector industrial, una cuarta parte por el sector residencial y el resto por el sector comercial y alumbrado público (MEM). El sector eléctrico tiene el reto de ampliar la interconexión del sistema eléctrico nacional en el país y asegurar la suficiente potencia instalada de respaldo. Foto: Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía. En el país se produce alrededor de 25500 GW-h anuales y la producción aumenta sostenidamente cada año. La potencia instalada se ha duplicado en los últimos 25 años, de 3140 a 6200 MW (2005 MEM).

9.1.- Definición de central eléctrica. Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía mecánica en energía eléctrica. Las principales fuentes de energía son el agua, el gas, el uranio, el viento y la energía solar. Estas fuentes de energía primaria para mover los álabes de una turbina, que a su vez está conectada en un generador eléctrico. Hay que tener en cuenta que hay instalaciones de generación donde no se realiza la transformación de energía mecánica en electricidad.



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DESPACHO ECONOMICO


9.2.- Tipos de centrales eléctricas. Una buena forma de clasificar las centrales eléctricas es haciéndolo en función de la fuente de energía primaria que utilizan para producir la energía mecánica necesaria para generar electricidad: Centrales hidroeléctricas: el agua de una corriente natural o artificial, por el efecto

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de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina hidráulica. Centrales térmicas convencionales: el combustible fósil (carbón, fueloil o gas) es quemado en una caldera para generar energía calorífica que se aprovecha para generar vapor de agua. Este vapor (a alta presión) acciona las palas de una turbina de vapor, transformando la energía calorífica en energía mecánica. Centrales térmicas de ciclo combinado: combina dos ciclos termodinámicos. En el primero se produce la combustión de gas natural en una turbina de gas, y en el segundo, se aprovecha el calor residual de los gases para generar vapor y expandirlo en una turbina de vapor.

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú es abastecido por un parque de generación conformado por centrales hidráulicas y centrales térmicas; asimismo, en los últimos años se han puesto en operación centrales tanto hidráulicas como térmicas, que por cuyas características han sido catalogadas como centrales de Recursos Energéticos Renovables (RER), dado el fomento por parte del Estado Peruano a un mayor aprovechamiento de los recursos renovables. La industria de generación eléctrica en el Perú es conformada por empresas de generación tanto privadas como del Estado, 37 de éstas conforman las empresas integrantes del Comité de Operación Económica del Sistema Nacional (COES-SINAC), las cuales han puesto a disposición de este Comité sus unidades de generación, para que éste las requiera a operación según un despacho económico en tiempo real de todo el conjunto. 22

22

[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SI STEMA Introducci ón. Pág. 8



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9.3.- PARQUE DE GENERACIÓN DEL SEIN El parque de generación del SEIN que es despachado por el COES-SINAC, a diciembre de 2013 está conformado por 79 centrales, de las cuales 48 son centrales hidráulicas, 27 son centrales térmicas y 4 son centrales solares, cuya producción en conjunto representan el 53.3 %, 46.2 % y 0.5 % respectivamente, de la producción de energía eléctrica correspondiente al año 2013. En su conjunto estas centrales tienen una potencia efectiva de 7775.6 MW, de los cuales 3171.3 MW corresponden a centrales hidráulicas, 4524.3 MW a centrales térmicas y 80 MW a centrales solares.

Figura 32: Porcentajes de Participación por Generación. Las unidades de generación que componen estas centrales, se basan en distintos tipos de tecnologías y distintos tipos de fuentes primaria de energía. La potencia



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DESPACHO ECONOMICO


efectiva por tipo de fuente de energía primaria a diciembre de 2013, se distribuye conforme el siguiente gráfico. 23

Figura 33 : Potencia Efectiva por tipo de fuente Dic 2013.

9.4.- CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SEIN. El SEIN está conformado por áreas operativas, ligadas tanto al ámbito geográfico del país, como a aspectos propios de la red de transmisión; estas áreas se pueden resumir en tres (03) áreas: área norte, área centro y área sur, las cuales se encuentran interconectadas con los enlaces de trasmisión Paramonga – Chimbote, en el caso de

23

[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA – Parque de Generación del SEIN. Pá g. 9.



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DESPACHO ECONOMICO


las áreas norte y centro, y la interconexión Mantaro – Socabaya en el caso de las áreas centro y sur. 24

Figura 34: Centrales de Generación del SEIN.

En el siguiente cuadro se muestra la relación de empresas y el tipo de generación que operan según el área donde se encuentran ubicadas sus respectivas centrales. 24

[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTE MA – Centrales de Generación del SEIN. Pá g. 10.



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ÁREA

EMPRESA

TIPO DE GENERACIÓN

AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA CELEPSA CHINANGO EDEGEL EGASA EGENOR EGESUR ELECTROPERU ENERSUR

CENTRO

NORTE

SUR

HIDROCAÑETE HIDROELECTRICA SANTA CRUZ KALLPA GENERACION S.A. MAJA ENERGÍA PETRAMAS SDF ENERGÍA SHOUGESA SN POWER SOC.MIN.CORONA TERMOCHILCA TERMOSELVA TOTAL ÁREA CENTRO AGUAS Y ENERGIA PERU EEPSA EGENOR ELECTRICA SANTA ROSA ELECTRICA YANAPAMPA ELECTROPERU MAPLE ETANOL RIO DOBLE SANTA CRUZ SDE PIURA SINERSA TOTAL ÁREA NORTE EGASA EGEMSA EGESUR ENERSUR GEPSA GTS MAJES GTS REPARTICION PANAMERICANA SOLAR SAN GABAN TACNA SOLAR TOTAL ÁREA SUR TOTAL



Térmico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Térmico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Térmico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Solar Solar Solar Hidráulico Térmico Solar

POTENCIA EFECTIVA (MW) 12.2 222.2 193.5 556.8 789.9 70.7 192.8 23.0 886.0 0.0 136.8 808.1 4.0 20.0 860.7 3.5 5.0 30.3 65.7 271.1 19.6 209.0 170.3 5551.4 12.6 301.7 374.3 55.3 1.8 4.2 16.3 29.5 18.0 14.4 26.8 10.0 864.9 175.8 72.2 88.8 34.9 779.1 10.0 20.0 20.0 20.0 113.1 5.5 20.0 1359.4 7775.6

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En el siguiente cuadro se muestra la relación de centrales de generación que son despachadas por el COES-SINAC agrupadas por área, como se puede apreciar, en el área centro se concentra la mayor potencia efectiva del sistema. En el área norte y sur hay una mayor participación de centrales hidráulicas; sin embargo, la generación térmica de dichas áreas se ha incrementado en el último año, siendo importante en periodos de estiaje, donde la producción de las centrales hidráulicas de estas áreas cae considerablemente. Cabe mencionar que las centrales solares se concentran en la zona sur del país. ÁREA

CENTRO

CENTRAL COMPLEJO MANTARO KALLPA CHILCA VENTANILLA SANTA ROSA HUINCO PLATANAL STO. DOMINGO DE LOS OL LEROS LAS FLORES AGUAYTIA CHIMAY YUNCAN MATUCANA YAUPI CALLAHUANCA PISCO MOYOPAMPA SAN NICOLA S MALPASO CAHUA YANANGO GALLITO CIEGO OQUENDO HUAMPANI INDEPENDENCIA HUANCHOR PARAMONGA HUASAHUASI I HUASAHUASI II PACHACHACA OROYA HUAYCOLORO PARIAC NUEVO IMPERIAL MISAPU UIO RONCADOR SAN ANTONIO SAN IGNACIO HUAYLLACHO TOTAL ÁREA CENTRO MALACAS CAÑON DEL PATO CARHUAQUERO MAPLE ETANOL TABLAZO PIURA CHIMBOTE LAS PIZARRAS TUMBES PÍAS



TIPO DE GENERACIÓN

POT ENCIA EFECTIVA (MW)

Hidráulico Térmico Térmico Térmico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Térmico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico

886.0 860.7 808.1 485.0 304.9 247.3 222.2 209.0 192.8 170.3 150.9 136.8 132.8 112.7 80.4 70.7 66.1 65.7 48.0 43.1 42.6 38.1 30.3 30.2 23.0 19.6 12.2 10.0 10.0 9.7 9.5 5.0 5.0 4.0 3.9 3.5 0.6 0.4 0.2

Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Térmico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico

301.7 263.5 95.1 29.5 26.8 26.1 19.6 18.0 16.3 12.6

4881.8

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DESPACHO ECONOMICO

NORTE

SUR

POECHOS II CARHUAQUERO IV CHICLAYO OESTE SANTA CRUZ II SANTA CRUZ I CAÑA BRAVA YANAPAMPA PURMACANA TOTAL ÁREA NORTE RESERVA FRIA ILO ILO 1 CHARCANI 5 ILO 2 SAN GABAN II MACHUPICCHU CHILINA MOLLENDO ARICOTA 1 MAJES SOLAR PANAMERICANA SOLAR REPARTICION SOLAR TACNA SOLAR CHARCANI 4 ARICOTA 2 LA JOYA CHARCANI 6 CHARCANI 3 TAPARACHI CHARCANI 1 BELLAVISTA CHARCANI 2 TOTAL ÁREA SUR TOTAL

Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico Hidráulico Térmico Térmico Hidráulico Solar Solar Solar Solar Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Hidráulico Térmico Hidráulico Térmico Hidráulico


10.0 10.0 9.6 7.4 7.0 5.7 4.2 1.8 673.3 460.0 179.4 144.6 139.8 113.1 88.8 42.4 29.8 22.5 20.0 20.0 20.0 20.0 15.3 12.4 10.0 8.9 4.6 3.9 1.7 1.5 0.6 1359.4 7775.6

Del cuadro anterior se puede observar que las centrales de generación más relevantes dada su potencia efectiva son: las centrales hidráulicas del Complejo Mantaro (CH. Santiago Antúnez de Mayolo y CH. Restitución), y las centrales térmicas Kallpa, Chilca, Ventanilla y Santa Rosa, todas ellas ubicadas en el área centro, y representan el 43 % de la potencia efectiva total.

Asimismo, si resumimos la potencia efectiva de las centrales que opera una empresa, se puede apreciar que las empresas con mayor potencia efectiva en centrales son: ENERSUR, EDEGEL y ELECTROPERU, las cuales concentran el 62 % de la potencia efectiva total.



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EMPRESA

POTENCIA EFECTIVA (MW)


PARTICIPACION (%)

ENERSUR EDEGEL

1724.0 1346.7

22.17% 17.32%

ELECTROPERU

902.4 860.7

11.60% 11.07%

EGENOR

622.5

8.01%

EGASA EEPSA

318.6 301.7

4.10% 3.88%

SN POWER

271.1

3.49%

CELEPSA TERMOCHILCA

222.2 209.0

2.86% 2.69%

CHINANGO

193.5

2.49%

TERMOSELVA SAN GABAN

170.3 118.6

2.19% 1.52%

EGEMSA

88.8

1.14%

SHOUGESA EGESUR

65.7 57.9

0.85% 0.74%

SDF ENERGÍA

30.3

0.39%

MAPLE ETANOL SDE PIURA

29.5 26.8

0.38% 0.35%

GTS MAJES

20.0

0.26%

GTS REPARTICION

20.0 20.0

0.26% 0.26%

20.0

0.26%

TACNA

SOLAR SOC.MIN.CORONA

20.0 19.6

0.26% 0.25%

RIO DOBLE

18.0

0.23%

CRUZ AGUAS Y ENERGIA PERU

14.4 12.6

0.18% 0.16%

12.2

0.16%

SINERSA GEPSA

10.0 10.0

0.13% 0.13%

PETRAMAS

5.0

0.06%

YANAPAMPA HIDROCAÑETE

4.2 4.0

0.05% 0.05%

3.5 1.8

0.04% 0.02%

KALLPA GENERACION

HIDROELECTRICA PANAMERICANA

S.A.

SANTA

CRUZ

SOLAR

SANTA

AGRO INDUSTRIAL

PARAMONGA

ELECTRICA

MAJA

ENERGÍA

ELECTRICA SANTA

ROSA

TOTAL

7775.6

100.00%

10.- Transmisión Eléctrica. En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas, cuyo principal objetivo era promover la competencia y las inversiones privadas en el sector y propiciar el mejoramiento del servicio de energía eléctrica en el país. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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En 1994 se inicia la privatización del sector con la venta de las empresas de distribución de Lima, continuando en 1995 y 1996 con la venta de las empresas generadoras. La importancia de la Ley de Concesiones radicó en el hecho de que las actividades eléctricas fueran separadas en tres subsectores: generación, transmisión y distribución y que pudieran ser desarrolladas y operadas por empresas privadas. Así mismo, esta ley permitió definir un nuevo esquema tarifario para el desarrollo de estas actividades.

10.1.- ¿Cuáles son las autoridades del sector? El sector eléctrico peruano está conformado por las siguientes entidades: el MINEM, (Ministerio de Energía y Minas) como organismo rector, el Organismo Regulador (OSINERG MIN), el COES-SINAC y las empresas eléctricas. Como organismo rector, el MINEM define las políticas energéticas del país y otorga las concesiones para la explotación de las diferentes etapas del negocio eléctrico. OSINERGMIN, por su parte, está encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas de las actividades que se desarrollan en los subsectores de electricidad e hidrocarburos. En tanto el COES-SINAC es un organismo técnico que coordina la operación económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, agrupando a las empresas eléctricas de generación y distribución. Los principales dispositivos que regulan el sector eléctrico peruano son: -

Ley de Concesiones Eléctricas. (Ley 25844). Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S.-009-93). Ley que Asegura el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley 28832). Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D.S.-020-97). Norma Técnica para la Coordinación de la Operación de los Sistemas Interconectados. Marco general regulatorio el sub-sector electricidad.



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10.2.- ¿Cuál es la estructura del sector eléctrico peruano? La normativa peruana clasifica las actividades del sector eléctrico en tres: generación, transmisión (en la que REP desarrolla sus actividades) y distribución. A continuación explicamos de manera general cada una de ellas:

10.2.1.- Generación. La generación se refiere a la producción de energía eléctrica a través de distintas técnicas, como son: la hidráulica, térmica, eólica, nuclear, geotérmica, de ciclo combinado, etc., utilizándose en el país las 2 primeras técnicas. En el Perú, existen 154 empresas generadoras registradas en el COES SINAC.

10.2.2.- Distribución. En esta fase se transporta la energía desde las subestaciones o barras base a los consumidores finales, vía líneas de transmisión de media tensión que antes de llegar al consumidor final es transformada a baja tensión (360V ó 220 V).

10.3.- Transmisión La actividad de transmisión se refiere al transporte de energía desde los generadores hacia los centros de consumo y se compone de líneas o redes de transmisión y subestaciones de transformación o barras base. En el Perú, el sistema de transmisión está compuesto por el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y por el Sistema secundario de Transmisión (SST). El SPT -principal- está conformado por líneas de transmisión de muy alta y alta tensión que se conectan a las subestaciones o barras base. Luego a través de la SST sistema secundario, compuesto por líneas de transmisión de media y baja tensión, la energía eléctrica se transporta a los consumidores finales. REP desarrolla sus actividades en el rubro de transmisión y garantiza el óptimo funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional, a través de sus dos Centros de Control, los cuales se encuentran ubicados, uno en Lima y el otro en Arequipa. Desde ellos se realiza toda la operación y control del sistema de transmisión de REP.



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El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el denominado SEIN a partir de octubre del año 2000, que abarca de Norte a Sur la totalidad del país, desde Tumbes (ciudad fronteriza con Ecuador), hasta Tacna (ciudad fronteriza con Chile). El sistema troncal de transmisión entre Tumbes y Tacna opera a 220 kV y 500 kV, los sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 kV, 138 kV y 60 kV. La Ley N° 28832 25, establece que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por cuatro categorías de instalaciones: -

Sistema Garantizado de Transmisión (SGT)

-

Sistema Complementario de Transmisión (SCT)

-

Sistema Principal de Transmisión (SPT) Sistema Secundario de Transmisión (SST)

Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación a la Ley N° 28832 de julio de 2006. El Sistema Garantizado de Transmisión está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción sean el resultado de un proceso de licitación pública y el Sistema Complementario de Transmisión está conformado por instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres), o instalaciones aprobadas por OSINERGMIN, mediante el Plan de Inversiones que resulte de un estudio de planeamiento. Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario de Transmisión son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo antes de la promulgación de la Ley N° 28832. El Sistema Principal de Transmisión es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. El Sistema Secundario de Transmisión es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir 25

Ley para Asegurar el Desarr oll o Eficiente de l a Generación Eléctrica .



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electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. El incremento de la demanda de electricidad y la oferta de generación obliga a que la red eléctrica aumente su capacidad de transmisión, de esta manera evitar la congestión y dar mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema. Por lo tanto, se tiene previsto que el SEIN opere ahora sobre una nueva y mayor tensión nominal de 500 Kv.

10.3.1.- Mecanismos de expansión de la red de transmisión. Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, se establecen los siguientes mecanismos para la expansión de la red de transmisión: -

Plan de Transmisión: El COES tiene a su cargo la elaboración de la propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el MINEM, que tiene carácter vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su vigencia. Para determinar el transportista que construye las instalaciones comprendidas en el que Plan de Transmisión, y que pasan a integrar el Sistema Garantizado de Transmisión se realizan licitaciones con el fin de otorgar concesiones por un máximo de 30 años. En caso de instalaciones de refuerzo de las existentes, el titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas directamente. Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos al Estado sin costo alguno, salvo el

-

valor remanente de los Refuerzos que se hayan ejecutado durante el plazo de vigencia de la concesión. Plan de Inversiones: se establece cada cuatro años y está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del sistema de transmisión considerando un horizonte de diez años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.



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10.3.2.- Ingresos del Transportista. 10.3.2.1.- Instalaciones del Sistema Principal Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la LCE de 1992. Los sistemas de transmisión remuneran a través de las tarifas reguladas la anualidad de los costos de inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento correspondientes correspondientes a un Sistema S istema Económicam E conómicamente ente Adapta Adaptado do (SEA). Los activos de la transmisión eléctrica se remuneran a través de la anualidad del valor nuevo de reemplazo del ― SEA‖ a la demanda, que corresponde al costo de abastecer la demanda de transporte al menor costo de mercado. La anualidad del valor nuevo de reemplazo se calcula considerando una vida útil de 30 años y la tasa de actualización fijada en la LCE (12%). Los Costos de Operación y Mantenimiento (CO&M) se determina a partir de la valorización valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad eficientes para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades de operación operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma. La anualidad del valor nuevo de reemplazo y el costo de la operación y mantenimiento del Sistema Sis tema Principal de Transmisión Transmis ión se calculan anualmente anualmente en dólares. dólares. 10.3.2.2.- Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión. Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la Ley 28832 y se remuneran de acuerdo a la Base Tarifaria: -

La remuneración rem uneración de las inversiones, calculadas calc uladas c omo la anualidad para un período de recuperación de hasta treinta años, con la tasa de actualización definida en el artículo 79° de la LCE, igual al 12% real anual.

-

Los costos eficientes eficientes de operación operación y mantenimiento. mantenimiento.

-

La liquidación correspondiente corres pondiente por el desajuste des ajuste entre lo autorizado como com o Base Bas e Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.

-

Los componentes com ponentes de inversión, operación y mantenimiento mantenim iento de la Base Bas e Tarifaria, dentro del periodo de recuperación son:



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-


Los valores valores que resulten del proceso proceso de licitación licitac ión pública, pública, para para el caso de las instalaciones que se liciten, actualizados con sus respectivos índices conforme el procedimiento que se establece en el Reglamento. En el proceso de licitación, se oferta la Inversión y costos de Operación y Mantenimiento. La

-

remuneración anual de la inversión se calcula considerando la tasa vigente establecida en en la LCE (hoy 12%) y se mantien m antiene e constante en la concesión. Los valores valores establecidos por el el regulador previamente a su ejecución, ejecuc ión, para el caso que el titular del Sistema de Transmisión Transm isión ejerza el derecho derecho de preferencia, preferencia, para la ejecución de Refuerzos Refuerzos de Transmisión. Transm isión.

10.3.2.3.- Instalaciones del Sistema Secundario. Las Instalaciones del Sistema Secundario, Secundario, se remuneran de acuerd acuerdo o a lo dispuesto dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE: El Costo Medio Anual de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda se fijará por única vez. Este Costo Medio Anual será igual al ingreso anual por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario y deberá ser actualizado, en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN, las mismas que tomarán en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por mayor, precio del cobre c obre y precio precio del aluminio. aluminio. Cuando alguna de estas instalaciones sea retirada de operación definitiva, el Costo Medio Anual se reducirá en un monto proporcional al Costo Medio Anual de la referida instalación respecto del Costo Medio Anual del conjunto de instalaciones que pertenecen a un determinado titular de transmisión. 10.3.2.4.- Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión. Las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión, se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE: -

El costo cos to de inversión inversión del del Sistema Eléctrico a Remunerar se calculará con la la configuración del sistema definido en el Plan de Inversiones correspondiente.

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La valorización valorizac ión de la inversión inversión de los SCT que no estén comprendidas com prendidas en un Contrato de Concesión de SCT, será efectuada sobre la base de costos estándares estándares de mercado. m ercado.




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El costo anual estándar de operación y mantenimiento mantenim iento de instalaciones instalac iones no comprendidas en Contratos de Concesión SCT, será equivalente a un porcentaje del Costo de Inversión que será determinado y aprobado por OSINERGMIN OSINERGMIN cada seis años.

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El Costo Cos to Medio de Anual Anual de las instalaciones se calcula sumando sum ando la anualidad del costo c osto de inversión inversión más el costo estándar de operación operación y manten m antenimiento. imiento. El Costo Cost o Medio Medio Anual Anual de las instalaciones inst alaciones de transmis trans misión ión del Plan de Inversiones se fijará preliminarmente en cada proceso regulatorio y se establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes vigentes a la fecha de su entrada en en operación comercial. comerc ial. Adicionalmente, de acuerdo a lo dispuesto dispues to en la Ley 28832, las instalaciones del SCT deben contar con la conformidad del COES, mediante un estudio que determine que la nueva instalación no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del sistema.

10.3.3.10.3.3.- Cargos por el empleo de la red de transporte por po r parte de los generadores y cargas. 10.3.3.1.- Cargos por el empleo del Sistema Principal de Transmisión. Los generadores y demandantes de energía del sistema interconectado nacional pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante el denominado ―Ingreso Tarifario‖. Y mediante m ediante el ―Peaje por Conexión al Sistema Sis tema Principal de Transmisión‖. Transm isión‖.

El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada en barras, valorizadas a sus respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el respectivo peaje. Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo de transmisión, se determina un cargo complementario que es el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión (PCSPT). El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario. Los peajes del Sistema Principal de Transmisión se fijan cada año en soles al tipo de cambio de la fecha de fijación; y sus fórmulas de actualización consideran el tipo de cambio y el índice de precios al por mayor publicado por el INEI.




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El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda. El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de la Potencia de Punta en Barra es igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le es pagado mensualmente por los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado. Cargos por el empleo del Sistema Garantizado de Trasmisión La compensación para remunerar la Base Tarifaria (anualidad de la inversión más costos de operación y mantenimiento) de las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, es asignada a los Usuarios por OSINERGMIN. A la Base Tarifaria se le descuenta el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado se denomina Peaje de Transmisión (PTSGT). El valor unitario del Peaje de Transmisión será igual al cociente del Peaje de Transmisión entre la demanda de los Usuarios. El valor unitario del Peaje de Transmisión será agregado al Precio de la Potencia de Punta en Barra. 10.3.3.2.- Cargos por el empleo de Sistemas Secundarios y Complementario de Transmisión. Los generadores o demandantes que requieran de instalaciones de transmisión distintas a las que conforman el SPT y/o SGT para conectarse con él, remuneran dichas instalaciones según los criterios siguientes. Instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión: -

Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad proveniente de centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, son remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales



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pagan una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las instalaciones. -

-

Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad desde el Sistema Principal de Transmisión hacia una concesionaria de Distribución o consumidor final, son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente, la cual paga el 100% del Costo Medio anual de las instalaciones. Para los casos excepcionales que no se ajustan a las reglas anteriores, el OSINERGMIN define la asignación de compensaciones a la generación o la demanda o en forma compartida entre la demanda y generación, para lo cual toma en consideración el uso o beneficio económico que cada instalación

-

-

proporcione a los generadores y usuarios. Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión: El pago de las instalaciones correspondientes a un Contrato de Concesión de SCT se asignará 100% a la demanda comprendida dentro del área que designe OSINERGMIN. Las instalaciones del SCT que atienden de forma exclusiva a la demanda de una determinada área se le asignará el 100% del pago de dichas instalaciones.

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Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

-

En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los generadores entregar su energía producida al SEIN, dichos agentes pueden suscribir contratos de libre negociación para la prestación del servicio de transporte.

Los consumidores de energía pagan el costo del SST y/o SCT mediante el denominado ―Peaje de Transmisión‖, el cual es único para cada área de demanda (tipo

estampilla) determinadas por OSINERGMIN. El Peaje se determina para cada Área de Demanda por nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de las diferencias entre los valores anuales del Costo Medio Anual y del Ingreso Tarifario, entre el valor presente de las demandas mensuales para un horizonte de cuatro años. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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11.- Regulación T arifaria. 11.1.- La Comisión de Tarifas de Energía26 . La Comisión de Tarifas de Energía es un organismo técnico y descentralizado del Sector Energía y Minas con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa, responsable de fijar las tarifas de energía eléctrica y las tarifas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la presente Ley y las normas aplicables del subsector Hidrocarburos.

26

ARTICULO 10 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844



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11.2.- Sistema de Precios de Electricidad. Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. 27 Estarán sujetos a regulación de precios 28: a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán determinados por el COES, de acuerdo a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador. b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución. d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad. Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de electricidad, las facturas deben considerar obligatoria y separadamente los precios

27 28

ARTICULO 42 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 ARTICULO 43 ´´Ley de Concesiones Eléctrica s´´ Ley N° 25844



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acordados al nivel de la barra de referencia de generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización. 29

11.3.- Precios Máximos de Generador y Distribuidor de Servicio Público. Las ventas de electricidad a un distribuidor, destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan en los puntos donde se inician las instalaciones del Distribuidor.30 Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijadas anualmente por OSINERG y entrarán en vigencia en el mes de mayo de cada año. Las tarifas sólo podrán aplicarse previa publicación de la resolución correspondiente en el Diario Oficial "El Peruano" y de una sumilla de la misma en un diario de mayor circulación. La información sustentatoria será incluida en la página web de OSINERG.31 Antes del 15 de noviembre de cada año el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, lo siguiente: a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período de estudio; b) El programa de obras de generación y transmisión; c) Los costos de combustibles, Costos de Racionamiento y otros costos variables de operación pertinentes; d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos; e) Los costos marginales; f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía; g) Los factores nodales de energía; 29

ARTICULO 44 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 ARTICULO 45 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 31 ARTICULO 46 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 30



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h) El Costo Total de Transmisión considerado; i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y, j) La fórmula de reajuste propuesta. Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser puestos a disposición de los interesados que lo soliciten. Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos necesarios. 32

11.4.- Precios Máximos de Transmisión. En cada Sistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Comisión de Tarifas Eléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión de acuerdo a las características establecidas en el Reglamento. El Sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra de dicho sistema. Los Sistemas Secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas. 33 Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmis ión. El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado. La anualidad de la inversión será calculada considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, su vida útil y la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas. 34 32 33

ARTICULO 52 ´´Ley de Concesi ones Eléctrica s´´ Ley N° 25844 ARTICULO 58 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844



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La compensación, se abonará separadamente a través de dos conceptos denominados Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión. El Ingreso Tarifario se determina como la suma de: a) Ingreso Tarifario Nacional, calculado en función a la potencia y energía entregadas y retiradas en barras, valorizadas a sus respectivos Precios en Barra, sin incluir el respectivo peaje; b) Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, calculado según el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad. El Reglamento definirá el procedimiento por el cual los Generadores harán efectiva la compensación a los propietarios del Sistema Principal de Transmisión. 35 Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del Sistema Secundario de Transmisión como del Sistema de Distribución serán resueltas por OSINERG. Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la siguiente manera: a. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión existente son remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores; b. Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o consumidor final son remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente;

34 35

ARTICULO 59 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 ARTICULO 60 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844



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c. Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario de Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán resueltos por OSINERG. 36

11.5.- Precios Máximos de Distribución . Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden: a. Los Precios a Nivel Generación. b. Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes. c. El Valor Agregado de Distribución. 37 El Valor Agregado de Distribución se basará en una empresa modelo eficiente y considerará los siguientes componentes: f) Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía; g) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía. h) Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. 38

11.6.- Resumen.39 El Decreto Ley N° 25844, LCE y el Reglamento de la LCE aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM, fijan los principios y los procedimientos mediante los cuales se deben regular las tarifas de electricidad. La LCE define que las actividades de generación, transmisión y distribución eléctrica se desarrollan mediante un régimen de concesión y autorización efectuadas por operadores ya sean privados o públicos, efectuadas por operadores independientes, reservándose para el Estado el rol normativo y regulatorio. Asimismo, la Ley señala los

36

ARTICULO 62 ´´Ley de Concesiones Eléctrica s´´ Ley N° 25844 ARTICULO 63 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 38 ARTICULO 64 ´´Ley de Concesiones Eléctricas ´´ Ley N° 25844 39 Regulación Tarifaria 37



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principios de eficiencia económica que deben observarse para la regulación de los precios, los que se resumen a continuación: Tabla : Resumen de la Regulación Tarifaria Ley N° 25844 Segmento Principios, Criterios y Metodología Generación Competencia entre Generadores (merc. Relevante) Energía: Costos Marginales producto de la operación del sistema (Costo de la última unidad despachada) Potencia: Costos Marginales producto de la central de mínimo costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas). Transmisión Monopolio Regulado/Concesiones Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado Sistema Principal: Pagado por todos los consumidores finales. Sistema Secundario: Pagado por los que usan físicamente las instalaciones. Distribución Monopolio Natural Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión.

Periodo 6 meses

12 meses

48 meses

Figura 35 : Variables Consideradas para la obtención del precio básico de energía. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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12.- Conclusiones. -

El despacho económico tiene por fin el cálculo de los costos marginales del sistema, pudiendo dar un orden en el uso de las centras de generación. Los criterios que se toman para establecer el modelo Perseo son: el manejo de los recursos energéticos, la incertidumbre de los caudales afluentes los cuales varían cada año, la decisión de costos en cuanto a usar una central hidroeléctrica y una central térmica, las múltiples centrales hidroeléctricas conectadas.

-

El modelo Perseo para las generaciones hidroeléctricas es limitado en su mayoría por condiciones naturales del sistema y por transmisión de energía, estando la generación térmica y sus pérdidas más resumidas en el cálculo.

-

El modelo Perseo es actualmente aplicado al Sector Eléctrico Peruano pero tiene algunas limitaciones por lo que resulta un modelo no del todo efectivo. El despacho económico para el COES-SINAC se tendría que hacer añadiendo

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y teniendo en cuenta estas restricciones adicionales mencionadas anteriormente.

13.- Recomendaciones. -

Las ecuaciones del modelo Perseo son la base para la programación de este, para descifrar las variables se encontró dificultad ya que la descripción del OSINERGMIN no especifica su procedencia.

-

La búsqueda de nuevas formas de optimización del problema de despacho económico. Los cuadros donde aparece la potencia efectiva y la energía para el COES y

-

para el OSINERGMIN no son los mismos, hay que tener en cuenta que OSINERGMIN revisa los datos determinados por el COES, y por esta razón estas instituciones publican datos distintos, ya que OSINERGMIN considera en este cálculo a otras centrales que el COES no considera. -

También hay que tener en cuenta las pérdidas que hay (cuando las centrales venden menos a de lo que producen).



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Suelen haber problemas de empresas con OSINERGMIN debido a que estas empresas no toman en cuenta las perdidas y restricciones que para OSINERGMIN son importantes, pero también es necesario analizar que OSINERGMIN también puede tener errores al restar importancia en la participación de las centrales en la producción de energía.

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El modelo PERSEO debería ser analizado para solucionar sus limitaciones (en el complejo calculo que utiliza para la determinación de pérdidas y restricciones especiales) para ver si este debe seguir vigente (mezclarlo con otros modelos, perfeccionarlo, o cambiarlo).



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14.- GLOSARIO DE TÉRMINOS 1. Afluente: En hidrología corresponde a un curso de agua, que no desemboca en el mar si no en otro rio más importante con el cual se une en un lugar llamado confluencia. 2. Aguas arriba: Con relación a una sección de un curso de agua, se dice que un punto esta aguas arriba, si se sitúa antes de la sección considerada avanzando en el sentido de la corriente 3. Algoritmo: Son instrucciones y reglas bien definidas, ordenadas y finitas que permiten realizar una actividad mediante pasos que no generen dudas a quien realice la actividad. 4. Avenidas: Periodo donde se producen precipitaciones las cuales elevan los caudales de los ríos que permite llenar los embalses asociados a centrales hidroeléctricas. 5. Barras equivalentes: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica. 6. Bloques Horarios: Son periodos horarios en los que los costos de generación son similares, determinados en función de las características técnicas y económicas del sistema. 7. CAMAC: Computation and Analysis of Marginal Costs. 8. Caudales: Cantidad de volumen de agua que atraviesa una sección transversal por unidad de tiempo. 9. CO&M: Costos de Operación y Mantenimiento. 10. Comisión de

Tarifas

Eléctricas: es un organismo técnico y

descentralizado del sector energía y minas con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa responsable de fijar tarifas de energía eléctrica. 11. Configuración: Se refiere a la forma en la que están relacionados los elementos del sistema eléctrico o elementos de una parte del mismo, que determina el conjunto de variables que definen el estado del Sistema o parte de él, para un despacho dado de generación, carga en barras del Sistema, recursos de control y supervisión disponibles para la operación del Sistema.



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12. Costo Marginal de Corto Plazo: Costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generación-transporte. Este varía por barra o nodo. 13. Costo Marginal: Es el cambio en el costo total al variar el nivel de producción. Los costos marginales son los costos extras de producir una unidad más de producto. 14. Costos marginales de Energía: es el costo de producción de una unidad adicional de energía usando la central más barata que tenga capacidad disponible. 15. Demanda máxima anual: es la máxima generación bruta horaria del total de las unidades generadoras del sistema dentro de las horas de punta del mismo. 16. Despacho (Dispatch): proceso de toma de decisiones de producción — tanto en niveles como períodos — de las centrales en un sistema eléctrico considerando aspectos técnicos y económicos. Se denomina despacho económico (economic dispatch) a la búsqueda del menor costo de producción de electricidad en un horizonte de tiempo determinado teniendo en cuenta los recursos disponibles del sistema eléctrico. 17. Embalses: Acumulación de agua formada natural o artificialmente, producto de la obstrucción del cauce de un rio. 18. EMS: (Energy Management System). 19. Estiaje. Es el nivel de caudal mínimo que alcanza un río o laguna en algunas épocas del año, debido principalmente a la sequía. 20. Estocástico: Proceso estocástico Modelo matemático en el que la ley de probabilidad que da la evolución de un sistema depende del tiempo. 21. Horizonte de estudio: es el alcance en tiempo que se proyecta el estudio pudiendo ser a corto, mediano y largo plazo. 22. INEI: Instituto Nacional de Estadística e Informática. 23. Iterativo: Resolver un Problema mediante aproximaciones sucesivas a la solución, empezando desde una estimación inicial. 24. LCE: Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844. 25. Metodología: Conjunto de Procedimientos racionales utilizados para alcanzar una gama de objetivos que rigen una investigación científica. Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica


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26. MINEM: Ministerio de Energía y Minas. 27. Parque Generador : Está compuesto por plantas termoeléctricas, hidroeléctricas, embalses de regulación, canales de conducción, etc. 28. PCSPT: Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión. 29. Potencia Firme: Es la potencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento de la LCE. En el caso de las centrales hidroeléctricas, la potencia firme se determina con una probabilidad de excedencia de 95%. 30. REP: Red de Energía del Perú, compañía opera y mantiene más de 8 mil km de líneas de transporte de energía, propias y de terceros, que recorren 21 departamentos del Perú. 31. Reserva Fría: Se refiere a la potencia total disponible de los grupos generadores en reserva que se encuentran fuera de servicio. capacidad de reserva de generación que puede entrar en operación ante una contingencia en el sistema en unos pocos minutos. 32. Reservorios: Depósito de reserva de agua destinada a una operación que tendrá ocurrencia en el tiempo. 33. SEA: Sistema Económicamente Adaptado. 34. SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Conjunto de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas entre si, así como sus respectivos centros de descacho de carga, que permiten la transferencia de energía eléctrica entre dos o más sistemas de generación. 35. Sensibilidad: Variación de la magnitud medida. 36. Sistema De Potencia: es un sistema de suministro eléctrico cuyo nivel de tensión está fijado en cada país. 37. Sistema de transmisión: Conjunto de instalaciones para la transformación y transporte de la energía eléctrica con tensiones iguales ó superiores a 30 kV. 38. Sistema Principal de Transmisión: Es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica.



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39. Sistema Secundario de Transmisión: Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión. 40. Tiempo de Salida Forzada: Se refiere al tiempo que un equipo del Sistema permanece fuera de servicio por falla propia o externa. 41. Transiciones: Intermedio entre un proceso antiguo o pasado y otro nuevo, al que se llega tras un cambio. 42. Turbinados: Aguas turbinadas que se utilizan a presión para impulsar una turbina. 43. Grupo de Arranque Rápido por Emerge ncia: Constituye parte de la reserva fría del Sistema cuya capacidad de generación puede estar en funcionamiento en un tiempo menor que 10 minutos.



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S EC TOR

E L ÉCTRICO

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DESPACHO ECONOMICO


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[17] COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO (Disponible en: NACIONAL: ORGANIZACIÓN . http://www.coes.org.pe/wcoes/inicio.aspx Consultado el: 05 de Mayo 2014). [18] ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGÍA Y MINERIA: Información Institucional. (Disponible en: http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Publico/1.htm?2216 Consultado el: 8 de Mayo 2014). [19] MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS PERÚ: ELECTRICIDAD . (Disponible en: http://www.minem.gob.pe/_sector.php?idSector=6 Consultado el: 8 de Mayo 2014). [20] GERARDO ALBERTO GRANADA LOPEZ; ROBERTO CARLOS MARTINEZ MIRANDA; MARIO ANTONIO ZALDIVAR MENDEZ. 2004.´Á NA L ISIS DE L . Tesis. Ing. DESPA CHO DEL SISTEM A DE GENERA CIÓN DE E L SA LVA DOR´ ´ Electricista. Universidad Centroamericana JOSE SIMEON CAÑAS. Facultad de Ingeniería y Arquitec tura. El Salvador. [21] PROCEDIMIENTO TECNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SINAC PR-32. ´ĆRITERIOS Y M ETO DOL OGÍA PA RA L A PROGRA M A CION DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLA ZO DE L A S CENTRAL ES DE GENERA CIÓN DEL . COES-SINAC. 2003. CO E S ´´

[22] PROCEDIMIENTO TECNICO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SINAC PR-42. ´´REGIM EN A PLICA BLE A LA S CENTRA LE S DE RESERVA FRIA DE . COES-SINAC. 2013. GE NE RA CIÓN´´ [23] ´ŃORM A TECNICA PA RA LA COORDINA CION DE LA OPERA CIÓN EN TIEM PO . Resolución Directoral N° 014REA L DE L OS S ISTEM A S INTERCONECTA DOS´´ 2005-DGE. 2011.



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