Taller Demandas Operativas 2017

Presentación del tema: "Taller Demandas Operativas 2017"— Transcripción de la presentación:

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2 Taller Demandas Operativas 2017

3 Contenido 1. Acuerdo CNO 1020 de 2017 1.1. Anexo 1 1.2. Anexo 2 1.3. Anexo 3 2. Ejercicio MC META 3. Seguimiento Factores de potencia

4 Información base para procesos
1.Reglamentación Actual Proceso Demandas Operativas Resoluciones CREG Demandas Operativas 025 de 1995 093 y 094 de 2012 Calidad 063 de 2010 (CREG )- DDV 212 y 011 del 2015 RD 119 del 1998 RP Operadores de Red Comercializadores XM Información base para procesos Requiere interacción entre Acuerdo CNO 1. Acuerdo Por el cual se aprueban los procedimientos para la gestión integral de la demanda. Este acuerdo sustituye: 30/01/2006, Acuerdo 349 30/01/2006, Acuerdo 350 27/07/2006, Acuerdo 366 2. Acuerdo 933 de 2017

5 Ecuación de demanda (ED)
1.1.Anexo 1. Acuerdo 1020 Ecuación de demanda (ED) Es el listado de contadores de las fronteras comerciales registradas ante el ASIC que es empleado para la construcción de la Demanda Atendida (DA) del MC, teniendo en cuenta el flujo de cada una de estas fronteras, es decir, importación (suma), exportación (resta) y generaciones internas (suma). Mercado de comercialización (MC) De acuerdo con la definición del mercado de comercialización del Decreto 387 de 2007 y la Resolución CREG 097 del 2008, es el: “Conjunto de Usuarios Regulados y No Regulados conectados a un mismo Sistema de Transmisión Regional y/o Distribución Local, servido por un mismo Operador de Red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.” Toda la demanda del Sistema Interconectado Nacional –SIN, debe pertenecer a algún MC para garantizar su consideración en el despacho económico. Empresa Responsable del Pronóstico de Demanda – RPD OR: El operador de red es el responsable del pronóstico de la demanda del MC. RF: Para el caso de las cargas conectadas directamente al STN, es el agente responsable de la frontera comercial del usuario conectado directamente al STN. No estaba definida de forma explicita en los acuerdos anteriores Reemplaza el termino Unidad de Control de Pronóstico UCP Se incluye como consecuencia de la inclusión del termino MC

6 Según lo establecido en resolución CREG 094 de 2012
1.2. Anexo 2. Acuerdo 1020 Procedimiento para lograr la operatividad de la gestión integral de la demanda Procedimiento para las cargas conectadas directamente al STN Procedimiento para los MC Según lo establecido en resolución CREG 094 de 2012 … “3.1 Demanda Entregada La Demanda Entregada de cada mercado de comercialización será estimada, por el CND, como la suma de las demandas de todos los comercializadores, entregadas en ese mercado. Los datos de energía de cada periodo horario deben estar referidos al STN, sin considerar pérdidas en este sistema, ni las demandas de los usuarios conectados directamente a él. 3.2 Pronóstico de Demanda La referencia para determinar el Pronóstico de Demanda en cada uno de los mercados de comercialización del SIN, independiente del nivel de tensión en el que operen, será la información de predicción horaria de la demanda de energía utilizada para establecer el Despacho Económico de cada día. Por lo tanto, cada mercado de comercialización deberá tener un pronóstico horario individual, sin considerar la demanda relacionada con los usuarios conectados directamente al STN.”

7 1.2. Anexo 2. Acuerdo 1020 Históricos de demanda (MC) Indicadores Calculo ENS y PENS Despacho ? Análisis de Mantenimientos ? Limitación de Suministro ? DDV ? RD ? Demanda MC Importaciones (Fronteras entre Agentes tipo F) Exportaciones ( Fronteras entre Agentes tipo F) Generaciones Internas (Fronteras de Generación Tipo G)

8 Factores de Potencia -FP-
1.2. Anexo 2. Acuerdo 1020 Demanda MC FDA y FP Factores de Distribución -FDA- En su determinación debe tenerse presente que la demanda representada debe corresponder a la carga que se modela y por lo tanto los factores evaluados deben estar libres de las influencias de los sistemas de medición, en particular del efecto de la energía inyectada por los cogeneradores, plantas menores y los autogeneradores así como los efectos de tránsito de energía en las redes de transporte. Factores de Potencia -FP- Relaciona la demanda activa, reactiva y aparente, que se atiende en una barra.

9 1.3. Anexo 3. Acuerdo 1020 Intercambio de información
Información de pronóstico Entre el día jueves de cada semana y el día viernes a más tardar a las 13:00 horas, las empresas responsables del pronóstico de la demanda, entregarán su proyección el cual será empleado en el Despacho Económico. Formato Errores de Formato Comunes

10 Construcción Ecuación de demanda.
2. Ejercicio MC META Construcción Ecuación de demanda. ¿Qué necesito saber para construirla? Conocer los puntos de intercambio con otros mercados de comercialización. Las generaciones internas. El nombre, estado, ubicación, operación y tipo de frontera. Importaciones Estado Tipo Desc Frt23146 A F Reforma Frt25110 G Generación Ocoa Frt26641 Generación C. Bonito IEMS1061 IEMS1090 Caqueza IEMS1102 Exportaciones Estado Tipo Desc EEMS1060 A F Reforma EEMS1091 Caqueza EEMS1102 Frt19803 San Jose Gua Frt23147 IEEC7001 El Japón

11 Construcción Ecuación de demanda.
2. Ejercicio MC META Construcción Ecuación de demanda. Ecuación Actual MC Ecuación Propuesta por XM Nombre Frontera FECHA INICIAL OPERACIÓN Frt23146 07/12/2014 + IEMS1061 IEMS1090 IEMS1102 Importaciones Estado Tipo Desc Frt23146 A F Reforma Frt25110 G Generación Ocoa Frt26641 Generación C. Bonito IEMS1061 IEMS1090 Caqueza IEMS1102 Nombre Frontera FECHA INICIAL OPERACIÓN EEMS1060 07/12/2014 - EEMS1091 EEMS1102 Frt23147 IEEC7001 IEGV1001 Exportaciones Estado Tipo Desc EEMS1060 A F Reforma EEMS1091 Caqueza EEMS1102 Frt19803 San Jose Gua Frt23147 IEEC7001 El Japón

12 2. Ejercicio MC META Hallazgos
No habían sido realizadas las actualizaciones de la ED como consecuencia de la entrada de nuevos proyectos. Se identificó que la supervisión del trafo 02 de la subestación OCOA 115 kV tiene problemas con las medidas.

13 2. Ejercicio MC META Hallazgos
No habían sido realizadas las actualizaciones de la ED como consecuencia de la entrada de nuevos proyectos. Se identificó que la supervisión del trafo 02 de la subestación OCOA 115 kV tiene problemas con las medidas.

14 3. Seguimiento factores de potencia
Periodo analizado: 01 Abril a 15 Agosto 2017 Hallazgos 1. El 27% del periodo de tiempo analizado el f.p. estuvo en valores inferiores a 0.9. 2. Según pronóstico oficial de demandas, el f.p. nunca es inferior a 0.98 para la barra del Banco 110kV.

15 3. Seguimiento factores de potencia
Barra análisis Hallazgos 1. El 27% del periodo de tiempo analizado el f.p. estuvo en valores inferiores a 0.9. 2. Según pronóstico oficial de demandas, el f.p. nunca es inferior a 0.98 para la barra del Banco 110kV.

16 3. Seguimiento factores de potencia
Barra análisis Hallazgos 1. El 27% del periodo de tiempo analizado el f.p. estuvo en valores inferiores a 0.9. 2. Según pronóstico oficial de demandas, el f.p. nunca es inferior a 0.98 para la barra del Banco 110kV.

17 3. Seguimiento factores de potencia
Hallazgos: 1. Porcentaje F.P<0.9: 99.97% El F.P promedio en el intervalo evaluado fue: 0.82 σ: 0.017 2. El F.P no corresponde a los reportes enviados por el agente al CND, que para todos los periodos registran valores mayores a 0.91.

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