Mercado eléctrico - ineel.mx · Sumario 157 Sumario Editorial Divulgación El registro de...

Año 40, octubre-diciembre de 2016, vol. 40, núm 4, ISSN0185-0059

Mercado eléctrico

Presidente: Leonardo Fabio Beltrán Rodríguez, Secretaría de Energía (SENER)Presidente suplente: Carlos Roberto Ortiz Gómez, Director General de Investigación, Desarrollo Tecnológico y Formación de Recursos Humanos, Secretaría de Energía (SENER)Secretario: Fernando Zendejas Reyes, Jefe de la Unidad de Asuntos Jurídicos, Secretaría de Energía (SENER)Prosecretario: Fernando A. Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización, Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL)Consejeros titulares: • Guillermo Ignacio García Alcocer, Comisión Reguladora de Energía (CRE) • Nemorio González Medina, Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) • Alejandro Sibaja Ríos, Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) • José Antonio Lazcano Ponce, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT) • Santiago Barcón Palomar, Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas (CANAME) • Francisco Barnés de Castro, Consejo Mundial de EnergíaComisario público: Mario Alberto Cervantes García, Secretaría de la Función Pública (SFP) Representantes de Universidades y Centros de Investigación: • Arturo Molina Guitiérrez, Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) • Jesús Antonio del Río Portilla, Instituto de Energías Renovables, UNAM • Peter F. Green, National Renewable Energy Laboratory (NREL)

Publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este boletín solo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del INEEL. ISSN0185-0059. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, autorizado por Sepomex.

• José Luis Fernández Zayas, Director General • Ángel Fierros Palacios, Director de Energías Alternas • Salvador González Castro, Director de Tecnologías Habilitadoras • Rolando Nieva Gómez, Director de Sistemas Eléctricos • Eduardo Preciado Delgado, Director de Sistemas Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización • Alfredo Gómez Luna Maya, Director de Administración y Finanzas • Gladys Dávila Núñez, Jefa del Departamento de Difusión • Federico Estrada Arias, coordinador editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico • Verónica García Rodríguez, diagramación, formación y cuidado de la edición • Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica • Sergio Ortega López, fotografía • Ana María Sámano Ramírez, distribución

Junta Directiva

Comité Editorial

Sumario

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Sumario Editorial

DivulgaciónEl registro de instrucciones de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista de México / Registration of dispatch instructions in the Wholesale Electricity Market of Mexico. Javier Martínez Hernández y Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga.

Tendencia tecnológicaEl Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día en Adelanto / The Allocation of Units of the Day in Advance Market Model. José Luis Ceciliano Meza, Roberto Navarro Pérez y Rolando Nieva Gómez.

Artículos técnicosSistema de Información del Mercado / Market Information System. Gustavo Bravo Villanueva y Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga.

Comunidad IIE • Colaboración SENERMEX / SENERMEX-INEEL collaboration• Cátedras CONACYT en el INEEL / CONACYT Chairs at our Institute• Nanotecnología verde para una sociedad sustentable / Green nanotechnology for a sustainable society• Lourdes Gallegos dice adiós al INEEL / Lourdes Gallegos says goodbye to INEEL• Universidad Politécnica de Cracovia en el INEEL / Polytechnic University of Krakow visits us• Jornada Estatal de Ciencia / State Science Day• 23rd WAITRO General Assembly and Biennial Congress / 23rd WAITRO General Assembly and Biennial Congress• Investigador de la red temática CONACYT de ICA visita el INEEL / Researcher of the thematic network CONACYT of ICA visits our Institute

Breves técnicas• Derechos Financieros de Transmisión Legados / Legacy Transmission Financial Rights.José Luis Rodríguez Pliego, Adrián Inda Ruiz y Óscar Girón Cabrera.• El sistema del Mercado Eléctrico Mayorista en tiempo real / The wholesale real-time electricity market system. Luisa Alba Aquino Bolaños y René Ávila Rosales.

Artículo de investigación A MIQCP formulation to solve the unit commitment problem for large-scale power systems.Juan Álvarez López, José Luis Ceciliano Meza, Isaías Guillén Moya y Rolando Nieva Gómez.Article originally published in International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Elsevier.

Reseña Anual 2016

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Boletín IIE, 2016

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octubre-diciembre

Editorial

La reforma energética presentada por el Ejecutivo Federal, promulgada el 20 de diciembre de 2013 y publicada en el Diario Oficial de la Federación contempla, entre otros aspectos, la transformación del mercado energético, en particular el eléctrico en nuestro país, permitiendo la participación de la iniciativa privada en la distribución y transmisión de electricidad, bajo la conducción y regulación del Estado.

La apertura del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en enero de 2016, operado por el Centro Nacional de Control de Energía-CENACE, permitirá que los participantes puedan vender y comprar energía eléctrica, potencia, certificados de energías limpias, servicios conexos y derechos financieros de transmisión que son productos requeridos para el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional.

Como parte de esta transformación, el CENACE solicitó el apoyo del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) para desarrollar una serie de modelos y sistemas para llevar a cabo, de manera óptima, la operación del MEM.

En este boletín, el número cuatro y último de 2016, el artículo de divulgación nos presenta el sistema de información del mercado bajo este nuevo esquema planteado por la reforma energética.

El artículo de tendencia tecnológica trata sobre el nuevo modelo para la asignación de unidades del Mercado de Día en Adelanto, y en él se habla de la transformación del Modelo de Coordinación Hidrotérmica y Asignación de Unidades con aspectos de Seguridad (CHT-AU) que hasta hace un año utilizaba el CENACE, en este nuevo modelo.

El artículo técnico nos habla del registro de instrucciones de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista de México, con el fin de dar cumplimiento a los principios, reglas, directrices y procedimientos especificados en las Bases del Mercado Eléctrico, publicadas en el Diario Oficial de la Federación en septiembre de 2015.

Editorial

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En las breves técnicas se describen los derechos financieros de transmisión legados, y el Sistema del Mercado Eléctrico Mayorista en tiempo real.

El artículo de investigación se titula: A MIQCP formulation to solve the unit commitment problem for large-scale power systems y en él se presenta un modelo de programación entera-mixta con restricciones cuadráticas para resolver el problema de asignación de unidades.

Sin duda alguna, el Mercado Eléctrico Mayorista llegó para quedarse y deberá, en el corto plazo, lograr la transformación del Sistema Eléctrico Nacional modernizándolo, haciéndolo sustentable, económicamente viable y sobre todo, rentable.

Es mucho el trabajo que aún queda por hacer y para ello todas las entidades involucradas en este proceso, tanto públicas como privadas cuentan con el apoyo del INEEL, respaldado por más de 40 años de experiencia y una capacidad científica, tecnológica y humana para lograr los objetivos planteados por la Presidencia de la República.

Boletín IIE, 2016octubre-diciembre

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El registro de instrucciones de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista de México

Javier Martínez Hernández y Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga

Abstract

This paper presents how the “Registro de Instrucciones de Despacho (RID)” system was implemented in the “Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)” from México to interact with “Mercado de un Día en Adelanto (MDA)”, “Mercado de Tiempo Real (MTR)”, and the daily operation of the National Electrical System, complying with the rules and definitions stablished in the Electrical Maket Bases.

Divulgación

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Antecedentes

El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que a finales de enero de 2016 inició operaciones, producto de la reforma energética impulsada por el actual Gobierno Federal, trajo consigo el modelado y desarrollo de instrumentos para su operación, que dan cumplimiento a los principios, reglas, directrices y procedimientos especificados en las Bases del Mercado Eléctrico, publicadas en el Diario Oficial de la Federación en Septiembre de 2015.

El MEM se conforma por el Mercado de un Día en Adelanto (MDA) y el Mercado de Tiempo Real (MTR). El MDA tiene un enfoque de planeación de la operación del día siguiente, considerando las ofertas de compra y venta de los participantes en el mercado. En tanto que el MTR permite operaciones de mercado en el mismo día de operación del sistema eléctrico. Ambos generan como resultado, entre otros productos, la asignación de despachos de energía (MWh) y reserva (servicios conexos).

Estos despachos, según las reglas especificadas en las bases del mercado, deben ser cumplidos por los participantes del mismo. El instrumento por medio del cual el mercado notifica a las centrales generadoras sus despachos es el Registro de Instrucciones de Despacho (RID), con el cual, además, el CENACE controla la generación en tiempo real según el comportamiento

y demanda de los sistemas eléctricos, afinando los despachos del mercado con instrucciones de despacho manuales. Por esto, el RID es considerado una herramienta de operación del MTR.

Fue desarrollado por la Gerencia de Análisis de Redes (GAR) del Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) para cada uno de los sistemas aislados en los que se encuentra dividido el Sistema Eléctrico Nacional: uno para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), otro para el Sistema Interconectado Baja California (BCA) y uno más para el Sistema Interconectado Baja California Sur (BCS).

Introducción

El RID tiene como función principal apoyar la operación de los sistemas eléctricos en lo siguiente:

• Comunicar instrucciones de despacho a las centrales de generación para la operación específica de sus unidades generadoras.

• El registro de elementos básicos de información para el adecuado cálculo de las liquidaciones en el mercado.

Figura 1. Sistema RID.


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Las instrucciones de despacho que comunica el RID son las generadas propiamente por el mercado (MDA y/o MTR), las cuales serán llamadas en el presente como “sistemáticas”, o por el operador del CENACE que serán llamadas “manuales”.

Cada instrucción de despacho es enviada a la central eléctrica correspondiente para su programación y atención al momento de su emisión, quedando todo debidamente resguardado para que al momento del cálculo de las “liquidaciones” se evalúe el cumplimiento de las instrucciones de despacho contra la operación real y se emita la factura correspondiente a cada participante del mercado.

Su iteración en el Mercado Eléctrico Mayorista

El RID se ubica hacia el final de la cadena de procesos y funciones que se llevan a cabo en el mercado para la planeación y operación de cada sistema eléctrico en tiempo real. La interacción entre estos dos ambientes, el mercado y la operación, se lleva a cabo por medio de instrucciones de despacho que determinan las acciones que los operadores de las centrales generadoras deben aplicar a sus unidades de

generación para satisfacer la demanda de energía eléctrica, siguiendo las directrices económicas del mercado.

En la figura 2 se observa la secuencia lógica de las instrucciones de despacho, partiendo de los procesos que se llevan a cabo el día anterior, hasta la operación en tiempo real.

Así, se observa que las instrucciones de despacho están sujetas a un proceso de refinación (hechas por el MTR o el operador del CENACE), que en la escala de tiempo van desde las horas hasta los segundos. A continuación, una descripción general de cada proceso del mercado y su iteración con el RID.

Mercado de un Día en Adelanto (MDA)

• Son cálculos propios del mercado para cumplir con el balance financiero de las oferta de compra venta de los productos del mercado. Con base en este cálculo se establecen los puntos base de operación horario de las unidades generadoras, para la operación del sistema eléctrico nacional en el día siguiente.

• Una segunda función en el MDA es la Asignación de Unidades con Generación de Central Eléctrica para Confiabilidad (AUGC), que tiene como propósito asegurar una adecuada disponibilidad de energía y reservas para apoyar la operación del sistema eléctrico en el día siguiente. Figura 2. Aplicaciones que generan instrucciones de despacho.

Divulgación

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Como resultado de estas funciones se tiene el “predespacho” operativo del día siguiente, que es el programa de generación horaria por unidad de generación, que los operadores de las centrales ven a través del RID , para la preparación de la operación del día siguiente para su planeación.

Mercado de Tiempo Real (MTR)

Opera para los siguientes 15 y 5 minutos durante el día de operación, determinando puntos base de generación para satisfacer el pronóstico de la demanda en el próximo período. Se conforma de tres instrumentos: AUTR, DERS-MI y DERS-I.

• AUTR (Asignación de Unidades de Central Eléctrica en Tiempo Real). Modelo de optimización que decide para un periodo de dos horas, cambios con detalle de 15 minutos al programa existente de arranques, paros y cambios de configuración resultante del AUGC (ejecutado el día previo).

• DERS-MI (Despacho Económico con Restricciones de Seguridad en varios intervalos). Modelo de optimización que decide para los siguientes cuatro intervalos de despacho de 15 minutos, los niveles de generación y la asignación de los servicios conexos.

• DERS-I (Despacho Económico con Restricciones de Seguridad en un intervalo de 5 minutos).

Modelo de optimización que decide para el próximo intervalo de 5 minutos, las potencias de generación de las Unidades de Central Eléctrica que operan bajo el Control Automático de Generación (AGC por sus siglas en inglés).

Como resultado de estas aplicaciones se tiene el despacho de tiempo real que los operadores de las centrales deben cumplir para los siguientes 15 minutos, enviándose a las centrales a través del RID inmediatamente después de su emisión. Las asignaciones determinadas por el DERS-I no se registran en el RID ya que éstas se envían directamente al Control Automático de Generación.

Arquitectura computacional

El RID está distribuido en dos ambientes: uno para el operador del CENACE y otro para el operador de la central.

El primero es una aplicación de escritorio instalado en las computadoras de la sala de operación del CENACE, conectadas a la red computacional de operación.

El segundo es una aplicación web accedida por cada operador de central desde cualquier computadora conectada a la misma red computacional de operación.

Cuenta con una base de datos relacional centralizada, ubicada físicamente en los servidores de base de datos del CENACE, la cual es accedida desde cada aplicación antes mencionada (figura 3).


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Caracterización de las instrucciones de despacho

Se caracterizan principalmente por su origen, tipo y estado.

Los orígenes se han clasificado según su fuente:

• MDA• AUGC• AUTR• DERS-MI• MANUAL

Los tipos de instrucciones que se interpretan de las aplicaciones del mercado o las que el operador del CENACE puede emitir son las siguientes:

• Arranque / Paro• Cambio de nivel de generación• Operación como generador / condensador síncrono• Nueva configuración de unidades en paquete

Independientemente de su origen en el momento que son registradas en el RID son enviadas al operador de la central correspondiente, quien desde su RID (que estrictamente siempre debe estar conectado) recibe una notificación con

alerta (sonido audible), informando el cambio solicitado. El operador de la central tiene la facultad de programar (aceptar) o rechazar las instrucciones. Cada acción que se realiza con la instrucción, desde su registro hasta su recepción y trato que el operador de la central le aplica se registra en el RID, formando un registro histórico de su evolución según el estado por el que pasa.

En la figura 4 se muestra la evolución y momento en que se asigna cada estado.

Cada instrucción de despacho cuenta con atributos que determinan el tiempo en que se emite, tiempo en que se debe cumplir, y esto se hace según el tiempo en que debe iniciar el cambio, y el tiempo en que debe alcanzar el punto solicitado, el cual se calcula según los tiempos de rampa (de “subida” o “bajada”) de cada unidad.

Figura 3. Arquitectura computacional del RID.

Divulgación

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Perfil de generación

Las instrucciones de despacho emitidas por las diferentes aplicaciones del mercado y por los operadores determinan un perfil de generación para cada unidad. Este perfil se compone de varios segmentos de duración variable que complementan las 24 horas del día.

El perfil se modifica en la medida que se generan nuevas instrucciones de despacho, las cuales van remplazando a las emitidas previamente, como es el caso de las instrucciones horarias del AUGC o del AUTR, que pueden ser remplazadas por cuatro instrucciones de quince minutos del DERS-MI, o por alguna instrucción manual del operador, como se muestra en la figura 5.

El proceso de concatenación tiene como propósito ubicar una nueva instrucción de despacho en el tiempo correcto, dentro del perfil de 24 horas de cada unidad de generación y validar la rampa de cambio involucrada.

En primera instancia, el perfil se construye con las 24 instrucciones horarias que emite el AUGC en el Mercado del Día en Adelanto (MDA), esto quedará representado por 24 segmentos con duración de una hora cada uno de ellos.

En el día de ejecución se generan nuevas instrucciones, ya sean sistemáticas por el AUTR o el DERS-MI, o bien manuales, por

los operadores del mercado o de la central generadora, las cuales se irán concatenando en el perfil de 24 horas inicial.

Para el proceso de concatenación se considera que cada segmento (instrucción de despacho) tendrá una representación genérica por medio de un par de coordenadas, las cuales delimitan el tiempo de inicio y fin de un cambio.

Las instrucciones de despacho emitidas por el AUGC, AUTR o el DERS-MI, determinan puntos base promedio para los intervalos que despachan, horarios y quince-minutales respectivamente, por lo que su representación será por segmentos horizontales.

Figura 4. Evolución de las instrucciones de despacho.

Figura 5. Perfil de generación de una unidad generadora en el RID.


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En cuanto a las instrucciones manuales están formadas por dos segmentos. El primero representa la rampa necesaria para el cambio de acuerdo con el tiempo de inicio del cambio y el tiempo para alcanzar el cambio establecido por el operador. RID validará que esta rampa se cumpla dentro de lo declarado por el generador para el cambio solicitado, ya sea para incrementar o decrementar potencia, parar o arrancar.

El segundo segmento es uno horizontal que se mantendrá hasta el final del día, en tanto llega una nueva instrucción de despacho o el operador decide regresarla al despacho económico.

Conclusiones

Desde su puesta en producción al arranque del MEM, el RID cumple con las reglas especificadas en la Bases del

Mercado Eléctrico, referidas a lo siguiente:

(a) Registrar en forma estandarizada las instrucciones de despacho de generación y asignación de reservas emitidas por los modelos matemáticos de asignación de unidades y despacho de generación del MDA y MTR y las instrucciones de despacho que emite manualmente el operador del sistema.

(b) Comunicar las instrucciones de despacho de generación y asignación de reservas a los representantes de las centrales eléctricas por medio de una interfaz gráfica.

(c) Registrar las notificaciones de cambios en los límites de despacho o disponibilidad de las unidades de central eléctrica que realicen sus representantes.

Es una herramienta que enlaza la planeación con la operación de tiempo de tiempo real, y ha llegado a cambiar paradigmas en la operación, que se adquirieron con el anterior Mercado Interno de Energía, y ahora es considerada la herramienta oficial para resguardar cualquier cambio en la operación de cada sistema eléctrico para su respectiva evaluación y emisión de las facturas.

Figura 6. Representación de los puntos base emitidos por el mercado.

Figura 7. Representación de los puntos base emitidos desde una instrucción manual.

Divulgación

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Currículum vítae

Javier Martínez Hernández [[email protected]]

Maestro en Ciencias Computacionales por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM). Ingeniero Mecánico Electricista, por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). Ha laborado durante 37 años en el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL). Ha dirigido diversos proyectos, principalmente para el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), DCO-PEMEX y la Subdirección de Programación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en temas de Planeación de la Operación del Sistema Eléctrico Nacional, Administración de la Energía y recientemente coordina el proyecto de implantación del Mercado Eléctrico Mayorista. Responsable de la participación del INEEL en el Premio Nacional de Tecnología, reconocimiento recibido en la XII edición del año 2010. Fue Gerente de Planeación, Gestión Estratégica y Tecnológica del Instituto y actualmente es el Encargado del Despacho de la Gerencia de Análisis de Redes.

Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga [[email protected]]

Licenciada en Sistemas Computacionales, por la Universidad de Occidente, campus Guasave, Sinaloa. Ingresó al Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en 2002, donde ha participado en el desarrollo de aplicaciones de apoyo para el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), tanto en el ámbito contable como estadístico. Recientemente fue asignada en la dirección de proyectos para las transacciones internacionales de energía y ha colaborado en la dirección de actividades, especificación, diseño y desarrollo del Sistema de Información de Mercado (SIM) y Registro de Instrucciones de Despacho (RID), ambos instrumentos del nuevo Mercado Eléctrico Mayorista de México.

Referencias

Bases del Mercado Eléctrico (2015, 8 de septiembre). Diario Oficial de la Federación [en línea]. México: Secretaría de Gobernación. Recuperado el 14 de junio de 2016, de http://www.dof.gob.mx/nota_detalle hp?codigo=5407715&fecha=08/09/2015.

Manual Mercado de Energía de Corto Plazo (2016, 09 de junio). Diario Oficial de la Federación [en línea]. México: Secretaría de Gobernación. Recuperado el 14 de junio de 2016, de http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5441705&fecha=17/06/2016.


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

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

Abstract

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

Tendencia tecnológica

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Introducción

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

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

1. Manejo de ofertas de venta de energía al mercado

2. Manejo de ofertas de compra de energía al mercado

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

4. Consideración de demandas de capacidad para la reserva

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

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

seguridad operativa

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

Objetivo del MDA

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

Componentes principales que se consideran en el modelo

Ofertas de unidad de central eléctrica

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

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


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

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

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

Ofertas de recursos de ciclos combinados

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

Figura 1. Oferta incremental de venta de energía.

Figura 2. Oferta de costo de arranque.


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

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

Ofertas de unidades hidro

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

Ofertas renovables intermitentes

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

Figura 3. Planta de ciclo combinado.


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

Oferta de compra para demanda

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

Requerimientos del CENACE

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

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

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

Figura 4. Oferta de compra elástica de energía.

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


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

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

Función objetivo

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

Restricciones

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

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

Método de solución

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

Precios Marginales Locales (PML)

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

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


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Precios marginales de servicios conexos

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

Figura 6. Algoritmo de solución del MDA.

Conclusiones

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


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Currículum vítae

Referencias

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

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

José Luis Ceciliano Meza ([email protected])

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

Roberto Navarro Pérez ([email protected])

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

Rolando Nieva Gómez ([email protected])

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


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Sistema de Información del Mercado

Gustavo Bravo Villanueva y Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga

Abstract

This work describes the structure and content of the Market Information System (SIM) which is available through the Internet Portal (www.cenace.gob.mx) of the National Energy Control Center (CENACE). It summarizes the content of the Public Information of the Wholesale Electrical Market (MEM) as well as the content in the areas for confidential and reserved information. The participation of the National Electricity and Clean Energies Institute (INEEL), is mentioned as the main supplier of the developments for the MEM.

Artículo técnico

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La reforma energética promulgada por el Ejecutivo el 20 de diciembre de 2013 y publicada al día siguiente en el Diario Oficial de la Federación (DOF) permitió abrir el sector energético a la inversión privada, dando la oportunidad al establecimiento de contratos entre particulares y el Estado.

En materia de electricidad, la Secretaría de Energía (SENER) emitió las bases del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) el 8 de septiembre de 2015. La meta propuesta por el Gobierno Federal fue arrancar el MEM, en su primera fase, a finales de enero de 2016. El reto fue enorme y consistió en diseñar y desarrollar toda la infraestructura de hardware y software de acuerdo con lo descrito en las bases del Mercado. Para cumplir estas metas, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que quedó a cargo de la operación del MEM, solicitó al Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL), a través de su Gerencia de Análisis de Redes (GAR), el desarrollo de las aplicaciones necesarias para la puesta en operación de la primera fase del MEM, la cual consideraba el desarrollo de los siguientes módulos principales:

• Sistema de registro y acreditación de participantes del mercado (http://www.cenace.gob.mx/SIMPRE/)

• Sistema de envío de ofertas, compra y venta de energía y servicios conexos (https://memsim.cenace.gob.mx)

• Sistemas para el Mercado del Día en Adelanto• Sistemas para el Mercado de Tiempo Real• Sistema de Registro de Instrucciones de Despacho• Sistemas para liquidación, facturación y pago

La experiencia previa del personal que integra la GAR en desarrollos de ingeniería eléctrica y de mercados eléctricos, permitió al CENACE iniciar sus operaciones en el tiempo planeado. Actualmente, la GAR se encuentra en negociaciones con el CENACE para continuar con el desarrollo de la siguiente fase de implementación del Mercado Eléctrico Mayorista, la cual consiste en realizar nuevos desarrollos relacionados con temas innovadores como:

• Derechos financieros de transmisión• Transacciones bilaterales financieras• Subastas de mediano plazo• Extensiones a los sistemas de corto plazo y de horizonte

extendido• Incorporación de nuevos conceptos al sistema de

liquidaciones, facturación y pago• Extensiones al SIM

Con desarrollos como los anteriores, hoy en día, los gestores de proyectos potenciales, inversionistas, integrantes de la industria eléctrica y demás personas interesadas en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista en México están en posibilidades de asumir compromisos y obligaciones con el Estado. Para esto, el CENACE, a través de su portal de internet (www.cenace.gob.mx) ha puesto a su disposición el Sistema de Información del Mercado (SIM), el cual tiene por objeto facilitar la transparencia de la información en el MEM, tomando en cuenta el interés público, la integridad y el funcionamiento eficiente de dicho mercado, la competencia económica y la protección a los consumidores.

El acceso a la información del MEM para los participantes y demás interesados está garantizado en todo momento por el CENACE. No obstante, los integrantes de la industria eléctrica están obligados a proporcionar al CENACE toda la información que éste requiera para el cumplimiento de


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sus funciones. De hecho, toda la información relativa al MEM es considerada como pública, de acuerdo con las Leyes de Transparencia y Acceso a la Información Pública.

En el SIM, la información del MEM está clasificada por nivel de acceso a éste y por grupos de interés. De acuerdo con su clasificación, ésta se puede definir como pública, confidencial y reservada. Con respecto al área de acceso, ésta se puede clasificar como del área pública o de las áreas segura o certificada. Y desde el punto de vista de los grupos de interés se puede clasificar como información para el público en general, para los integrantes de la industria eléctrica y para las autoridades del MEM.

Las relaciones antes mencionadas se muestran en la figura 1.

Para el acceso a la información del área pública no se requiere de ninguna cuenta de usuario. Para el acceso a la información confidencial y reservada se requiere de la creación de cuentas para los candidatos a participantes del mercado, participantes del mercado, transportistas, distribuidores, las autoridades del MEM (la CRE, la SENER y la Unidad de Vigilancia del Mercado) y el monitor independiente del mercado. La gestión de las cuentas de usuario puede ser realizada desde el módulo de registro del SIM: http://www.cenace.gob.mx/SIMPRE/.

El SIM está compuesto por los siguientes módulos: Operación del Mercado Eléctrico Mayorista; Operación del Sistema Eléctrico Nacional; Planeación; Registro de participantes del mercado; liquidación, facturación y pago; servicios; biblioteca, y sistema de gestión de salidas y autoridades.

Para efecto de enviar notificaciones del CENACE a los integrantes de la industria eléctrica el SIM utilizará, en su segunda etapa, buzones de notificaciones. Los integrantes de la industria eléctrica podrán enviar notificaciones al CENACE a través de formatos de captura de información, o a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) del SIM.

Figura 1. Clasificación de la información del MEM por tipo de información, por niveles de acceso y por grupos de interés.

Artículo técnico

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Información pública del MEM

Está disponible al público en general a través del área pública del SIM, por medio de los siguientes módulos:

• Módulo de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista

• Módulo de Operación del Sistema Eléctrico Nacional

• Módulo de Planeación• Módulo de Servicios• Módulo de Biblioteca

Información confidencial

Está disponible para los integrantes de la industria eléctrica y para las autoridades del MEM a través del área segura o certificada del SIM, la cual está clasificada en los siguientes grupos de interés y módulos:

a) Información Confidencial para Participantes del Mercado, Monitor Independiente del Mercado y Autoridades

• Módulo de Operación del Mercado• Módulo de Operación del Sistema• Módulo de planeación• Módulo de servicios• Información confidencial para transportistas,

distribuidores y autoridades

b) Información confidencial para participantes del mercado en forma individual, monitor independiente del mercado y autoridades

• Módulo de Operación del Mercado• Módulo de Operación del Sistema

Figura 2. Página con información pública del SIM.


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• Módulo de liquidación, facturación y pago• Módulo de registro• Módulo de servicios

c) Información confidencial para transportistas y distribuidores en forma individual, monitor independiente del mercado y autoridades

• Módulo de Operación del Mercado• Módulo de Operación del Sistema• Módulo de servicios

Información reservada

La información reservada está disponible para las autoridades del MEM a través del área segura o certificada del SIM y es clasificada con tal carácter por el Comité de Transparencia del CENACE, conforme al análisis que hace de dicha información caso por caso, atendiendo en todo momento a las disposiciones previstas en las Leyes de Transparencia y Acceso a la Información Pública. Con el fin de que la información reservada conserve tal carácter, el CENACE mantiene dicha información en el área segura y en el área certificada del SIM.

Figura 3. Página de resultados por participantes en forma individual, con resultados del Módulo de Operación del Mercado.

Conclusión

El Mercado Eléctrico Mayorista está en operación, concretamente en una fase de maduración donde cada día surgen nuevos retos que exigen más desarrollos en temas innovadores que impactarán en nuevos requerimientos y extensiones al contenido de la información del SIM.

Referencias

Ley de la Industria Eléctrica, 11 de Agosto de 2014, Diario Oficial de la Federación.

Bases del Mercado Eléctrico, 8 de Septiembre de 2015, Diario Oficial de la Federación.

Manual del Sistema de Información del Mercado, 4 de Julio de 2016, Diario Oficial de la Federación.

Artículo técnico

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Currículum vítae

Gustavo Bravo Villanueva [[email protected]]

Maestro en Ciencias Computacionales con especialidad en Ingeniería de Software por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Morelos. Licenciado en Informática por el Instituto Tecnológico de Zacatepec. Ingresó al Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en 1989 a la Gerencia de Análisis de Redes. Su área de especialidad se relaciona con el desarrollo e integración de sistemas computacionales en el ámbito de sistemas eléctricos de potencia. Su actividad principal se relaciona con el proceso de despacho de generación de energía, dando el soporte a través del desarrollo, integración y automatización de aplicaciones computacionales. Ha colaborado en diferentes proyectos apoyando las necesidades del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), siendo su participación más reciente en los desarrollos y puesta en operación de los sistemas del Mercado Eléctrico Mayorista. Actualmente trabaja en desarrollos computacionales relacionados con el Mercado de Corto Plazo del Mercado Eléctrico Mayorista. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales. Es miembro del IEEE.

Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga [[email protected]]

Licenciada en Sistemas Computacionales, por la Universidad de Occidente campus Guasave, Sinaloa. Ingresó al Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) en 2002, donde ha participado en el desarrollo de aplicaciones de apoyo para el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), tanto en el ámbito contable como estadístico. Recientemente fue asignada en la dirección de proyectos para las transacciones internacionales de energía y ha colaborado en la dirección de actividades, especificación, diseño y desarrollo del Sistema de Información de Mercado (SIM) y Registro de Instrucciones de Despacho (RID), ambos instrumentos del nuevo Mercado Eléctrico Mayorista de México.


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Colaboración SENERMEXEl pasado 14 de septiembre, una comitiva de la empresa SENERMEX Ingeniería y Sistemas, S.A. de C.V., filial en México de la empresa española SENER, visitó nuestras instalaciones, con el objetivo de conocer con mayor detalle las capacidades tecnológicas y de investigación de ambas instituciones, y así lograr el máximo aprovechamiento de sus recursos humanos, materiales y financieros en el desarrollo conjunto de proyectos, programas, acuerdos y otras acciones de interés mutuo, en seguimiento al convenio de colaboración firmado por ambas entidades el pasado 1 de julio del presente año.

Entre los temas en los que ambas organizaciones estarán trabajando se incluye la integración de nuevas

instalaciones a la red eléctrica; estudios para la interconexión de centrales generadoras a la red; automatización, control y protección de sistemas eléctricos; redes eléctricas inteligentes; inspección y diagnóstico del estado de equipos y sistemas; desarrollo e implantación de programas de mantenimiento; sistemas de seguridad para instalaciones, así como el diseño de simuladores para entrenamiento de operadores.

Con apoyo del INEEL, SENERMEX tiene como propósito aportar soluciones más eficientes e innovadoras con alto contenido tecnológico, así como llevar a cabo proyectos que signifiquen nuevos retos tecnológicos que le permitan estar a la vanguardia.

Cátedras CONACYT en el INEEL Con el objetivo de consolidar la continuidad y disponibilidad de los apoyos necesarios para que los investigadores en México puedan establecer compromisos en plazos adecuados para abordar problemas científicos y tecnológicos relevantes, permitiéndoles situarse en la frontera del conocimiento y la innovación, y competir en los circuitos internacionales, el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT) creó las Cátedras CONACYT.

Este programa tiene su origen en el Plan Nacional de Desarrollo (2013-2018), donde establece cinco metas nacionales, entre las cuales se encuentra la meta III: México con educación de calidad, en la cual se propone hacer del desarrollo científico, tecnológico y la innovación, pilares para el progreso económico y social sostenible.

Nuestro Instituto se enorgullece en ser una de esas instituciones a las que le han comisionado investigadores cátedras desde 2014 a la fecha y entre ellos se encuentran: Mónica Borunda Pacheco, asignada en 2014 a la Gerencia de Control, Electrónica y Comunicaciones; Javier de la Cruz Soto, asignado en 2014 a la Gerencia de Energías Renovables; Carlos Fernando Castro Guerrero, asignado en 2015 a la Gerencia de Materiales y Procesos Químicos; Jeannete Ramírez Aparicio, asignada en 2016 a la Gerencia de Materiales y Procesos Químicos, y Guillermo Santamaría Bonfil, asignado en 2016 a la Gerencia de Tecnologías de la Información.

La comisión de los investigadores cuenta con una duración inicial de 10 años y existe la opción de ser renovada. Cabe mencionar que los catedráticos se encuentran contratados de manera indefinida por el CONACYT.

Comunidad IIE

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Lourdes Gallegos dice adiós al INEELDespués de haber laborado en nuestro Instituto durante 36 años como investigadora en la Gerencia de Transmisión y Distribución, y a manera de despedida por su jubilación, nuestra compañera Lourdes Gallegos Grajales dictó una conferencia el pasado 14 de septiembre titulada: “Prospectiva tecnológica de redes de distribución”, en la que expuso su visión de hacia dónde deben encaminarse los proyectos de investigación en los sistemas eléctricos de distribución en nuestro Instituto.

Lourdes afirmó que los profesionales de hoy en día deben diversificarse y ser flexibles, lo que significa estar dispuestos a reinventarse para retomar y explorar nuevas líneas de investigación, tal como ella lo hizo a lo largo de su trayectoria laboral.

La innovación jugó un papel importante en el desarrollo de los proyectos llevados a cabo por Lourdes, principalmente en el

periodo comprendido entre 1994 a 2012. De hecho, la prospectiva de las redes de distribución planteada por ella tiene como objetivos principales la innovación, la funcionalidad, la integración, el establecimiento y aplicación de estrategias, así como la transformación del sistema de distribución, sin dejar de lado la calidad de la información y sobre todo la capacitación especializada.

Lourdes agradeció al grupo de trabajo con el que hizo posible los proyectos mencionados, e hizo un reconocimiento especial a las mujeres del Instituto quienes, dijo, siempre le brindaron su apoyo, pero sobre todo le mostraron respeto, y afirmó que hoy en día un líder debe tener conocimiento social, económico y administrativo, lo que le va a permitir crear una estrategia para guiar a la institución, generar un compromiso ejecutivo y sobre todo trabajar transversalmente.

Nanotecnología verde para una sociedad sustentable Del 22 al 25 de agosto, nuestro Instituto participó en el congreso: IEEE Nano 2016-16th. International Conference on Nanotechnology, uno de los principales congresos a nivel mundial en el área de nanotecnología, realizado en Sendai, Japón.

En este evento, al que asistieron investigadores como Mario Román Díaz Guillén, de la Gerencia de Materiales y Procesos Químicos (GMyPQ) del INEEL, empresarios y conferencistas pioneros en el área de nanotecnología provenientes de las instituciones más prestigiosas de Asia, Europa y América, y cuyo tema principal fue el de “nanotecnología verde para una sociedad sustentable”, el Instituto presentó el artículo: Purification of Cellulose from Rice Husk for the Synthesis of Nanocellulose,

cuyos autores son Carlos F. Castro Guerrero, Mario R. Díaz Guillén, Filemón Delgado Arroyo, Arturo Rodas Grapain, investigadores de la GMyPQ, así como Srinivas Godavarthi, del Instituto de Física de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).

En dicho artículo se presenta un método novedoso de síntesis química que permite obtener nanocelulosa a partir de un desecho agrícola local, la cascarilla de arroz, producida en Morelos. La nanocelulosa es un biopolímero a escala nanométrica de origen natural que tiene una gran cantidad de aplicaciones tecnológicas por lo que se le considera uno de los materiales del futuro, incluso desafía al grafeno como uno de los materiales prodigio.


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Universidad Politécnica de Cracovia en el INEEL Los pasados 20 y 23 de septiembre recibimos en nuestras instalaciones a Jakub Kruszelnicki, Director General del Centro de Transferencia de Tecnología de la Universidad Politécnica de Cracovia (PK), cuyo viaje se realizó con el apoyo del proyecto de Low Carbon Business Action in Mexico (LCBA), el cual tiene por objetivo apoyar proyectos para reducir las emisiones de CO2 en México mediante la vinculación entre instituciones europeas y mexicanas, y que organizó el encuentro entre el INEEL y la PK, en el marco del evento “Alternativas Verdes” realizado en el WTC, de Xochitepec, Morelos, los días 22 y 23 de septiembre, de 2016, entre otras actividades de matchmaking.

Jakub se reunió con Fernando Kohrs, Director de Planeación, Gestión de la

Estrategia y Comercialización; Ricardo López, Gerente de Comercialización y Desarrollo de Negocios, y con Nora Rocío Pérez, Coordinadora de Relaciones Internacionales, para realizar un acercamiento y detectar diversos temas de interés mutuo para la Universidad PK y para el Instituto, así como para conocer de primera mano, los objetivos y actividades del Centro de Transferencia de Tecnología de la universidad polaca. Posteriormente iniciaron reuniones con temas específicos con la Gerencia de Uso de Energía Eléctrica, con la cual ya había sostenido conversaciones previas para la creación de un certificado regional en eficiencia energética en edificios en México, propuesto en nivel de iniciativa a los responsables del proyecto Low Carbon Business Action in Mexico.

Jornada Estatal de Ciencia Como parte de las actividades de divulgación social de la ciencia que lleva acabo nuestro Instituto, personal de investigación participó, del 17 al 19 de octubre, en la 10ª Jornada Estatal de Ciencia, Tecnología e Innovación realizada en el Parque Ecológico San Miguel Acapantzingo, en el marco de la 23ª Semana Nacional de Ciencia y Tecnología del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología, la cual es coordinada por la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología (SICYT) de Morelos, y llevó a cabo diversas exposiciones, talleres y demostraciones.

El personal de investigación del INEEL contribuyó con diversas actividades en las cuales interactuaron con niñas y niños, con quienes compartieron el quehacer del Instituto y realizaron actividades divertidas relacionadas con la ciencia, ente ellas un taller sobre imaginación dirigida; programación para niños Scratch; “contéstame tierra”, en la que niñas y niños pusieron a prueba sus conocimientos de

astronomía y abordaron el tema de la petrofísica; la geotermia, una energía para el futuro; Nikola Tesla “contribuciones y legado”, en el que niñas y niños conocieron el trabajo de este científico que hasta la fecha sigue contribuyendo en la ciencia; la nanotecnología en el sector energético a través de un juego, así como la generación de energía y los materiales conductores y aislantes, así como una breve historia de nuestro Instituto.

Es importante destacar que se contó con la presencia de todos los niveles educativos, incluidas universidades. A estas últimas les fue proporcionada información sobre nuestro sistema de becas.

El Instituto continúa realizando acciones importantes sobre divulgación científica y dicha Jornada ha dejado una gran experiencia y enriquecimiento que contribuirán al involucramiento de nuevas generaciones con la ciencia, la investigación y la tecnología.

Comunidad IIE

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Investigador de la red temática CONACYT de ICA visita el INEEL Con el objetivo de promover acciones de vinculación entre nuestro Instituto, el Instituto Tecnológico de Apizaco, y la Universidad Autónoma de Tlaxcala a través del desarrollo de proyectos conjuntos, codirecciones de tesis de posgrado y estancias de estudiantes e investigadores en el INEEL, se recibió la visita de Perfecto Malaquías Quintero Flores, del Departamento de Sistemas y Computación del Instituto Tecnológico de Apizaco y de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Autónoma de Tlaxcala. La vista fue auspiciada por la red temática CONACYT de Inteligencia Computacional Aplicada (redICA).

Por parte del INEEL, Perfecto Malaquías fue recibido por Alberto Reyes Ballesteros y Pablo H. Ibarguengoytia González, investigadores de la Gerencia de Control, Electrónica y Comunicaciones (GCEC), quienes le dieron a conocer las capacidades

tecnológicas del Instituto, principalmente en lo referente a proyectos de inteligencia artificial en el sector eléctrico y en energías renovables.

Es importante resaltar que los temas que motivaron la visita fueron los relacionados con aplicaciones de lógica difusa y algoritmos genéticos en control de aerogeneradores y optimización de energéticos, sin embargo, se abordaron otras aplicaciones tales como cómputo de alto desempeño, gestión de activos aplicada a arquitecturas empresariales, diagnóstico de aerogeneradores y rediseño de colectores solares.

La redICA agrupa investigadores del país, del área de aprendizaje automático e inteligencia computacional y es liderada por Carlos Alberto Reyes García, del Instituto Nacional de Astrofísica, Óptica y Electrónica (INAOE).

23rd WAITRO General Assembly and Biennial Congress Del 27 al 30 de septiembre se llevó a cabo en Medellín, Colombia, el 23rd WAITRO General Assembly and Biennial Congress, on “Public + Private Partnerships to Innovate Innovation. Este congreso busca promover oportunidades de colaboración internacional, así como intercambio de experiencias y conocimientos entre la industria, los centros de I+D+i, el gobierno y la comunidad.

WAITRO (World Association of Industrial and Technological Research Organizations) es una asociación internacional integrada por Centros de I+D+i y empresas privadas de Asia, Europa, Medio Oriente, África, América Latina y El Caribe, de la cual nuestro Instituto es miembro desde hace más de una década.

Con el objetivo de proponer iniciativas de colaboración entre el INEEL y miembros de WAITRO en I+D+i, Fernando Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de

la Estrategia y Comercialización participó en el evento en representación del Instituto, asistiendo a la asamblea general y al congreso. Además presentó una propuesta conjunta con Fraunhofer, por parte de su Centro MOEZ (de Alemania) ante posibles inversionistas o representantes de mecanismos financieros y ante la audiencia general del congreso titulada: Development of an integral training and research center for clean power generation professionals (CIE-EL), aprobada en su primera etapa como pre-seleccionada dentro de la convocatoria Call for Challenges, Problems and Ideas, publicada por WAITRO en marzo del presente año.

La participación de lNEEL en dicho evento le da la oportunidad de ser actor en proyectos conjuntos en el tema de energía y sectores transversales de gran relevancia e impacto a nivel internacional, que permiten expandir la colaboración con sectores públicos y privados.

Boletín IIE, 2016

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octubre-diciembre

Uno de los productos que se gestionan en un Mercado Eléctrico Mayorista es el de Derechos Financieros de Transmisión (DFT). En el caso del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de México, este producto es gestionado por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

A nivel internacional, el CENACE es equivalente a un Operador de Sistema Independiente (ISO o Independent System Operator) y opera el segundo sistema eléctrico más grande en América Latina, sólo después de Brasil.

Las reglas básicas de operación del MEM describen el funcionamiento general para la gestión de los productos entre los Participantes del Mercado (PM), dichas reglas están definidas en las Bases del Mercado Eléctrico (BME) emitidas y publicadas por la Secretaría de Energía (SENER). En las BME se establece, de forma general, la gestión del producto de DFT.

El Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) ha desarrollado el sistema del Mercado Eléctrico Sombra de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Como resultado del proceso del desarrollo de este sistema, el INEEL ha consolidado experiencia en el desarrollo de software de optimización que incluye, principalmente, la innovación en formulaciones matemáticas aplicadas para la gestión de los productos de mercados eléctricos. Con la nueva reforma energética, el INEEL ha apoyado al CENACE para la gestión del producto de DFT, observando lo establecido en las BME.

José Luis Rodríguez Pliego [[email protected]]Adrián Inda Ruiz [[email protected]]Oscar Girón Cabrera [[email protected]]

julio-septiembre

Derechos Financieros de Transmisión Legados

Derechos Financieros de Transmisión

La base 13 de las BME describe el producto de DFT como un producto financiero. Los DFT otorgan a sus titulares el derecho y la obligación de cobrar o pagar la diferencia que resulte del valor de los componentes de congestión de los precios marginales locales entre un nodo de origen (nodo de inyección) y un nodo de destino (nodo de consumo). Los nodos de origen y de destino pueden ser nodos simples de la red eléctrica, nodos distribuidos, o grandes centros de intercambio de energía.

Los DFT pueden ser asignados por tres mecanismos:

• Asignación inicial por uso histórico de la red (DFT legados).

• Subastas de DFT.• Financiamiento de la expansión de

las redes generales de transmisión y distribución (Fondeo de la red).

Breves técnicas

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Los DFT proporcionan una cobertura a los PM ante la diferencia de precios entre nodos de origen y de destino. Los DFT son balanceados: la cantidad evaluada en el nodo de origen será siempre igual a la cantidad evaluada en el nodo de destino. El valor de los DFT en posesión de los PM se calculará por el CENACE por cada día de operación y se incluirá en los estados de cuenta del día correspondiente.

Los DFT no incluyen el costo marginal de las pérdidas, cargos de acceso a la transmisión (tarifas reguladas) o cargos por servicios conexos y no otorgan el derecho físico a usar el sistema de transmisión.

Figura 1. Representación simbólica de la coexistencia de CIL’s y SSB en un sistema eléctrico.

Derechos Financieros de Transmisión Legados

Los PM elegibles (figura 1) para recibir sin costo alguno DFT Legados son:

• Titulares de Contratos de Interconexión Legados (CIL).• Suministradores de Servicio Básico (SSB).

Solamente los titulares de CIL que opten por convertir sus contratos a contratos regulados por las Reglas del Mercado, podrán ser titulares de DFT Legados. Los DFT Legados que correspondan a titulares de CIL que opten por NO convertir sus contratos, serán asignados a Generadores de Intermediación.

Boletín IIE, 2016

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octubre-diciembre

Método de asignación de DFT Legados Factibles

La asignación de DFT Legados se realiza mediante el cálculo de asignación simultánea factible, tomando en cuenta el uso histórico promedio de la red de CIL y SSB. La formulación incluye la consideración de las pérdidas de transmisión y factores para tomar en cuenta una reducción en la capacidad de la red de transmisión utilizada para la asignación de los DFT Legados.

Para el cálculo de asignación simultánea factible de un año se consideró:

• Tres islas eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional: Sistema Interconectado Nacional (SIN), Sistema Baja California (BCA) y Baja California Sur (BCS).

• Seis Bloque horarios del día en intervalos de cuatro horas, que incluyen el uso promedio histórico de generación y carga de CIL y SSB.

• Cuatro temporadas del año en intervalos de tres meses.• 24 modelos de red, uno por cada bloque y temporada

del año, incluyendo límites de seguridad en enlaces por cada isla eléctrica.

• Vigencia de contratos de CIL y unidades generadoras de SSB.

Resultados de la asignación de DFT Legados Factibles

Como resultado de la asignación simultánea factible se obtienen principalmente dos vectores, el primero contiene la asignación de DFT Legados Factibles a los PM definidos entre un nodo origen y nodo destino, en unidades enteras de 1 MWh por DFT Legado por bloque horario y temporada del año para cada isla eléctrica. El segundo vector contiene los factores de participación de los nodos que conforman las inyecciones (nodo origen) y los consumos (nodo destino) de cada PM. Con estos factores se define la asignación en cada nodo de precios por bloque y temporada del año para cada isla eléctrica.

Se realizaron diversos estudios considerando dos variantes principales, la inclusión de pérdidas de transmisión y la reducción de capacidad de la red de transmisión.

Breves técnicas

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Discusión

La formulación para el cálculo de asignación simultánea de DFT Factibles permite asignar hasta el 75% de la capacidad disponible de acuerdo con los modelos definidos en las BME, para garantizar suficiencia y seguridad del Mercado de DFT. Esto para permitir una capacidad adicional disponible para los PM, de acuerdo con los modelos de red utilizados en el Mercado de Día en Adelanto.

La inclusión adicional de formulación de pérdidas en el sistema eléctrico establece un parámetro de seguridad adicional para la asignación de DFT Legados Factibles en una forma equitativa, donde se considera la contribución proporcional de cada CIL y SSB.

La gestión de los DFT Legados desarrollada por el INEEL forma parte del inicio del mercado de DFT, el cual debe incluir a futuro: la gestión de subastas de DFT y la gestión de DFT asignados por fondeo de la red.

El INEEL fortalece sus competencias y experiencia en la gestión de productos de Mercados Eléctricos. La innovación comprobada y experiencia obtenida sientan las bases para poder gestionar a futuro la asignación de DFT por Subastas y por Fondeo de la red. Esto le permitirá dar una mayor respuesta en términos de tiempo y calidad del servicio a los clientes que requieran operar un mercado eléctrico o mercado energético donde se gestionen productos financieros que ofrezcan cobertura a sus participantes sobre diferencias de precios.

Boletín IIE, 2016

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octubre-diciembre

El sistema del Mercado Eléctrico Mayorista en tiempo real

Luisa Alba Aquino Bolaños [[email protected]]René Ávila Rosales [[email protected]]

julio-septiembre

El Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) participa en el desarrollo de sistemas y modelos para la implementación del Mercado de Tiempo Real (MTR) para los tres Sistemas Eléctricos Interconectados de la República Mexicana. El MTR es una parte integral del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), diseñado específicamente con todas las particularidades de modelación y operación de los sistemas eléctricos en México. El sistema Mexicano es diferente, tanto desde el punto de vista estructural, como en los aspectos de seguridad operativa a cualesquier otro sistema en el mundo con infraestructura de mercado eléctrico mayorista. Las reglas de mercado comparten conceptos generales comunes con algunos mercados de Norteamérica, pero son definitivamente diferentes a los de otros sistemas eléctricos de energía a nivel mundial.

El CENACE opera el Mercado de Tiempo Real durante el Día de Operación con base en el Pronóstico de Demanda más reciente y en las ofertas de venta que los participantes del mercado hayan presentado para cada hora del Día de Operación, y realiza periódicamente el despacho de las unidades generadoras y el cálculo los Precios Marginales Locales respectivos y el cálculo de los Precios de Mercado de los Servicios Conexos1.

1 Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo, DOF 2016.06.08

El MTR recibe insumos de sistemas exógenos al software desarrollado por el INEEL, entre estos, el Sistema de Administración de la Energía (EMS) y el Estimador de Estados. También recibe información de otras aplicaciones desarrolladas por el INEEL entre estos: la Asignación de Unidades por Confiabilidad (AUGC), el sistema de Registro de Instrucciones de Despacho (RID), el Módulo de Ofertas, el Pronóstico de Demanda y de Generación Eólica.

Los resultados del MTR se ponen disposición de otras aplicaciones en la BD del MTR. El RID, así como el Sistema de Liquidaciones utilizan esa información. Algunos resultados se escriben directamente en la BD del Control Automático de Generación (CAG), al que se transfieren los puntos base del despacho de unidades en control automático, así como límites para la regulación de frecuencia.

Breves técnicas

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El MTR incluye tres funciones de optimización restringida:

• Asignación de Unidades en Tiempo Real (AUTR): El modelo AUTR tiene como función principal incrementar la granularidad de la asignación de unidades para la operación en el tiempo real, partiendo de la asignación previamente calculada en intervalos de despacho horarios por los procesos del Mercado de un Día en Adelanto (MDA) o del AUGC, y refinándola de tal manera que la asignación de tiempo real quede establecida con base en intervalos de despacho quince minutales. El modelo AUTR puede determinar nuevas instrucciones de arranque o paro de unidades, de arranque rápido, e instrucciones de cambio de configuración de centrales de ciclo combinado. Este modelo se ejecuta una vez cada hora, con un horizonte de tiempo de 8 intervalos quince-minutales en adelanto.

• Despacho Económico de Generación Multi-intervalo (DERS-MI): Tiene como objetivo determinar los puntos bases de las Unidades de Central Eléctrica que estén operando en el modo de control MANUAL, asignar los servicios de reservas de tiempo real a las unidades generadoras, calcular los Precios Marginales Locales y los Precios de los Servicios conexos de Reservas. El modelo puede determinar instrucciones de arranque o paro de unidades de arranque rápido. La

aplicación se ejecuta cada quince minutos con un horizonte de cuatro intervalos quince-minutales en adelanto.

• Despacho Económico de Generación Un-intervalo (DERS-I): Tiene como objetivo determinar los puntos base económicos de las Unidades de Central Eléctrica que cuentan con infraestructura de CAG, así como los factores de participación de las Unidades que contribuyen a la regulación secundaria de frecuencia. Este modelo se ejecuta cada cinco minutos.

El reto del desarrollo del MTR ha sido el diseño de sus aplicaciones principales y su vinculación con el MDA y los sistemas de administración de energía legados.

Figura 1. Pantalla principal de la Consola del Operador de Tiempo Real.

Boletín IIE, 2016

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A MIQCP formulation to solve the unit commitment problem for large-scale power systems

Juan Álvarez López, José L. Ceciliano Meza, Isaías Guillén Moya y Rolando Nieva Gómez

Article originally published in International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Elsevier

Artículo de investigación

Abstract

In this paper, a mixed integer quadratically constrained program to solve the unit commitment problem is presented. It is the most complete model found in the literature until now and it can be used to solve real-life, large-scale power systems. The model considers thermal conventional plants, independent power producers, interruptible loads, and a simplified representation of combined cycle plants and hybrid combined cycle plants using the aggregated model. The objective function includes variable generation costs and fixed start-up costs. Important constraints like spinning reserve, power flows in tie-lines, and quadratic fuel consumption constraints are included, among others. Also, the status of every single unit is considered; if the unit is available, if the unit can be committed, and if the unit can be dispatched. The model is implemented in Intel (R) Fortran 11.0 and solved using the commercial optimization software IBM CPLEX 12.1. To prove the usefulness of the formulation, a real life power system is solved for a twenty-four hour planning horizon based on the nodal representation of the Mexican Power System.

Introduction

The Unit Commitment (UC) problem deals with the on/off decisions and output power levels of generating units in a power system over a given planning horizon with the objective of minimizing the total system cost. This problem typically involves the consideration of technological and economical constraints. Thermal conventional units (TCUs), combined cycle plants (CCPs), and hybrid combined cycle plants (HCCPs) have different cost functions and operating conditions that have to be considered in the UC problem. Typical planning horizons vary from a day up to a week. The UC problema is one of the major tasks performed by power system operators around the globe.

Over the last decades, UC has been an active research area due to its nature; it is a large-scale, mixed-integer,

non-linear, and nonconvex problem. A number of solution approaches and techniques have been proposed such as: priority list [1], dynamic programming [2], mixed integer programming (MIP) [3], lagrangian relaxation (LR) [4–6], evolutionary based approaches [7–9], and fuzzy adaptive particle swarm optimization [10]. A combination of simulated annealing and fuzzy logic is reported in [11]. In [12] a combination of MILP and Lagrangian Relaxation is presented. A Comparison between different algorithms used to solve the UC problem is reported in [13]. However, this comparison is done using only basic constraints like power balance, spinning reserve, and maximum and minimum power generation limits. No real-life, large-scale UC problems are solved.

Despite LR-based approaches are reported to be the most effective and suitable ways to solve limited UC problems [14], recent reports show the ability of commercial optimization software to solve real-life UC problems based on a MIP formulation. The major benefit of using a MIP formulation, and solving it using comercial optimization software, is that one can focus on the problem definition rather than on the algorithmic development of a solution technique. The re-defining of the objective function as well as the addition of new constraints and variables is straightforward. Because of this, UC models can be updated, or even fully changed, with less programming effort making the MIP formulation of the UC problem an attractive alternative. As a result of the excellent modeling capabilities and adaptability of MIP, and also due to the huge advancements made in order to solve large-scale problems more efficiently with commercial optimization software, the application of MIP in UC is currently an active research topic.

MIP was first used to solve the UC problem in [15]. The formulation is based on the definition of three sets of binary variables to model the start-up, shut-down, and on/off states of every generator for every time period. In [3], an alternative mixed-integer linear formulation of the thermal UC problem is presented. Even though it requires a single set of binary variables (one per unit per period), more

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constraints are formed. The numerical results presented are for one-hundred units. In order to obtain this pool of units the authors replicate ten times an original set of ten units. These tendency for obtaining larger pools of units has been recently followed in the literature. However, it fails to represent real life conditions of power systems where their generating units are anything but similar.

Since it is easier to incorporate different types of constraints in the UC problem using a MIP approach, other than the basic constraints have been included in the formulation. For instance, emission constraints are included for a small ten-unit system in [16]. UC models with the characterization of wind power farms using MIP have been reported in [17,18]. In general, most of latest UC formulations have been mixed integer linear programming (MILP) models which relax the original non-linear problem by means of a linear model using a piecewise approximation of the objective function. An alternative way to linearize the problem has been presented in [19]. The idea is to use something called perspective cuts which claim to be more efficient. However, no network neither fuel constraints are incorporated into these models. A more detailed UC model is presented in [20].

Fuel consumption functions for thermal units are quadratic in nature. Hence, when incorporating fuel constraints into the model, quadratic constraints are added changing the MIP formulation into a mixed integer quadratically constrained program (MIQCP) formulation.

The main inconvenience of using direct approaches to solve reallife, large-size UC problems based on a MIP formulation is the CPU time needed to find a good solution. Nowadays, however, commercial optimization routines have improved considerably on their ability to solve large-scale, mixed integer quadratic problems. Therefore, research must be done on solving real-life problems with commercial software. Efforts should focus on developing a more detailed model rather than on developing a solution technique.

The main contributions of this work are as follows:

• A novel MIQCP-based formulation to solve the UC problem is presented.

• TCUs, CCPs and HCCPs are modeled considering ramp-rate constraints and the status of the units (availability, commitment, and dispatchability).

• Constraints on tie-lines and groups of tie-lines as well as quadratic fuel consumption constraints are considered.

The remaining sections are as follows. Section 2 presents in detail the MIQCP model. In Section 3, several numerical results are presented and discussed in order to demonstrate the usefulness of the model for real-life, large-scale power systems. Finally, Section 4 presents some relevant conclusions.

The unit commitment problem as a MIQCP

The model presented in this section, even with the simplifications included in it, is the most complete model found in the literatura until now that can actually be used in the real world. Depending on the objective function chosen, cost minimization or profit maximization, the model presented here can be used for centralized or liberalized power systems.

The unit commitment problem is modeled as a MIQCP. It includes several types of generating units such as TCUs, CCPs, HCCPs, and independent power producers (IPPs). In the case of TCUs, CCPs, and HCCPs constraints are formulated to take into consideration the fact that a unit can be available or not, can be dispatched or not, and can be committed or not. A simplification made on this model is the representation of CCPs and HCCPs; they are represented by an aggregated model [21]. Another simplification made on this model is that the start-up costs are fixed: they do not depend on the number of intervals that a particular unit has been off. Start-up fuel consumption is not considered.

Other constraints included in the model are: system balance, spinning reserve per group, power flows in regional tie-lines and groups of regional tie-lines, ramp-up and ramp-down constraints, fuel consumption per group for the planning horizon, gas consumption per sector per day for the planning horizon, feasible transitions between states (on, off) for all the units, and minimum up and down


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time for all the units. The objective function and all these constraints are described in detail next.

The objective function to be minimized, Eq. (1), includes variable generating costs, fixed start up costs from either a cold stop or a hot stop, the cost of purchasing energy from IPPs, the cost of curtailing load from interruptible loads, the cost of shedding load, and the cost from violating the transmission limits in regional tielines and groups of tie-lines.

(1)

Eq. (2) represents the power balance constraint to be met for every interval of the planning horizon.

(2)

The spinning reserve constraint is shown in Eq. (3).

(3)

The second term of the left hand side of Eq. (3) accounts for the spinning reserve provided by the steam unit of HCCPs. A HCCP is a CCP that has an auxiliary boiler used to generate more steam to aid the heat recovery steam generator to drive, or even drive independently, the steam turbine. Therefore, the spinning reserve provided by the steam unit of the HCCP is dependent not only on the contributed generation provided by the exhaust gasses of the combustion turbines but also on the contributed generation of the auxiliary boiler. For a detailed discussion on CCPs and HCCPs, please refer to [22,23].

The active power flow on regional tie-lines is limited on both directions by Constraints (4) and (5).

(4)

(5)

The first two terms of (4) and (5) on the left hand side represent the active power flow on the tie-line; this power flow is dependent on the constant and variable power flow injections. The computation of constants sfem,u,i and cem,i is out of the scope of this paper [24].

In like manner, power flow on groups of regional tie-lines is limited on both directions as shown by Eqs. (6) and (7).

(6)

(7)

Like before, the first two terms of (6) and (7) on the left hand side represent the active power flow on the group of tie-lines; this power flow is dependent on the constant and variable power flow injections.

Besides the minimum and maximum power output for a given generating unit, there is yet another technical constraint that limites the rate on which the unit can increase or decrease its generation output from one interval to the next. These constraints are know as ramp-up and ramp-down constraints and are shown in Eqs. (8) and (9), respectively.

(8)

(9)

Another set of very important constraints are the fuel consumption constraints [5,20,25–32]. Power plants that burn liquid or solid fuel resort to storage tanks or storage facilities in order to store the fuel that is used during power plant operation. These storage tanks/facilities are restocked at specific points in time. If by the time the new stock of fuel arrives to the storage facilities these do not have the capacity to accommodate it a problem arises. To simulate this situation, a minimum fuel consumption constraint per group of fuel per planning horizon is required. When gas is used as fuel the problem is slightly different. Gas pipelines feed a number of power plants located in the same gas sector. These pipelines have a given capacity that cannot be violated. To ensure that the pipeline capacity stays within limits, gas consumption for the power plants within a gas

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sector has to be limited to a target gas consumption. To model this situation, gas constraints per sector of gas per day of the planning horizon are needed. In view of the above, the model presented in this paper includes these two different types of fuel constraints. The upper and lower bounds for fuel consumption and the target gas consumption are given in GCal; this is done by computing the calorific power per unit of fuel available for the planning horizon. These constraints are quadratic in nature since the fuel consumption function per generating unit is quadratic. This quadratic function represents the calorific power needed by a generating unit in order to produce a given generation output.

The maximum fuel consumption constraint per group of fuel is given in Eq. (10).

(10)

The minimum fuel consumption constraint per group of fuel is similar to (10). Since the optimization tool used to solve the problem is IBM CPLEX 12.1 [33], and for quadratic constraints of the form f(x) ≥ [. . .] it requires them to have a negative semi-definite Hessian matrix, this fuel constraint has to be linearized. Taking a rather conservative approach, the linearized minimum fuel consumption constraint per group of fuel is:

(11)

By using in (11), this linearized version of the quadratic fuel constraint is more restrictive than the original one. By satisfying the more restrictive linearized constraint it is guaranteed that the original quadratic constraint is satisfied too.

Rather than representing the target of gas consumption per sector per day as an equality constraint, it is represented as two different inequality constraints that provide an upper and a lower bound.

The upper and lower bounds are set to ±2.5% of the target gas consumption. Therefore, the maximum gas consumption quadratic constraint per sector of gas per day

and the minimum linearized gas consumption constraint per sector of gas per day are:

(12)

(13)

There are three constraints over the integer variables as shown next:

(14) (15)

(16)

Eq. (14) prevents any given unit from being on more than one state at a time. Eq. (15) ensures the feasibility between transitions from the previous interval to the current one. It involves the commitment variables from the previous and the current interval, start-up, hot stop, and cold stop variables. Eq. (16) guarantees that the supplementary heat in a HCCP is used if and only if at least one of its gas units is committed.

The minimum up and down time constraints for the generating units are shown in Eqs. (17) and (18), respectively.

(17)

(18)

The generation output of any given unit is dependent on its status. For instance, when the unit is not available, its commitment variable bu,i is set to zero. Hence, it always has a generation output of zero. A unit that can be committed (or not), is a unit that can be started up or shut down. Hence, the unit’s commitment variable bu,i is to be determined through the optimization process. A unit that cannot be decommitted is a unit whose commitment variable bu,i is set to one; the unit must remain on, it cannot be shut-down. A unit that can be dispatched is a unit, that when committed, its generation output can be anywhere between its minimum and maximum generation limits. A unit that cannot be dispatched is a unit that, when committed, it has a fixed generation output. Based on


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these definitions, the following minimum and máximum generation limits for any given unit are set. It is important to point out that these set of limits are mutually exclusive.

If the unit is not available:

(19)

If the unit is available, can be committed, and can be dispatched:

(20) (21)

(22)

(23)

Notice that in Eqs. (22) and (23), the contribution factor can take two different values:

and . The contribution factor is a dimensionless factor that when multiplied by

the generation output of the combustion turbine units of a CCP or a HCCP gives as a result the contributed generation output of the steam turbine generator due to the exhaust gases of the combustion turbine generators. For a discussion on how the contribution factor is computed, please refer to [22,23].

If the unit is available, cannot be decommitted, and can be dispatched:

(24) (25)

(26)

(27)

If the unit is available, cannot be decommitted and cannot be dispatched:

(28) (29)

(30)

(31)

(32)

If the unit is available, can be committed, and cannot be dispatched:

(33) (34)

(35)

(36)

(37)

Other constraints on the bounds of the variables present in this +model are:

(38) (39)

(40) (41) (42)

(43) (44)

(45) (46)

The mathematical model as presented here can be directly solved using commercial optimization software like IBM CPLEX 12.1 [33].

Numerical examples

The proposed MIQCP approach is tested in a real-life system using representative data for the Mexican Power System. The planning horizon consists of a period of twenty-four hours. This system is formed by 194 thermal generating units, 4 independent power producers, 9 combined cycle plants, and 1 hybrid combined cycle plant.

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CCPs range from two, three, and four CT generators and one ST generator. The HCCP has three CT generators and one ST generator. All of them have a HRSG per CT generator. There are 12 interruptible loads, 32 spinning reserve groups, 78 tie-lines, and 7 tie-line groups. Five scenarios are tested. The scenarios are described in Table 1, where some means that no more than 30% of all units satisfy a given condition. A PC with a 3.0 GHz Intel (R) Core (TM)2 Duo processor and 4 GB of RAM is used to obtain the results shown in this Section. The solution of the MIQCP problems is achieved by using the commercial optimization software IBM CPLEX 12.1 [33] as a callable library from an Intel (R) Fortran 11.0 program.

The sensitivity flow constants for the transmission network constraints are obtained considering an electric network of 1563 nodes and 1479 arcs. Only limited power flow arcs are taken into consideration for these calculations. Fig. 1 shows a representation of the main transmission network for the Mexican Power System (MPS).

Table 2. Costs and CPU times.

Case Total costa Production costa Start-up costa CPU timeb

1 257,011,191 256,373,814 637,376 0.32

2 239,393,832 237,274,835 2,118,996 6.57

3 209,061,837 205,667,002 3,394,835 16.37

4 241,090,406 238,814,373 2,276,032 15.08

5 241,274,333 239,253,572 2,020,761 15.12a In $.b In min.

Fig. 1. Representative transmission network for the MPS.

Table 1. Test cases considered.

Case Available Commitment Dispatch Ramps Fuel groups

Gas sectors

1 Some Some Some No No 12 Some All Some No No 13 All All All No No 14 Some All Some No 1 25 Some All Some Yes 1 2


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The largest test system solved using the MIQCP model has 31152 variables out of which 26760 are binary variables. There are 29933 constraints out of which 3 are quadratic constraints. To form the test scenario with ramp-up and ramp-down constraints, two conventional units, one combined cycle plant and the hybrid combined cycle plant are selected. One of these conventional units and the combined cycle plant are also limited in their fuel consumption.

A summary of costs and CPU execution time for all the scenarios tested is given in Table 2. As it can be seen, case 1, which is the scenario with less combinatorial options, is solved in under a minute. However, this test scenario turns out to be the one with the highest total cost. If one is able to change the status of the units, say have all the units available, and free to be committed and dispatched, Case 3, the CPU time increases but the associated cost reduces. Cases 4 and 5 represent a greater challenge to the proposed model, since more quadratic constraints are added to the model, and some units have ramp-up and ramp-down constraints. Still, CPU computation time for the last two cases is within an acceptable range. A comparison of the system demand and the total committed capacity for all the different scenarios is shown in Fig. 2.

Fig. 2. Committed capacity. Fig. 3. Power output on Unit 92, Case 5.

From Fig. 2, one is able to see that in the cases with only one sector of gas, Cases 1–3, the maximum committed capacity results from Case 1 where the commitment status of just some units can be decided. If an opportunity is given to determine the commitment status of all the units, Cases 2–5, the committed capacity follows closer the system demand. It can also be seen that there is still a gap between the system capacity and the system demand for Case 3 since there are spinning reserve requirements. In the cases with one fuel group and two gas sectors, Cases 4 and 5, one can decide over the commitment status of all the units; the system capacity now is just enough to satisfy the spinning reserve constraint. To illustrate the effect of the ramping constraints, Fig. 3 shows the generation output of a unit (Unit 92, Case 5) that has a ramp-up and a ramp-down constraint of 20 MW/h. It can be seen that whenever the unit increases or decreases its output, it does so in steps of no more than 20 MW/h.

Table 3 shows the effects that fuel constraints in a group can have on a unit (Unit 54, Case 5). For this particular case, only one unit is in the group with fuel constraints. The lower limit is 0.0 GCal and the upper limit is 18000.0 GCal for the planning horizon.

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Table 3. Generation output unit 54, Case 5: fuel constraints.

Interval Limiteda Unlimiteda

1 450.00 450.002 441.17 450.003 421.19 450.004 418.29 450.005 438.27 450.006 430.02 450.007 450.00 450.008 450.00 450.009 431.37 450.0010 411.39 450.0011 431.37 450.0012 411.39 450.0013 391.41 450.0014 371.43 450.0015 351.45 450.0016 357.39 450.0017 377.37 450.0018 397.35 450.0019 417.33 450.0020 409.62 450.0021 389.64 450.0022 369.66 450.0023 349.68 450.0024 329.70 450.00

a In MW.

Table 4. Fuel consumption.

Case Groupa Sector 1a Sector 2a

1 x 35164.38 x

2 x 35336.61 x

3 x 35336.60 x

4 18000.00 35336.61 48174.99

5 18000.00 35336.61 48175.00a In GCal.

As observed in Table 3, when the diesel fuel is not limited in the group, the generation output of the unit reaches its upper limit. However, when the fuel consumption is limited, the generation output of the unit decreases.

The fuel/gas consumption for all the test scenarios is presented in Table 4. It is important to mention that the upper fuel consumption limit for the group is 18000.0 GCal while the lower fuel consumption limit is 0.0 GCal; meanwhile, for the gas Sectors 1 and 2, there is a gas consumption target of 35000.0 GCal and 47000.0 GCal per day, respectively. These targets are to be met within a band of ±2.5%.


201

Appendix A. Notation

The following is the notation used in the models presented in this paper.

Indices and sets

c Index for combined cycle plantsch Index for hybrid combined cycle plantsd Index for days in the planning horizoni, i Indices for intervals in the planning horizonI Index for interruptible loadsj Index for gas sectorsm Index for regional tie-linesn Index for regional tie-line groupso Index for fuel groupsr Index for spinning reserve groupsu, vh Indices for units in the systemC Set of combined cycle plants in the systemCH Set of hybrid combined cycle plants in the systemCI Set of interruptible loads in the systemD Set of days in the planning horizonG Set of gas units pertaining to combined cycle plantsGH Set of gas units pertaining to hybrid combined cycle plantsI Set of intervals in the planning horizonJ Set of gas sectorsM Set of regional tie-linesN Set of regional tie-line groupsO Set of fuel groupsPI Set of Independent Power ProducersR Set of spinning reserve groupsT Set of conventional thermal unitsU Set of all units in the systemV Set of steam units pertaining to combined cycle plantsVH Set of steam units pertaining to hybrid combined cycle plantsZ Equals T ∪ G ∪ GHZ´ Equals Z ∪ VH

Constantsau,i Quadratic coefficient of the cost function for u in i; in $/MW2hAu,i Quadratic coefficient of the fuel consumption function for u in i; in GCal/MW2hACu,i Hot stop cost for u in i; in $/hAFu,i Cold stop cost for u in i; in $/hbu,i Linear coefficient of the cost function for u in i; in $/MWhBu,i Linear coefficient of the fuel consumption function for u in i; in GCal/MWhbj,d , bj,d Maximum and minimum value of gas consumption for j in d, respectively; in GCalbo, bo Maximum and minimum value of fuel consumption for o, respectively; in GCalcu,i Constant term of the cost function for u in i; in $/hCu,i Constant term of the fuel consumption function for u in i; in GCal/hcem,i Sum of products between the sensitivity flow and constant power injections in m for i; in MWCCi Fixed cost for load shedding in i; in $/MWhcgn,i Sum of products between the sensitivity flow and constant power injections in n for i; in MWCII,i Variable cost for interruptible loads for I in i; in $/MWhCPu,i Variable cost for independent power producer u in i; in $/MWhdi Demand in i; in MWfnm;i Maximum value for the power counterflow on m in i; in MWfnn;i Maximum value for power counterflow on n in i; in MWfpm;i Maximum value for the power flow on m in i; in MWfpn,i Maximum value for the power flow on n in i; in MW gFixedgFixed

u,i Fixed generation of u in i; in MWgu,0 Initial generation of u in i; in MW

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gu,i , gu,i Maximum and minimum generation value of u in i, respectively; in MWgu,i Equals gu,i(1 + su,i ); in MWgu,i Equals gu,i(1 + su,i ); in MWlr,i Spinning reserve of r in i; in MWLI,i , LI,i Maximum and minimum value of curtailed load for I in i; in MWPm Fixed cost of deviation from the limits of m; in $/MWhPn Fixed cost of deviation from the limits of n; in $/MWhRBu Ramp-down rate of u; in MW/hRSu Ramp-up rate of u; in MW/hsfem,u,i Sensitivity flow in m w.r.t changes in power injections of u in i; dimensionlesssfgn,u,i Sensitivity flow in n w.r.t changes in power injections of u in i; dimensionlesstu,i Number of intervals that u has been off up to i; in h tu Minimum up time for u; in h tu tu Minimum down time for u; in hsu,i Contribution factor of u in i; dimensionless

Variables

f +m,i Power flow surplus on m in i; in MW f -m,i Power counterflow surplus on m in i; in MWf +n,i Power flow surplus on n in i; in MWf -n,i Power counterflow surplus on n in i; in MWgu,i Generation of u in i; in MWgvh,i Generation of vh in i; in MWLI,i Curtailed load of I in i; in MWXi Load shed in the system in i; in MWau,i Start-up of u in i; binary variablebu,i Commitment status of u in i; binary variablebvh,i Commitment status of vh in i; binary variablezu,i Hot stop of u in i; binary variabletu,i Cold stop of u in i; binary variable


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Conclusion

The authors present a novel MIQCP formulation to solve the UC problem that can be used in large-scale, real-life power systems. The formulation considers TCUs, CCPs, HCCPs, IPPs, and interruptible loads. This MIQCP model is the most complete model to be found in the literature so far in the sense that it incorporates in one single model traditional constraints, like power balance and spinning reserve, and complicating constraints that pose a challenge to LR-based methods, like network constraints and quadratic fuel constraints per fuel group for the whole planning horizon, and per gas sector per day of the planning horizon. Other important constraints included in the model are availability of the units, commitment status, and dispatch status. The results presented here prove that the CPU time needed to solve the MIQCP model is acceptable for real-life situations.

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Currículum vítae

José Luis Ceciliano Meza ([email protected])

Licenciado en actuaría (1993) de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), maestro en ciencias con especialidad en ingeniería industrial (1997) por la Universidad de las Américas (UDLA), Puebla y Doctor en Filosofía por Wichita State University (2006). Ingresó al IIE en 1994, en donde es investigador de la Gerencia de Análisis de Redes. Se ha especializado en la investigación de operaciones y en el desarrollo y dirección de proyectos relacionados con la planeación de la expansión y operación de sistemas eléctricos de potencia. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales, y se ha desempeñado como docente desde 2007.

[24] Ng WY. Generalized generation distribution factors for power system security evaluations. IEEE Trans Power Syst 1981;PAS-100(3):1001–5.

[25] Cohen AI, Wan SH. A method for solving the fuel constrained unit commitment problem. IEEE Trans Power Syst 1987;PWRS-2(3):608–14.

[26] Aoki K, Satoh T, Itoh M. Unit commitment in a large-scale power system including fuel constrained thermal and pumped-storage hydro. IEEE Trans Power Syst 1987;PWRS-2(4):1077–84.

[27] Lee FN. A fuel-constrained unit commitment method. IEEE Trans Power Syst 1989;4(3):1208–18.

[28] Tong SK, Shahidehpour SM. An innovative approach to generation scheduling in large-scale hydro-thermal power systems with fuel constrained units. IEEE Trans Power Syst 1990;5(2):665–73.

[29] Vemuri S, Lemonidis L. Fuel constrained unit commitment. IEEE Trans Power Syst 1992;7(1):410–5.

[30] Guillén I, Ruiz M, Nieva R. Asignacion de unidades termoelectricas con restricciones de combustible. In: Proceedings of the 5th summer power meeting, July 26–31, 1992. Acapulco, Guerrero, Mexico: IEEE Mexico’s Section; 1992. p. 135–41. Spanish.

[31] Al-kalaani Y, Villaseca FE, Renovich Jr F. Storage and delivery constrained unit commitment. IEEE Trans Power Syst 1996;11(2):1059–66.

[32] Fu Y, Shahidehpour M, Li Z. Security-constrained unit commitment with ac constraints. IEEE Trans Power Syst 2005;20(3):1538–50.

[33] IBM.com. IBM ILOG CPLEX Optimizer [cited March 23, 2011]. <http://www.ibm.com>.

Rolando Nieva Gómez ([email protected])

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

Reseña Anual 2016

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Índice por tema

Formación de recursos humanos en los sectores eléctrico y energético

Diseño y desarrollo de cursos CBT-2D para la formación de capital humano de la Unidad de Negocio de Perforación PEMEX Exploración y Producción / Design and development of CBT-2D courses for human resources formation of the Business Unit Drilling PEMEX Exploration and ProductionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 22-31.Juan Carlos Cordero Cruz, María de Jesús Cardoso Goroztieta y Miguel Rossano Román.

Evolución del Sistema Institucional de Capacitación de la CFE / CFE’s Training Institutional System EvolutionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 4-14.Martín Carlos Domínguez Brito, Guadalupe Concha Portillo, Alberto Honorato Mejía, Ricardo Molina González y Enrique Meingüer Velásquez.

Mujeres electricistas certificadas en instalación de paneles fotovoltaicos conectados a la red / Female electricians certified in photovoltaic panels installation connected to the gridBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 37-41.Alicia Juárez Roldán y Wendy Requena Rodríguez.

Programas de Posgrado del Instituto de Investigaciones Eléctricas / Postgraduate Studies at the Electrical Research Institute Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 32-36.Vicente Rodolfo García Colón Hernández y Maribel de los Remedios Galeana Rosales.

Recuperación de experiencias en la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de la CFE: construcción de un repositorio de conocimiento para la revisión de ingeniería básica en las especialidades de instrumentación y control, y eléctrica / Experiences recovery in CFE´s Thermoelectric Projects Coordination: building a knowledge repository for review of basic engineering in electrical, instrumentation and control Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 15-21.José Luis Melgar García, Miguel Sánchez Brito, Iliana Parra Gómez, Alberto Hernández Valdez y Enrique Ruiz Serna.

Reseña Anual 2016

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Materiales en el sector energético. Parte uno

Aplicaciones de nanotubos de carbono, grafeno y óxidos metálicos en sensores para monitoreo de equipo eléctrico de potencia / Applications of carbon Nanotube, Graphene and Metallic Oxides as sensors for power electrical equipment monitoringBoletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 61-68.Leonardo Rejón García.

Application of unusual techniques for characterizing ageing on polymeric electrical insulationBoletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 92-104.Rubén Saldívar Guerrero, Ramiro Hernández Corona, Francisco Arturo López González, Leonardo Rejón García y Víctor Romero Baizabal.

Efecto de nanopartículas en aceites aislantes utilizados en transformadores de potencia / Effect of nanoparticles on insulating oils employed in power transformerBoletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 69-76.Carlos Gustavo Azcárraga Ramos, Andrea Cavallini y R. Karthik.

Grafeno y su uso en intensificadores químicos para sistemas de puesta a tierra en líneas de transmisión / Use of Graphene in chemical enhancers for grounding systems of transmission lines Boletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 77-84.Isaías Ramírez Vázquez, Javier Eduardo Salgado Talavera, Enrique Gaona Estrada y Octavio Félix Sandoval.

La nanocelulosa: propiedades y aplicaciones / Nanocelluose: properties and applicationsBoletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 56-60.Carlos Fernando Castro Guerrero y Filemón Delgado Arroyo.

Reseña Anual 2016

208

Materiales en el sector energético. Parte dos

Aplicación de nanomateriales en el almacenamiento de energía / Application of nanomaterials in energy storageBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 114-119. Leonardo Rejón García y Carlos Gustavo Azcárraga Ramos.

Desarrollo de nuevos nanomateriales para su aplicación en la tecnología de celdas de combustibles tipo PEM / Development of new nanomaterials for its application in PEM fuel cell technologyBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 108-113.José Roberto Flores Hernández, Irma Lorena Albarrán Sánchez, Tatiana Romero Castañón, Ulises Cano Castillo, Félix Loyola Morales, Manuel de Jesús López Pérez, Javier de la Cruz Soto, Rosa María Félix Navarro y Mara Beltrán Gastélum.

Desarrollo de varistores cerámicos para apartarrayos / Development of ceramic varistors for surge arrester Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 128-135.Mario Román Díaz Guillén y Francisco Arturo López González.

Estrategias para la inspección y calificación de la corrosión en cimentaciones de líneas de transmisión / Strategies for the corrosion inspection and qualification of transmission lines foundations Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 120-127.José María Malo Tamayo, José Antonio Ramón Muñoz Ledo Carranza y Daniel Fernández Rodríguez.

Evaluation of Pt-Au/MWCNT (Multiwalled Carbon Nanotubes) electrocatalyst performance as cathode of a proton exchange membrane fuel cell Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 144-156.Mara Beltrán Gastélum, M. I. Salazar Gastélum, Rosa María Félix Navarro, S. Pérez Sicairos, E. A. Reynoso Soto, S. W. Lin, José Roberto Flores Hernández, Tatiana Romero Castañón, Irma Lorena Albarrán Sánchez y F. Paraguay Delgado.

Reseña Anual 2016

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Mercado de energía

A MIQCP formulation to solve the unit commitment problem for large-scale power systemsBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 192-204.Juan Álvarez López, José Luis Ceciliano Meza, Isaías Guillén Moya y Rolando Nieva Gómez. El Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día en Adelanto / The Allocation of Units of the Day in Advance Market ModelBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 166-173. José Luis Ceciliano, Roberto Navarro Pérez y Rolando Nieva Gómez.

El registro de instrucciones de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista de México / Registration of dispatch instructions in the Wholesale Electricity Market of MexicoBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 174-181. Javier Martínez Hernández y Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga.

Sistema de Información del Mercado / Market Information SystemBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 160-165. Gustavo Bravo Villanueva y Neyda Denise Gutiérrez Zúñiga.

Reseña Anual 2016

210

Breves técnicasContribución del Instituto de Investigaciones Eléctricas a la formación de recursos humanos en el sector energético / IIE´s contribution to the human resources training in the energy sector Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 50-52.Salvador González Castro y Guillermo Romero Jiménez.

Cursos de educación continua de alta especialización / Continuing education courses: High Specialization on Power and Energy Topics Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 48-49.Maribel de los Remedios Galeana Rosales.

Derechos Financieros de Transmisión Legados / Legacy Transmission Financial RightsBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 186-189.José Luis Rodríguez Pliego, Adrián Inda Ruiz y Óscar Girón Cabrera.

Aplicación de imanes permanentes y nanomateriales para el diseño y fabricación de máquinas eléctricas rotatorias de alta eficiencia energética / Permanent magnets and nanomaterials application for design and manufacturing of high efficiency electrical machinesBoletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 90-91.Francisco Antonio Carvajal Martínez y Leonardo Rejón García.

Caracterización y análisis del comportamiento dieléctrico de gases alternos viables para su uso como aislamiento de equipo eléctrico de potencia / Characterization and analysis of alternate gases dielectric behavior to use as power electrical equipment insulationBoletín IIE, año 40, núm. 2, abril-junio de 2016, pp. 87-89.Noé Rafael Colorado Sosol y Jaime De Urquijo Carmona.

Certificaciones de competencia laboral utilizando el Modelo CONOCER / Labor certification using the CONOCER Model Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 46-47.Wendy Requena Rodríguez.

Reseña Anual 2016

211

Diagnóstico del estado operativo de aisladores poliméricos en líneas de transmisión / Diagnostics of the operating state of polymer insulators on transmission linesBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 142-143.Ramiro Hernández Corona, Isaías Ramírez Vázquez y Gerardo Montoya Tena.

El sistema del Mercado Eléctrico Mayorista en tiempo real / The wholesale real-time electricity market system. Boletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 190-191.Luisa Alba Aquino Bolaños y René Ávila Rosales.

Implantación de un proceso de refinación de aceite de Jatropha curcas para la obtención de aceite vegetal dieléctrico / Implementation of a Jatropha oil refining process for the production of dielectric vegetable oil Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 138-139.Norma Angélica Beltrán Zarza.

Materiales nanoestructurados para sensores de gases subproductos de degradación en aislamientos eléctricos / Nanostructured material for gas sensors produced by electrical insulation ageingBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 140-141.Leonardo Rejón García, Katherine Montoya Villegas y Edgar Alonso Reynoso Soto.

Sistema de entrenamiento en Realidad Virtual para mantenimiento de líneas energizadas / Virtual reality system for the training on maintenance of energized power lines Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 44-45.Miguel Pérez Ramírez, Salvador González Castro, Gustavo Arroyo Figueroa, Guillermo Romero Jiménez y Rogelio Enrique Martínez Ramírez.

Reseña Anual 2016

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Índice por autor A

Albarrán Sánchez Irma LorenaGerencia de Energías Renovables

• Desarrollo de nuevos nanomateriales para su aplicación en la tecnología de celdas de combustibles tipo PEM / Development of new nanomaterials for its application in PEM fuel cell technologyBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 108-113.

• Evaluation of Pt-Au/MWCNT (Multiwalled Carbon Nanotubes) electrocatalyst performance as cathode of a proton exchange membrane fuel cell Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 144-156.

Azcárraga Ramos Carlos GustavoGerencia de Equipos EléctricosAplicación de nanomateriales en el almacenamiento de energía / Application of nanomaterials in energy storageBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 114-119.

B

Bravo Villanueva GustavoGerencia de Análisis de RedesSistema de Información del Mercado / Market Information SystemBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 160-165.

C

Cano Castillo UlisesGerencia de Energías RenovablesDesarrollo de nuevos nanomateriales para su aplicación en la tecnología de celdas de combustibles tipo PEM / Development of new nanomaterials for its application in PEM fuel cell technology

Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 108-113.

Cardoso Goroztieta María de JesúsGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónDiseño y desarrollo de cursos CBT-2D para la formación de capital humano de la Unidad de Negocio de Perforación PEMEX Exploración y Producción / Design and development of CBT-2D courses for human resources formation of the Business Unit Drilling PEMEX Exploration and ProductionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 22-31.

Ceciliano Meza José LuisGerencia de Análisis de Redes

• A MIQCP formulation to solve the unit commitment problem for large-scale power systemsBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 192-204.

• El Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día en Adelanto / The Allocation of Units of the Day in Advance Market ModelBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 166-173.

Concha Portillo GuadalupeGerencia de Tecnologías de la InformaciónEvolución del Sistema Institucional de Capacitación de la CFE / CFE’s Training Institutional System EvolutionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 4-14.

Cordero Cruz Juan CarlosGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónDiseño y desarrollo de cursos CBT-2D para la formación de capital humano de la Unidad de Negocio de Perforación PEMEX Exploración y Producción /

Reseña Anual 2016

213

Design and development of CBT-2D courses for human resources formation of the Business Unit Drilling PEMEX Exploration and ProductionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 22-31.

D

De la Cruz Soto JavierGerencia de Energías RenovablesDesarrollo de nuevos nanomateriales para su aplicación en la tecnología de celdas de combustibles tipo PEM / Development of new nanomaterials for its application in PEM fuel cell technologyBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 108-113.

Díaz Guillén Mario RománGerencia de Materiales y Procesos QuímicosDesarrollo de varistores cerámicos para apartarrayos / Development of ceramic varistors for surge arrester Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 128-135.

Domínguez Brito Martín CarlosGerencia de Tecnologías de la InformaciónEvolución del Sistema Institucional de Capacitación de la CFE / CFE’s Training Institutional System EvolutionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 4-14.

F

Fernández Rodríguez DanielGerencia de Materiales y Procesos QuímicosEstrategias para la inspección y calificación de la corrosión en cimentaciones de líneas de transmisión / Strategies for the corrosion inspection and qualification of transmission lines foundations Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 120-127.

Flores Hernández José RobertoGerencia de Energías Renovables



G

Galeana Rosales Maribel de los RemediosCentro de PosgradoProgramas de Posgrado del Instituto de Investigaciones Eléctricas / Postgraduate Studies at the Electrical Research Institute Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 32-36.

García Colón Hernández Vicente RodolfoCentro de PosgradoProgramas de Posgrado del Instituto de Investigaciones Eléctricas / Postgraduate Studies at the Electrical Research Institute Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 32-36.

Gutiérrez Zúñiga Neyda DeniseGerencia de Análisis de Redes

• El registro de instrucciones de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista de México / Registration of dispatch instructions in the Wholesale Electricity Market of MexicoBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 174-181.

Reseña Anual 2016

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• Sistema de Información del Mercado / Market Information SystemBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 160-165.

H

Hernández Valdez AlbertoGerencia de Transmisión y DistribuciónRecuperación de experiencias en la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de la CFE: construcción de un repositorio de conocimiento para la revisión de ingeniería básica en las especialidades de instrumentación y control, y eléctrica / Experiences recovery in CFE´s Thermoelectric Projects Coordination: building a knowledge repository for review of basic engineering in electrical, instrumentation and control Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 15-21.

Hernández Martínez JavierGerencia de Análisis de RedesEl registro de instrucciones de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista de México / Registration of dispatch instructions in the Wholesale Electricity Market of MexicoBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 174-181.

Honorato Mejía AlbertoGerencia de Tecnologías de la InformaciónEvolución del Sistema Institucional de Capacitación de la CFE / CFE’s Training Institutional System EvolutionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 4-14.

J

Juárez Roldán AliciaCentro de PosgradoMujeres electricistas certificadas en instalación de paneles fotovoltaicos conectados a la red / Female electricians certified in photovoltaic panels installation connected to the gridBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 37-41.

L

Loyola Morales FélixGerencia de Energías RenovablesDesarrollo de nuevos nanomateriales para su aplicación en la tecnología de celdas de combustibles tipo PEM / Development of new nanomaterials for its application in PEM fuel cell technologyBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 108-113.

López González Francisco ArturoGerencia de Materiales y Procesos QuímicosDesarrollo de varistores cerámicos para apartarrayos / Development of ceramic varistors for surge arrester Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 128-135.

López Pérez Manuel de JesúsGerencia de Energías RenovablesDesarrollo de nuevos nanomateriales para su aplicación en la tecnología de celdas de combustibles tipo PEM / Development of new nanomaterials for its application in PEM fuel cell technologyBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 108-113.

Reseña Anual 2016

215

M

Malo Tamayo José MaríaGerencia de Materiales y Procesos QuímicosEstrategias para la inspección y calificación de la corrosión en cimentaciones de líneas de transmisión / Strategies for the corrosion inspection and qualification of transmission lines foundations Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 120-127.

Melgar García José LuisGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónRecuperación de experiencias en la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de la CFE: construcción de un repositorio de conocimiento para la revisión de ingeniería básica en las especialidades de instrumentación y control, y eléctrica / Experiences recovery in CFE´s Thermoelectric Projects Coordination: building a knowledge repository for review of basic engineering in electrical, instrumentation and control Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 15-21.

Molina González RicardoGerencia de Tecnologías de la InformaciónEvolución del Sistema Institucional de Capacitación de la CFE / CFE’s Training Institutional System EvolutionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 4-14.

Muñoz Ledo Carranza José Antonio RamónGerencia de Materiales y Procesos QuímicosEstrategias para la inspección y calificación de la corrosión en cimentaciones de líneas de transmisión / Strategies for the corrosion inspection and qualification of transmission lines foundations Boletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 120-127.

N

Navarro Pérez RobertoGerencia de Análisis de RedesEl Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día en Adelanto / The Allocation of Units of the Day in Advance Market ModelBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 166-173.

Nieva Gómez RolandoDivisión de Sistemas Eléctricos

• A MIQCP formulation to solve the unit commitment problem for large-scale power systemsBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 192-204.

• El Modelo de Asignación de Unidades del Mercado de Día en Adelanto / The Allocation of Units of the Day in Advance Market ModelBoletín IIE, año 40, núm. 4, octubre-diciembre de 2016, pp. 166-173.

P

Parra Gómez IlianaGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónRecuperación de experiencias en la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de la CFE: construcción de un repositorio de conocimiento para la revisión de ingeniería básica en las especialidades de instrumentación y control, y eléctrica / Experiences recovery in CFE´s Thermoelectric Projects Coordination: building a knowledge repository for review of basic engineering in electrical, instrumentation and control Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 15-21.

Reseña Anual 2016

216

R

Rejón García LeonardoGerencia de Equipos EléctricosAplicación de nanomateriales en el almacenamiento de energía / Application of nanomaterials in energy storageBoletín IIE, año 40, núm. 3, julio-septiembre de 2016, pp. 114-119.

Requena Rodríguez WendyCentro de PosgradoMujeres electricistas certificadas en instalación de paneles fotovoltaicos conectados a la red / Female electricians certified in photovoltaic panels installation connected to the gridBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 37-41.

Romero Castañón TatianaGerencia de Energías Renovables



Rossano Román MiguelGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónDiseño y desarrollo de cursos CBT-2D para la

formación de capital humano de la Unidad de Negocio de Perforación PEMEX Exploración y Producción / Design and development of CBT-2D courses for human resources formation of the Business Unit Drilling PEMEX Exploration and ProductionBoletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 22-31.

Ruiz Serna EnriqueGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónRecuperación de experiencias en la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de la CFE: construcción de un repositorio de conocimiento para la revisión de ingeniería básica en las especialidades de instrumentación y control, y eléctrica / Experiences recovery in CFE´s Thermoelectric Projects Coordination: building a knowledge repository for review of basic engineering in electrical, instrumentation and control Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 15-21.

S

Sánchez Brito MiguelGerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y SimulaciónRecuperación de experiencias en la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de la CFE: construcción de un repositorio de conocimiento para la revisión de ingeniería básica en las especialidades de instrumentación y control, y eléctrica / Experiences recovery in CFE´s Thermoelectric Projects Coordination: building a knowledge repository for review of basic engineering in electrical, instrumentation and control Boletín IIE, año 40, núm. 1, enero-marzo de 2016, pp. 15-21.

Año 40, octubre-diciembre de 2016, vol. 40, núm 4, ISSN0185-0059

Mercado eléctrico

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