TELKOM NIKA Indonesia n  Journal of  Electrical En gineering   Vol.12, No.7, July 201 4, pp . 5086 ~ 50 9 5   DOI: 10.115 9 1 /telkomni ka. v 12i7.555 4          5086     Re cei v ed  Jan uary 1, 2014;  Re vised Ma rch 20, 2014; A c cepted Ap ril 2, 2014   Determining LBMP through Optimal Power Flow in the  Electric Power Business       Hermag asa n t os Zein* 1 , Yusra Sabri 2 , Er w i n   D e r m aw an 3   1 Energy  Conversion Engin eer ing Dept., State Poly t e chnic of B andung (POLBAN), B andung, Indonesia  2 Electrica l  Eng i neer ing ST EI,  Institute T e c hnolo g y   of Band u ng (IT B ), Bandung, Ind ones ia   3 Electrical Engineer ing Dept., Un versit as Muhammadiy a h, Cempaka Putih,  Jakarta, Indones ia  Corresp on din g  author, e-mai l : hemag a_s@Y aho o.co.id *1 , yusra.sabr i@ ym ail.com 2 er w i n derm a w a n@ ya hoo.com 3        A b st r a ct  T he e nergy  cri s is h a s g o t th e seri ous  atte ntio n  of ex pert s  sinc e the   mi ddl e19t h ce ntu r y. Many   efforts w i th significa nt progr e sses has b e e n  yield ed to   obtai n its soluti on, s u ch as tech no l ogy d e vel o p m e n t   and d i versific ation of pri m ary ener gy  source s, but the threat  of the energ y  crisis has no t been ab le to  b e   avoided.  E a rly tahun 19 90, attention of ex per ts ar e focused  on energy s a vings , operating  efficienc ies and  transpar ency. As a result, they have reco mme n d ed ch ang ing the e l ectric  pow er busin es s of the mon o p o l y   system  to the  m a rk et system, com p et ition. In a com p etitiv e system , the  problem s  w ill  be  m o re c o m p lex ,   espec ial l y in t h e en ergy  price  throug h o p ti mi z a t i o n One of  the po pu lar e nergy  prici ng  meth ods to day  is   LBMP, Locati ona l Base Margin al Pric e ,  w h ich has  bee n successf ully a p p lie d b y  New  York, US.  Genera lly, it is  deter mi ne d th roug h ED, Ec o n o m ic  Disp a tch, calcu l ati ons.  In this c a se,  Operator  must d o   the compl i cate d adj ustments, especi a lly for cong estio n   conditi ons, so that thier results  can be ap pli e d t o   the netw o rk. The si mul a tio n  results, both he avy and l i ght l oads, show e d  that t he OPF   w i th step redu ctio n   can w o rk w e ll. Co mpar in g w i th ED has to  d one s o me  a d ju stments b e ca u s e a few  contr a ints w e re o u t of   their li mits.       Ke y w ords :  co mp etitio n, ener gy price,  opti m i z a t i on, step re ductio n         Copy right  ©  2014 In stitu t e o f  Ad van ced  En g i n eerin g and  Scien ce. All  rig h t s reser ve d .       1. Introduc tion    The en ergy crisi s  is a  se rio u s p r oble m  that  must be  so lved, either n o w an d in the  future.  Tech nolo g ica l  efforts to improve pla n t effici ency ha s been  started  sin c e the 19t h centu r y an d   rea c he d its  culmination  after a  combi n e d  - cy cle  pl an t with high eff i cien cy ha s b een fou nd. But  the threat of  energy sh ort age s pe rsi s today, whi c is cau s ed  by the re se rves  of fossil  ene rgy    more  an d m o re  sh arply d i minishi ng  wh ile dem and  g r owth  rose sharply i n  line  with  popul ation   gro w th an d i ndu strial. As  a re sult, the  price of en er gy (foss il) in  the future is   very diffic u lt to   estimate alth ough  ene rgy  from re ne wa ble en ergy  so urces  ha s be en attempted  in the pa st th ree   decade s. Be ginnin g  in 1 990, expe rts have focu sed attention  on en ergy  savings, o perating  efficien cie s  a nd tran sp are n cy, and th ey sug g e s t a ch ange i n  the b u sin e ss of el ectri c  po we r f r om  monop oly sy stem to a m a rket  system  (comp e tition) [1, 2]. Until now ma ny co u n tries that ha ve   been  su ccessfully running t he com petitio n, su ch as th e USA, UK, Australi a, etc.   In co mpetitio n, ele c tric e nergy  pri c in g  is  a bi g i s sue. In  spite  of a fe w m e thods in  determi ning t he ene rgy pri c e s  have be e n  widely pu bl i c ized, su ch a s  the metho d  of spot pri c in g   and no dal p r i c ing.  Until no w, a pop ula r  method  i s  LB MP method, [3]; and this m e thod ha s b e en  tested in p r a c tice i n  the  United State s ; it is  used i n  the elect r ic  power b u si ne ss i n  Ne w Y o rk.  Und e r thi s  m e thod, the p r i c e of e n e r gy  depe nd s on  t he characte ri stics of  the lo cation.  Ho we ver,  the determi na tion of LBMP  until now, a s  use d  by  NYISO, still base d  on EDM. In this method, th loss  system i s  a  problem  that  will  be  so lved sepa rate ly at a late r stage.  The   oth e r wea k n e ss is  necessa ry ad justment s a g a in if  the results can  not  be ap plied to  the sy stem  becau se p o ssible   occur viol ations of the con s traint s, su ch  as  a few lin es a r e ove r  flow. Settleme n t throug h the   adju s tment  can be  asce rta i ned that t he  result s will  not  fall to the opt imal pri c e. T h is conditio n  wil l   make the  situ ation of unfair competition.   Econo mic di spatch meth od  used in the  deter mi nation  of LBMP not nece s sarily  be able  to work qui ckly becau se n eed the adj u s tment s that  can ta ke lon ger if the re sults ca n not  be  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Determ inin g LBMP throug h Optim a l Power Fl ow  in t he Electri c  Powe r… (He r m agasanto s   Zein)  5087 applied to the gri d . If violations of constrai nt occur from EDM result s, the ISO will  m a ke  adju s tments  to the results u n til they  can  be  re cei v ed by g r id.  The  othe wea k n e ss i s  that  probl em of l o sse s  mu st  be complet e d se pa rately  at a later stage. If the grid i s  robu st (or  unlimited ), EDM appli c atio n is better be cau s e it is si mpler a nd faster wo rk [4].  In the operati on of the po wer  sy stem  must meet th e con d itio n s  of system co nstrai nts,  bus voltage  l i mit, curre n t l i mit ea ch lin e an d p o wer limit of e a ch ge nerator.  Another thing  is  losse s  is a  p r oble m  that  can not  be ig nore d  in  th electri c   po we r bu sin e ss b e ca use the r e  is  alway s  as n a turally, whe r the amount is about 5%.  The metho d  that can ove r come the  we akn e sse s  EDM is OPF me thod. Conve n t ionally,  the method i s  very sl ow,  so it is difficult to  implem ent to marke t  system. But experts h a v e   develop ed thi s  metho d  in orde r to wo rk more  qui ckly, such a s  the OPF with  step re du ction   develop ed by [5]  that can work faste r  (Table 1) . Thi s  table sh ows the run n ing  time compa r iso n   between OP F with step treduction  and conventional OPF. Then,  this method will be used to  determi ne LB MP to market  mecha n ism as in Figu re 1 .       Table 1. Ru n n ing time of OPF  Parameter  Electric Pow e r S y st em   Remarks  Bus Number.   15  19  225    Run Time (scond 0.01  0.22  0.46  474.29       Step reduction   Run Time (scond 0.02  0.45  0.88  1153.68     Conventional      Figure 1. Mekanism e LBM P  with OPF      In this me cha n ism, i nde pe ndent  se rvice  ope ra to (ISO)  run s  OPF   prog ram  after data  of  energy dema nds by DISCO, ener gy -offers by GENCO and gri d  co nstrai nts hav e been obtai n ed.  In this ca se,  the prog ram  OPF yields n odal pri c e s  (NPs), the qu ota of gene ra tors a nd lo sses.  W h er e  th es r e su lts   c a n be  a s c e r t a i n ed to  b e  a p p lie d dire ctly on t he sy stem, it is cau s ed  by all  con s trai nts h ad met.  To re alize thi s  ide a , this p aper  pre s e n ts  numeri c a l  simulatio n  calcul ation for electri c   power  syste m  that contai ned in   the Fi gure  2. In th is  simulatio n  create s  two  different l o a d s,  namely a  hea vy and a light  load.  Whe r e a s bi ddin g  of   each ge nerator d e libe r atel y different fro m   one an other,  either in on e locatio n  or bet wee n  location s.      2. Res earc h   Method   In the elect r i c  po we r bu siness is  not  fully follow conve n tional  eco nomi c  p r oble m becau se the r e are  som e th ing that sh oul d be con s id e r ed, such as  losse s  natu r a lly that can n o be igno re d a nd the sy ste m  is limited  (l ike eve r y Ge nco i s  not fre e  to enter th e  power g r id ). Due   to these  prob lems,  we n e ed a m e thod  that ca resolve co mplet e ly the probl ems. T h is  pa per  prop oses a  model  of det ermin a tion L B MP that  ca n a c commo d a te dem and -sup ply, losse s  a n d   limited syste m . Furtherm o re, the market mechani sm  prop osed i n  the Figure  1, which in  this   pape r is u s ed  to determine  LBMP.  Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                               ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 12, No. 7, July 201 4:  5086 – 50 95   5088 In the Figure  1, every DISCO do es e n e r gy dem a nd to ISO in the form of po we r capa city  and it s en ergy pri c e.  Wh ile every  GENCO d o e s   e nergy  offer t o  ISO in th e  form  of po wer  cap a city an d  its en ergy p r ice.  Then  ISO ru ns  the  OPF prog ra m to produ ce NP, L o sse s  of  system  an gene rato ca pacitie s th at are  con n e c ted to  the  sy stem. After the OPF  results  obtaine d then  ditermine LB MP at each lo cation  with the followin g  co ndition s.  a)  For the no rm al case, LBMP is the sam e  at  every location an d is equal to the highest NP  s y s t em, that is   system max  NP   LBMP              ( 1 )       b)  For  the co ng estion ca se, LBMP  is  det ermin ed by t he value  of the high est  NP in ea ch   loc a tion, that is   locatoni max  NP   LBMP              ( 2 )       c)  If the location is only comp ose d  of DISCO al one or  without NP in that location, then LBMP   determi ned b y  exported po wer to  that lo cation, that is:    } location    power to export   that  locations i   , {LBMP max    LBMP ik k  (3)      Whe r e: LBM P ik  is  LBMP from loc a tion i that exported  s o me power t o  loc a tion k .   d)  In case of co nge stion, having determi ne d LB MP at each location a nd further  co nge stion co st  can b e  determined, that is:    ) LBMP (LBMP P B j i im ij c          ( 4 )       3.   Resul t s and  Analy s is   3.1.   Simulation     Figure 2 is t he ele c tri c  p o we r sy stem  that  is take n as the n u m eri c al si mul a tion to   evaluate the  prop osed m e thod. Thi s  sy stem  con s i s ts of 7 bu se with three  se parate  lo catio n s.  In Location 1  con s i s ts of  3 bu se s (1, 2 and  5),  a n d  3 Ge ncos  con n e c ted to  Bus 1, 2  an d 5.  Location 2  co nsi s ts of 3 b u s e s  (3, 4 a n d  7), and 2  Ge nco s   conn ect ed to Bus 4  a nd 7. Wh erea s   at Locatio n 3 con s i s ts of on e bus that co nsi s t of only load.         Figure 2. 7 Buse s System       Furthe rmo r e,  Table 2 and  3 contain th e data  of electri c  power  systems with t he ba sic  100MVA an d  20kV. Tabl e  2 contain s   data that co ns i s ts of en e r gy offers  by GENCO in  unit  Rp/M Wh, an d the cont rai n s are the limits of the  active and the  reactive po wer. While T a ble 3  contai ns the  data of each line of grid.   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Determ inin g LBMP throug h Optim a l Power Fl ow  in t he Electri c  Powe r… (He r m agasanto s   Zein)  5089 The next ste p  wa s forme d  some  cal c ul ation ca se s o f  the electri c   power syste m   above,  namely to  si mulate the  case  of co ng estion  and  n o t con g e s tio n . The  simul a tion re sult s are   descri bed in  detail as follo ws:       Table 2. Offer and Co nstrai n GENCO    No.Bus GENC O Offer  (Rp/MWh )   (pu)   (pu )   Location  1 G1   9.6    0.30<P<1.30   -1.80<Q<1 . 80   2 G2   15.3  0.20<P<1.20   -1.25<Q<1 . 25   4 G4   8.8    0.25<P<1.80  -1.03<Q<1 . 50   5 G5   5.3    0.20<P<0.60   -1.25<Q<1 . 25   7 G7   10.5  0.25<P<1.60  -1.50<Q<1 . 50       Table 3. Line  Data   From i   To j  R (pu)   X (pu)   Y  ( pu)   S ma x (pu) 1 2  0.05  0.06  0.02  0.90  1 5  0.08  0.30  0.03  0.80  2 3  0.20  0.50  0.03  0.50  2 5  0.10  0.10  0.02  0.60  2 6  0.05  0.10  0.025   0.90  3 4  0.05  0.10  0.025   0.70  3 7  0.02  0.05  0.03  0.86  4 7  0.04  0.03  0.02  0.90  5 6  0.10  0.30  0.03  0.50  6 7  0.25  0.55  0.01  0.50      3.1.1. Case -1 : Cong es tion   This  ca se  op erate s  in  hea vy load co ndi tions  re sultin g in cong esti on on th co nne cting  line bet wee n   the two lo cati ons. T h is  hea vy load wa shown by the  Table 4,  both  the active a n d   the rea c tive powe r     Table 4. Loa d  and Lo cation   No. Bus  P (pu)   Q (pu )   Location  1 0.80  0.55  2 0.70  0.35  3 0.60  0.30  4 0.70  0.25  5 0.60  0.40  6 0.90  0.50  7 0.80  0.50                          (a) Solutio n  by  EDM  The  cal c ulati on results  of EDM fo r th e case can  be  seen  in  the fllowin g   tables.   Econo mic  Di spat ch results are sho w n  in Tabel   5(a). The  re su lts of the ru nning lo ad fl ow  prog ram  are  sho w n in th e Tabel 5 b , wh ere g ene ratin g  bus volta g e s  are set 1 p u  and b u s 7  as  swi ng bu s.  Whe r ea s the  next tables  are to  che ck  sy st em  con s t r aint s,  p o w e r  f l ow limit s of  t h transmissio n rea c tive power limits of ge nerato r s, and  voltage limits of the buse s     Table 5. The  Re sults of EDM  (a) Po we r opt imal of gene rators  GE NC O   λ  (RP/MW )   P mi n  (MW )   P opt  (MW )   P ma x  (MW )   G1  9.60  30.1  130.0   130.0   G2  15.3  20.0  0.0  120.0   G4  8.80  25.3  180.0   180.0   G5  5.30  20.0  60.0  60.0  G7  10.25   25.5  130.0   160.0   Total load = 500. 0 MW  Note: gene rator   at bus 2 lost in the auction.    Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                               ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 12, No. 7, July 201 4:  5086 – 50 95   5090 (b) Voltag e a nd po wer b e sed on EDM   No.  Bus  (k V)  δ   (degri)   P g   (MW )   Q g   (MW )   P d   (MW )   Q d   (MW )   20.0  0.000  130.0  89.1  80.0  55.0  19.0 0.13  0.0  0.0 70.0  35.0  19.5 0.402   0.0  0.0  60.0 30.0  20.0 0.466   180.0   -45.4   70.0 25.0  5 20.0  -0.08   60.0  120.7   60.0  40.0  17.9 0.011   0.0  0.0  80.0 50.0  20.0 0.427   159.5   138.3   80.0 50.0  Losses =29.5+j 17.7  MVA  529.5   302.7   500.0   285.0       (c) Ch eck line  con s traint From   To   P ij   (MW )   Q ij   (MVar)   S ij   (MVA)  S ij (max )   (MVA)  Remar ks  1 2  29.4  59.5  66.4  90  1 5  20.6  -20.5   29.1  80.0  2 3  -50.4   24.4  56.0  50.0  Over   2 5  -13.8   -33.8   36.5  60.0  2 6  21.4  39.8  45.2  90.0  3 4  -59.2   7.0  59.6  70.0  3 7  -58.2   -25.4   63.5  86.0  4 7  48.9  -62.6   79.5  90.0  5 6  5.2  32.8  33.2  50.0  6 7  -55.7   22.3  60.0  50.0  Over       (d)  Che c k rea c tive power  contraint s  of generators  GE NC O     Q mi n   (MVar)   Q op t   (MVar) Q ma x   (MVar)   Remar ks  G1  -180.1   89.1  180.1   G4  -150.3   -45.4   150.3   G5  -125.4   120.7   125.4   G7  -150.5   138.3   150.5       (e)  Che c k voltage co ntraint s   No.  Bus  V mi n   (k V)  V opt   (k V) V ma x   (k V) Remar ks  1 18.0  20.0  22.0  2 18.0  19.0  22.0  3 18.0  19.5  22.0  4 18.0  20.0  22.0  5 18.0  20.0  22.0  6 18.0  17.9  22.0  Lo 7 18.0  20.0  22.0                           (b) Solution  by  OPF  The cal c ul ation re sults of  OPF for the ca se  can b e  seen in the fllo wing tabl es.       Table 6. The  Re sults of O P (a) Voltag e a nd po wer b e sed on OPF   No.  Bus  (k V)  δ   (degri)   P g   (MW )   Q g   (MW )   P d   (MW )   Q d   (MW )   1 21.0  0.000   130.0   50.2  80.0  55.0  2 20.7  -0.015   20.0  76.0  70.0  35.0  3 21.4  0.211   0.0  0.0  60.0  30.0  4 22.0  0.251   180.0   13.7  70.0  25.0  5 20.9  -0.004   60.0  47.3  60.0  40.0  6 19.7  -0.021   0.0  0.0  80.0  50.0  7 21.7  0.231   122.9   73.2  80.0  50.0  Losses =12.9-j 24.6  MVA  512.9   260.4   500.0   285.0         Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Determ inin g LBMP throug h Optim a l Power Fl ow  in t he Electri c  Powe r… (He r m agasanto s   Zein)  5091 (b) Po we r flow in line   From   To   P ij   (MW )   Q ij   (MVar)   S ij   (MVA)  S ij (max )   (MVA)  Remar ks  1 2  27.7  0.8  27.7  90  1 5  22.3  -0.1   22.3  80.0  2 3  -37.5   11.5  39.3  50.0  2 5  -10.7   1.1  10.7  60.0  2 6  25.7  38.9  46.6  90.0  -50.4        -7.2   50.9  70.0  3 7  -50.1   -10.1   51.1  86.0  4 7  -58.2   -15.3   60.5  90.0  5 6  11.4  16.9  20.4  50.0  6 7  -44.4   8.9  45.3  50.0      The  re sults  o f  OPF metho d  sho w ed th a t  there  wa s n o   violation of con s trai nts a nd  they  can  be  dire ctl y  accepted  b y  the system.  The follo win g  table i s  a  d e tailed  com p arison  of the  two   method s.      Table 7. Co m paratio n Re sults between  EDM and OP Item EDM  OPF  1. Number  of line over load    2. Number  of bus  voltage out of constrain   4. GENC O at  bu s 2  off  on  5 .Losses   5,74%   2,51%       Table  7  sh o w s that th OPF meth od  is better tha n  the  EDM  b e ca use n o  vi olation  of  system  con s traints a nd l o sses  di re ctly obtain ed  by a  small e r p e rcentag e. T hen  LBMP e a ch   locatio n  and  cap a city of e a ch GE NCO  can b e  det e r mined di re ctly. The results by OPF are  sho w   in two table s  belo w     Table 8. Power for Lo catio n  1  No.  Bus  DISCO  (MW )   GE NC O   (MW )   Offer  (Rp/MWh)   1 80  130  9.60  2 70  20  15.30   5 60  60  5.30  Total 210  210  Notes:   Max i mum NP    = 15.30 RP / MW P im     = 0 MW  P ex      = 0MW      OPF re sult s f o r lo catio n  1  are  co ntaine d  in  Tabl e 5  shows that  th e  power  gen erated is  great th an th e po wer dem ande d at tha t  location, o r  in this  ca se  there i s  n o  i m port o r  exp o rt  power. So LB MP for this l o cation fall s o n  the p r ice  of  the high est o ffer of GENCO that ha s be en  won in the a u c tion, whi c h i s  LBMP = 15 .30 Rp/M Wh       Table 9. Power for Lo catio n   2  No.  Bus  DISCO  (MW )   GE NC O   (MW )   Offer  (Rp/MWh)   3 60  0.0  0.00  4 70  180  8.80  7 80  123  10.50   Total 210  303  Notes:   Max i mum NP    = 10.50 RP / MW P im     = 93 MW  P ex    = 0MW    Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                               ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 12, No. 7, July 201 4:  5086 – 50 95   5092 OPF re sult s f o r lo catio n  2  are  co ntaine d  in  Tabl e 6  shows that  th e  power  gen erated is  great tha n  the power d e m ande d at that location,  o r  i n  this case L o catio n  2 im ports  po wer  93  MW to lacation 3. So LBMP for this loc a tion falls   on t he p r ice of th e high est  offer of GE NCO t hat  has b een  wo n in the aucti on, whi c h is L B MP 2  = 10.50 Rp/M Wh.   Whe r ea s LB MP at Locatio n-3 can be  ca lculate d  by Table 6b a s  th e followin g a)  From L o catio n  1: P 26  = 25 .6 MW a nd  P 56 =11.4 M W . When  red u c ed  with lo ss total, the n   total imported  powe r  from L o catio n  1 to Locatio n 3 is  ex 13 P   = 35.6 M W b)  From L o catio n  2: P 76  = 44.4 MW. So tot a l importe d p o we r from  Lo cation  2 to L o catio n  3 is  ex 23 P = 44.4 M W   c)  By using equ ation 3, then  h 15.30Rp/MW 10.50}   {15.30, ax    LBMP 3 m   The follo win g  table  sh ows  the compa r i s on of th sim u lation  re sult s of th e two  method s.  Colum n  4  of  the table  co n s ist s  of th calcul at ion  re sults after EDM re sult s adj usted  by givi ng   quota to G2, as lo ser b a se d on EDM re sults, 30 MW.       Table 10. Co mparation Re sults b e twe e n  EDM and O P F   No. Item  EDM  EDM)*   OPF  Number of line o v er flow     2   Number of   bus voltage is violated    1   Number of  GEN C O is out contrai n t   Condition of G2   at bus 2  Off   on  on  5 Losses  5.74%      3.7%   2.5%   Quota of  G1  at b u s 1  [MW]  130.0   130.0   130.0   Quota of  G2  at b u s 2  [MW]  0.0   30.0  20.0  Quota of  G4  at b u s 4  [MW]  180.0   180.0   180.0   Quota of  G5  at b u s 5  [MW]  60.0  60.0  60.0  10  Quota of  G7  at b u s 7 [MW]  159.5     129.5   123.0   11  LBMP at Location 1  [Rp/MWh]   10.5  15.3  15.3  12  LBMP at Location 2  [Rp/MWh]   10.5  10.5  10.5  13  LBMP at Location 3 [Rp/MWh]   10.5  15.3  15.3            Note:  )* aft e r adjusted       Whe r ea co n gestio n   co st i s  ve ry ea sy  calcul ated  with  usi ng  equ ation 4  after LB MP for   each location  has dete r min ed, that is fro m  OPF results:   ex 21 P =37.5 M W : CC 21 =37.5x4.8 0 = Rp 180.0 0   ex 23 P =44.4 M W : CC 23 =44.4x4.8 0 = Rp 213.1 2   So CC=Rp 3 93.12     3.1.2. Case -2 : Normal   In this  ca se t he g r id lo ad i s  ma de lig hte r  than  case-1  as  set fo rth i n  Tabl e 11.  T hen it i s   done d e termi nation LBMP bersad a sarka n  OPF metho d     Tabel 11. Lo a d  and Lo catio n   No.  Bus  P d   (pu)   Q d   (pu)   Location  1 0.64  0.44  2 0.56  0.28  3 0.48  0.24  4 0.56  0..20   5 0.48  0.32  6 0.56  0.40  7 0.64  0.40      (a) Solutio n  by  OPF  The followi ng  tables contai n the re sults  of runnin g  O P F prog ram.       Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Determ inin g LBMP throug h Optim a l Power Fl ow  in t he Electri c  Powe r… (He r m agasanto s   Zein)  5093 Table 12. Re sults of OPF f o r No rmal  Ca se   (a) A c tive power at Lo cati on 1   No.  Bus  DISCO  (MW )   GE NC O   (MW )   Offer  1 64  130  9.60  2 56  15.30   5 48  60  5.30  Note:    - Maximum  NP   = 9.60  Rp/MWh   -P ex    =22 MW  -P im   = 0 MW           (b) A c tive power at Lo cati on 2   No.  Bus  Demand   (MW )   GE NC O   (MW )   Offer  3 48  4 56  180  8.80  7 64  29  10.50   Note:    - Maximum  NP   = 10.50  Rp/MW h   -P ex  =41  MW  -P im   = 0 MW        On the  Lo cati on 1: G e n c o,  G2, on  the b u s 2   is l o se b e ca use it wa s too  expen si ve, 15.3   Rp/M Wh, a n d  two  othe rs  get maximum  quota  with  a  total po we of 190 MW. P o we sup p ly i s   smalle r than  the total de mand, 224M W. This la ck of supply as much as 3 4 MW ha s be en   covered from  the generat ors at Lo cati on 2. The  maximum NP at Location 1 ,  9.6Rp/MWh ,  is  offered by G E NCO  at Bus 1.  Location-2: G enco in the  b u s 4  ha s a m a ximu m qu ota of 180 MW  due to its offe r is ve ry  low a nd  Gen c o in  Bus 7  has  a q uota  29MW un der the maximu m ca pa city beca u se a  rat h e r   expen sive. So produ cing   power of  Lo cation 2 i s  20 9MW  whi c h i s  mo re tha n  t he total de m and,  168M W. It is over-su pply is as m u ch as  41MW a nd  maximum NP  is 10.5Rp/MWh.   In this case there  we re  no  con g e s tion  probl em s, so  LBMP for th ree lo catio n s are the   same, ie 10.5 R P/MWh.     3.2. Analy ses  In determini n g  LBMP, not only the energy pric e d e te rmine d  for ea ch lo cation b u t also  quota ea ch  Gen c o a s  the  winne r of the comp etitio n  must also b e  determi ned . In this case  the   necessa ry a s suran c e th at the quot of  each Ge nco that wo n the  competition m u st be  re ceiv ed  by the grid. Whe r ea s in  determi ning  LBMP will b e  affected by  three comp onent, ie offer by  GENCO s   (pri ce and po we capa city ), reque st by  DISCO s  (pri ce  and  p o wer capa city)  an d grid   con s trai nts. Influen ce of GENCO s  an d DI SCO s  can be cl ea rl y seen a s  a  supply - dem and   relation shi p  a l one.  Ele c trical po wer  bu siness i s   not th e sa me a s   co modity bu sin e ss at the  oth e eco nomi c  se ctors be cau s e  it  have  spe c i a problem s,  su ch a s  th e l o sse s   can  no t be avoid ed  and   grid  are limit ed in  d e liveri ng p o wer fro m  all  GENCOs to all  DI SCO. T he  e x istence of  these  spe c ificitie s h a s mad e  bu si ness at ele c tr ical po we r se ctor into a uni que bu sin e ss.  EDM to dete r mine LBMP i s  very sim p le  because  is  n o t involve gri d  co nstraints  so that  the losse s  ca n not be directly obtained. In this  metho d  the loss pro b l em will be  re solved th roug load flo w   cal c ulatio n b a se d on  the  re sults of   the E D se paratel y. The  re sult s of  the  ca se 1  manunj ukan that two line s  were overl o a ded (see T abl 7). This i s  d ue to the offer of GENCOs at  Location 2  lo wer than th offer of GE NCO s  at L o ca tion 1. It re sult s in  som e  p o w er that ha s t o  be  delivere d  to L o catio n  1. Ho wever, the  ca pacitie of two lines  are  n o t quite able  to deliver so me   power from  Location 2. To solve thi s  pro b le should b e  do ne adju s tme n ts of the re sults  obtaine d until  there  are n o t line ove r lo aded, ie   by redu cing th sup p ly from  Location 2  a n d   accomp anie d  addition su p p ly of Locatio n 1. For exam ple, if quota of G2 from Location 1 is set  30MW, q uoita of G7 at Location 2 h a s t o  be red u ced  30MW.   EDM metho d  can  not provide the optim al re su lts  be cause po we r flows in the n e twork  are  dete r min ed by  ru nnin g  a l oad  flow p r og ram. In  th e loa d  flo w   progra m , the  vo ltage m agnitu de   of the generating buses hav e to be  set, this  will affect the reat ive power flows in  the net work  and  also  will  affe ct lo sses.  Especi a lly in  he avy l oad  co n d itions,  adju s ments mu st  be m ade  so t hat  the results of  the EDM ca n be appli ed to the netwo rk.   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
                               ISSN: 23 02-4 046                     TELKOM NI KA  Vol. 12, No. 7, July 201 4:  5086 – 50 95   5094 This i s  sho w n  by Table 1 0 , G2 is a s  the  lose r, acco rdi ng to the EDM re sults, ha ve to be   given a quota  of 30 MW. It  is larg er tha n  10 MW fr o m  the OPF re sul t s, so favora b l e G2 owne rs.  Beside s l o sses i s   gre a ter  than 1.2% f r o m  the  OPF re sult s, it will   affect ad ditio nal q uota  on  the   G7 as the  swi ng bu s so tha t  its quota is  greate r  than  6.5 MW from  OPF re sults.    The dete r min a tion of LBMP through E D M will lea d  to the following three i s sues that   must get seri ously attentio n.  1) The r e a r GENCO s  ben efited due to the additio n  of  their quota, such a s  G2 a n d  G7 in ca se  of the simulat i on re sults.   2)  Losses are not  optimal  so cost  of the l o sses  will  increase.  It will harm   DIS C Os as responsi ble   to the loss es , [6]. This  is   shown by the  s i mulation  fo r ca se  1, lo sse s  in crea se  1.2% of optim al  condition.   3) Th e po we r flows i n  the t r an smi ssi on  bran ch es  are  not equ al to  the optimal  condition  so th at  imfluences  co st allocation o f  transmi ssi o n  usa ge, as  stated in [7].  These are three issue s  ab ove can b e  concl ude that the determin a tion of LBMP through EDM is  not fair.  Solution by  O P F, it is  defini t ely no p r o b le m to the  g r id.  It ca n b e   sho w by the  re sults of  two  ca se s in  the  above  si mulation,  bot h for the  ca ses  of h eavy l oad  and  light  load.  So u s i ng  OPF do es no t need  mo re  adju s ment  be cau s e  it is de finitely the re sult  can  be  di rectly a pplie d  to  the g r id. Th u s  LBMP  ea ch lo cation  an d qu ota e a ch  GENCO  that  win s  th co mpetition  can  be  dire ctly determined, as  sh own in  simula tion on the Case 1 a nd Ca se 2 ab ove.      4.   Conclu sion   For the light system  load or  the strong  net work, the application  of EDM will  not be a  probl em b e cause the o p e r ator  ca n run  the load   flo w  p r og ram  with losse s  co vered  by GE NCO   whi c has qu ota bel ow it maximum a s   the swin g bu s. However,  whe n  the  he avy system l o a d   or the r are   con g e s tion, then the  ap pli c ation  of  EDM ha s a fe probl em s, su ch  as l o sse s   that  has  not be en  covered a n d  its re sults  ca n not be  di re ctly applie d to the net work. In this ca se  the   operator m u st look fo r the  overflow li ne s and the n  det ermin e  the  re ductio n  of the i r po we r-flo ws  with the re du ction of qu otas fo r the  se nsitive gen erators to th o s e lines. It sh ould be n o te d that  the results  of the adjusme nts can be  ascertained th at it will not fall to an opti m al pri c e. These  con d ition s  wil l  create the  si t uation of an unfair comp etition.  In determinin g  LBMP mu st be cond uct ed fairly  to  al l parti cipa nts  of the comp e t ition. In   this case it is req u ire d  opti m ization  met hod that   gua rantee s the  re sults fall  in th e value  of the  optimum pri c e and these result s sho u ld  be able to  be dire ctly applie d to the network. In additio n the optimization metho d  u s ed m u st h a v e a run n ing  time of less than half an  hour  be cau s e   electri c ity market de sig n e d  in a hour a head.  Thi s  paper p r op ose s  an OPF wit h  the redu ction  step that ha s been d e velop ed by [5] that  has h ad  the runnin g  time more q u ickly (se e  Tabl e 1).  The results o f  OPF cal c ul ation have  b een a b le  to b e  asce rtaine d  to be ap plie d to the  netwo rk.  But  it has very  complex o p tim i zati on   proble m s wh en co mpared with EDM.  However  with the hel p of comp uter t hat wo rks very fast  with a large m e mo ry capa city and  the prog re ss in  the devel ome n t of OPF  m e thod, the n   OPF will  be   able to  do  de terminatio n L B MP as i ndi cated   by the above simulatio n     Glossary  of Terms   CC   =   Congestion cost    N Y S O   =   Ne w   Y o rk Service Ope r ator   EDM  =   Economic dispat ch method     OPF   =   Optimal po w e r flow  =   demand/load ind e   opt.  =   Optimal index  deg.  =   degree     pu  =   Per unit  DISCO  =   Distribution compan   P   =   Active pow er   =   generato r  inde   P ex   =   Expor o f  active power    ISO  =   Independent se r v ice operator     P im   =   Impor of active p o wer   GENC =   Gene rator comp an     =   Reactive power   kV  =   kilo Volt     =   Reactance of line  max .     =   max i mum inde   Rp  =   Unit currenc y   min.   =   minimum index    S   =   Amparent po wer   MVar   =   Mega Var     V   =   Voltage  MW  =   Mega  w a tt     =   Reactance of line  MWh  =   Mega  w a tt ho ur     =   Admittance of line  No. =    Number     δ   =   Phase angle  NP  =   Nodal price    λ   =   Lagrange coe fficient   Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.
TELKOM NIKA   ISSN:  2302-4 046     Determ inin g LBMP throug h Optim a l Power Fl ow  in t he Electri c  Powe r… (He r m agasanto s   Zein)  5095 Referen ces   [1]    Borenste in, et  al. Inefficie n c i es an d Mark et  Po w e r Infi n anci a l Arb i trag e: a Stud y o n  Califor nia Electricit y  M a rk ets.  CSEM WP  138 . Univ ersit y  of Ca liforn i Energ y  Institut e. 2004.   [2]    Bushn e ll J, et  al. Market Structure a nd C o mpetit i on:  a Cross-Market Anal ys is of U.S. Electrici t Dere gul atio n.  CSEM WP 126r , Universit y   of Califor ni Ener g y  i n stitute. 20 04.   [3]    Cha p man  D. T he F i n anci a l M ode l: An Introd uc tion to  Loc ation a l Bas ed M a rgi nal Pr icin g  Conc epts.   Ne w  York Ind e pen de nt S y ste m  Operator. 20 10.   [4]    Hermag a sa nto s  Z ,  Yusra S,  Ali M.  Imp l ement ati on of  Electricit y Co m petitio n F r a m e w ork  w i th   Econom ic Dis p a tch Dir ect Me thod.  T E LKOMNIKA Indo nesi a  Jour nal   of El ectrical E n g g in erin g . 20 12 ;   10(4): 62 5-6 3 2 .   [5]    Hermag a sa nto s  Z .  Reduks i   Lan gka h  Da la m Metoda  Inte rior Po int U n tu k Alira n  D a ya  Optimal d a n   Metoda B a ru  Pemisa han  Ru gi-Ru g Dal a m  Struktur  Kom petisi B i snis  T ena ga  Listrik.  Dissertati o n   doctor. Sekol a h T e knik Elektro dan Imforma si. Institut  T e knolo g i Ban d u ng.  2005.   [6]    Hermag a sa nto s  Z  and Er w i n D. Cost A llocati on  of T r ansmissi on  L o sses i n  Ele c tric Market   Mechanism.  T E LKOMNIKA Indo nesi a  Jour nal of Electric al  Enggi neri n g . 2 012; 10( 2): 211 -218.   [7]   Hermag a sa nto s  Z .  Cost Allocatio n  of  T r a n smissio n  Us age B a sed  o n  Curre nt Magnitu de.  IEEE   expl ore. T r ans action o n  Pow e r System.  2 013 [8]    Gedra T W . On T r ansmission Con gestio n   and Pric ing.  IEEE Transaction on Power  System . 19 99;   14(1).   [9]    Hirsh RF . Po w e r Loss: th e  origi n s of d e regu latio n  a nd  restructurin g i n  the  Americ a  electric uti lit sy s t e m the MIT  Press Cambr i dg e . Massach usetts. Lond on . Englan d. 200 1.  [10]    W a kefiel d RA,  et al. A T r ansmi ssio n  S e rvices C o stin F r ame w ork.  IE EE T r ansacti o n  on  Pow e r   System . 19 97; 12(4).   [11]   Hermag a sa nto s   Z .   Studi Biaya Pelay a n an J a rin gan T r a n s m is i: Dal a m K ontek ko mp etit if Proccedin g   SSTE-1. ITB . 2000.               Evaluation Warning : The document was created with Spire.PDF for Python.