Aplicação de custos de interrupção em eventos de corte de carga na avaliação da confiabilidade de sistemas multiáreas

Abstract

Estudos de planejamento da expansão de sistemas com múltiplas áreas compreendem um conjunto de várias áreas/países representados por uma operação interligada através de linhas de transmissão, geralmente denominadas interconexões. Esse modo de representação/operação fornece uma série de benefícios, como o de prestar assistência a uma área vizinha por meio de ações de intercâmbio, compartilhamento de reservas oriundas de unidades geradoras, e é útil em alguns países mediante acordos com áreas vizinhas. Essa assistência pode ser realizada adotando políticas de suporte, que devem ser claramente definidas a partir de acordos de intercâmbio entre as áreas. Nesse contexto, esse trabalho tem duas vertentes como objetivo: a primeira é avaliar a confiabilidade de sistemas multiáreas quando submetidos à avaliação da reserva estática e operacional em estudos de planejamento da expansão, com diferentes políticas de intercâmbio; a segunda é avaliar o custo marginal do sistema nos estados em que o Fluxo de Potência Ótimo (FPO) despacha geração fictícia e onde esse despacho afeta o valor final dos custos marginais do sistema em estudos de planejamento da expansão. O método utilizado para a avaliação da confiabilidade multiárea é a simulação de Monte Carlo sequencial implementado na ferramenta PSMora (Power System Model for Operational Reserve Assessment), com representações dos sistemas IEEE RTS-79HW e IEEE RTS-96HW e algumas variantes estabelecendo um número crescente de áreas. Adicionalmente, elabora-se uma representação baseada nos sistemas testes do IEEE da Rede Síncrona da Europa Continental, a qual abrange 34 países interligados ao longo da Europa sob responsabilidade do operador ENTSO-E. Tendo em mente o conceito de custo de interrupção, a função composta de danos ao cliente (CCDF) é utilizada para estimar a taxa de avaliação de energia interrompida (IEAR), e definir o custo de interrupção para a hora seguinte (em $/MWh), de acordo com os custos marginais. Os resultados de uma configuração real do sistema interligado Ibérico são estudados e discutidos para mostrar o impacto da abordagem proposta sobre os custos marginais do sistema durante os estudos de planejamento.

Abstract: Expansion planning studies of multiple areas comprise a set of several areas/countries represented by an operation interconnected through transmission lines, usually denominated interconnections. This mode of representation/operation provides a number of benefits, such as assistance for neighboring area through exchange actions, sharing reserves from generating units, and is useful in some countries in order to improve the performance of electrical areas. This assistance can be accomplished by adopting support policies, which should be clearly defined based on exchange agreements between areas. In this context, this work has two main goals: first, to quantify the reliability of multi-area systems when subjected to static and operational reserve assessment in expansion planning studies, considering different exchange policies; and second, to evaluate the system marginal costs in some states when the Optimal Power Flow (OPF) dispatches fictitious generating units and this procedure affect the final value of the system?s marginal costs in expansion planning studies. The method used for the multi-area reliability evaluation is the sequential Monte Carlo simulation implemented in the PSMora (Power System Model for Operational Reserve Assessment) tool, with representations of IEEE RTS-79 HW and IEEE RTS-96 HW systems and some variants establishing an increasing number of areas. Additionally, has been elaborated a representation based on the IEEE test systems of the Synchronous Grid of Continental Europe, which covers 34 interconnected countries across Europe under the responsibility of the operator ENTSO-E. Bearing interruption cost concepts in mind, the Composite Customer Damage Function (CCDF) has been used to estimate the Interrupted Energy Assessment Rate (IEAR) and define the interruption cost to the next hour (in $/MWh) in accordance with marginal costs. From a simulation perspective, generating units and network interconnections are modeled in order to emulate power system operation and evaluate load shedding events on reliability studies. Results from a real planning configuration of Iberian interconnected system are presented and discussed to show the impact of the proposed approach on the system?s marginal costs during planning studies.