Modelagem das restrições de faixa operativa, limites elétricos de transmissão e taxa máxima de variação de defluência na alocação da reserva de potência operativa em problemas de otimização da programação hidrotérmica de curto prazo

Abstract

Nos últimos anos, nota-se uma elevação na participação de fontes intermitentes na matriz energética, o que leva a um aumento nas incertezas na operação do Sistema Interligado Nacional (SIN). Uma das possibilidades para a gestão dessas incertezas é a inclusão de requisitos de reserva no modelo de programação diária da operação. Atualmente, a modelagem da reserva do modelo da programação diária é feita exclusivamente com base na verificação da capacidade máxima da geração hidráulica, calculada iterativamente e considerada constante durante a etapa de programação linear. Portanto, este e outros aspectos precisam ser investigados para um aprimoramento da reserva operativa. Como uma primeira contribuição, este trabalho considera explicitamente os efeitos da queda e do unit commitment hidrelétrico na modelagem da reserva de elevação, i.e., aquela associada a capacidade máxima de geração das usinas. Outra contribuição se dá pela inclusão da reserva de redução, a qual considera a redução de potência sem violar a geração mínima das zonas proibidas de operação. Além disso, pela primeira vez na literatura, é proposta a inclusão das taxas de variação de defluência no cômputo da reserva, tanto na elevação quanto na redução. A inclusão deste tipo de restrição é muito desafiadora pois é necessário converter o impacto da variação de vazão em potência que, de acordo com o grau de precisão desejado, apresenta diferentes níveis de complexidade. Por fim, e não menos importante, este trabalho representa o efeito de limites elétricos de transmissão na definição da reserva. Para abordar as diferentes propostas, limitações e desafios de uma maneira didática, este trabalho faz uso de uso de uma configuração hidrotérmica de pequeno porte que representa a programação diária da operação por meio de um modelo de programação linear inteira-mista com as principais características encontradas no SIN. Inicialmente o trabalho mostra a importância da representação dos diferentes tipos de modelagens da reserva no custo e no ponto de operação do sistema. Em particular, é dada atenção na alteração do despacho termelétrico provocada pela inclusão das restrições visto que este é um dos principais elementos para a elaboração da programação diária do SIN. Além disso, são apresentados os impactos no tempo de solução para diferentes tipos de representação de cada modelo de reserva proposto. Este tipo de análise é importante para tornar as propostas práticas sob ponto de vista computacional para a inclusão em modelos grande porte, conforme é o caso do modelo DESSEM, que é o modelo considerado oficialmente no sistema elétrico brasileiro.

Abstract: In the last few years, there has been an increase in the participation of intermittent energy resources in the energy matrix, leading to higher uncertainty levels in the Brazilian National Interconnected System operation. One of the possibilities for dealing with uncertainties is to include reserve requirements in day-ahead scheduling models. Currently, the reserve is modeled in the day-ahead scheduling only by checking the maximum power of a set of hydraulic power plants, which is calculated iteratively and considered constant during the linear programming phase of its solving strategy. Therefore, this and other aspects must be investigated to improve the reserve definition. As a first contribution, this work explicitly considers head effects and hydro unit commitment to calculate up spinning reserve, i.e., associated with the plant's maximum power. Another contribution is including a down-spinning reserve, which considers power reduction without violating the minimum power of forbidden zones. Furthermore, for the first time in literature, it is proposed to include maximum ramping rates of flow in reserve calculation, both up and down the reserve. Including this constraint in the optimization model is very challenging once it is necessary to convert the impact of flow variation into power, which, according to different levels of precision, presents different levels of complexity. Last but not least, this work represents transmission limits in reserve determination. This work considers a small hydrothermal system to represent the day-ahead scheduling model using a mixed integer linear programming problem that takes into account major constraints for the Brazilian system. This test system is used to asses the proposed approach, its limitations and challenges in a didactic way. First of all, it is demonstrated the importance of considering different types of reserve modeling in terms of cost and operation point. Particularly, it focuses on thermal power plant dispatch deviation caused by constraints since this is one of the most important elements to elaborate day-ahead scheduling. It also presents solution time for the different formulations proposed to model energy reserve. This analysis is relevant to the practical point of view, given the computational burden that can be caused, including the constraint in large-scale problems, which is the case of the DESSEM model used in the Brazilian system.