Análise de risco na formação de decisões de pré-despacho em sistemas com elevada penetração eólica

• Main Author: PINTO, Mauro Sérgio Silva
• Other Authors: SAAVEDRA MÉNDEZ, Osvaldo Ronald
• Format: Others
• Language: Portuguese
• Published: Universidade Federal do Maranhão 2017
• Subjects: Análise de risco; Pré-despacho; Potência eólica; Tomada de decisão; Wind power; Stochastic programming; Risk analysis; Unit commitment; Sistemas Elétricos de Potência
• Online Access: http://tedebc.ufma.br:8080/jspui/handle/tede/1821

Submitted by Rosivalda Pereira ([e-mail]) on 2017-08-14T18:59:08Z No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) === Made available in DSpace on 2017-08-14T18:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) Previous issue date: 2016-07-01 === The Unit Commitment Problem (UC) in power generation is a difficult problem, traditionally modeled with a mixed-integer optimization formulation. What makes it especially difficult is the time-dependency of the generation decisions, caused by ramping limitation constraints applied mostly to thermal generation, as well as minimum shut down and start up times. The main types of uncertainty are usually taken in account: in the actual load values and the (un)reliability of the generators. The uncertainty in generator availability has been met with a specification of operational reserve policy. The uncertainty in load, taking in account that its magnitude is usually small, is in many cases simply ignored. With the significant inclusion of wind power in the portfolio of a county or region, it is no longer adequate to deal with the UC problem in the traditional way. The uncertainty in wind generation is at least one order of magnitude higher than the uncertainty in load. Moreover, the wind behavior includes the possibility of strong ramping, with important stressing effect on thermal generation. Dealing with such challenges in a business-as-usual manner is doomed to produce sub-optimal solutions and to put the system in jeopardy or cause substantial financial loss with costly emergency actions. The transition to models that take risk in account supposes a change in paradigm in the decisionmaking process in the UC process. Without clear guidelines, operators will tend to over-protect – while under commercial pressure, they may run excessive risks. To help in the transition to a UC decision-making process under uncertainty, this thesis contributes to the set of planning paradigms and makes an attempt to organize the comparative analysis and results and conclusions reached, from an illustrative case built around the IEEE RTS 30-bus system. The results show that the Pareto-optimal front, in a stochastic cost vs. risk space, may not be convex, which precludes the use of simplistic trade-off approaches. The conclusion, as a contribution from this thesis, is unmistakable: a stochastic programming approach is not adequately informative on the risks run as consequence of system operator decisions on unit commitment, in systems with a high penetration of wind power. Models that follow the Risk Analysis paradigm are necessary, in order to quantify the costs of hedging (protecting against adverse scenarios). Furthermore, by relying on an explicit multiple criteria representation, the thesis shows how this risk aversion perspective, in terms of undesired events, may be blended with a stochastic optimization perspective of average gain or expense On the planning matter, embedding the risk in the operating cost annually capitalized assists the decision-making in investments in system planning. === O problema do pré-despacho em sistemas de potência, conhecido na literatura como Unit Commitment -UC, é um problema não linear, tradicionalmente modelado como uma formulação de otimização inteira mista. Um dos pontos críticos deste processo é a sua interdependência temporal, além de restrições como tempos mínimos de parada e partida. Tradicionalmente, as fontes de incertezas no sistema são o valor atual da carga e a disponibilidade do fornecimento de potência por parte dos geradores, relacionando-se com a confiabilidade. A geração deve satisfazer a critérios que determinam um nível mínimo de reserva girante ou uma política de reserva operacional através de métricas determinísticas ou estocásticas. A incerteza da carga é menor e muitas vezes é desprezada no processo de pré-despacho. Em ambos os casos, o objetivo é transformar um problema com incerteza em um modelo determinístico. Devido à elevada integração de fontes eólicas na matriz energética, as abordagens tradicionais de pré-despacho se tornam inadequadas para lidar com as incertezas associadas a este tipo de fonte. O grau de incerteza das fontes eólicas é pelo menos maior em magnitude do que o grau de incertezas da carga. Além disso, o comportamento do vento inclui a possibilidade de fortes rajadas que podem se transformar em eventos de rampa não previstos. Diante disto, as formas usuais de tratar este problema podem produzir soluções sub-ótimas, colocando o sistema em risco ou causando perda financeira substancial por ações de correções técnicas dispendiosas. A transição para modelos que levam em conta o risco propõe uma mudança de paradigma no processo de tomada de decisão do problema do pré-desapcho. Desta forma, estes desafios exigem que novos modelos de decisão sejam elaborados levando em conta este novo quadro de incertezas e que forneçam soluções úteis para o planejamento da operação. Em particular, no que se refere à operação do sistema, são necessárias ferramentas que auxiliem os operadores na tomada de decisões levando em conta o risco decorrente do ambiente de incerteza presente no sistema. Esta tese vem contribuir no suporte ao processo de tomada de decisão, analisando um conjunto de paradigmas de planejamento quanto a sua capacidade/utilidade de fornecer soluções consistentes em sistemas com significativa integração eólica. Os resultados mostraram que a fronteira de Pareto das soluções ótimas não-dominadas em um espaço multicritério entre custo estocástico versus o risco pode não ser convexa, o que impede uma abordagem de análise simples de trade-off. Mostra-se, que o modelo tradicional estocástico pode não ser adequado para lidar com as incertezas geradas pelas fontes eólicas. Além disso, esta Tese mostra que eventos indesejados, sob uma perspectiva de risco em um espaço multicritério, podem ser negligenciados pela abordagem tradicional estocástica. No muito curto prazo, a abordagem de tomada de decisão com incertezas eólicas mostra que o simples despacho de mais reservas operacionais no sistema com alta penetração eólica pode ser insuficiente para lidar com as incertezas. Sob o aspecto do planejamento, a incorporação do risco nos custos de operação capitalizados anualmente auxilia a tomada de decisão de investimentos no planejamento do sistema.