PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Transcripción

1 PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL David Calcina Cruz y Severo Buenalaya Cangalaya Agosto de 2003 PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SEIN Programación de la Operación de Mediano Plazo (Anual) Programa de obras de nuevas centrales. Manejo de embalses de regulación anual. Mantenimiento mayor de las centrales. Programación de centrales por energía. Programación de la Operación de Corto Plazo (Semanal) Programación de centrales hidráulicas. Manejo de reservorios de regulación diaria y/u horaria. Programación de centrales Térmicas. Programación de la Operación Diaria Ajuste de la programación semanal para cada día, con los datos actualizados. Operación de Tiempo Real y Reprogramación Diaria Ajuste de la programación ante variaciones de demanda y/o indisponibilidades imprevistas 1

2 PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DE CORTO PLAZO Demanda. Hidrología (caudal). Disponibilidad de las centrales eléctricas y la red eléctrica. MODELO DE CORTO PLAZO Principales Inflexibilidades Operativas Programación de entrada y salida de las centrales eléctricas. Asignación de cargas a los generadores. Costos marginales. - Potencia máximas y mínimas. - Tiempo mínimo de operación. - Tiempo mínimo de rearranque. Se caracteriza por ser un problema de optimización no lineal de gran dimensión que posee variables continuas y variables binarias, y diversas restricciones. PRINCIPALES ELEMENTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO CENTRALES HIDRÁULICAS CENTRALES TÉRMICAS RED DE TRANSPORTE DEMANDA 2

3 REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA Demanda Semanal del SEIN (horaria) Sábado Domingo Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Aprovechan los recursos hidráulicos (agua) en la generación eléctrica. Se tiene que optimizar el uso del recurso. Si las centrales están ubicadas en la misma cuenca hidrográfica, poseen acoplamiento físico. Poseen un costo de operación relevante. Permiten afrontar con facilidad los cambios imprevistos de demanda y/o generación. Se clasifican en 2 tipos: Centrales de Pasada Centrales con Regulación 3

4 REPRESENTACIÓN Qe t Ph t = Q t *K Ph t : Potencia hidraulica () K : Constante de conversión energética (*s/m 3 ) Q t Q t Ph t :Caudal hacia la central (m 3 /s) Centrales de Pasada V t Ph t Qt S t Q e :Caudal de entrada. V t :Volumen embalsado. S t :Vertimento de la central. Q t :Caudal Turbinado. Conservación de energía: V t = V t-1 + Qe t Q t - S t Límites de volumen: V min < V t < V max Límites de Potencia Ph min < Ph t < Ph max Centrales con Regulación CENTRALES TÉRMICAS Aprovechan los recursos no renovables, por lo cual poseen un costo de generación mayor. Estos costos involucran el costo de arranque, el costo de parada y el costo por consumo de combustible. Sus principales restricciones técnicas. Potencia mínimas y máximas. Tiempo mínimo de operación. Tiempo mínimo de rearranque. 4

5 REPRESENTACIÓN Consumo de Combustible: CC(P i,t ) = A 1 * P i,t + B 1 *u i,t A 2 * P i,t + B 2 *u i,t P min *u i,t < P i,t < P m *u i,t P m *u i,t < P i,t < P max *u i,t u t, : variable binaria, que nos da la presencia o no de la central (0: F/S, 1: E/S) A 1,A 2,B 1,B 2 : parametros lineales. Consumo de Combustible (galon/h) CC 2 = A 2 *Pt + B 2 CC 1 = A 1 *Pt + B 1 Pmin Pm Pmax Potencia () Costo de Arranque Costo de Arranque y Parada ( CA) CA = costo mantenimiento + costo de baja eficiencia. Costo de arranque en frío Costo de arranque en caliente Tiempo fuera de servicio de la central (h) REPRESENTACIÓN Arranque y tiempo mínimo de operación y t u t - u t-1 u t + u t u t+tmin-1 T min *y t T min : tiempo mínimo de operación. y t : variable binaria, que nos indica el momento de arranque de la térmica. Parada y tiempo mínimo de rearranque r t u t-1 - u t u t + u t u t+tmin-1 (1- r t )*T min yt ut u t-1 rt r t u t u t-1 y t T min : tiempo mínimo de rearranque. r t : variable binaria, que nos indica el momento de la parada de la unidad térmica. 5

6 RED ELÉCTRICA Es el soporte físico que permite el transporte de la energía eléctrica por medio de líneas de transmisión, desde los centros de generación hasta los centros de cargas. La capacidad de transporte de una línea de estas limitado por: Límite de conductor. Límite de tensión. Límite de estabilidad. REPRESENTACIÓN GH i GT i P ij Barra i g ij Barra i q i q j Barra j El flujo de la línea: P ij = γ ij *(θ i - θ j ) Límite de Potencia -P max P ij P max γ ij : Susceptancia de la línea. θ i : Angulo de la barra i. P P ki D ni i Balance de potencia: ΣGH i + ΣGT i + Σ j Ω P ji = D i GH i : Generación hidráulica de la barra i. GT i : Generación térmica de la barra i. Σ j Ω P ji : Sumatoria de flujos hacia la barra i D i : Demanda 6

7 RESERVA ROTANTE La consideración de una potencia como reserva rotante nos permite tener un margen de seguridad en la programación de corto plazo. Se asigna a las centrales hidráulicas de rápida respuesta. Ph i,t Phmax i,t - Reserva Phmax i,t :Es la potencia máxima disponible de la unidad i en el tiempo t. Ph i,t :Es la potencia generada por la central i en el tiempo t. Reserva :La potencia de reserva que se asigna. MODELO DE CORTO PLAZO Función Objetivo: Min{ CC(P i,t )*Pc i + CVNC i *P i,t + CA i *y i,t + Ch j *Ph j,t + Cr*Pr t } Costo de Combustible de unidad térmica i en tiempo t. Costo Variable no Combustible de unidad térmica i en el tiempo t Costo de Arranque de la unidad térmica i en el tiempo t Costos de la central hidraulica j en el tiempo t Costo de racionamiento en el tiempo t 7

8 MODELO DE CORTO PLAZO Restricciones: Ph t + P t + Pr t + Σ j Ω P ji,t = D i P ij = γ ij *(θ i - θ j ) Balance de potencia Flujo de línea -P max P ij P max Límite de potencia V t = V t-1 + Q t Ph t /K S t V min < V t < V max Ph min < Ph t < Ph max P min *u t < P t < P max *u t Ecuación de continuidad Límite de volumen (embalses) Límite de potencia hidráulica Límite de potencia térmica y t u t - u t-1 Momento de arranque u t +u t u t+tmin-1 T min *y t Tiempo minimo de operación r t u t-1 - u t Momento de parada u t +u t u t+tmin-1 (1- r t )*T min Tiempo minimo de rearranque Phmax t - Ph t Reserva Asignación de reserva IMPLEMENTACIÓN DE MODELO Programa LPL (Linear Programming Language) Permite construir modelos con gran cantidad de variables Programa CPLEX - MIP Resuelve con rapidez problemas enteros - mixtos. ENTRADA MODELO OPTIMIZADOR (SOLVER) SALIDA EXCEL LPL CPLEX EXCEL 8

9 EJEMPLOS DE APLICACIÓN Caso 1: Sistema uninodal, sin considerar inflexibilidades operativas. Caso 2: Sistema uninodal, considerando inflexibilidades operativas. Caso 3: Sistema Multinodal, considerando inflexibilidades operativas. EJEMPLO: PEQUEÑO SISTEMA SISTEMA HIDRAULICO D 1 Qe = 8 m3/s Vmax = 200 Mm3 Vmin = 50 Mm3 Vinicio =100 Mm3 Vfinal = 100 Mm3 CH1 Pmax = 50 K = 4 /m3/s Unidad Térmica CARACTERISTICA DE LAS CENTRALES TERMICAS Rendimiento Costo de Nominal Combustible (soles/h) (Soles/h) Costo de Arranque (Soles) Costo de Parada (Soles) Potencia Máxima () Tiempo mínimo de operación (horas) Tiempo de Rearranque (horas) CT *P CT *P CT *P CT *P CT *P D 2 CH2 Pmax = 25 K = 2 /m3/s RESERVA ROTANTE Se considera una reserva de 5. 9

10 Caso 1: Sistema uninodal, sin considerar las inflexibilidades operativas CT CT1 CH1 CH2 0 CT Hora CT2 CT1 CH1 CH2 CT3 CT4 CT5 Caso 2: Sistema uninodal, considerando las inflexibilidades operativas CT CH CH1 CT1 CT Hora CT2 CT1 CH1 CH2 CT3 CT4 CT5 10

11 COSTOS MARGINALES ( Caso1 y Caso 2) S/. / h Hora CASO1 CASO2 Caso 3 : SISTEMA MULTINODAL CH1 CH2 CT1 CT2 CT3 CT4 Barra 1 L12 L23 Cargas 1 Barra 2 CT5 Líneas Potencia Máxima Reactancia () (Ohms) L L Cargas 2 Barra 3 11

12 Caso 3: Sistema Multinodal, considerando inflexibilidades operativas CT4 CT CH1 CH CT1 CT Hora CT2 CT1 CH1 CH2 CT3 CT4 CT5 Caso 3: COSTOS MARGINALES S/. / h Hora Barra1 Barra2 Barra3 12

13 Caso 3 : COSTOS MARGINALES S/./h Cargas S/./h 5.85 Cargas S/./h PRINCIPALES CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL SEIN Centrales de Pasada: CH Pariac (2.5 ) CH Cahua (42 ) CH Oroya (12 ) CH Pachachaca (8 ) CH Yaupi (100 ) CH Yanango (42 ) CH Aricota I (12.4 ) CH Aricota II (22.5 ) CH Machupicchu (90 ) CH Hercca (0.8 ) CH Huanchor (18 ) Centrales con Regulación: CH Gallito Ciego (36 ) CH Carhuaquero (95 ) CH Malpaso (44 ) CH Matucana (126 ) CH Chimay (150 ) CH San Gabán (110 ) CH Cañón de Pato (256 ) CH Mantaro (630 ) CH Restitución (210 ) CH Huinco (247 ) CH Charcani V (135 ) 13

14 PRINCIPALES CENTRALES TÉRMICAS DEL SEIN Centrales de Turbinas a Vapor TV1 CT ILO2 (135 ) TV1 CT San Nicolás (18 ) TV2 CT San Nicolás (19 ) TV3 CT San Nicolás (25 ) TV s CT ILO 1 (140 ) Centrales de Turbinas a Gas TG 1 y 2 CT Aguaytia (155 ) TGN4 CT Malacas (82 ) TG 1.2 y 3 CT Malacas (45 ) TG7 CT Santa Rosa (127 ) TG 5 y 6 CT Santa Rosa (100 ) TG 1 y 2 CT ILO 1 (70 ) TG 1 y 2 CT Mollendo (70 ) Centrales Diesel CT Tumbes (18 ) CT Pacasmayo (24 ) CT Piura (20 ) CT Chiclayo Oeste (22 ) CT Sullana (10 ) CT Calana (25 ) CT Chilina (10 ) CT Mollendo (30 ) CT Tintaya (17 ) CT Yarinacocha (24 ) RED ELÉCTRICA DEL SEIN SIMPLIFICADA Area de Electroandes Aguaytia Antamina Oroya Paragsha Area Norte Paramonga Nueva Area Centro Area Sur Línea Paramonga- Chimbote Línea Mantaro - Socabaya 14

15 DIMENSIÓN DEL MODELO SEIN El modelo considera: 12 Embalses y 16 centrales asociadas a estos embalses. 11 centrales de pasada. 39 unidades térmicas. 10 barras 7 líneas. Horizonte Diario, con 48 periodos de ½ hora con una dimensión aproximada de variables por restricciones, el tiempo de optimización es de 2 a 5 minutos. Horizonte Semanal, con 168 periodos de 1 hora con una dimensión aproximada de variables por restricciones, el tiempo de optimización es de ½ a 3 horas. CONCLUSIONES: El modelo matemático de corto plazo utilizado en el COES permite considerar las principales inflexibilidades operativas, en la programación de la operación. El modelo matemático permite tomar decisiones para la programación y evaluar los efectos de contingencias inesperadas. El uso del programa CPLEX-MIP, nos permite resolver con rapidez, este tipo de problemas. 15