Determinación del despacho de unidades de generación en la planificación operativa de sistemas eléctricos de potencia considerando aspectos de seguridad

Abstract

En la presente tesis se desarrolla un método para determinar el despacho de unidades de generación y el rechazo de carga óptimo en la planificación operativa de sistemas eléctricos de potencia requerido para mantener la seguridad en un área local de un sistema de potencia, minimizando el costo total de operación y de racionamiento. La metodología propuesta evalúa la seguridad del sistema para identificar el área local de análisis y determinar una lista corta de contingencias de un conjunto mayor de contingencias posibles, la cual es considerada para determinar el despacho de generación requerido por seguridad en varios niveles de demanda de la curva de duración de carga del área local. Asimismo, se asume que en el área local existe generación con planes de retiro y que son candidatas para mantener la seguridad en el área local, por lo cual el objetivo es identificar la generación y su despacho requerido, los cuales podrían establecer un acuerdo llamado “Reliability Must-Run” (RMR) para permanecer disponibles en el sistema. El rechazo de carga óptimo representado como generación ficticia en barras de carga, permite cubrir la seguridad del área local donde la generación RMR no es capaz de cubrir. La metodología propuesta se basa en un problema de flujo de potencia óptimo con restricciones de seguridad (FPORS) formulada como un despacho económico y resuelto usando una metaheurística con algoritmos genéticos (AG) para determinar el despacho de la generación requerida para mantener la seguridad en un área local. El cromosoma del AG incluye como variable a la potencia activa de la generación requerida por seguridad, y la función objetivo es el costo de operación total que incluye el costo térmico y las penalidades por transgresión a las restricciones de operación. La optimización de las variables de decisión o control y de la función objetivo (costo de operación térmico y penalidades por transgresión a las restricciones de operación) del problema de FPORS permite obtener el despacho de las unidades de generación que cumple con las restricciones de operación en condiciones normales de operación y ante contingencias, es decir que mantiene la seguridad en un área local, al verificarse que las penalidades son nulas.

In this thesis a method is developed to determine the dispatch of generation units and the optimal load shedding in the operational planning of electrical power systems required to maintain security in a local area of a power system, minimizing the total cost of operation and rationing. The proposed methodology evaluates the security of the system to identify the local area of analysis and determine a short list of contingencies from a larger set of possible contingencies, which is considered to determine the generation dispatch required by security at various levels of the load duration curve of the local area. Likewise, it is assumed that in the local area exist generation with retirement plans and that they are candidates to maintain security in the local area, for which the objective is to identify the generation and its required dispatch, which could be establish an agreement called "Reliability Must-Run” (RMR) to remain available on the system. The optimal load shedding represented as fictitious generation in load bars, allows to cover the security of the local area where the RMR generation is not able to cover. The proposed methodology is based on an optimal power flow problem with security constraints (FPORS) formulated as an economical dispatch and solved using a metaheuristic with genetic algorithms (GA) to determine the dispatch of the generation required to maintain security in a local area. The AG chromosome includes as a variable the active power of the generation required for security, and the objective function is the total operating cost that includes the thermal cost and the penalties for violation of operating restrictions. The optimization of the decision or control variables and the objective function (thermal operation cost and penalties for violation of the operation restrictions) of the FPORS problem allows obtaining the dispatch of the generation units that meet with the operation restrictions in normal operating conditions and in the event of contingencies, that is, it maintains security in a local area, when verifying that the penalties are null.