Thesis:

Evaluación sistémica del ingreso de centrales eólicas en la operación de corto plazo de un sistema eléctrico de potencia

En este trabajo se estudia el aporte que pueden entregar las centrales eólicas a los sistemas eléctricos de potencia desde la perspectiva de la operación, considerando aspectos como: costos operacionales, costos de encendido y apagado, generación de tecnologías convencionales, disponibilidad de reserva en giro, emisiones de gases y suficiencia del sistema. A este enfoque lo denominaremos en adelante evaluación sistémica de la energía eólica en la operación de corto plazo de los sistemas eléctricos de potencia. Lo anterior se aborda mediante una modelación detallada de la operación de corto plazo, considerando distintos niveles de penetración eólica y restricciones operacionales tanto del parque generador como del sistema de transmisión. El estudio se enfoca en este tipo de centrales debido a que, a diferencia de las tecnologías convencionales, las centrales eólicas presentan una alta variabilidad e incertidumbre en la disponibilidad del recurso primario. Actualmente, las metodologías empleadas para estudiar el impacto de la penetración eólica en la programación de corto plazo se centran principalmente en abordar la incertidumbre del recurso mediante esquemas de resolución determinista o estocástica del predespacho. Por otro lado, para evaluar la suficiencia de los sistemas eléctricos con alta penetración de energía eólica, se utilizan modelos analíticos o computacionales. La resolución determinista del predespacho trata la incertidumbre del recurso de manera implícita mediante el uso de reserva en giro, mientras que la resolución estocástica permite tratar dicha incertidumbre de forma explícita, utilizando escenarios de generación eólica. Los modelos analíticos para evaluar la suficiencia, si bien son útiles, presentan limitaciones al incorporar múltiples restricciones operacionales del sistema, como las restricciones de transmisión, rampas de carga, tiempos mínimos de encendido y apagado, o el heat rate (poder calorífico) de las unidades generadoras. En cambio, los modelos computacionales disponibles hasta la fecha han considerado únicamente la reserva en giro como medida preventiva ante posibles salidas forzadas de generadores. Para evaluar de forma sistémica el ingreso de energía eólica, esta tesis propone un modelo computacional que permita tratar la incertidumbre del recurso mediante la resolución estocástica del predespacho. Posteriormente, se incorpora un esquema de simulación Monte Carlo para modelar tanto las salidas forzadas de los generadores como la incertidumbre asociada a la generación eólica. Así, se combinará la programación del predespacho con un modelo computacional diseñado para evaluar la suficiencia de los sistemas eléctricos de potencia. Las simulaciones se llevarán a cabo sobre el sistema de pruebas IEEE RTS-76, lo cual permitirá analizar de manera sistémica el ingreso de energía eólica bajo distintos niveles de penetración y considerando diversas restricciones operacionales del parque generador. Cabe señalar que las métricas actualmente utilizadas para cuantificar el valor de capacidad de las centrales eólicas (es decir, su aporte a la suficiencia del sistema), tanto en modelos analíticos como computacionales, se basan en la métrica Loss of Load Expectation (LOLE). En esta tesis se propone una métrica alternativa, basada en las pérdidas de energía esperadas (Loss of Energy Expectation, LOEE), con el fin de obtener un valor de capacidad más representativo. Esta métrica considera de manera más adecuada tanto las restricciones operacionales como la variabilidad del recurso renovable, y se comparará con otras métricas utilizadas en la actualidad. Finalmente, se evaluará la cantidad óptima de reserva necesaria para enfrentar la incertidumbre de las variables modeladas, considerando esquemas tanto estáticos (reserva constante durante el horizonte de evaluación) como dinámicos (reserva variable hora a hora). Los resultados de esta tesis serán de utilidad para fundamentar nuevas políticas y consideraciones sobre el uso de energías renovables, permitiendo cuantificar de manera sistémica sus efectos en la operación de corto plazo de los sistemas eléctricos.

This paper studies the contribution that wind farms can make to electric power systems from an operational perspective, considering aspects such as operational costs, start-up and shutdown costs, generation from conventional technologies, spinning reserve availability, gas emissions, and system adequacy. This approach will be referred to hereafter as the systemic evaluation of wind energy in the short-term operation of electric power systems. This is achieved through detailed modeling of short-term operation, considering different levels of wind penetration and operational constraints of both the generating fleet and the transmission system. The study focuses on this type of power plant because, unlike conventional technologies, wind farms exhibit high variability and uncertainty in the availability of the primary resource. Currently, the methodologies used to study the impact of wind penetration on short-term scheduling are mainly focused on addressing resource uncertainty through deterministic or stochastic pre-dispatch resolution schemes. On the other hand, to assess the adequacy of electrical systems with high wind energy penetration, analytical or computational models are used. Deterministic pre-dispatch resolution implicitly addresses resource uncertainty through the use of spinning reserve, while stochastic resolution allows for the explicit treatment of this uncertainty using wind generation scenarios. While useful, analytical models for assessing adequacy have limitations due to the incorporation of multiple operational system constraints, such as transmission constraints, load ramps, minimum start-up and shutdown times, and the heat rate of generating units. In contrast, computational models available to date have only considered spinning reserve as a preventative measure against potential generator outages. To systematically evaluate wind energy integration, this thesis proposes a computational model that addresses resource uncertainty through stochastic pre-dispatch resolution. Subsequently, a Monte Carlo simulation scheme is incorporated to model both the forced outages of the generators and the uncertainty associated with wind power generation. This combines pre-dispatch scheduling with a computational model designed to evaluate the adequacy of electrical power systems. The simulations will be carried out on the IEEE RTS-76 test system, which will allow for a systematic analysis of wind power generation under different penetration levels and considering various operational constraints of the generating fleet. It should be noted that the metrics currently used to quantify the capacity value of wind farms (i.e., their contribution to system adequacy), in both analytical and computational models, are based on the Loss of Load Expectation (LOLE) metric. This thesis proposes an alternative metric, based on expected energy losses (Loss of Energy Expectation, LOEE), in order to obtain a more representative capacity value. This metric more adequately considers both operational constraints and the variability of the renewable resource and will be compared with other currently used metrics. Finally, the optimal amount of reserve needed to address the uncertainty of the modeled variables will be evaluated, considering both static (constant reserve throughout the evaluation period) and dynamic (hourly variable reserve) scenarios. The results of this thesis will be useful for informing new policies and considerations regarding the use of renewable energies, allowing for the systematic quantification of their effects on the short-term operation of electrical systems.