Author(s): Feliciano, Nelson Miranda
Date: 2016
Persistent ID: http://hdl.handle.net/10400.21/6719
Origin: Repositório Científico do Instituto Politécnico de Lisboa
Subject(s): Incerteza assimétrica; Sistemas hídricos reversíveis; Otimização robusta; Programação linear inteira mista; Sistema de armazenamento de energia; Mercado de eletricidade; Asymmetric uncertainty; Pumped-storage hydro systems; Robust optimisation; Mixed-integer linear programming; Energy storage system; Electricity market
Dissertação para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica
Esta dissertação aborda o problema de otimização da exploração de sistemas hídricos reversíveis com configuração em cascata. O objetivo desta abordagem é o de propor uma nova metodologia de otimização robusta baseada em programação linear inteira mista para resolver o problema abordado, visando maximizar o lucro esperado de um produtor hídrico, tomador de preços, participando em mercado de energia do dia seguinte pela venda de energia elétrica. As incertezas consideradas no problema de otimização correspondem aos preços de energia elétrica e à afluência de água aos reservatórios. Estas incertezas são modelizadas através de intervalos de previsão, permitindo a utilização da técnica de otimização robusta, sendo o coeficiente de robustez predominante nesta técnica de otimização utilizado para controlar o nível de conservadorismo da solução alcançada e para garantir uma solução admissível para o pior caso associado com as incertezas modelizadas. Na abordagem ao problema são também considerados três aspetos fundamentais que conduzem à necessidade de utilização desta metodologia aplicada à área da otimização da exploração de sistemas hídricos reversíveis com configuração em cascata. Os três aspetos são: i) regiões proibidas de funcionamento; ii) restrições de rampa; iii) custos de arranque das unidades. A consideração dos aspetos anteriores permite a não atuação em zonas proibidas de funcionamento e mitigar o desgaste dos equipamentos envolvidos na produção de eletricidade, diminuindo consequentemente os custos de manutenção. A afetação de unidades hídricas é descrita nesta metodologia recorrendo ao uso de variáveis binárias, que modelam o estado de funcionamentos das unidades. Um caso de estudo é apresentado, baseado num sistema hídrico reversível com configuração em cascata caracterizado pela independência espacial-temporal entre reservatórios, para comprovar a proficiência da metodologia proposta.
Abstract: This dissertation deals with the optimization problem of exploitation for pumped storage hydro systems in cascade configuration. The goal of this addressing is to propose a new robust optimization methodology based on mixed integer linear programming to solve the problem addressed in order to maximize the expected profit of price-taker producer participating in a day-ahead electricity market by selling electricity in the market. The uncertainties considered in the optimization problem correspond to electricity prices and the water inflows to the reservoirs. These uncertainties are modelled using prediction intervals, allowing the use of the r obust optimization technique, being the predominant budget of uncertainty in this optimization technique used to control the conservatism of the reached solution and to ensure an acceptable solution to the worst case associated for the modelled uncertainties. In the addressing to the problem are also considered three fundamental aspects that lead to the need to use this methodology applied to the area of optimizing the exploitation of pumped -storage hydro systems in cascade configuration. The three aspects are: i) forbidden regions of operation; ii) ramp restrictions; iii) the unit start -up costs. The consideration of the previous aspects allows not acting in operation prohibited regions and mitigate the wearing of the equipment involved in the production of electricity, thus reducing maintenance costs. The allocation of water units is described in this methodology using binary variables that model the operational state of the units. A case study is presented, based on a pumped-storage hydro system in cascaded configuration characterized by spatial-temporal interdependency between reservoirs, in order to demonstrate the proficiency of the proposed model.
