Universidad Politécnica de Madrid. Madrid (Spain)
July 24th, 2017
Original summary:
Esta Tesis se centra en estudiar la operación de centrales hidroeléctricas reversibles de bombeo puro y de ciclo diario participando en el mercado diario de energía eléctrica y en el servicio de control de frecuencia del sistema eléctrico ibérico y español, respectivamente. Las centrales reversibles está equipadas con grupos de velocidad variable u operadas en corto-circuito hidráulico, con la finalidad de incrementar más aún su flexibilidad.
Tras ser llevada a cabo la revisión de la literatura científica, los principales retos (detectados y que son incluidos en los objetivos de la Tesis) se presentan a continuación:
1. No se ha encontrado ningún modelo de optimización para la operación de centrales hidroeléctricas reversibles equipadas con grupos de velocidad variable u operadas en corto-circuito hidráulico. Entre otras ventajas de éstas, cabe destacar su capacidad de regular potencia también en modo bombeo, pudiendo participar en el servicio de control de frecuencia también en dicho modo.
2. Incluir la incertidumbre del uso de reserva de regulación no se ha llevado a cabo en la literatura científica. Dicha inclusión puede contribuir a obtener una operación de las centrales reversibles más realista en cuanto a su participación en el servicio de control de frecuencia. Por tanto, la predicción, modelado y análisis del valor de la información perfecta del uso de reserva serán tratados en la presente Tesis.
3. La coordinación entre el largo y corto plazo para obtener los volúmenes óptimos del vaso superior al inicio de cada día está pendiente de ser estudiado en detalle en el nuevo contexto de la participación de centrales reversibles en el servicio de control de frecuencia. La estrategia tradicional de operar las centrales reversibles comenzando cada día con el vaso superior vacío puede no ser óptima si la central participa también en el servicio de control de frecuencia.
En la Tesis se desarrollan diversos modelos de optimización con aversión al riesgo y utilizando información a futuro (look-ahead), para la operación de las mencionadas centrales reversibles equipadas con grupos de velocidad variable u operadas en corto-circuito hidráulico. Los modelos desarrollados están basados en programación cuadrática entera mixta. Las centrales reversibles son consideradas como tomadoras de precios en el mercado diario y como fijadoras de precios en el mercado de reserva. La incertidumbre está considerada en todas las variables aleatorias del problema, las cuales son modeladas y predichas de acuerdo con los resultados del valor de la información perfecta de la Tesis. La metodología propuesta utilizando información a futuro (look-ahead) es usada para obtener los volúmenes óptimos al inicio de cada día de explotación en cada ejecución de los modelos.
Los modelos propuestos en la Tesis tienen como objetivo maximizar el valor en riesgo condicional, el beneficio obtenido en el mercado diario (ingresos por energía vendida menos gastos por energía comprada), el ingreso obtenido en el mercado de reserva, y el beneficio obtenido por uso de las reservas, mientras que se minimiza los costes de arranque de los grupos en modo generación y consumo. La solución óptima de los modelos está formada por los programas horarios en el mercado diario y en el de reserva, así como el programa horario por el uso de las reservas. La operación de las centrales reversibles están sujetas a los límites técnicos de los grupos, a las reglas de los mercados ibérico y español, y a los límites de almacenamiento del vaso superior, entre otras.
Adicionalmente, se lleva a cabo en la Tesis la estimación de la viabilidad económica de centrales reversibles equipadas con grupos de velocidad variable y/u operadas en corto-circuito hidráulico. La viabilidad económica es estimada mediante el número mínimo de años necesarios para recuperar la inversión. Dicho número mínimo de años es estimado a partir de los ingresos máximos teóricos, los cuales son obtenidos a partir de los modelos desarrollados en la Tesis, y los costes de inversión de las centrales, los cuales son estimados a partir de la literatura científica.
Los principales resultados obtenidos en la Tesis se resumen a continuación:
1. El valor de la información perfecta de los precios del mercado diario es significativo (29% de los ingresos máximos teóricos). Sin embargo, si la central reversible participa también en el servicio de control de frecuencia, dicho valor se reduce de manera notable (del 40% al 29% de los ingresos máximos teóricos). Adicionalmente, el valor de la información perfecta de las variables aleatorias asociadas el servicio de control de frecuencia (13% de los ingresos máximos teóricos) es significativamente menor que el de los precios del mercado diario.
2. La viabilidad económica de centrales reversibles no está descartada si los costes de inversión son inferiores a 2.5 M€/MW, ya que el número mínimo de años para recuperar la inversión es mayor que su vida útil en la mayoría de los casos. Además, si las centrales reversibles están equipadas con grupos de velocidad variable u operadas en corto-circuito hidráulico, el número mínimo de años de recuperación de la inversión decrece de forma significativa.
3. La metodología propuesta basada en utilizar información a futuro (look-ahead) aumenta los ingresos máximos teóricos de centrales reversibles tanto si únicamente participan en el mercado diario como si además también participan en el servicio de control de frecuencia, con respecto a los ingresos máximos teóricos obtenidos con metodologías que no usan información a futuro.
English summary:
This Thesis deals with the operation of closed-loop and daily-cycle pumped storage hydropower plants participating in the day-ahead energy market and in the frequency regulation service of the Iberian and the Spanish electricity systems, respectively. The pumped storage hydropower plants are equipped with variable-speed pump-turbine units or are operated in hydraulic short-circuit mode in order to further increase their flexibility.
Once the most relevant articles from the technical literature have been reviewed, the main gaps and challenges (detected and suggested to be carried out in the Thesis) can be summarised as follows:
1. There is a lack of optimisation models for the short-term operation of pumped storage hydropower plants equipped with variable-speed pump-turbine units, or operated in hydraulic short-circuit mode. Among others, their most promising advantage is that they are also able to regulate power in pumping mode, having the possibility to participate in the frequency regulation service also in the said mode as a controllable load.
2. Including the uncertainty of the real-time use of the assigned reserves is still a pending task that could contribute to obtain a more realistic operation of pumped storage hydropower plants in the frequency regulation service. Hence, the forecast, modelling and analysis of the economic impact of forecasting errors of the mentioned real-time use of reserves can be improved.
3. The hierarchical coordination between the long- and short-term to derive end-of-day water storages in the joint day-ahead energy and reserve scheduling of pumped storage hydropower plants is still pending to be further studied. The traditional operation strategy of starting the following day empty may not be optimum to participate in the frequency regulation service during the first hours of each day, when there is usually a big amount of base power plants with little or inefficient regulation capabilities.
In this Thesis, several risk-averse optimisation models with look-ahead period are developed for the proposed pumped storage hydropower plants: equipped with variable-speed pump-turbine units or operated in hydraulic short-circuit mode. The models are based on mixed integer quadratic programming. The pumped storage hydropower plants are assumed to be price-takers when they participate in the day-ahead energy market and price-makers when they participate in the frequency regulation reserve market. Uncertainty is considered in all the electric power system data of the problem, which are modelled and predicted according to the results of the analyses carried out in the Thesis when the value of perfect information is studied. The methodology based on a look-ahead period is used to derive the optimal end-of-day storages as a result of each run of the models.
The presented models in the Thesis aims at maximising the conditional value at risk, the net income from the day-ahead energy market (income due to the sold energy minus cost due to the purchased energy), the income for the reserves put at disposal of the transmission system operator, and the net income due to the activation of the committed reserves, whereas the start-up costs in generating and pumping modes are minimised. The optimal solution of the models is composed by the hourly schedules of the day-ahead energy market and for the frequency regulation reserves, in addition to the hourly schedules of the activation of the reserves. Among others, the operation of the plants is restricted to the technical limits of the pump-turbine units, the rules of the Iberian and Spanish electricity markets, and the limits of the storage capacity of the upper reservoir.
Furthermore, an estimation of the economic viability of pumped storage hydropower plants equipped with fixed-speed or variable-speed units and/or having the possibility to operate in hydraulic short-circuit mode is also carried out in the Thesis. The economic viability is estimated using the minimum number of years that the investment costs are expected to be recovered. The minimum number of years are estimated from the maximum theoretical incomes, which are obtained using the models developed in the Thesis, and the investment costs, which are estimated from available data in the technical literature.
The main results of this Thesis are resumed as follows:
1. The value of perfect information of the day-ahead energy market prices is significant (up to 29% of the maximum theoretical income). However, the participation in the frequency regulation service reduces notably the value of perfect information, comparing to participate only in the day-ahead energy market (from 40% to 29% of the maximum theoretical income). Furthermore, the value of perfect information of the electric power system data from the frequency regulation service (13% of the maximum theoretical income) is significantly lower than the one of the day-ahead energy market prices.
2. The economic viability of pumped storage hydropower plants is not discarded, as the minimum number of years to recover the investment costs are in most cases lower than their lifetime, whether the investment cost is lower than 2.5 M€/MW. Moreover, the inclusion of the variable speed technology or the operation in hydraulic short-circuit mode significantly decrease the minimum number of years that the investment costs are expected to be recovered.
3. The methodology based on a look-ahead period enlarges the maximum theoretical income of the pumped storage hydropower plants if they only participate in the day-ahead energy market and if they also participate in the frequency regulation reserve service, in comparison to methodologies without a look-ahead period.
Citation:
M. Chazarra (2017), Optimal joint day-ahead energy and secondary regulation reserve scheduling of pumped-storage power plants operating with variable speed or in hydraulic short-circuit mode in the Iberian electricity market. Universidad Politécnica de Madrid. Madrid (Spain).
