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Información de la Tesis Doctoral

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

Manuel Chazarra Jover

Dirigida por Juan I. Pérez-Díaz, Javier García González

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.


Universidad Politécnica de Madrid. Madrid (España)

24 de julio de 2017



Cita:
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 (España).

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