El problema de compromiso de unidad ( UC ) en la producción de energía eléctrica es una gran familia de problemas de optimización matemática en los que se coordina la producción de un conjunto de generadores eléctricos para alcanzar un objetivo común, generalmente ya sea satisfacer la demanda de energía al mínimo costo o maximizar los ingresos de la producción de electricidad. Esto es necesario porque es difícil almacenar energía eléctrica en una escala comparable con el consumo normal; por lo tanto, cada variación (sustancial) en el consumo debe ir acompañada de una variación correspondiente en la producción.
La coordinación de unidades generadoras es una tarea difícil por varias razones:
- el número de unidades puede ser grande (cientos o miles);
- Existen varios tipos de unidades , con costos de producción de energía significativamente diferentes y restricciones sobre cómo se puede producir energía;
- La generación se distribuye en una vasta área geográfica (por ejemplo, un país) y, por lo tanto, debe tenerse en cuenta la respuesta de la red eléctrica , en sí misma un sistema altamente complejo: incluso si se conocen los niveles de producción de todas las unidades, verificar si la carga puede sostenerse y cuáles son las pérdidas requiere cálculos de flujo de potencia altamente complejos .
Debido a que los detalles relevantes del sistema eléctrico varían enormemente en todo el mundo, existen muchas variantes del problema UC, que a menudo son muy difíciles de resolver. Esto también se debe a que, dado que algunas unidades requieren un tiempo bastante largo (muchas horas) para encenderse o apagarse, las decisiones deben tomarse con mucha anticipación (generalmente, el día anterior), lo que implica que estos problemas deben resolverse en plazos ajustados (varios minutos a algunas horas). Por lo tanto, el UC es uno de los problemas fundamentales en la gestión y simulación de sistemas de energía . Se ha estudiado durante muchos años [1] [2] y sigue siendo uno de los problemas de optimización energética más importantes. Estudios recientes sobre el tema [3] [4] cuentan con cientos de artículos científicos dedicados al problema. Además, varios productos comerciales incluyen módulos específicos para resolver el UC, como MAON [5] y PLEXOS [6] , o incluso están completamente dedicados a su solución [7] .
Elementos de los problemas de compromiso de unidad
Existen muchos problemas de UC diferentes, ya que el sistema eléctrico está estructurado y gobernado de manera diferente en todo el mundo. Los elementos comunes son:
- Un horizonte temporal en el que deben tomarse las decisiones, muestreado en un número finito de instantes de tiempo . Normalmente, se trata de uno o dos días, hasta una semana, donde los instantes suelen ser horas o medias horas; con menos frecuencia, 15 o 5 minutos. Por lo tanto, los instantes de tiempo suelen estar entre 24 y alrededor de 2000.
- Un conjunto de unidades generadoras con sus correspondientes curvas de costes de producción de energía y/o de emisiones, y restricciones técnicas (complejas).
- Una representación de la parte significativa de la red eléctrica .
- Un perfil de carga (previsto) que debe satisfacerse, es decir, la cantidad neta de energía que debe entregarse a cada nodo de la red eléctrica en cada instante de tiempo.
- Posiblemente, un conjunto de restricciones de confiabilidad [8] que aseguren que la demanda será satisfecha incluso si ocurren algunos eventos imprevistos.
- Posiblemente, condiciones financieras y/o regulatorias [9] (ingresos por energía, restricciones al funcionamiento del mercado, instrumentos financieros, ...).
Las decisiones que deben tomarse generalmente comprenden:
- decisiones de compromiso : si una unidad está produciendo energía en cualquier instante de tiempo;
- decisiones de producción : cuánta energía produce una unidad en cualquier instante de tiempo;
- decisiones de red : cuánta energía fluye (y en qué dirección) en cada rama de la red de transmisión y/o distribución en un instante de tiempo determinado.
Si bien las características anteriores suelen estar presentes, existen muchas combinaciones y muchos casos diferentes. Entre ellos, mencionamos:
- ya sea que las unidades y la red sean manejadas por un Operador Monopólico (OM), [10] o un Operador del Sistema de Transmisión (OST) separado administra la red proporcionando acceso justo y no discriminatorio a las Compañías Generadoras (GenCos) que compiten para satisfacer la producción en el mercado (o, más a menudo, en varios mercados) de energía interconectados ;
- los diferentes tipos de unidades de producción de energía , como las térmicas/nucleares, las hidroeléctricas y las fuentes renovables (eólica, solar, ...);
- qué unidades pueden modularse , es decir, su energía producida puede ser decidida por el operador (aunque sujeta a las limitaciones técnicas de la unidad), en lugar de estar totalmente determinada por factores externos como las condiciones climáticas;
- el nivel de detalle con el que debe considerarse el funcionamiento de la red eléctrica , que va desde ignorarlo básicamente hasta considerar la posibilidad de abrir (interrumpir) dinámicamente una línea para cambiar de manera óptima el enrutamiento de la energía en la red. [11]
Objetivos de gestión
Los objetivos de la UC dependen de los fines del actor para el que se resuelve. Para una MO, esto es básicamente minimizar los costos de producción de energía al tiempo que se satisface la demanda; la confiabilidad y las emisiones generalmente se tratan como restricciones. En un régimen de libre mercado, el objetivo es más bien maximizar las ganancias de la producción de energía , es decir, la diferencia entre los ingresos (debido a la venta de energía) y los costos (debido a la producción de la misma). Si la GenCo es un creador de precios , es decir, tiene el tamaño suficiente para influir en los precios del mercado, en principio puede realizar ofertas estratégicas [12] para mejorar sus ganancias. Esto significa ofertar su producción a un alto costo para aumentar los precios del mercado, perdiendo participación de mercado pero reteniendo algo porque, esencialmente, no hay suficiente capacidad de generación. Para algunas regiones, esto puede deberse al hecho de que no hay suficiente capacidad de red para importar energía de regiones cercanas con capacidad de generación disponible. [13] Si bien los mercados eléctricos están altamente regulados para, entre otras cosas, descartar este tipo de comportamientos, los grandes productores aún pueden beneficiarse de optimizar simultáneamente las ofertas de todas sus unidades para tener en cuenta su efecto combinado sobre los precios del mercado. [14] Por el contrario, los tomadores de precios pueden simplemente optimizar cada generador de forma independiente, ya que, al no tener un impacto significativo en los precios, las decisiones correspondientes no están correlacionadas. [15]
Tipos de unidades de producción
En el contexto de la UC, las unidades generadoras suelen clasificarse como:
- Las unidades térmicas , que incluyen las nucleares , que queman algún tipo de combustible para producir electricidad, están sujetas a numerosas y complejas restricciones técnicas, entre las que se mencionan el tiempo mínimo de arranque/parada , la tasa de rampa de subida/bajada , la modulación/estabilidad (una unidad no puede cambiar su nivel de producción demasiadas veces [16] ) y la tasa de rampa de arranque/parada (al arrancar/parar, una unidad debe seguir una curva de potencia específica que puede depender de cuánto tiempo la planta ha estado fuera de línea/en línea [17] ). Por lo tanto, optimizar incluso una sola unidad es en principio ya un problema complejo que requiere técnicas específicas. [18]
- Las unidades hidroeléctricas , que generan energía mediante la recolección de energía potencial del agua, a menudo se organizan en sistemas de embalses conectados llamados valles hidroeléctricos . Debido a que el agua liberada por un embalse aguas arriba llega al de aguas abajo (después de un tiempo) y, por lo tanto, queda disponible para generar energía allí, se deben tomar decisiones sobre la producción óptima para todas las unidades simultáneamente, lo que hace que el problema sea bastante difícil incluso si no hay producción térmica involucrada (o hay poca), [19] más aún si se considera el sistema eléctrico completo. [20] Las unidades hidroeléctricas pueden incluir unidades de almacenamiento por bombeo , donde se puede gastar energía para bombear agua cuesta arriba. Esta es la única tecnología actual capaz de almacenar suficiente energía (potencial) para ser significativa en el nivel típico del problema de UC. Las unidades hidroeléctricas están sujetas a restricciones técnicas complejas. La cantidad de energía generada al turbinar cierta cantidad de agua no es constante, sino que depende de la carga de agua que, a su vez, depende de decisiones anteriores. La relación no es lineal ni convexa, lo que hace que el problema sea particularmente difícil de resolver. [21]
- Unidades de generación renovable, como parques eólicos , plantas solares , unidades hidroeléctricas de pasada (sin un embalse dedicado, y por lo tanto cuya producción está dictada por el agua que fluye) y unidades geotérmicas . La mayoría de estas no se pueden modular , y varias también son intermitentes , es decir, su producción es difícil de pronosticar con precisión con mucha antelación. En UC, estas unidades no corresponden realmente a decisiones, ya que no se puede influir en ellas. Más bien, su producción se considera fija y se suma a la de las otras fuentes. El aumento sustancial de la generación renovable intermitente en los últimos años ha aumentado significativamente la incertidumbre en la carga neta (demanda menos producción que no se puede modular), lo que ha desafiado la visión tradicional de que la carga prevista en UC es lo suficientemente precisa. [22]
Modelos de redes eléctricas
Hay tres formas diferentes en las que se representa la red energética dentro de una UC:
Cuando se utiliza el modelo de CA completo, la UC en realidad incorpora el problema del flujo de potencia óptimo , que ya es un problema no lineal no convexo.
Recientemente, la visión tradicional "pasiva" de la red de energía en UC ha sido cuestionada. En una red eléctrica fija , las corrientes no pueden enrutarse, ya que su comportamiento está totalmente determinado por la inyección de energía nodal: la única forma de modificar la carga de la red es, por lo tanto, cambiar la demanda o la producción nodal, para lo cual hay un alcance limitado. Sin embargo, una consecuencia algo contraintuitiva de las leyes de Kirchhoff es que la interrupción de una línea (quizás incluso una congestionada) causa un redireccionamiento global de la energía eléctrica y, por lo tanto, puede mejorar el rendimiento de la red. Esto ha llevado a definir el problema de conmutación óptima de transmisión [11] , por el cual algunas de las líneas de la red pueden abrirse y cerrarse dinámicamente a lo largo del horizonte temporal. La incorporación de esta característica en el problema UC hace que sea difícil de resolver incluso con la aproximación de CC, más aún con el modelo de CA completo [23] .
Incertidumbre en los problemas de compromiso de unidades
Una consecuencia preocupante del hecho de que la UC necesita ser resuelta mucho antes de las operaciones reales es que el estado futuro del sistema no se conoce exactamente y, por lo tanto, necesita ser estimado. Esto solía ser un problema relativamente menor cuando la incertidumbre en el sistema solo se debía a la variación de la demanda de los usuarios, que en conjunto se puede pronosticar con bastante eficacia, [24] [25] y la ocurrencia de fallas en las líneas o generadores, que se pueden tratar con reglas bien establecidas ( reserva giratoria ). Sin embargo, en los últimos años, la producción a partir de fuentes de producción renovables intermitentes ha aumentado significativamente. Esto, a su vez, ha aumentado muy significativamente el impacto de la incertidumbre en el sistema, de modo que ignorarla (como se hacía tradicionalmente tomando estimaciones puntuales promedio) corre el riesgo de aumentos significativos de costos. [22] Esto había hecho necesario recurrir a técnicas de modelado matemático apropiadas para tener en cuenta adecuadamente la incertidumbre, como:
La combinación de las (ya muchas) formas tradicionales de problemas UC con las diversas (antiguas y) nuevas formas de incertidumbre da lugar a la familia aún más grande de problemas de Compromiso de Unidad Incierta [4] (UUC), que actualmente están en la frontera de la investigación aplicada y metodológica.
Modelos Integrados de Transmisión y Distribución
Uno de los principales problemas con el problema de compromiso de unidad en tiempo real es el hecho de que la demanda de electricidad de la red de transmisión generalmente se trata como un "punto de carga" en cada sistema de distribución . La realidad, sin embargo, es que cada punto de carga es una red de distribución compleja con sus propias subcargas, generadores y DER . Al simplificar una distribución en puntos de carga puede conducir a problemas operativos extremos de toda la red eléctrica. Estos problemas incluyen alta presión en el sistema de transmisión de energía y flujo de energía inverso desde los sistemas de distribución hacia el sistema de transmisión de energía. Un enfoque recientemente perseguido para resolver de manera más efectiva el problema de compromiso de unidad nace de los Sistemas Integrados de Transmisión y Distribución. [26] En estos modelos, el problema de compromiso de unidad de los Sistemas de Transmisión generalmente se combina con el Problema de Gestión Renovable de los Sistemas de Distribución por medio de herramientas de programación de dos niveles.
Véase también
Referencias
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Enlaces externos
- Se puede encontrar una descripción del papel de los problemas de compromiso de unidad en el contexto general de la gestión del sistema de energía en el Wiki de Optimización de Energía desarrollado por el proyecto COST TD1207.
