Optimización de la operación y evaluación de la eficiencia técnica de una empresa de generación hidroeléctrica en mercados de corto plazo (2011)
Los sistemas de potencia eléctrica han presentado un significativo cambio en sus estructuras, a nivel mundial. Durante los últimos años han evolucionado de esquemas monopólicos centralizados, donde el objetivo fundamental era minimizar el costo total esperado de la operación del sistema durante todo el horizonte de programación, a mercados en competencia -bajo algunas medidas regulatorias de los gobiernos-, donde cada una de las empresas del sector tiene como principal objetivo la maximización de sus propios beneficios. Como un aporte del autor, se desarrolla y aplica un nuevo criterio de optimización: la maximización de la eficiencia técnica de las unidades de generación hidroeléctrica. El propósito fundamental de esta tesis doctoral es el desarrollo de una metodología de apoyo a la toma de decisiones para la optimización de la operación y la evaluación de la eficiencia técnica de una empresa de generación hidroeléctrica en mercados de electricidad de corto plazo. Esta metodología se expresa como un conjunto de algoritmos implementados en prototipos de software con aplicaciones a varios casos relacionados con dos sistemas de embalses en cascada de dimensiones realistas: uno, a lo largo de la cuenca del rio Duero en España, y otro del Sistema Eléctrico Colombiano. Se desarrollan varios modelos de Programación No Lineal Entera Mixta (PNLEM) para la programación de la operación integrada a corto plazo de una Compañía de Generación Hidroeléctrica (H-GENCO) propietaria de una serie de centrales a lo largo de un sistema de embalses en cascada en un mercado de la electricidad basado en bolsa. El objetivo de la H-GENCO puede ser maximizar el beneficio, considerando la eficiencia técnica, o maximizar la eficiencia técnica, conservando un determinado nivel de beneficios. En ambos casos, la eficiencia puede ser precisamente obtenida a partir del “Diagrama Colinar” suministrado por el fabricante de la turbina. Mediante un análisis de regresión no lineal múltiple se estima la eficiencia técnica de la unidad como una función cuadrática de la cabeza neta y la descarga de agua. Los resultados indican que un modelo de PNLEM basado en beneficios produce mejores resultados que un modelo de Programación Lineal Entera Mixta, PLEM. Por otra parte, mediante el modelo basado en eficiencia se obtienen mayores eficiencias y ahorros de agua. Estos modelos podrían servir a una empresa de generación hidroeléctrica para la toma de decisiones relacionadas con preguntas del siguiente tipo: ¿Cuándo generar?, asociada al Problema de Asignación de las Unidades de generación. ¿Cuánto generar?, asociada al Problema del Despacho Económico. ¿Cómo ofertar?, asociada al Problema del Diseño de las Cantidades a Ofertar a la Bolsa de Energía para el mercado del día siguiente. Además, después de realizado el despacho, estos modelos podrían ser útiles para la auto-programación o auto-despacho de las unidades de generación. / Abstract: Electric power systems have shown a significant change in their structures worldwide. In recent years, they have evolved from centralized monopoly schemes, where the main objective was to minimize the expected total cost of the system operation throughout the scheduling horizon, to competitive markets, under some government regulatory action, where the main objective of each company in the sector is to maximize their own profits. As a contribution of the author, a new optimization criterion is developed and applied: maximizing the technical efficiency of the hydroelectric generating units. The main purpose of this doctoral thesis is to develop a methodology to support the decision making to optimize the operation and evaluation of a hydroelectric generation company technical efficiency in short term electricity markets. This methodology is expressed as a set of algorithms implemented in software prototypes with applications to several cases related to two cascaded reservoir systems of realistic dimensions: one, along the Duero River Basin in Spain, and other of the Colombian Electric System. Several Mixed Integer Nonlinear Programming (MINLP) models are developed for the integrated operation programming in short-term of a Hydro Generation Company (H-GENCO) that owns a series of plants along a system of cascaded reservoirs in a pool-based electricity market. The purpose of the H-GENCO can be either to maximize profits, considering the technical efficiency, or to maximize the technical efficiency, while maintaining a certain level of benefits. In both cases, the technical efficiency can be precisely obtained from the "Hill Diagram" provided by the turbine manufacturer. Through a multiple nonlinear regression analysis, the unit technical efficiency can be estimated as a net head and water discharge quadratic function. Results indicate that a MINLP model based on benefits produces better results than a standard Mixed Integer Linear Programming, MILP. Moreover, using an efficiency-based model it is posible to obtain greater efficiency and water savings. These models could serve to a hydroelectric generation company for decision making about questions like the following: When to generate?, associated with the Unit Commitment Problem. How much to generate?, associated with the Economic Dispatch Problem. How to offer?, associated with the Bidding Design Problem in order to estimate the quantities to offer for the energy pool to the next day market. In addition, after the dispatch, these models could be useful for the self-programming or the auto-release of the generating units.