Interior point method for long-term generation scheduling of large-scale hydrothermal systems

This paper presents an interior point method for the long-term generation scheduling of large-scale hydrothermal systems. The problem is formulated as a nonlinear programming one due to the nonlinear representation of hydropower production and thermal fuel cost functions. Sparsity exploitation techniques and an heuristic procedure for computing the interior point method search directions have been developed. Numerical tests in case studies with systems of different dimensions and inflow scenarios have been carried out in order to evaluate the proposed method. Three systems were tested, with the largest being the Brazilian hydropower system with 74 hydro plants distributed in several cascades. Results show that the proposed method is an efficient and robust tool for solving the long-term generation scheduling problem

Análise da Redução do Horizonte de Planejamento da Operação no Modelo Computacional de Médio Prazo.

Diferentemente da maioria dos países no mundo, o Brasil apresenta predominância de usinas hidrelétricas em seu sistema elétrico de potência. Devido aos reservatórios de acumulação, o tomador de decisão pode escolher o melhor momento para uso da água para gerar energia ou utilizar as usinas termelétricas. Com o objetivo de aproveitar ao máximo os recursos disponíveis, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) utiliza modelos computacionais matemáticos que têm por objetivo minimizar o custo esperado de operação de um determinado horizonte de planejamento, respeitando os critérios de segurança de suprimento. Este custo é composto principalmente pelo custo de despacho das termelétricas e pelo valor atribuído a possíveis cortes de carga (déficits de energia). Dependendo do objetivo do estudo, o horizonte de planejamento pode variar de dias a vários anos. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), por exemplo, utiliza um plano decenal para sinalizar a expansão da oferta de energia, com discretização mensal; entretanto, quanto maior o horizonte e a discretização das tomadas de decisão, maiores são as incertezas das premissas e maiores os tamanhos dos problemas a serem resolvidos e consequentemente o tempo computacional relacionado às simulações com os modelos energéticos. O ONS utiliza uma cadeia de modelos para o planejamento da operação do sistema elétrico, na qual o modelo de médio prazo utiliza cinco anos como horizonte de estudo, em base mensal, mais cinco anos de pós-estudo ou anos adicionais, de forma a evitar os efeitos do truncamento do tempo que haveria no final do estudo. Porém, esse período foi definido há décadas atrás, onde as características do sistema interligado nacional eram bastante distintas das atuais. Como exemplo, pode-se citar a capacidade de regularização relativa dos reservatórios, que reduziu consideravelmente frente à carga, principalmente pela decisão do governo em licitar usinas hidrelétricas com reservatórios pequenos ou praticamente inexistentes. O objetivo deste trabalho é analisar a viabilidade da redução do horizonte de planejamento no modelo de médio prazo utilizado na programação mensal da operação, observando o trade-off entre a modificação no tamanho do problema computacional e a qualidade dos resultados

Otimização da operação voltada ao negócio de usinas eólica e PCH

Resumo: O atual modelo institucional do setor elétrico brasileiro começou a ser delineado em 1995, mas apenas em 2004 foi definida a nova base legal com uma regulação mais rígida em relação a anterior. Visando atrair o capital privado, o objetivo estava na abertura do mercado de geração incentivando as privatizações e inserindo a competição, portanto, a otimização de recursos como diferencial competitivo torna-se relevante no lucro das empresas. Um proprietário de usina hidrelétrica e/ou eólica obtém receita no mercado brasileiro através da venda de geração ou de garantia física (GF), que representa o nível máximo de comprometimento comercial. Essa venda se dá por negociação bilateral entre agentes ou de forma automática no mercado de curto prazo pela parcela de recurso não comprometida com contratos de venda. Todas as transações em termos energéticos são contabilizadas e liquidadas utilizando-se um conjunto de regras algébricas denominadas Regras de Comercialização (RC). No bojo dessa nova regulamentação criou-se o Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) cujo objetivo é compartilhar o risco hidrológico entre todas as usinas participantes, distribuindo o excedente de energia daquelas que geraram além de suas garantias físicas para as demais. Neste contexto, este trabalho propõe um modelo contendo um módulo de programação matemática para maximizar a receita decorrente da produção de energia elétrica, considerando as RC de uma usina eólica e uma pequena central hidrelétrica. Os resultados são comparados com o processo convencional de otimização da geração; são mostradas as vantagens e desvantagens na participação do mecanismo de compartilhamento de risco hidrológico e é proposta uma maneira de reduzir os riscos econômico e financeiro associados a aleatoriedade dos ventos na produção de energia eólica. Palavras-chave: hidrologia; otimização; programação matemática; maximização de receita; usina eólica; usina hidrelétrica; mecanismo de realocação de energia, comercialização de energia elétrica, planejamento e operação de sistemas elétricos de potência

Nonlinear interior-point method for optimal hydrothermal scheduling in the brazilian power system with power exchange constraints

Orientadores: Secundino Soares Filho, Anibal Tavares de AzevedoTese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de ComputaçãoResumo: A otimização determinística da operação de médio prazo de sistemas hidrotérmicos de potência é um problema não-linear de grande porte. Neste trabalho, ele é resolvido com a devida consideração das restrições de fluxo de intercâmbio energético entre os subsistemas em um único modelo. Para tanto, fez-se necessária a representação explícita do balanço energético, definido como a soma das gerações hidro e termelétrica e do intercâmbio líquido, tal que a demanda de carga seja atendida. As dificuldades algébricas e computacionais impostas pela formulação do problema são contornadas por meio de um método de pontos interiores primal-dual não-linear. Nele, é empregada busca unidimensional com filtro que, dada a implementação proposta, apesar de não garantir convergência global, mostrou-se eficaz em todas as instâncias de testes numéricos realizados, dispensando o uso de funções de mérito. A estrutura esparsa bloco-diagonal das restrições do problema é explorada com vistas à obtenção de melhor desempenho computacional. Resultados dos estudos de caso numéricos para dados reais do sistema elétrico brasileiro sob diferentes configurações são apresentados.Abstract: This work presents the solution of the medium-term operation scheduling problem for hydrothermal power systems, a complex large-scale nonlinear problem, with consideration of power exchange between interconnected systems. This required the need to explicitly represent the power balance nonlinear equations, defined as the sum of hydro and thermal outputs, and net power imports such that load demand is attained. Algebraic and computational difficulties arisen by the problem formulation are overcome by the use of a nonlinear primal-dual interior-point line search filter method. A line search filter procedure is chosen for these are known to generally outperform penalty merit functions. Although the implementation proposed herein does not guarantee global convergence, it has shown to be very efficient for all numerical tests performed. In addition, the problem's block-constraint structure is exploited for means of improved computational efficiency. Results for diverse numerical tests applied to the Brazilian power system are shown.DoutoradoEnergia EletricaDoutor em Engenharia Elétric