Modelos de explotación a corto plazo de centrales hidroeléctricas : Aplicación a la generación hidroeléctrica con velocidad variable

Pérez Díaz, Juan Ignacio (2008). Modelos de explotación a corto plazo de centrales hidroeléctricas : Aplicación a la generación hidroeléctrica con velocidad variable. Tesis (Doctoral), E.T.S.I. Caminos, Canales y Puertos (UPM).

Descripción

Título: Modelos de explotación a corto plazo de centrales hidroeléctricas : Aplicación a la generación hidroeléctrica con velocidad variable
Autor/es:
  • Pérez Díaz, Juan Ignacio
Director/es:
  • Wilhelmi Ayza, José Román
Tipo de Documento: Tesis (Doctoral)
Fecha: 2008
Materias:
Palabras Clave Informales: CENTRALES HIDROELECTRICAS
Escuela: E.T.S.I. Caminos, Canales y Puertos (UPM)
Departamento: Ingeniería Civil: Hidráulica y Energética [hasta 2014]
Licencias Creative Commons: Reconocimiento - Sin obra derivada - No comercial

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Resumen

En esta tesis, se estudia con detalle el problema de planificación de la operación o la explotación a corto plazo de una central hidroeléctrica tomadora de precios que vende su energía en un mercado eléctrico liberalizado y organizado sobre la base de un sistema de ofertas de compra y venta de energía, poniendo un énfasis especial en el caso de las centrales con una capacidad de regulación semanal, diaria o menor, en las que es muy importante tener en cuenta, en el corto plazo, el efecto de la variación del salto, o del volumen. Analizando los modelos de explotación a corto plazo descritos en la bibliografía, se detectan en éstos ciertas limitaciones que pueden resumirse en los siguientes puntos: a) Es frecuente ignorar en los estudios a corto plazo la influencia de la variación del volumen del embalse a lo largo del periodo de explotación. b) Se recurre generalmente a dividir el problema en dos partes o problemas distintos: la asignación óptima de grupos y el despacho económico o de carga de los grupos asignados. En esta tesis, se desarrollan tres modelos de explotación a corto plazo originales, que se basan respectivamente en programación lineal entera mixta, programación no lineal y programación dinámica. Los tres modelos resuelven simultáneamente la asignación y el despacho económico de los grupos de la central y los dos últimos tienen en cuenta el efecto de la variación del salto durante el proceso de optimización, superando así las principales limitaciones de la mayoría de los modelos existentes. Los tres modelos se apoyan en la metodología que se propone en la tesis para obtener la característica de generación de la central, quedando implícitos en la solución de los tres modelos el estado óptimo (arranque/parada) y la potencia que producen todos los grupos de la central. Los tres modelos se apoyan además en una serie de procedimientos iterativos, de modelado y de discretización, algunos de los cuales son originales, y otros se basan parcialmente en procedimientos conocidos. Para comprobar la validez de los modelos, se estudia con éstos la explotación a corto plazo de una central de referencia formada por dos grupos generadores, bajo distintas condiciones de operación Además del desarrollo de nuevos modelos de explotación a corto plazo, se encuentran entre los objetivos de esta tesis la aplicación de los modelos desarrollados a una central de generación hidroeléctrica con velocidad variable y su utilización como herramienta de apoyo en estudios de rentabilidad de centrales hidroeléctricas. De acuerdo con los objetivos previstos, se describe en la tesis la metodología a seguir para aplicar los modelos desarrollados a una central de velocidad variable y se estudia la explotación a corto plazo de la central de referencia con dos grupos de velocidad variable bajo distintas condiciones de operación, demostrándose que, al permitir que los grupos de la central giren siempre a su velocidad óptima, aumentan considerablemente: a) El rango de caudales turbinables para cada nivel o volumen de embalse. b) La carrera de embalse aprovechable para producir energía. c) La potencia que produce la central en las mismas condiciones de caudal y salto. d) Los ingresos que recibe la central por vender su energía en el mercado. Cabe destacar que la aplicación de estos modelos a una central de velocidad variable constituye una de las principales aportaciones de esta tesis, ya que no se ha encontrado en la bibliografía ningún modelo de explotación a corto plazo aplicado a una central de este tipo. Por último, se presenta en esta tesis una metodología para estimar, a partir de unas previsiones de aportaciones y de precios horarios, los ingresos anuales que produce una central hidroeléctrica, utilizando los modelos desarrollados. Aplicando esta metodología se obtienen unos resultados más precisos que los que se obtienen en la mayoría de los estudios de rentabilidad consultados, ya que se tienen en cuenta los siguientes aspectos: a) La variación del rendimiento global de la planta en función de las condiciones de operación y del número de grupos que están en funcionamiento. b) La variación horaria de los precios de venta de la energía. c) La capacidad de gestión de la central para maximizar sus ingresos, distribuyendo el agua de la mejor forma posible entre todas las etapas del periodo de estudio, y para maximizar la energía generada en cada etapa, repartiendo de forma óptima el agua asignada entre todos los grupos disponibles. Cabe señalar que toda la tesis se desarrolla bajo un enfoque determinista en lo que se refiere al tratamiento de las aportaciones, los precios y la disponibilidad de los grupos. In this thesis, the short-term scheduling of a price-taker hydropower plant that sells its energy in pool-based electricity market is studied in detail, with special emphasis in the case of plants associated to a reservoir the regulating capability of which is weekly, daily or even smaller, where it is specially important to consider, in the short-term, the influence of the head, or volume, variation. When analyzing the short-term scheduling models found in the technical literature, it is noticeable that there are some limitations that can be summarized as follows: a) In short-term studies, it is usual to neglect the influence of the head, or volume, variation throughout the time horizon. b) The short-term scheduling problem is generally decomposed into two different problems: the unit commitment and the economic dispatch of the committed units. In this thesis, three novel short-term scheduling models, based respectively on mixed integer linear programming, nonlinear programming and dynamic programming are developed. The three models solve simultaneously the commitment and load dispatch of all the plant generating units, and the last two models consider also the influence of the head, or volume, variation during the optimization process, thus overcoming the main limitations found in the existing models. The three models are based on the methodology proposed in this thesis to obtain the plant generation characteristic, which implicitly includes the optimal status (on/off) and the power produced by all the plant generating units. Furthermore, these models use some iterative, modelling and discretization procedures, some of which are original, whereas others are partially based on known procedures. In order to check the validity of these models, they are applied to solve the short-term scheduling of a hydropower plant with two generating units, under different operating conditions. Besides the development of new short-term scheduling models, two more objectives are pursued in this work: the application of the developed models to an adjustable speed hydropower plant and the use of these models as a supporting tool to estimate the economic feasibility of a hydropower plant project. According to the proposed objectives, the application of the developed models to an adjustable speed hydropower plant is discussed in this thesis. The results of the short-term scheduling of a hydropower plant with two adjustable speed generating units are presented. It is demonstrated that, by allowing all the plant generating units to run at their optimal speed, an increase in the following magnitudes results: a) The range of operating flows for each reservoir level or volume. b) The range of operating volumes to produce energy. c) The power produced by the plant under the same operating conditions. d) The income that the plant receives from selling energy in the electricity market. It is worthy to mention that the application of the developed models to an adjustable speed hydropower plant is one of the main contributions of this thesis, provided that, so far, no short-term scheduling model applied to such type of hydropower plants has been found in the technical literature. Finally, it is presented a methodology based on the developed models to estimate the annual income of a hydropower plant, given a series of forecasted water inflows and energy prices. Compared with usual procedures, the approach proposed in this thesis leads to more accurate results, since the following aspects are considered in detail: a) The variation of the plant efficiency with the operating conditions and the number of generating units in operation. b) The hourly variation of the energy prices. c) The management capability of the plant to optimally distribute the water among the available generating units and throughout the time, thus maximizing the energy generated stage and the income that the plant receives from selling energy. It is important to note that the entire thesis is developed in a deterministic framework in that respect to the water inflows, the energy prices and the units’ availability.

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ID de Registro: 1134
Identificador DC: http://oa.upm.es/1134/
Identificador OAI: oai:oa.upm.es:1134
Depositado por: Archivo Digital UPM
Depositado el: 03 Sep 2008
Ultima Modificación: 20 Abr 2016 06:42
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