Long-term optimal hydropower reservoir operation with minimum flows and maximum ramping rates

Guisández González, Ignacio (2016). Long-term optimal hydropower reservoir operation with minimum flows and maximum ramping rates. Tesis (Doctoral), E.T.S.I. Caminos, Canales y Puertos (UPM). https://doi.org/10.20868/UPM.thesis.43237.

Descripción

Título: Long-term optimal hydropower reservoir operation with minimum flows and maximum ramping rates
Autor/es:
  • Guisández González, Ignacio
Director/es:
  • Pérez Díaz, Juan Ignacio
  • Wilhelmi Ayza, José Román
Tipo de Documento: Tesis (Doctoral)
Fecha: 2016
Materias:
Escuela: E.T.S.I. Caminos, Canales y Puertos (UPM)
Departamento: Ingeniería Civil: Hidráulica, Energía y Medio Ambiente
Licencias Creative Commons: Reconocimiento - Sin obra derivada - No comercial

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Resumen

Esta tesis estudia la operación a largo plazo de plantas hidroeléctricas asociadas a embalses sujetas a caudales mínimos y rampas máximas que participan en mercados eléctricos diarios como tomadoras de precios. La tesis se compone de cinco capítulos y dos apéndices. El primer capítulo es una introducción de la cuestión mencionada. Proporciona una visión panorámica, así como una descripción matemática del problema abordado y define el alcance y los objetivos de la tesis. El segundo capítulo muestra una revisión de la literatura relacionada con los principales temas afrontados en la tesis, tales como los principales enfoques de herramientas de ayuda a la toma de decisión en embalses, las técnicas de optimización más utilizados en programación hidroeléctrica, los principales procedimientos para la caracterización de las variables aleatorias de entrada implicadas y los métodos más empleados para estimar la característica de generación de una central hidroeléctrica de puntas. Además, el capítulo también presenta una breve descripción de los modelos de programación hidroeléctricos que han considerado conjuntamente caudales mínimos y rampas máximas. Los capítulos tercero y cuarto están dedicados a la consecución de los objetivos de la tesis y se componen de varios estudios. Entre las principales aportaciones de estos estudios se pueden encontrar diferentes modelos de optimización a largo plazo para operación hidroeléctrica de puntas sujetos a caudales mínimos y rampas máximas, varios análisis de sensibilidad de los efectos a largo plazo de estas restricciones sobre ciertos aspectos económicos y operativos de una planta hidroeléctrica de puntas, un conjunto de fórmulas para la evaluación aproximada del impacto económico a largo plazo causado por dichas restricciones en este tipo de plantas, y la introducción de un nuevo concepto en programación hidroeléctrica: valor del caudal. El quinto capítulo expone las conclusiones de la tesis que se pueden resumir de la siguiente manera. Por un lado, la presencia de caudales mínimos en la operación hidroeléctrica de puntas aumenta el volumen de vertido y el valor del agua, mientras que disminuye la energía generada, el número de arranques y paradas de los grupos hidroeléctricos, la capacidad de la planta para el seguimiento de los precios y los ingresos. Por otro lado, la presencia de rampas máximas, a su vez, aumenta el número de horas de funcionamiento de la planta, el volumen de vertido y, en las semanas más secas, el valor del caudal, mientras que disminuye el número de arranques y paradas de los grupos hidroeléctricos, la capacidad de la planta para el seguimiento de los precios, los ingresos, el valor del agua, y, en las semanas más húmedas, el valor del caudal. El apéndice A contiene las ecuaciones que intervienen en los modelos de optimización desarrollados y el apéndice B ofrece un resumen de los principales datos de los casos considerados en los estudios de los capítulos tercero y cuarto. Finalmente, tanto las referencias citadas como la nomenclatura aplicada se pueden encontrar al final de la tesis. This thesis studies the long-term operation of price-taker peak hydropower plants associated to reservoirs and subject to minimum flows and maximum ramping rates that sell energy in day-ahead electricity markets. The thesis is organised in five chapters and two appendixes. The first chapter is an introduction of the above-mentioned issue. It aims to provide both an overview as well as a mathematical description of the addressed problem and define the scope and objectives of the thesis. The second chapter shows a review of the literature related to the main topics tackled in the thesis, such as the principal approaches of reservoir decision support tools, the optimisation techniques most used in hydro scheduling, the main procedures for the characterisation of the involved random inputs and the methods most employed to estimate the generation characteristic of a peak hydropower plant. Furthermore, the chapter also presents a brief description of the hydro scheduling models that have considered minimum flows and maximum ramping rates jointly. The third and the fourth chapters are devoted to the achievement of the thesis objectives and are divided in several studies. Among the main contributions cointaned in these studies can be found different long-term optimisation models for hydropeaking subject to minimum flows and maximum ramping rates, several sensitivity analyses of the long-term effects of these constraints on certain economical and operational aspects of a peak hydropower plant, a set of formulae for the approximate assessment of the long-term economic impact caused by these constraints on this type of plants, and the introduction of a new concept in hydro scheduling: flow value. The fith chapter sets out the conclusions of the thesis which can be summarised as follows. On the one hand, the presence of minimum flows in hydropeaking increases the spillage volume and the water value, whereas decreases the generated energy, the number of start-ups and shut-downs of the hydro units, the plant capability for price tracking and the revenue. On the other hand, the presence of maximum ramping rates, in turn, increases the number of plant operating hours, the spillage volume, and, in the driest weeks, the flow value, whereas decreases the number of start-ups and shut-downs of the hydro units, the plant capability for price tracking, the revenue, the water value, and, in the wettest weeks, the flow value. The appendix A contains the equations involved in the developed optimisation models and the appendix B provides a summary of the main data of the case studies considered in the third and fourth chapters. Finally, both the cited references and the applied nomenclature can be found at the end of the thesis.

Más información

ID de Registro: 43237
Identificador DC: http://oa.upm.es/43237/
Identificador OAI: oai:oa.upm.es:43237
Identificador DOI: 10.20868/UPM.thesis.43237
Depositado por: Biblioteca ETSI Caminos
Depositado el: 05 Sep 2016 08:06
Ultima Modificación: 05 Mar 2017 23:30
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