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[en] PRICING THE ANCILLARY SERVICES OF REACTIVE POWER SUPPLY AND GENERATION RESERVE WHEN PROVIDED BY GENERATORS / [pt] REMUNERAÇÃO DOS SERVIÇOS ANCILARES DE SUPORTE DE POTÊNCIA REATIVA E RESERVA DE POTÊNCIA QUANDO PROVIDOS POR GERADORESPABLO MOTTA RIBEIRO 04 August 2005 (has links)
[pt] Este trabalho apresenta metodologias para definir a
remuneração dos
geradores que provêem serviços ancilares em função do
benefício
proporcionado ao sistema. São analisados os serviços
ancilares de suporte de
potência reativa e reserva de potência. Para o serviço
ancilar de suporte de
potência reativa, o valor do benefício proporcionado pelos
geradores é obtido por
meio do custo evitado de alocação de novas fontes de
potência reativa. Já para
o serviço ancilar de reserva de potência, o benefício é
calculado a partir da
redução observada no valor esperado de energia não suprida,
multiplicada pelo
custo unitário de interrupção do sistema de potência. O
valor de benefício
proporcionado por cada serviço ancilar é determinado por
meio de um algoritmo
de pontos interiores em um problema de fluxo de potência
ótimo. A remuneração
que cabe a cada gerador é definida por meio do emprego do
método de
repartição de custos de Aumann-Shapley, oriundo da Teoria
dos Jogos
Cooperativos. A aplicação deste método garante que a
repartição do benefício
entre os geradores seja realizada de forma justa e
eficiente. As metodologias
propostas para são ilustradas em dois sistemas de potência
distintos: o sistema
IEEE-RTS e o sistema Sul-Sudeste Brasileiro. Os resultados
obtidos são
discutidos e a eficácia da metodologia é analisada. / [en] This work presents methodologies to define the remuneration
of the
generators that provide ancillary services to the power
system as a function of
the benefit provided to the system. In this work the
ancillary services considered
are the reactive power supply and the generation reserve.
To the ancillary service
of reactive power supply, the benefit provided by the
generators is calculated by
the avoided cost of new reactive power sources. The benefit
provided by the
ancillary service of generation reserve is calculated as
the reduction on the
expected energy not supplied, multiplied by the
interruption cost of the power
system. An optimum power flow is used to determine the
benefit provided by
each ancillary service. The remuneration of each generator
is defined through the
cost allocation method of Aumann-Shapley, which belongs to
the Cooperative
Game Theory. The Aumann-Shapley method guarantees that the
payment
partition among the generators is fair and efficient. The
proposed methodology is
applied to the IEEE-RTS power system and the Brazilian
South-Southwest power
system. The numerical results are discussed and the
efficiency of the
methodology is analyzed.
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[en] IMPACT OF LOAD UNCERTAINTIES AND RENEWABLE SOURCES ON THE OPERATING RESERVE REQUIREMENTS IN MULTI-AREA SYSTEMS / [pt] IMPACTO DAS INCERTEZAS DE CARGA E FONTES RENOVÁVEIS NOS REQUISITOS DE RESERVA OPERATIVA EM SISTEMAS MULTIÁREABRUNA DOS GUARANYS MARTINS 27 November 2019 (has links)
[pt] A reserva girante é a parcela da geração que deve estar sincronizada, ou que seja possível sincronizar em tempo hábil, de forma a repor a perda de unidades de geração, suprir acréscimos de demanda devido aos erros de previsão, ou ainda lidar com possíveis flutuações na capacidade de geração de fontes renováveis. Desta forma, é crucial que tal parcela esteja dimensionada de modo a suprir tais necessidades de forma adequada. Para tal, deve-se considerar o perfil da demanda do sistema e também as características do sistema de geração. Estimativas imprecisas da carga elétrica podem levar a ocorrências de cortes de carga. Da mesma forma, um superdimensionamento da reserva pode ter como consequência custos excessivos para o consumidor de energia. Uma representação aceitável para carga é considerá-la como uma variável aleatória. Este tipo de modelagem permite que o valor do pico de carga estimado tenha suas incertezas intrinsecamente consideradas. Assim, considerando as variabilidades inerentes à demanda e à geração, é então possível estimar o risco de não suprimento do sistema por meio de métodos baseados em Simulação Monte Carlo (SMC). Tais métodos têm como principal vantagem uma relativa robustez para avaliação de índices que mensuram numericamente o nível de confiabilidade do sistema: e.g., LOLP (loss of load probability). Nesta dissertação será avaliado o impacto das incertezas associadas à demanda, à variabilidade das fontes renováveis e às falhas em equipamentos no dimensionamento da reserva de geração no âmbito da operação de sistemas elétricos. Serão empregadas técnicas baseadas em SMC para avaliar os níveis de confiabilidade, considerando diversas possibilidades de representação da carga em sistemas multiárea. Dentre os cenários testados e discutidos, calculam-se índices de risco para o sistema e por áreas, para avaliar se o sistema é confiável não apenas como um todo, mas também em cada uma de suas regiões operativas. Para avaliar a metodologia proposta, são realizados testes com o sistema IEEE-RTS (Reliability Test System) de modo a responder se os índices de risco por
área/sistema estão dentro de níveis aceitáveis. Por fim, é avaliado também o efeito da inserção de fontes renováveis intermitentes na reserva do sistema. / [en] The spinning reserve is the generation quota that must be synchronized (or that can be synchronized in a timely manner) with the aim to restore the loss of generation units, to supply increases in demand due to forecast errors, or to cope with generation capacity fluctuations of renewable sources. Thus, it is crucial that such amount is defined so as to adequately meet the required needs. For this, the system load profile and also the generating system characteristics must be duly considered. Inaccurate estimates of electrical demand can lead to the occurrence of load shedding. Similarly, overinvestment in capacity reserve may result in excessive costs to electric energy consumers. An acceptable representation for the load profile is to consider it as a random variable. This type of modeling allows the estimated peak load value to have its uncertainties intrinsically considered. Therefore, considering the inherent variability of demand and generation, it is then possible to estimate the risk of not supplying the system load through methods based on Monte Carlo simulation (SMC). Such methods have as their main advantage a relative robustness for evaluating indices that numerically measure the reliability level of the system; e.g., LOLP (loss of load probability). In this dissertation, the impact of uncertainties associated with demand, the variability of renewable sources and equipment failures will be evaluated in order to size the amount of generating reserve, within the scope of the operation of electric systems. SMC techniques are used to evaluate the reliability levels, considering several possibilities of load representation in a multi-area system. Among different scenarios analyzed, risk indices are calculated for system and areas, in order to assess whether the grid is reliable as a whole and also for all operating regions. In order to evaluate the proposed methodology, tests are performed with the IEEE-RTS (Reliability Test System) to respond if the area/system risk indices are within acceptable levels. Finally, the effect of inserting intermittent renewable sources into the system reserve is also discussed.
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