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[en] METHODOLOGY FOR THE DETERMINATION OF LEVEL GOALS FOR FUTURE OPERATING CONDITIONS OF THE NATIONAL INTERCONNECTED SYSTEM / [pt] METODOLOGIA DE DETERMINAÇÃO DOS NÍVEIS METAS PARA AS FUTURAS CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONALCARLOS ALBERTO DE ARAUJO JUNIOR 30 April 2014 (has links)
[pt] O Sistema Interligado Nacional Brasileiro (SIN) é um sistema hidrotérmico com forte predominância de geração hidráulica, caracterizado pela existência de reservatórios de grande porte com regularização plurianual. Contudo, com a perspectiva da entrada em operação na região Amazônica de novas usinas de grande porte quanto à capacidade de geração, mas de pequena capacidade de regularização, tem-se a perspectiva de mudanças no atual perfil de operação do SIN em função da região Amazônica possuir um forte ciclo sazonal e baixa complementaridade com as demais regiões do Brasil. Com isto, a metodologia atualmente utilizada, que minimiza o valor esperado do custo total de operação, tende a elevar o risco dos reservatórios do subsistema Sudeste atingirem níveis baixos no fim do período seco, supondo que com a importação de energia da região Amazônica no período úmido o armazenamento, em média, possa ser recuperado. O deplecionamento a níveis baixos dos reservatórios do subsistema Sudeste pode significar um aumento no risco de atendimento à demanda energética, caso venha a se configurar um cenário de afluência desfavorável no período úmido. Isso requer aprimoramentos metodológicos a fim de considerar este novo perfil de operação do SIN. Neste contexto, este trabalho propõe o desenvolvimento de uma modelagem utilizando métodos de apoio multicritério à decisão, que permite a consideração de múltiplos objetivos, para definição do nível mínimo de armazenamento do subsistema Sudeste ao final do período seco de forma a minimizar o valor esperado do custo, dado que se garanta a segurança energética do SIN. O desempenho da metodologia proposta foi avaliado por meio de estudos de casos aplicados ao SIN, para a condição atual e futura, nas quais as novas usinas da região Amazônica estão totalmente motorizadas, e os resultados obtidos, assim como as vantagens observadas ao se utilizar a metodologia multicritério, são discutidos ao longo do texto. / [en] The Brazilian National Interconnected System (SIN) is a large scale hydrothermal system with a strong predominance of hydro generation, characterized by large reservoirs with multi-annual regularization
capabilities. However, with the prospect of entry in operation in the Amazon region of new large plants with high generation capacity but low inflows regularization capacity, methodological changes in the energy planning operations are expected due to Amazon’s region strong seasonal cycle and low complementarity with other regions of Brazil. This way, the current methodology, which minimizes the expected value of the total operations cost, tends to raise the risk of the drawdown of the Southeast
subsystem reservoirs reaching low levels at the end of the dry season, with the assumption that the reservoirs, on average, will be recovered by the energy imported from Amazon during the wet season. The low drawdown of Southeast subsystem reservoirs can pose a risk for dry scenarios, which may not be able to meet the energy demand. In this context, this work proposes the development of a model using multicriteria decision support methods, which allows consideration of multiple objectives, to define the minimum level of storage of the Southeast subsystem at the end of the dry season to minimize the expected value of cost, provided that it guarantees the energy security of the SIN during the next year. The performance of the proposed methodology has been evaluated by means of case studies applied to SIN, for both the current conditions and the expected future conditions. The results obtained, as well as the advantages observed when using the multicriteria methodology, are discussed throughout the text.
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[en] STOCHASTIC DYNAMIC PROGRAMMING AND CONVEX HULL ALGORITHM IN THE HYDROTHERMAL SYSTEMS OPERATION PLANNING / [pt] PROGRAMAÇÃO DINÂMICA ESTOCÁSTICA E ALGORITMO DE FECHOS CONVEXOS NO PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOSBRUNO HENRIQUES DIAS 01 October 2010 (has links)
[pt] Esta tese apresenta uma nova proposta para modelagem das funções de custo futuro, utilizadas na Programação Dinâmica Estocástica (PDE). A técnica proposta é aplicada ao planejamento da operação de médio prazo de sistemas elétricos de potência. Através da discretização do espaço de estados, o algoritmo de fechos convexos (convex hull) é utilizado na obtenção de uma série de hiperplanos que compõe um conjunto convexo. Estes planos representam uma aproximação linear por partes da função de custo futuro. O custo operacional médio utilizando a metodologia proposta considerando-se um único cenário de afluências foi comparado com o custo obtido da programação dinâmica dual determinística para o mesmo cenário de afluências. Esta análise mostra a convergência das duas metodologias e é utilizada para determinar o nível mínimo de discretização necessário para modelagem das funções de custo futuro. A partir deste resultado é feita a extensão da análise para diversos cenários de afluências utilizando-se a metodologia proposta, sendo a função de custo futuro obtida através da média do custo de operação para os diversos cenários, em cada discretização. A aplicabilidade do método é mostrada utilizando um caso exemplo de duas usinas hidrelétricas reais em cascata. Adicionalmente, um estudo de caso analisa as vantagens da paralelização do código de programação, onde métricas tais como fator de aceleração e eficiência são analisadas. Por fim, é apresentada uma simulação contendo todo o sistema elétrico brasileiro, representado por reservatórios equivalentes. / [en] This thesis presents a new approach for the expected-cost-to-go functions modeling used in the stochastic dynamic programming (SDP) algorithm. The proposed technique is applied to the long-term operation planning of electrical power systems. Using state space discretization, the convex hull algorithm is used for constructing a series of hyperplanes that composes a convex set. These planes represent a piecewise linear approximation for the expected-cost-to-go functions. The mean operation costs obtained by the proposed methodology for a single water inflow scenario were compared with those from the deterministic dual dynamic programming for the same inflow scenario.This sensitivity analysis shows the convergence of both methods and is used to determine the minimum discretization level necessary to model the expected-cost-to-go functions. From the obtained result the proposed methodology is extended to the analysis of a set of water inflow scenarios, where the expected-cost-to-go function is obtained by the mean operation cost to all the considered scenario in each discretization level. The applicability of the proposed methodology for two hydro plants in a cascade is demonstrated. Additionally, a case study using code parallelization is presented aiming at gaining computational performance, where the parallelization performance, as speedup and efficiency are measured. To finish with a simulation with the whole Brazilian electrical system considering aggregated reservoir is presented.
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[en] MULTICRITERIA OPTIMISATION OF HYDROTHERMAL SYSTEMS OPERATION USING GENETIC ALGORITHMS / [pt] OTIMIZAÇÃO MULTICRITÉRIO DA OPERAÇÃO DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOS UTILIZANDO ALGORITMOS GENÉTICOSMURILO PEREIRA SOARES 08 September 2008 (has links)
[pt] No Brasil, o planejamento da operação energética do Sistema
Interligado Nacional - SIN é realizado atualmente por meio
de uma cadeia de modelos matemáticos concebidos para
otimizar o planejamento segundo o critério de
minimização do valor esperado do custo total de operação. No
entanto, desde a crise ocorrida no Setor Elétrico Brasileiro
entre os anos de 2001 e 2002, cujo ápice ocorreu no
racionamento de energia, houve uma intensificação
na busca por métodos de otimização que permitam a
consideração explicita de critérios adicionais na
otimização, tal como a segurança operativa.
Neste contexto, este trabalho propõe uma modelagem
utilizando algoritmos genéticos que permite a consideração
de múltiplos objetivos no processo de otimização sem que a
representação física do sistema e de suas incertezas se-
jam comprometidas. A abordagem multicritério para o problema
possibilita que diversos indicadores, dentre os quais
destaca-se o risco anual de déficit, que atualmente são
apenas resultados da otimização, se tornem controláveis
a partir de sua consideração diretamente no processo de
otimização. A modelagem proposta foi computacionalmente
implementada na linguagem C# utilizando a biblioteca GAcom
desenvolvida pelo ICA/PUC-Rio. O desempenho da metodologia
proposta foi avaliado por meio de estudos de casos
aplicados ao SIN. Os resultados obtidos, assim como as
vantagens observadas ao se utilizar a otimização
multicritério, são discutidos ao longo do texto. / [en] In Brazil, the planning of the energy operation of the
National Interconnected Power System is currently done
through a chain of mathematical models designed to optimise
the planning according to criterion of minimisation of the
expected value of the total operation`s cost. However, since
the 2001-2002 energy supply crisis, there was an
intensification in the search for methods of optimization
allowing explicit consideration of additional criteria, such
as the operative security. In this context, this
work proposes a modelling using genetic algorithms that
makes possible the consideration of multiple objectives in
the optimisation process without compromising the
physical representation of the system and its uncertainties.
A multicriteria approach to the problem allows that various
indicators, like, for instance, annual deficit, which
currently are only results of the optimisation, become
controllable from its consideration in the optimisation
process. The modelling proposal was computationally
implemented in language C# using the GAcom library developed
by the ICA/PUC-Rio. The performance of the proposed
methodology was evaluated through potential National Inter-
connected Power System case studies. The results, as well as
the benefits seen when using the multicriteria optimisation,
are discussed throughout the text.
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[en] ESSAYS ON LIBERALIZATION, REGULATION AND INVESTMENT IN HYDROTHERMAL SYSTEMS / [pt] ENSAIOS SOBRE LIBERALIZAÇÃO, REGULAÇÃO E INVESTIMENTO EM SISTEMAS HIDROTÉRMICOSEMILIO HIROSHI MATSUMURA 28 June 2004 (has links)
[pt] A dissertação é composta por 3 ensaios nos quais
analisam-se os efeitos econômicos da liberalização e
regulação de sistemas hidrotérmicos. No primeiro ensaio,
um dos principais problemas de mercados de eletricidade
liberalizados é tratado: o poder de mercado dos
geradores. Analisa-se a eficácia de 2 medidas comumente
propostas para sistemas com predominância de
termelétricas (incentivos a contratação de longo prazo e
redução da concentraçãao horizontal) em um sistema
hidrotérmico e mostra-se que diferentes resultados podem
ser obtidos. No segundo ensaio, consideram-se os
incentivos ao investimento em capacidade de geração no
sistema hidrelétrico brasileiro. A entrada futura de
capacidade é uma das principais variáveis no despacho
centralizado. Quando o investimento é privado, a entrada
efetiva de nova capacidade pode ser consideravelmente
diferente daquela utilizada no despacho ótimo. Modelos
anteriores de opções reais incorporam a decisão
estratégica dos investidores em seus modelos, porém não
consideram que essa decisão acaba afetando o
armazenamento ótimo de água nas hidrelétricas. Essa
variável, por sua vez, é fundamental na determinação
da evolução da rentabilidade futura de novos projetos o
que acaba afetando novamente a decisão de investimento.
No terceiro ensaio, discutem-se as experiências de
reestruturação dos mercados de eletricidade do Brasil e
da Califórnia. Apesar de diferentes objetivos e
diferentes estruturas iniciais de mercado, ambos
empreenderam a reforma dos seus respectivos setores
elétricos baseados amplamente no mesmo modelo de
separação vertical em voga nos anos noventa.
Coincidentemente, alguns anos depois, ambos enfrentavam
sérias crises. Desconsideração de aspectos relevantes na
liberalização de mercados e incentivos de regulação
inadequados podem ter exacerbado ao invés de atenuado os
efeitos deletérios da crise tanto no Brasil quanto na
Califórnia. A principal lição das duas experiências
reside no reconhecimento de que a liberalização dos
mercados elétricos deve ser feita com muito cuidado e
com especial atenção ao efeito da nova estrutura na
alocação de equilíbrio durante situações extremas de
mercado. / [en] This dissertation is structured into 3 essays in which I
analyze the economic effects of regulation and
liberalization of hydrothermal systems. So far empirical
and theoretical studies about power markets have been done
mainly for thermal systems, in which equilibrium
conditions reflect the fact that current production
decisions can be analyzed separately from future
production decisions. In hydrothermal systems, however,
strategies are dynamically connected what yields
equilibrium conditions different from thermal systems.
This difference in the nature of the equilibrium is the
main building block upon which I will analyze some
important questions like liberalization of the market,
investment, market power of generators and policies
towards its mitigation and to compare the effectiveness of
some common proposed policy interventions recommended to
thermal systems in the context of a hydrothermal system.
In the first essay, I analyze one of the main concerns in
restructured electricity markets: the market power of
generators. I show that two common mitigation measures
proposed for thermal power markets (incentives to long-
term contracting and horizontal deconcentration) do not
necessarily affect the firms` market power in hydrothermal
systems in the same way as in thermal systems. In the
second essay, I consider the incentives to investment in
the Brazilian centralized dispatch in which future entry
of new capacity is one of the most important determinants
in the optimal management of the system. When investment
is not determinative, investors can choose the most
appropriate time to enter into the market. Previous real
option models incorporates this flexibility on the optimal
time to invest but do not consider that each potential new
firm may affect the current optimal stock of water to be
left to the next period. The fact that indicative entry
plan does not take into account that investors` choice of
the optimal time to invest may affect current values
(especially the stock of water to be left to the next
period)and hence reinforcing possible distortions in the
investment decision, given future prices and dispatched
quantities depend on the current optimal dispatch. In the
third essay, I discuss the restructuring experiences of
Brazil and California. Despite different goals and
different initial market structures, both undertook the
restructuring of their respective electricity sectors
largely based on the same deregulation framework in vogue
in the 1990s. Coincidently, a few years later, both were
facing serious crisis in their respective electricity
sectors. The lack of attention to some important aspects
of the liberalization or deregulation of the electricity
sector and inadequate regulatory incentives could have
exacerbated rather than attenuated the deleterious effects
of their respective crisis. The main lesson from both
experiences is that liberalization or deregulation of
electricity markets should be carefully implemented, with
special attention to the potential impact of the new
structure on the equilibrium allocation during market
stress situations.
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[pt] AVALIAÇÃO DOS REQUISITOS MÍNIMOS DE ARMAZENAMENTO DE USINAS HIDRELÉTRICAS PARA SEGURANÇA DO SUPRIMENTO EM SISTEMAS HIDROTÉRMICOS / [en] SECURITY OF POWER SUPPLY IN HYDROTHERMAL SYSTEMS ASSESSING MINIMUM STORAGE REQUISITES FOR HYDROELECTRIC PLANTSGABRIEL CAMPOS GODINHO 04 October 2021 (has links)
[pt] As condições hidrológicas desfavoráveis vivenciadas entre 2014 e 2019 levaram ao esgotamento dos principais sistemas de reservatórios no Brasil, causando um aumento na geração de energia proveniente de usinas térmicas. Todavia, uma parte relevante da geração térmica verificada foi comandada
por entidades governamentais de forma heterodoxa (fora do mérito econômico calculado pelos modelos de otimização), baseada principalmente na percepção de risco tácita. Apesar do senso comum de que o armazenamento dos reservatórios está intrinsecamente ligado à segurança do sistema, as métricas utilizadas até o momento não conseguiram computar as reais necessidades do sistema em termos de energia armazenada mínima nas usinas hidrelétricas. Ao final de 2019, o ONS propôs um novo método para avaliar a necessidade de despacho térmico adicional, chamado Curva Referencial
de Armazenamento (CREF). No entanto, este método considera hipóteses muito específicas de afluências e geração térmica, e com base em seu processo iterativo de tentativa e erro, pode resultar em resultados sub-ótimos para o cálculo dos armazenamentos mínimos necessários. Este trabalho propõe um novo método para avaliar a segurança do fornecimento de energia em sistemas predominantemente hidroelétricos. Este método é uma evolução do método CREF, e é baseado no desenvolvimento de um modelo de otimização que calcula os níveis mínimos de segurança para operação de usinas
hidrelétricas em cada mês, a partir de uma simulação recursiva de séries históricas de afluências de 1931 a 2018. Além disso, com base nos resultados da simulação, foram sugeridas curvas de referência para o monitoramento contínuo da operação dos reservatórios, com o objetivo de subsidiar decisões
de órgãos do Governo Brasileiro sobre o despacho heterodoxo de geração térmica. Espera-se que o monitoramento das curvas de referência propostas represente um critério mais robusto para decisões sobre geração térmica fora-do-mérito no Sistema Elétrico Brasileiro. / [en] Unfavorable hydrological conditions experienced from 2014 to 2019 led to the depletion of main reservoir systems in Brazil, causing an increase of thermal energy dispatch. However, an important share of the observed thermal generation was out of economic merit, commanded by government entities which risk perception relies mainly on experts tacit knowledge. Despite the common sense that storage in reservoirs is intrinsically linked to system security, the metrics employed so far failed to compute the system s real needs in terms of required stored energy in hydroelectric plants. By the end of 2019, ONS proposed a new method to assess the need for additional thermal dispatch the Referential Storage Curve (CREF
- Curva Referencial de Armazenamento). However, it fails as a reference for the security of energy supply since it considers very specific assumptions of rivers inflows and thermal generation. Besides, based on its iterative trial and error process, it can result in sub-optimal results of minimum storage levels. This work proposes a new method to evaluate the security of power supply in systems with predominance of hydroelectricity. This method is intended to be an evolution to the CREF method, and it is based on the development of an optimization model that computes the minimum secure levels for hydroelectric plants operation in each month, from a recursive simulation of historical inflow series from 1931 to 2018. In addition, based on the simulation results, reference curves were suggested for the continuous monitoring of the reservoirs operation, with the purpose of subsidizing Brazilian government entities decisions on unorthodox thermal generation dispatch. The monitoring of the proposed reference curves is expected to represent a more robust criterion for decisions on out-of-merit thermal generation in Brazilian power system.
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[pt] AVALIAÇÃO DO USO DE RESTRIÇÕES PROBABILÍSTICAS PARA A SUPERFÍCIE DE AVERSÃO A RISCO NO PROBLEMA DE PLANEJAMENTO DE MÉDIO PRAZO DA OPERAÇÃO HIDROTÉRMICA / [en] EVALUATION OF PROBABILISTIC CONSTRAINTS FOR RISK AVERSION SURFACE IN MEDIUM - TERM PLANNING PROBLEM OF HYDROTHERMAL OPERATIONLÍVIA FERREIRA RODRIGUES 21 November 2016 (has links)
[pt] Este trabalho propõe a inclusão de restrições probabilísticas como alternativa para inclusão de aversão ao risco no problema de planejamento de longo prazo da geração em sistemas hidrotérmicos, resolvido por programação dinâmica dual estocástica (PDDE). Propõe-se uma abordagem menos restritiva em comparação com métodos alternativos de aversão a risco já avaliados no sistema brasileiro, como a curva de aversão ao risco (CAR) ou a superfície de aversão a risco (SAR). Considera-se uma decomposição de Benders de dois estágios para o subproblema de cada nó da árvore de cenários da PDDE, onde o subproblema de segundo estágio é denominado CCP-SAR. O objetivo é obter uma política operativa que considere explicitamente o risco de não atendimento à demanda vários meses à frente, no subproblema CCP-SAR, com uma modelagem contínua das variáveis aleatórias associadas à energia natural afluente aos reservatórios, segundo uma distribuição normal multivariada. A região viável para a restrição probabilística é aproximada por planos cortantes, construídos a partir da técnica de bisseção e calculando-se os gradientes dessas restrições, usando o código de Genz. Na primeira parte deste trabalho resolve-se de forma iterativa o subproblema CCP-SAR, para um determinado vetor de armazenamentos iniciais para o sistema. Na segunda parte do trabalho constrói-se uma superfície de aversão a risco probabilística, varrendo-se um espectro de valores para o armazenamento inicial. / [en] This paper proposes the inclusion of chance constrained programming as an alternative to include risk aversion in the long-term power generation planning problem of hydrothermal systems, solved by stochastic dual dynamic programming (SDDP). It is proposed a less restrictive approach as compared to traditional methods of risk aversion that have been used in the Brazilian system, such as risk aversion curve (CAR) or risk aversion surface (SAR). A two-stage Benders decomposition subproblem is considered for each SDDP scenario, where the second stage subproblem is labeled CCP-SAR. The objective is to yield an operational policy that explicitly considers the risk of load curtailment several months ahead, while considering in the CCP-SAR subproblem a continuous multivariate normal distribution for the random variables related to energy inflows to the reservoirs. The feasible region for this chance constrained subproblem is outer approximated by linear cuts, using the bisection method which gradients were calculated using Genz s code. The first part of this dissertation solves the multi-stage deterministic CCP-SAR problem by an iterative procedure, for a given initial vector storage for the system. The second part presents the probabilistic risk aversion surface, for a range of values of initial storage.
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[en] A REGULARIZED BENDERS DECOMPOSITION WITH MULTIPLE MASTER PROBLEMS TO SOLVE THE HYDROTHERMAL GENERATION EXPANSION PROBLEM / [pt] UMA DECOMPOSICAO DE BENDERS COM MÚLTIPLOS PROBLEMAS MASTERS REGULARIZADA PARA RESOLVER O PROBLEMA DA EXPANSÃO DA GERAÇÃO HIDROTERMICAALESSANDRO SOARES DA SILVA JUNIOR 15 September 2021 (has links)
[pt] Este trabalho explora a estrutura de decomposição de um problema de planejamento da expansão da geração hidrotérmica, utilizando uma integração entre uma Decomposição de Benders modificada e um Progressive Hedging. Consideramos uma representação detalhada das restrições cronológicas
de curto prazo, com resolução horária, baseando-se em dias típicos para cada etapa. Além disso, representamos a natureza estocástica de uma política operacional hidrotérmica multiestágio por meio de uma Regra de Decisão Linear otimizada, garantindo decisões de investimento compatíveis com uma política operacional não antecipativa. Para resolver este problema de otimização em grande escala, propomos um método de decomposição de Benders aprimorado com várias instâncias do problema mestre, onde cada uma delas é reforçada por cortes primários além dos cortes de Benders gerados a cada candidato a
solução do mestre. Nossa nova abordagem permite o uso de termos de penalização de Progressive Hedging para fins de regularização. Mostramos que o algoritmo proposto é 60 porcento mais rápido que os tradicionais e que a consideração de uma política operacional não antecipativa pode economizar, em média, 8.27porcento do custo total em testes fora da amostra. / [en] This paper exploits the decomposition structure of the hydrothermal generation expansion planning problem with an integrated modified Benders Decomposition and Progressive Hedging approach. We consider a detailed representation of hourly chronological short-term constraints based on typical
days per month and year. Also, we represent the multistage stochastic nature of the hydrothermal operational policy through an optimized linear decision rule, thereby ensuring investment decisions compatible with a nonanticipative implementable operational policy. To solve the resulting large-scale optimization problem, we propose an improved Benders Decomposition method with multiple instances of the master problem, each of which strengthened by primal cuts and new Benders cuts generated by each master s trial solution. Additionally, our new approach allows using Progressive Hedging penalization terms for regularization purposes. We show that our method is 60 percent faster than the traditional ones and also that the consideration of a nonanticipative operational policy can save, on average, 8.27 percent of the total cost in out-of-sample tests.
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[en] ASSESSING THE NASH EQUILIBRIUM OF A BID-BASED SHORT-TERM HYDROTHERMAL MARK / [pt] AVALIAÇÃO DO EQUILÍBRIO DE NASH DE UM MERCADO HIDROTÉRMICO DE CURTÍSSIMO PRAZO POR OFERTASJOAO PEDRO MATTOS COSTA 11 July 2023 (has links)
[pt] A possível mudança no paradigma de formação de preço no Brasil do
modelo vigente por custos auditados para o modelo por oferta, com o
objetivo de modernizar o Setor Elétrico e buscar práticas que incentivem a
competição, implica a necessidade de estudos prévios para auxiliar o processo
de transição e a definição do desenho de mercado adequado à realidade
brasileira. Nesse sentido, o uso de modelos de equilíbrio, notadamente o
Equilíbrio de Nash, desponta como uma poderosa ferramenta ex-ante que
permite analisar o comportamento dos competidores para identificar possíveis
ineficiências a serem mitigadas.
Com esse fim, o presente trabalho modela o processo decisório de ofertas
ótimas de um competidor em um mercado de energia elétrica de dia-seguinte de
base hidrotérmica por um modelo de otimização binível, possibilitando a identificação do Equilíbrio de Nash do mercado através de um algoritmo baseado
em Gauss-Seidel. Adicionalmente, o método é aplicado a dois experimentos
numéricos: a um sistema-teste de três barras e a um caso representativo do
sistema brasileiro completo, permitindo a análise do comportamento dos competidores a partir da comparação dos resultados com os modelos de Custos
Auditados e Equilíbrio Competitivo. Foram observados os impactos das
afluências e das cascatas de usinas hidrelétricas de múltiplos proprietários nas
receitas e, consequentemente, no comportamento dos competidores. Por fim,
foi verificada a ocorrência de competição exclusivamente pelas quantidades,
além da prática de retenção de ofertas por parte dos competidores para a
modificação do preço de equilíbrio de mercado, aumentando suas receitas. / [en] The potential shift in Brazil s energy pricing paradigm from the current Audited Costs model to the Bid-Bases model, with the aim of modernizing the electricity sector and seeking practices that encourage competition, implies the need for preliminary studies to assist the transition process and define the appropriate market design for the Brazilian reality. In this sense, the use of equilibrium models, notably the Nash Equilibrium, emerges as a powerful ex-ante tool that allows the analysis of competitors behavior to identify possible inefficiencies to be mitigated.To this end, this thesis models the optimal bidding decision process of a competitor in a hydrothermal day-ahead electricity market using a bilevel optimization model, enabling the identification of the Nash Equilibrium of the market through an algorithm based on the Gauss-Seidel. Additionally, the method is applied to two numerical experiments: a three-bus test system and a representative case of the complete Brazilian system, allowing for the analysis of competitors behavior by comparing the results with the Audited Costsand Competitive Equilibrium models. The impacts of water inflows and hydro plants in cascade with distinct ownership on revenues and consequently competitors behavior were observed. Finally, the occurrence of competition exclusively in quantities was verified, as well as the practice of quantity bids retention by competitors in order to modify the market equilibrium price, increasing their revenues.
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[en] ENSURING RESERVE DEPLOYMENT IN HYDROTHERMAL POWER SYSTEMS PLANNING / [pt] GARANTINDO A ENTREGABILIDADE DE RESERVAS NO PLANEJAMENTO DE SISTEMAS DE POTÊNCIA HIDROTÉRMICOSARTHUR DE CASTRO BRIGATTO 03 November 2016 (has links)
[pt] Atualmente a metodologia correspondente ao estado da arte utilizada
para o planejamento de médio-/longo-prazo da operação de sistemas elétricos
de potência é a Programação Dual Dinâmica Estocástica (PDDE). No entanto,
a tratabilidade computacional proporcionada por este método ainda
requer simplificaçõeses consideráveis de detalhes de sistemas reais de maneira a
atingir performaces aceitáveis em aplicações práticas. Simplificações feitas no
estágio de planejamento em contraste com a implementação das decisões podem
induzir políticas temporalmente inconsistentes e, consequentemente, um
gap de sub-otimalidade. Inconsisência temporal em planejamento hidrotérmico
pode ser induzida, por exemplo, ao assumir um coeficiente de produtividade
constante para as hidrelétricas, ao agregar os reservatórios, ao negligenciar a segunda
lei de Kirchhoff e neglienciando-se critérios de segurança em modelos de
planejamento. As mesmas restrições são posteriormente consideradas na etapa
de implementação do sistema. Esse fato pode estar envolvido com esvaziamento
não planejado de reservatórios e entregabilidade inadequada de reservas girantes.
Ambos podem levar a altos custos operacionais. Além disso, o sistema pode
ficar exposto a um risco sistêmico de racionamento e em última instâcia, blackouts. O gap de sub-otimalidade pode também levar a distorções em mercados
de energia. Assim, é razoável que as consequências da inconstência temporal
em sistemas hidrotérmicos sejam estudadas. Nesse sentido, este trabalho
propõe uma extensão de trabalhos já realizados relacionados à inconsistência
temporal para medir os efeitos de simplificações de modelagem em modelos
de planejamento resolvidos pela PDDE. A abordagem proposta consiste em
usar um modelo simplificado para o planejamento do sistema, que é feito pela
avaliação da função de recurso, e um modelo detalhado para a sua operação.
Estudos de caso envolvendo simplificações em modelagem de linhas de transmissão e critérios de segurança são realizados. No entanto, o foco deste trabalho
se dará na segunda fonte, já que a mesma apresenta maior complexidade na
caracterização do efeito. No entanto, a incorporação de critérios de segurança
é um grande desafio para operadores de sistemas elétricos, pois o tamanho
do modelo tende a crescer exponencialmente quando critérios de segurança
reforçados são aplicados. Motivado por isso, o principal objetivo deste trabalho
é propor uma nova abordagem ao problema que permite que critérios de
segurança possam ser incorporados em modelos de planejamento e consequentemente
garantir a entregabilidade de reservas em políticas de planejamento.
A formulação do problema é uma extensão multiperiodo e estocástica the modelos
de Otimização Robusta Ajustável que já foram propostos na literatura
para resolver o problema relacionado à dimensionalidade para um período. A
metodologia de solução involve um algoritmo híbrido Robusto-PDDE que por
meio do compartilhamento de estados de contingência ativos entre os períodos
e cenários de afluência é capaz de atingir tratabilidade computacional. Com a
nova abordagem proposta, é possível (i) resolver o problema de agendamento
ótimo das reservas em sistemas hidrotérmicos garantindo a entregabilidade das
reservas em um critério n - K e (ii) calcular o custo e os efeitos negativos de
se negligenciar critérios de segurança no planejamento. / [en] The current state of the art method used for medium/long-term planning studies of hydrothermal power system operation is the Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) algorithm. The computational savings provided by this method notwithstanding, it still relies on major system simplifications to achieve acceptable performances in practical applications. Simplifications in the planning stage in contrast to the actual implementation might induce time inconsistent policies and, consequently, a sub-optimality gap. Time inconsistency in hydrothermal planning might be induced by, for instance, assuming a constant coefficient production for hydro plants, reservoir aggregation, neglecting Kirchhoff s voltage law, and neglecting security criteria in planning models, which are then incorporated in implementating models. Unaccounted for reservoir depletion and inadequate spinning reserve deliverability situations that were observed in the Brazilian power system might be induced by time inconsistency. And this can lead to higher operational costs. Both these consequences are utterly negative since they pose the system to a great systemic risk of energy rationing or ultimately, system blackouts. In addition, the suboptimility gap may also lead to energy markets distortions. Hence, it seems reasonable that further investigations on consequences of time inconsistency in hydrothermal planning should be undertaken. Along these lines, this work proposes an extension to previous work on the subject of time inconsistency to measure the effects of modeling simplifications in the SDDP framework for hydrothermal operation planning. The approach consists of using a simplified model for planning the system, which is done by means of the assessment of the recourse (cost-to-go) function, and a detailed model for its operation (implementation of the policy). Case studies involving simplifications in transmission lines modeling and in security criteria are carried out. Nevertheless, the focus of this work is on the later source as it is more difficult to address due to the complexity involved in the characterization of this effect. However, incorporating security criteria in planning models poses a major challenge to system operators. This is because the size of the model tends to grow exponentially as tighter security criteria are adopted. Motivated by this, the main objective of this work is to propose a new framework that allows security criteria to be incorporated in planning models and consequently ensure reserve deliverability in planning policies. The problem formulation is a multiperiod stochastic extension of Adjustable Robust Optimization (ARO) based models already proposed in literature to successfully address the dimensionality issue regarding the incorporation of security criteria n - K and its variants. The solution methodology involves a hybrid Robust-SDDP algorithm that by means of sharing active contingency states amongst periods and possible inflow scenarios in the SDDP algorithm is capable of achieving computational tractability. Then, with the proposed approach it is possible to (i) address the optimal scheduling of energy and reserve in hydrothermal power systems ensuring reserve deliverability under an n - K security criterion and (ii) assess the cost and side effects of disregarding security criteria in the planning stage.
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