Modelo para el despacho multi-objetivo y multi-periodo de generación distribuida con penalizaciones sustentadas en el concepto de costo intrínseco

Abstract

Los actuales sistemas de distribución, enfrentan el desafío de adaptarse al nuevo paradigma de las smart-grids o redes inteligentes. Entre los aspectos principales que requieren investigarse, se observa que la participación de generadores, cuyas fuentes primarias son tanto convencionales como renovables, emplazados en las redes de mayor nivel tensión (sub-transmisión), y coexistiendo con el abastecimiento desde múltiples puntos del sistema interconectado, establece la necesidad de reformular los modelos clásicos de despacho económico. En el presente trabajo, se propone un modelo de despacho multi-objetivo y multiperiodo para los generadores distribuidos y los abastecimientos multipunto desde el sistema interconectado, considerando estos últimos como generadores equivalentes. Se recurre a un flujo óptimo de potencia, incorporando la totalidad de las restricciones de generación-red, cuyas funciones objetivo a minimizar en cada periodo del despacho, son: el costo total de operación, las emisiones totales de dióxido de carbono y las pérdidas totales de potencia. A partir de los valores óptimos obtenidos, pueden estimarse los costos marginales asociados a las dos variables objetivo no monetizables en forma directa (emisiones y pérdidas), mediante el concepto de costo intrínseco. Los mismos sirven al efecto de penalizar contingencias por la salida de un generador, particularmente de fuente primaria renovable debido a su intermitencia. Se presentan simulaciones para 24 hs (periodo horario) de despacho en tiempo real, sobre un sistema basado en el esquema unifilar IEEE-14 barras operando en 132 [kV]. Se estudia y discute, en particular, el efecto de una central eólica sobre cada despacho, conforme su disponibilidad.

Currently, distribution systems face the challenge of adapting to the new paradigm of smart grids. Among the main aspects requiring research, it is observed that the participation of generators, whose primary sources are both conventional and renewable, located in higher-voltage networks (sub-transmission), coexisting with supply from multiple points of the interconnected system, establishes the need to reformulate traditional economic dispatch models. In this work, a multi-objective and multi-period dispatch model for distributed generators and multi-point supplies from the interconnected system, considering the latter as equivalent generators, is proposed. Given the need to incorporate both the operating constraints of the generating units and all network constraints, an optimal power flow is used. The objective functions to be minimized in each dispatch period are: total operating cost, total carbon dioxide emissions produced by the generators, and total power losses. From the optimal values obtained, the marginal costs associated with the two endogenous variables not directly monetizable (emissions and losses) can be estimated using the concept of intrinsic cost. These serve to penalize contingencies due to the unavailability of a generator, particularly those from renewable primary sources due to their intermittency. Simulations are presented for a 24-hour (hourly period) real-time dispatch, on a system based on the modified IEEE-14 bus single-line diagram, operating at 132 kV. In particular, the effect of a wind farm on each dispatch, depending on its availability, is studied and discussed.