Análisis de la programación de la operación de corto plazo del sistema eléctrico nacional reduciendo tiempos de simulación y considerando incertidumbre eólica

Abstract

Para las empresas de generación eléctrica es importante tener proyecciones de la programación de la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de los próximos meses para la gestión y manejo de sus activos. En este contexto, en el presente trabajo de título se simula la operación del SEN considerando un horizonte de 1 año utilizando modelos de programación de corto plazo. Como parte de los objetivos de esta memoria, se propone una metodología para reducir los tiempos de simulación del problema de optimización y abordar la incertidumbre eólica en forma de distintos escenarios de disponibilidad del recurso. En el marco teórico se aborda el problema de programación de la operación que resuelve el Coordinador, viendo la formulación y manera que se resuelve, proponiendo técnicas de simulación similares a las actuales empleadas. También, se abordan las cadenas de Markov discretas, que se utilizarán para caracterizar las transiciones horarias de generación y crear escenarios eólicos horarios por central. La metodología utilizada para reducir los tiempos de simulación se resume en disminuir la cantidad de problemas enteros mixtos que se resuelven a la mitad, resolviendo la parte sin pérdidas del problema con iteraciones lineales.

Aplicando la metodología propuesta, se obtiene una reducción de aproximadamente el triple en el tiempo de simulación con respecto al caso sin simplificaciones, pasando de alrededor de 23 a 7 horas de simulación. Con respecto a la calidad de la solución obtenida, la generación mensual por tecnología varía levemente, teniendo una variación porcentual promedio del 2,9% considerando todas las tecnologías. Las mayores diferencias fueron los costos marginales, donde el 80% de las horas simuladas tenían una diferencia porcentual relativa del 13,6% promedio de las 3 zonas representadas.

Las simulaciones de la operación se hicieron realizando un análisis simplificando del recurso y uno detallado considerando resolución horaria. El caso simplificado utiliza un perfil diario igual por central para todos los días de un mismo mes. Al comparar los resultados de ambas simulaciones, se concluye que debido a congestiones hacia la zona sur, la modelación considerando perfiles horarios para todo el horizonte de evaluación, impacta en mayor generación diésel que en el caso simplificado con un perfil promedio, produciendo un aumento en el costo marginal de la zona sur. Para abordar la incertidumbre eólica se desarrolló una metodología donde se generaron 1.000 escenarios de perfiles horarios de viento para un año completo. Los escenarios fueron filtrados según su probabilidad de excedencia, simulando los casos con 0%, 25%, 50%, 75% y 100% de probabilidad de excedencia. Al simular los anteriores casos, se observa que la variación eólica llega a variaciones porcentuales máximas del 14%, 13% y 42%, para el carbón, gas y diésel respectivamente, siendo el diésel el que mayor impacto tuvo. En las zonas norte y centro no tiene un gran impacto en el promedio del marginal, mientras que la zona que más variaciones tuvo fue la sur.