Asignación de unidades para generación de potencia eólica.

Un método de realizar asignación estocástica de unidades para una red de energía eléctrica (10) incluyendo una primera unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14b),

una segunda unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14c), y un número de cargas (17), incluyendo

a) proporcionar datos de previsión meteorológica para las unidades de generación de potencia primera y segunda, b) generar, para cada una de las unidades de generación de potencia primera y segunda, una pluralidad de escenarios (26) incluyendo un número de pasos de previsión subsiguientes (28a, 28b, 28c) teniendo cada uno una potencia y probabilidad previstas indicativas de la futura producción de potencia en base a los datos de previsión meteorológica,

c) identificar, según un criterio de correlación, un par de escenarios correlacionados (26a, 26b) incluyendo un primer escenario (26a) para la primera unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14b) y un segundo escenario (26b) para la segunda unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14c) si una primera secuencia de probabilidades previstas del primer escenario (26a) y una segunda secuencia de probabilidades del segundo escenario (26b) son idénticas o están dentro de una banda predefinida en cada punto en el tiempo durante el que se efectúa la asignación de unidades, o si una potencia prevista relativa del primer escenario (26a) y una potencia prevista relativa del segundo escenario (26b) difieren no más de 20%,

d) realizar la asignación estocástica de unidades en base a un solo escenario combinado que representa el primer y el segundo escenario del par de escenarios correlacionados (26a, 26b).

Asignación de unidades para generación de potencia eólica

Campo de la invención La invención se refiere al campo del control de redes de energía eléctrica. En particular, la invención se refiere a un método para realizar asignación estocástica de unidades para una red de energía eléctrica, a un sistema de gestión de energía, a un programa de ordenador y a un medio legible por ordenador.

Antecedentes de la invención La asignación de unidades se puede considerar el problema de hallar un estado de operación óptima de las unidades de generación de potencia conectadas a una red de energía eléctrica para una cierta demanda de carga en la red de energía eléctrica. El estado de operación óptima puede incluir decisiones sobre qué unidades de generación de potencia deberán estar encendidas o apagadas y el nivel de producción de las unidades de generación de potencia operativas. El estado de operación de las unidades de generación de potencia puede ser óptimo con respecto a los costos, la producción de CO2 y las capacidades de transmisión de la red de energía eléctrica.

El acercamiento tradicional para la asignación de unidades se centra en determinar los parámetros óptimos y el despacho de potencia de plantas termoeléctricas dada una cierta demanda de carga. Esto equivale a resolver un problema de optimización no lineal de enteros mezclados, donde las variables de decisión representan los parámetros de unidad y el nivel de producción de potencia, las limitaciones modelan la demanda de potencia, las limitaciones de generación (por ejemplo fase de rampa ascendente/parada, limitaciones de producción mínima/máxima) y los límites de la red. La función objetiva captura típicamente los costos de producción asociados. El problema de optimización resultante es completamente determinista. Se supone pleno conocimiento sobre los datos del sistema.

Trabajos más recientes tratan de la introducción de generación de potencias renovables tal como unidades de generación de potencia eólica. En principio, el concepto es el mismo. Sin embargo, la diferencia principal es que la disponibilidad de la producción de potencia eólica es desconocida en la medida en que se debe depender de la previsión del viento disponible, que incluye inherentemente algún grado de incertidumbre típicamente descrito por intervalos de incertidumbre en torno a un valor medio previsto. El problema de optimización resultante es así estocástico dado que la producción de potencia está vinculada a probabilidades.

Con el fin de hacer decisiones informadas acerca de la presencia de incertidumbres, los problemas de gestión de riesgos de las compañías eléctricas pueden ser modelados por programas estocásticos de etapas múltiples. Estos programas generan típicamente (mediante muestreo) un conjunto de escenarios/realizaciones plausibles y probabilidades correspondientes para modelar el proceso de datos aleatorios multivariante (es decir, con respecto al caso en cuestión, la capacidad de generación de las unidades de generación de potencia eólica) . El número de escenarios necesarios para representar exactamente la incertidumbre implicada es por lo general grande.

Además, se genera un conjunto individual de escenarios para cada unidad de generación de potencia eólica. Estos escenarios previstos se tienen que combinar después de muchas formas diferentes con el fin de afrontar la naturaleza estocástica del problema. Si se considera que los problemas de asignación realista de unidades pueden incluir decenas o cientos de unidades, esto da lugar a un árbol de escenarios exponencialmente complejo sobre el que la optimización debe ser realizada. A causa de las inevitables limitaciones de cálculo y tiempo, entonces hay que utilizar técnicas de reducción de escenarios. Aquí, el objetivo es reducir el número de escenarios que deben ser evaluados con el fin de ajustar las limitaciones de tiempo de cálculo para resolver el problema de asignación de unidades. Por otra parte, el problema de asignación de unidades resultante debe capturar suficientemente bien los aspectos probabilísticos de la realidad física. De otro modo, la ejecución de la asignación de unidades propiamente dicha carecería de sentido.

Se ha aplicado técnicas para reducir el número de escenarios a una variedad de problemas de gestión de potencia y también a la producción de potencia eólica, considerando la intermitencia de los parques eólicos individuales. Estos métodos de reducción de escenarios utilizan diferente métrica de probabilidad para seleccionar el mejor conjunto de escenarios. El escenario a borrar se selecciona comparando cada escenario con el resto de los escenarios. Específicamente, las técnicas de reducción de escenarios suelen eliminar escenarios con muy baja probabilidad y agregar escenarios próximos midiendo la distancia entre escenarios en base a métrica de probabilidad.

El documento de PAPPALA V. S. y colaboradores: “A Stochastic Model for the Optimal Operation of a Wind-Thermal Power System”, IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS, IEEE SERVICE CENTER, PISCATAWAY, NJ, EE.UU., vol. 24, Nº 2, 2009, páginas 940-950, describe una formulación de asignación de unidades (UC) que toma en consideración la naturaleza estocástica tanto de la generación eólica como la carga generando gran número de escenarios usando datos previstos. Con el fin de mantener un esfuerzo computacional para resolver el problema de

UC estocástica dentro de límites razonables, el número de escenarios se debe limitar mediante una técnica apropiada de reducción de escenarios. Esto se logra modelando el proceso de reducción de escenarios como un problema de optimización especial, que se resuelve con un acercamiento de optimización por enjambres de partículas (PSO) . El problema de UC real se resuelve entonces minimizando una función de costo para la operación de una pluralidad de unidades de generación térmicas que complementan las turbinas eólicas en un sistema de potencia. Esto se logra por medio de una técnica de optimización por enjambres de partículas adaptiva (APSO) .

Descripción de la invención Un objeto de la invención es reducir el tiempo de cálculo de la asignación de unidades para una red de energía eléctrica incluyendo unidades de generación de potencia eólica.

Este objeto se logra con la materia de las reivindicaciones independientes. Otras realizaciones ejemplares son evidentes por las reivindicaciones dependientes y la descripción siguiente.

Un primer aspecto de la invención se refiere a un método para realizar asignación estocástica de unidades para una red de energía eléctrica con una primera unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas y una segunda unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas y un número de cargas.

Según una realización de la invención, el método incluye los pasos de (a) proporcionar datos de previsión meteorológica para la primera y segunda unidades de generación de potencia, (b) generar, para cada una de las unidades de generación de potencia primera y segunda, una pluralidad de escenarios indicativos de la futura producción de potencia en base a los datos de previsión de las condiciones meteorológicas, (c) identificar, según un criterio de correlación (o semejanza) , un par de escenarios correlacionados (26a, 26b) incluyendo un primer escenario (26a) para la primera unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14b) y un segundo escenario (26b) para la segunda unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14c) , y (d) realizar la asignación estocástica de unidades en base a un solo escenario combinado que representa el primer y el segundo escenario del par de escenarios correlacionados (26a, 26b) .

En vez de basarse en el procedimiento algo abstracto de generar escenarios mediante simulaciones y de emplear métrica de probabilidad para eliminar escenarios improbables o redundantes, la realización propuesta explota el hecho de que las previsiones de las condiciones meteorológicas no son geográficamente independientes, sino que más bien están inherentemente interrelacionadas a este respecto, puesto que es físicamente intuitivo.

Por ejemplo, en el caso de unidades de generación de potencia eólica o parques eólicos situados conjuntamente (es decir, parques eólicos que están físicamente próximos) , se determina un conjunto de escenarios eólicos futuros plausibles para una unidad de generación de potencia eólica y luego se puede derivar simultáneamente un conjunto de escenarios similar o al menos relacionado para las otras unidades de generación de potencia... [Seguir leyendo]

1. Un método de realizar asignación estocástica de unidades para una red de energía eléctrica (10) incluyendo una primera unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14b) , una segunda unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14c) , y un número de cargas (17) , incluyendo a) proporcionar datos de previsión meteorológica para las unidades de generación de potencia primera y segunda,

b) generar, para cada una de las unidades de generación de potencia primera y segunda, una pluralidad de escenarios (26) incluyendo un número de pasos de previsión subsiguientes (28a, 28b, 28c) teniendo cada uno una potencia y probabilidad previstas indicativas de la futura producción de potencia en base a los datos de previsión meteorológica,

c) identificar, según un criterio de correlación, un par de escenarios correlacionados (26a, 26b) incluyendo un primer escenario (26a) para la primera unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14b) y un segundo escenario (26b) para la segunda unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14c) si una primera secuencia de probabilidades previstas del primer escenario (26a) y una segunda secuencia de probabilidades del segundo escenario (26b) son idénticas o están dentro de una banda predefinida en cada punto en el tiempo durante el que se efectúa la asignación de unidades, o si una potencia prevista relativa del primer escenario (26a) y una potencia prevista relativa del segundo escenario (26b) difieren no más de 20%,

d) realizar la asignación estocástica de unidades en base a un solo escenario combinado que representa el primer y el segundo escenario del par de escenarios correlacionados (26a, 26b) .

2. El método de la reivindicación 1, incluyendo deseleccionar, antes o después del paso c) , escenarios, que es improbable que se produzcan, según un criterio de probabilidad y

no tener en cuenta los escenarios deseleccionados para la asignación estocástica de unidades.

3. El método de la reivindicación 1, donde la primera y la segunda secuencia se retardan en el tiempo.

4. El método de una de las reivindicaciones 1 a 3,

donde una unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14a, 14b, 14c, 14d, 14e) es una unidad de generación de potencia eólica;

donde los datos de previsión meteorológica incluyen datos de previsión del viento local.

5. El método de una de las reivindicaciones 1 a 3,

donde una unidad de generación de potencia dependiente de las condiciones meteorológicas (14a, 14b, 14c, 14d, 14e) es una unidad de generación de potencia solar

donde los datos de previsión incluyen datos de previsión de nubosidad.

6. El método de una de las reivindicaciones precedentes, donde la red de energía eléctrica (10) incluye una unidad de producción de potencia convencional (12) ;

donde la asignación estocástica de unidades incluye una asignación de unidades de la unidad de producción de potencia convencional (12) .

7. Un programa de ordenador para realizar asignación estocástica de unidades para una red de energía eléctrica (10) , que, cuando es ejecutado por un procesador, está adaptado para llevar a la práctica los pasos del método de una de las reivindicaciones 1 a 6.

8. Un medio legible por ordenador, en el que se almacena un programa de ordenador según la reivindicación 7.

9. Un sistema de gestión de energía (20) para predecir, supervisar y/o controlar la producción de potencia de unidades de generación de potencia de una red de energía eléctrica (10) ,

donde el sistema de gestión de energía (20) incluye unidades de generación de potencia dependientes de las condiciones meteorológicas (14a, 14b, 14c, 14d, 14e) ;

donde el sistema de gestión de energía (20) está adaptado para realizar el método de una de las reivindicaciones 1 a 6.