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Inversión y Operación Óptima de
Recursos Energéticos Distribuidos en
Microrredes con Generación Renovable
Code: 21.009
C. A. Alvez, J. E. Sarmiento, A. C. Z. de Souza, R. C. Leme
Universidad Federal de Itajubá - UNIFEI
16/11/2017 1
Analizar los beneficios de la inversión y operación óptima de
REDs en un horizonte de medio plazo con incertezas.
Objetivo
16/11/2017 2
• Aumento de la demanda
• Limitación de la expansión del sistema tradicional
• Generación renovable
• Microrredes
Introducción
16/11/2017 3
Modelo
16/11/2017 4
FO= 𝐷𝐶𝑃 × 𝑇𝐷𝐶𝑃 + 𝐷𝐶𝐹𝑃 × 𝑇𝐷𝐶𝐹𝑃
+ 𝐶𝐻𝑗 𝑇𝐸𝐶𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑗 + 𝑇𝑓𝑗 × 𝐴𝑛𝑛𝑢𝑖𝑡𝑦𝑗𝑗
+ 𝐼𝑛𝑣𝐺𝑒𝑛𝑖 𝑇𝐸𝐶𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖 + 𝑇𝑓𝑖 × 𝐴𝑛𝑛𝑢𝑖𝑡𝑦𝑖𝑖
+ 𝑝𝑠
𝐷𝐸𝐶. 𝑇𝐶𝐸
+ 𝐺𝑉𝑖 + 𝐺𝑖 𝑇𝑣𝑖𝑖
+𝐺𝑎𝑠𝐶𝑜𝑠𝑡 𝐺𝑎𝑠𝐶𝑗𝑗
−𝑃𝑉𝐸 𝐺𝑉𝑖𝑖
𝑆
Modelo
16/11/2017 5
Sujeto a:
𝐷𝐸𝐶 + 𝐺 + 𝛽. 𝐺𝑎𝑠𝐶 + 𝛾. 𝐶𝑅 = 𝐿𝑜𝑎𝑑𝐶
𝐶𝑅 ≤∝ 𝐺 + 𝐺𝑉
𝐺 + 𝐺𝑉 ≤ 𝐺𝑚𝑎𝑥. 𝐼𝑛𝑣𝐺𝑒𝑛
𝐷𝐸𝐶 ≤ 𝑍𝐷𝑀.𝑀
𝐺𝑉 ≤ 𝑍𝐺𝑉.𝑀
𝑍𝐷𝑀 + 𝑍𝐺𝑉 = 1
𝐶𝑅𝑢=𝑒𝑙𝑒𝑐 = 0
𝐺𝑎𝑠𝐶 + 𝐶𝑅 ≤ 𝐶𝐻𝑚𝑎𝑥. 𝐶𝐻
𝐷𝐸𝐶ℎ=ℎ𝑝 ≤ 𝐷𝐶𝑃
𝐷𝐸𝐶ℎ=ℎ𝑓𝑝 ≤ 𝐷𝐶𝐹𝑃
Datos de entrada
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Tecnologías Pmax
[kW]
Inver
[R$]
Cf
[R$/year]
Cv
[R$/kWh]
VU
[years]
α
[kW/kW]
γ
[kW/kW]
β
[kW/kW]
I1: Motor-Generador 1500 213400 5830 0.47 – 0.52 20 0.93 - - - -
I2: Turbina Eólica 1500 1019100 22790 0 20 - - - - -
I3: Turbina Eólica 1000 1872000 53000 0 20 - - - - -
J1: Chiller CHP-Gas 500 2800000 200 0.39 – 0.43 20 - 0.8 0.13 0.8 0.13
J2: Chiller CHP-Gas 500 3420000 500 0.39 – 0.43 20 - 0.8 0.13 0.8 0.13
J3: Chiller Gas 100 562500 600 0.45 – 0.48 20 - - - 0.8 0.13
GmaxTECinvestTfTvVU
Jan Feb May Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
0.17 0.16 0.18 0.17 0.17 0.17 0.18 0.16 0.15 0.16 0.17 0.17
Tarifas Semana Fin de Semana
Pico Fuera de Pico Fuera de Pico
Compra [R$/kWh] 0.6 0.42 0.42
Venta [R$/kWh] 0.4 0.3 0.4
Demanda Contratada [R$/kW] 40.63 16.24 16.24
Datos de entrada
16/11/2017 7
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pote
nci
a (
MW
)
Horas Electricidad Frio Calor
GmaxTECinvestTfTvVU
Caso 1: Generación renovable vs CHP
Caso 2: Variabilidad del CO integrando generación renovable
Caso 3: Sensibilidad del CO respecto a parametros de la distribución
de probabilidad
Casos de Estudio
16/11/2017 8
CASO 1: Tres Opciones de Inversión
Resultados
16/11/2017 9
Opciones de Inversión Caso
Base
A
CHP
B
Eólica
C
CHP+Eólica
Selección de REDs
J1, J2,
I1
J1, J2,
I2
J1, J2
I1, I2
J1, J2
Inversión [R$] 2.088.900 4.890.600 13.701.600 16.503.300
Inversión Anualizada [R$/year] 245.361 574.448 1.609.384 1.938.471
Costo de Operación Anual [R$] 7.026.155 5.939.316 5.221.062 4.160.144
Costo Total Anual* [R$] 7.271.516 6.513.764 6.830.446 6.098.615
Reducción en el Costo Total 10.4 6.1 16.2
Demanda
Contratada [kW]
Fuera de Pico 1.846 884 1.768 391
Pico 1.951 451 1.951 451
CASO 2: Costo de Operación vs Factor de Capacidad
Resultados
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Modelo de Turbina Factor de Capacidad Costo de Operación
WT 1 – 1.5 MW 5.52 5.19 1.79 1.83
WT 2 – 1.0 MW 4.81 5.39 0.95 1.05
WT 3 – 0.9 MW 5.12 5.42 0.86 0.9
CASO 3: Sensibilidad del Costo de Operación
Resultados
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Velocidad promedio del viento (%) Desviación típica (%) C
ost
o d
e O
per
ació
n (
%)
Co
sto
de
Op
erac
ión (
%)
• El modelo puede auxiliar en el processo de toma de decisión cuando
se desea integrar generación renovable
• La flexibilidad del modelo permite incorporar de manera simple varios
tipos de incerteza
• Incluir ecuaciones de flujo de carga en la optimización
• Aprimorar el modelo de manera a considerar la variabilidad del costo
de operación al optimizar
Conclusiones y trabajos futuros
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Agradecimientos
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