Modelo de compensação de mercados para sistemas hidrotérmicos de grande porte

Abstract

Este trabalho propõe um modelo de leilão do dia seguinte para sistemas hidrotérmicos, formulado como um problema de Programação Linear Inteira Mista, capaz de executar o Procedimento de Compensação de Mercado (PCM) com maximização do bem-estar social. O modelo incorpora restrições detalhadas de operação e despacho, incluindo unit commitment, balanço hídrico com meta de volume final, atraso de água em cascatas hidráulicas, limites operativos do conjunto turbina-gerador dependentes da altura de queda líquida e representação explícita do sistema de transmissão por meio do fluxo de potência DC. A principal contribuição do trabalho consiste na reformulação da linearização da função de produção hidráulica para uma representação individualizada por unidade geradora, permitindo considerar os efeitos da turbinagem das demais unidades da usina e do vertimento sobre a altura de queda líquida e, consequentemente, sobre a potência disponível de cada unidade hidráulica. A avaliação foi realizada em sistemas testes de 24 e 300 barras, considerando cenários hidrológicos de seca e cheia, bem como condições operativas com e sem congestionamento das linhas de transmissão. Os resultados obtidos para o sistema de 24 barras evidenciaram que modelos simplificados tendem a superestimar a capacidade de geração hidrelétrica e a subestimar a necessidade de despacho termelétrico, em decorrência da simplificação das restrições hidráulicas e operativas. Como consequência, observaram-se diferenças significativas na formação dos preços nodais, na utilização dos recursos hídricos e nos volumes armazenados nos reservatórios. Para o sistema de 300 barras, os resultados mostraram que a consideração detalhada das restrições hidráulicas influencia diretamente a potência disponível das unidades hidrelétricas, a alocação dos recursos energéticos, a utilização dos reservatórios e a formação dos preços de energia. Verificou-se ainda que a utilização de alturas de queda líquida fixas pode conduzir a estimativas imprecisas da capacidade de geração, dependendo das condições hidráulicas do sistema. De modo geral, a modelagem individualizada da função de produção hidráulica mostrou-se fundamental para representar adequadamente os efeitos do acoplamento hidráulico entre unidades geradoras de uma mesma usina, influenciando a potência disponível, o despacho hidrotérmico e os preços de energia. Os resultados indicam que o modelo proposto amplia a aderência do PCM às restrições hidráulicas, elétricas e operativas dos sistemas hidrotérmicos, proporcionando uma representação mais consistente da utilização dos recursos energéticos e da formação de preços em mercados de energia elétrica.

This work proposes a day-ahead market model for hydrothermal power systems, formulated as a Mixed-Integer Linear Programming problem capable of performing the Market Clearing Procedure (MCP) through social welfare maximization. The model incorporates detailed operational and dispatch constraints, including unit commitment, water balance with end-of-horizon storage targets, water travel time in hydro cascades, turbine-generator operating limits dependent on net head, and an explicit representation of the transmission network through DC power flow. The main contribution of this work is the reformulation of the hydro production function linearization into an individualized generating-unit representation, allowing the effects of the discharge of the remaining units within the same plant and spillages on net head and, consequently, on the available power of each hydroelectric generating unit to be considered. The proposed model was evaluated using 24-bus and 300-bus test systems under dry and wet hydrological conditions, as well as operating scenarios with and without transmission congestion. Results obtained for the 24-bus system showed that simplified models tend to overestimate hydroelectric generation capacity and underestimate the need for thermal generation dispatch due to the simplified representation of hydraulic and operational constraints. As a consequence, significant differences were observed in nodal price formation, water resource utilization, and reservoir storage levels. For the 300-bus system, the results demonstrated that the detailed representation of hydraulic constraints directly affects the available generation capacity of hydroelectric units, the allocation of energy resources, reservoir utilization, and electricity price formation. Furthermore, the use of fixed net head values may lead to inaccurate estimates of generation capacity, depending on the hydraulic conditions of the system. Overall, the individualized hydro production function proved essential for properly representing the hydraulic coupling among generating units within the same hydroelectric plant, influencing available power, hydrothermal dispatch decisions, and electricity prices. The results indicate that the proposed model improves the representation of hydraulic, electrical, and operational constraints within the MCP framework, providing a more consistent representation of energy resource allocation and electricity price formation in power markets.