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

16/11/2017 6

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

16/11/2017 10

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

16/11/2017 11

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

16/11/2017 12

Agradecimientos

16/11/2017 13