Modelo DESSEM¶

Descrição Geral¶

O programa DESSEM é um modelo de otimização utilizado oficialmente pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) desde Janeiro/2020 para a programação diária da operação do sistema brasileiro, e desde Janeiro/2021 pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para a determinação do preço horário de energia para o dia seguinte 1.

Ele é desenvolvido pelo CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica) desde 1998 2, e tem como principal objetivo determinar a programação diária da operação e formação de preço para sistemas hidrotérmicos, incluindo as fontes intermitentes, em um horizonte de algumas semanas e discretização de até meia-hora, com representação detalhada das características e restrições operativas das usinas hidrelétricas, unidades geradoras termoelétricas e rede elétrica.

De forma a promover o planejamento e a programação da operação observando a otimização dos custos e a consideração adequada da aversão a risco em um horizonte mais longo, o modelo DESSEM atua de forma coordenada com os modelos DECOMP 3 e NEWAVE 4, 5 , já utilizados desde 2000 para o planejamento da operação e estabelecimento do preço semanal, em três patamares de carga. Mais especificamente, o DESSEM se acopla, ao final do horizonte de estudo, com a função de custo futuro fornecida pelo DECOMP, que por sua vez se acopla à função de custo futuro fornecida pelo NEWAVE.

As usinas podem ser representadas ao nível de unidade geradora e considera-se a rede elétrica por meio de uma modelagem DC com ou sem perdas 6, 7, incluindo-se restrições de segurança 8

Representam-se também as restrições de Unit Commitment Térmico das usinas termoelétricas e a operação das usinas térmicas a ciclo combinado.

A variação da produtividade das usinas hidrelétricas em função da altura de queda é modelada com detalhes através de uma Função de Produção Hidrelétrica 9, 10, que pode considerar também as Perdas hidráulicas variáveis em função da vazão turbinada com a vazão turbinada e a Eficiência conjunto/gerador das usinas variável com a vazão e a altura de queda 11.

Representa-se de forma acurada o Balanço Hídrico nos Reservatórios e o fluxo de água ao longo dos rios, por meio de tempos de viagem fixos ou considerando a Curva de Propagação da Água, 12. Usinas Elevatórias / Reversíveis e Canais entre reservatórios também são consideradas pelo modelo, além de fontes intermitentes (Usinas Eólicas e usinas solares) e unidades de armazenamento de energia (baterias).

Objetivo e Aplicações¶

O modelo DESSEM foi concebido com os seguintes objetivos:

objetivo principal: determinar um despacho hidrotérmico de mínimo custo operativo para o sistema para um período de até 2 semanas e discretizado de meia em meia hora, podendo-se, entretanto, adotar patamares cronológicos com maior duração.

Além deste, o modelo DESSEM pode ser utilizado com as seguintes finalidades:

Cálculo do despacho ótimo a partir das condições finais dos reservatórios: a FCF tem o objetivo de impedir que o modelo atenda à demanda unicamente com geração hidrelétrica, visto que o custo explícito da água nos reservatórios é zero. Uma alternativa para operar o sistema com o modelo DESSEM sem a necessidade de uma FCF é definindo faixas de volume-meta para os reservatórios ao final do período de estudo.
Avaliação da operação horária de planos de expansão e planejamento, ao se integrar diretamente com os modelos NEWAVE e DESSEM 13
Simulação do balanço hidráulico no sistema: o modelo DESSEM possui um período de pré-programação, ao longo do qual o usuário fornece a geração das usinas hidrelétricas, e o modelo calcula o balanço hidráulico no sistema que torna possível este despacho e que utilize o mínimo de recursos hidráulicos do sistema. Este módulo de simulação também está disponível como um programa a parte.
Simulação do fluxo de potência no sistema: o modelo DESSEM fornece também o fluxo de potência DC na rede elétrica, para todos os períodos de tempo da programação, para a operação calculada pelo modelo.
Avaliação dos custos marginais de geração de curtíssimo prazo: ao realizar o despacho das usinas, o modelo calcula automaticamente os custos marginais de operação do sistema em cada período de tempo da programação. Estes custos marginais podem ser utilizados como referência para o preço de energia no mercado spot.
Análise de sensibilidade em relação às restrições do sistema: a flexibilidade do modelo em considerar ou não a inclusão de uma série de restrições permite ao usuário avaliar os impactos causados pelas restrições do sistema - em termos de custo operativo, geração das usinas ou operação dos reservatórios. Essa análise pode ser útil para alimentar estudos de custo-benefício de medidas corretivas para eliminar algumas dessas restrições.
Análise de sensibilidade em relação a fatores externos: pode-se avaliar o impacto - de curtíssimo prazo - na variação de alguns fatores externos como as demandas nas barras ou as afluências às usinas hidrelétricas.

O modelo DESSEM foi concebido para fornecer sempre ao usuário a estratégia ótima de operação do sistema face às funções de custo, configuração, restrições e condições do sistema para o caso em estudo. Mesmo nos casos em que não exista solução viável para o problema de Unit Commitment Térmico em função do conjunto de restrições inseridas no problema, o modelo DESSEM fornecerá uma operação que resulte em um menor custo total, contabilizando também os custos aplicados às violações às restrições do problema (inviabilidades). No entanto, como a violação de qualquer restrição é severamente penalizada na função objetivo (penalização “hard”), em uma ordem de grandeza muito maior do que os custos de operação (geração termoelétrica, contratos de importação/exportação, déficit de energia, etc) o modelo só irá violar as restrições caso não exista uma solução viável.

Funcionalidades¶

O modelo possui uma vasta gama de restrições e funcionalidades, incluindo-se:

restrições sistêmicas (Balanço de carga por submercado, reserva de potência por área de controle);
restrições da rede elétrica (limites individuais de fluxo nas linhas, limites de somatório de fluxo (inequações) em um conjunto de linhas, além de restrições adicionais de segurança fornecidas por meio de tabela ou modelos lineares por parte);
restrições para as usinas hidrelétricas (Restrições de Defluência Máxima, Volumes de espera para controle de cheias, limites inferior e superior para vazão turbinada, vertida, armazenada, geração, além de limites de rampa de variação horária para todas essas variáveis);
restrições de Unit Commitment Térmico (UCT), como tempos mínimos ligada e desligada, restrições de rampa, custos de partida e parada e operação de usinas a ciclo combinadao;
restrições de Unit Commitment Hidráulico (UCH), como vazão turbinada e geração mínima, tempo mínimo ligada/desligada, operação em síncrono e em vazio;
finalmente, representam-se praticamente todas as restrições e variáveis já representadas pelo Modelo DECOMP, adaptadas para a discretização horária.

Finalmente, além do acoplamento por meio de uma função de custo futuro, podem ser estabelecidas também metas semanais de intercâmbio ou geração térmica, de acordo com o despacho sinalizado pelo DECOMP.

Formulação e Resolução do Problema¶

O problema de despacho é formulado por meio de programação linear/inteira, utilizando-se modelos lineares por parte estáticos/dinâmicos e um processo iterativo exato para a representação de funções não lineares e as restrições da rede elétrica 6, 14, 15.

Caso não sejam consideradas pelo usuário restrições de Unit Commitment Térmico, o problema pode ser resolvido também por meio de decomposição de Benders multi-estágio 16, 17 e, mesmo sendo o problema determinístico e com estrutura sequencial de encadeamento, já foram desenvolvidas pesquisas pelo CEPEL pesquisas para aplicação de processamento paralelo 18.

A estratégia de solução adotada oficialmente, por meio de resolução de forma direta de problema linear inteiro-misto, requer uma licença de uso do pacote de otimização CPLEX, que deve ser adquirida diretamente por um representante da IBM, fabricante do software.

Principais Resultados¶

Os principais resultados do modelo DESSEM são:

despacho de cada unidade geradora por meia-hora no dia seguinte, com ou sem rede elétrica;
custos marginais de energia em base de meia hora, por barra ou submercado, que são utilizados como base para formação do preço horário;
operação horária dos reservatórios, com destaque para os de regularização diária;
fluxos nas linhas e injeções nas barras da rede elétrica, e status das restrições de segurança.

Além do modelo DESSEM, o CEPEL também desenvolve, dentro do projeto de mesmo nome, um modelo de Simulação Hidráulica (SIMHIDR), que pode ser utilizado pelo próprio DESSEM para os dias que antecedem o período de estudo 19, 20 20, e um programa de conversão de dados DECOMP-DESSEM (DECODESS) 21.

Documentação¶

A documentação do modelo DESSEM consiste dos seguintes itens, que constam da pasta “documentos” do pacote de instalação do modelo:

Manual de Metodologia do Modelo
Manual do Usuário do Modelo
Tutorial para execução do modelo (disponibilizado em versão Linux) em uma máquina virtual Linux em ambiente Windows
Tutorial para instalação do pacote CPLEX

Esta documentação está acessível pelo endereço: https://www.cepel.br/produtos/documentacao-tecnica/.

Para mais informações sobre o modelo DESSEM, estamos disponíveis pelo endereço dessem@cepel.br .

Referências¶

1: M. E. P. Maceira, L. A. Terry, A. L. Diniz, L. C. F. Sousa, F. S. Costa, S. P. Romero, S. Binato, S. M. Amado, C. E. Villasboa, and Vilanova, R. Despacho de geração horário com representação detalhada de restrições hidráulicas. In VII SEPOPE –Symposium of Specialists in Electric Operational and Expansion Planning. Foz do Iguaçu, Brasil, 2000.
2: T.N. Santos, A.L. Diniz, C.H. Saboia, R.N. Cabral, and L.F. Cerqueira. Hourly pricing and day-ahead dispatch setting in brazil: the dessem model. Electric Power Systems Research, 189:106709, 2020. URL: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378779620305125, doi:https://doi.org/10.1016/j.epsr.2020.106709.
3: A. L. Diniz, F. S. Costa, M. E. P. Maceira, T. N. Santos, L. C. Brandão, R. N. Cabral. Short/mid-term hydrothermal dispatch and spot pricing for large-scale systems - the case of brazil. In 20th PSCC - Power Systems Computation Conference. Dublin, Ireland, June 2018.
4: M. E. P. Maceira, D. D. J. Penna, A. L. Diniz, R. J Pinto, A. C. G. Melo, C. V Vasconcellos, and C. B. Cruz. Twenty years of application of stochastic dual dynamic programming in official and agent studies in brazil - main features and improvements on the newave model. In 20th PSCC - Power Systems Computation Conference. Dublin, Ireland, June 2018.
5: M. E. P. Maceira, V. S. Duarte, D. D. J. Penna, A. C. Moraes, and A. C. G Melo. Ten years of application of stochastic dual dynamic programming in official and agent studies in brazil–description of the newave program. In 16th PSCC - Power Systems Computation Conference. Glasgow,Scotland, Jujy 2008.
6(1,2): Tiago Norbiato dos Santos and Andre Luiz Diniz. A dynamic piecewise linear model for dc transmission losses in optimal scheduling problems. IEEE Transactions on Power Systems, 26(2):508–519, 2011. doi:10.1109/TPWRS.2010.2057263.
7: T. N. Santos and A. L. Diniz. Alternative approaches to consider dc-power flow with losses in a linear program for short term hydrothermal scheduling. In 2012 Sixth IEEE/PES Transmission and Distribution: Latin America Conference and Exposition (T&D-LA), volume, 1–6. 2012. doi:10.1109/TDC-LA.2012.6319113.
8: T. N. Santos, A. L. Diniz, R. N. Cabral, and L. F. E. Cerqueira. Consideração de restrições de segurança da rede elétrica no modelo dessem. Technical Report 6691/2019, CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, 2019. URL: http://www.cepel.br/produtos/otimizacao-energetica/documentacao-tecnica/.
9: A. L. Diniz and M. E. P. Maceira. A four-dimensional model of hydro generation for the short-term hydrothermal dispatch problem considering head and spillage effects. IEEE Transactions on Power Systems, 23(3):1298–1308, 2008. doi:10.1109/TPWRS.2008.922253.
10: A. L Diniz, L.A. Terry, L. C. F. Sousa, and M. E. P. Maceira. Modelagem da função de produção das usinas hidroelétricas no modelo DESSEM. Technical Report, Relatório Técnico DP/DEA 928/05, revisão 2, 2010. URL: https://www.cepel.br/produtos/documentacao-tecnica/.
11: Lilian C. Brandao, Jose F. Pessanha, Lucas S. Khenayfis, Andre L. Diniz, Rodrigo J. Coelho Pereira, and Carlos A. Araújo. A data-driven representation of aggregate efficiency curves of hydro units for the mid-term hydrothermal coordination problem. Electric Power Systems Research, 212:108511, 2022. doi:https://doi.org/10.1016/j.epsr.2022.108511.
12: Andre Luiz Diniz and Thiago Mota Souza. Short-term hydrothermal dispatch with river-level and routing constraints. IEEE Transactions on Power Systems, 29(5):2427–2435, 2014. doi:10.1109/TPWRS.2014.2300755.
13: M. E. P. Maceira, R. R. Barboza, T. C. Justino, A. L. Diniz, C. B. Cruz, and A. C. G. Melo. Acoplamento entre os modelos de planejamento e programação da operação de sistemas hidrotérmicos interligados (newave e dessem) com a presença de fontes intermitentes. In XXVI SNPTEE - Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, volume, 1–1. 2022.
14: A. L. Diniz, T. N. Santos, and M. E. P. Maceira. Short term security constrained hydrothermal scheduling considering transmission losses. In 2006 IEEE/PES Transmission & Distribution Conference and Exposition: Latin America, volume, 1–6. 2006. doi:10.1109/TDCLA.2006.311437.
15: A. L. Diniz, L. C. F. Sousa, M. E. P. Maceira, S. P. Romero, F. S. Costa, C. A. Sagastizabal, and A. Belloni. Estratégia de representação dc da rede elétrica no modelo de despacho da operação energética – dessem. In VIII SEPOPE –Symposium of Simposium of Specialists in Electric Operational and Expansion Planning. Brasilia, Brasil, 2002.
16: Tiago Norbiato dos Santos and Andre Luiz Diniz. A new multiperiod stage definition for the multistage benders decomposition approach applied to hydrothermal scheduling. IEEE Transactions on Power Systems, 24(3):1383–1392, 2009. doi:10.1109/TPWRS.2009.2023265.
17: T. N. Santos and A. L. Diniz. Feasibility and optimality cuts for the multistage benders decomposition approach: application to the network constrained hydrothermal scheduling. In 2009 IEEE Power & Energy Society General Meeting, volume, 1–8. 2009. doi:10.1109/PES.2009.5275442.
18: Tiago Norbiato dos Santos, Andre Diniz, and Carnen Tancredo Borges. A new nested benders decomposition strategy for parallel processing applied to the hydrothermal scheduling problem. In 2017 IEEE Power & Energy Society General Meeting, volume, 1–1. 2017. doi:10.1109/PESGM.2017.8274148.
19: A. L. Diniz and T. N. Santos. Simulação da operação hidroelétrica de usinas hidroelétricas em cascata - programa simhidr. Technical Report 14079/07, CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, 2007. URL: http://www.cepel.br/produtos/otimizacao-energetica/documentacao-tecnica/.
20(1,2): M. I. Ennes, T. N. Santos, and A. L. Diniz. Estratégia de decomposição do problema de simulação hidráulica (modelo SIMHIDR) por bacias. Technical Report 14049/10, CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, 2010. URL: http://www.cepel.br/produtos/otimizacao-energetica/documentacao-tecnica/.
21: T. N. Santos and A. L. Diniz. Manual do usuário do programa DECODESS – conversor de dados entre os modelos DECOMP e DESSEM - v. 8.4. Technical Report, CEPEL - Centro de Pesquisas de Energia Elétrica, 2020. URL: http://www.cepel.br/produtos/otimizacao-energetica/documentacao-tecnica/.