Redispatch-Modell für den Echtbetrieb mit hoher Solar-Wind-Durchdringung und dessen Anpassung an den Markt für Nebenleistungen

Moderne elektrische Energiesysteme integrieren erneuerbare Erzeugung, wobei die Solarenergie weltweit zu den Pionieren gehört. In Lateinamerika befindet sich das größte Potenzial und die Entwicklung der Solarenergie in Chile durch das Nationale Elektrizitätssystem. Allerdings sieht sich die Energiebasis einer Krise der Dürre und der Emissionsreduktion gegenüber, die die Wasserkraft-Erzeugung einschränkt und den endgültigen Rückzug der Kohleerzeugung erfordert. Der Betrieb dieser Anlagen erfolgt durch den Systembetreiber, der ein vereinfachtes Verfahren, die "wirtschaftliche Meritliste", verwendet, welches die tatsächlichen Kosten der Anlagen nicht widerspiegelt und damit die Betriebskosten und den Grenzkosten des Systems benachteiligt. Dieses ineffiziente Dispatch-Schema versagt darin, die Verfügbarkeit von gespeichertem Gas und dessen Nutzung über die Zeit zu optimieren. Daher wird ein Echtzeit-Redispatch-Modell vorgeschlagen, das die Betriebskostenfunktion der Kraftwerke minimiert, indem die variablen Erzeugungskosten als polynomische Funktion des spezifischen Brennstoffverbrauchs integriert werden, während Einschränkungen für Gasvolumenbestände und Wasserreservoirs hinzugefügt werden. Zudem verwendet das Redispatch-Modell eine innovative Einschränkung der "maximalen Einspeiseleistung", die von der Nachfrage abhängt, die mit dem automatischen Lastabwurf-Schema aufgrund niedriger Frequenz verbunden ist. Schließlich gelingt es dem Redispatch-Modell, durch das Testen realer Simulationsfälle die Betriebs- und Dispatchkosten der Kraftwerke zu optimieren und damit die technischen Barrieren des Marktes abzubauen, um die Integration von Nebenleistungen kurzfristig zu ermöglichen, wobei die Leistungsreserven in der primären (PFC), sekundären (SCF) und tertiären (TCF) Frequenzregelung genutzt werden.