Resumen

En la actualidad, uno de los aspectos fundamentales de
los sistemas de potencia es la integración masificada
de fuentes de energía intermitente (generación eólica y
solar). No obstante, la incertidumbre de estos recursos
impone desafíos técnicos para garantizar una
operación confiable y segura del sistema (Park, Jin, &
Park, 2018), (Huang, Zheng, & Wang, 2014). Esta tarea
se garantiza a través del despacho económico
multiperiodo con restricciones de seguridad (en inglés
SCUC), un problema lineal entero mixto de alta
complejidad computacional en sistemas a gran escala
(Tejada-Arango, Sánchez-Martın, & Ramos, 2018).
Este artículo presenta una formulación alternativa del
problema SCUC bajo incertidumbre (conocido como SSCUC)
(Park,
Jin,
&
Park,
2018),
abordado
mediante
la


programación
estocástica
de
dos
etapas.
En
contraste


con


las formulaciones clásicas para modelar la red
eléctrica, el uso de factores lineales de sensibilidad
(PTDF y LODF) permite calcular flujos de carga (en
operación normal y bajo contingencias) de forma rápida
y confiable. El método propuesto (basado en el
concepto de cortes de usuario) agrega solo las
restricciones de seguridad (N-1) activas en el espacio
de soluciones factibles del modelo S-SCUC. La
relajación del modelo fue realizada a través de la
técnica de descomposición por escenarios llamada
Progressive Hedging (PH) (Ordoudis, Pinson, Zugno, &
Morales, 2015; Ryan, Wets, Woodruff, Silva-Monroy, &
Watson, 2013). Los resultados computacionales sobre
el caso de prueba IEEE RTS96 muestran que los
factores lineales de sensibilidad, los cortes de usuario
y la técnica PH, reducen considerablemente los
tiempos de resolución del problema S-SCUC.
Adicionalmente, es posible identificar las líneas más
afectadas (sobrecargadas) ante las contingencias, y las
contingencias más críticas en el sistema; información
valiosa para la toma de decisiones durante los estudios
de expansión del sistema de transmisión.