Short-term power system scheduling under high renewable energy penetration

Abstract

This doctoral thesis presents viable solutions to address increased uncertainty and variability in the short-term power system scheduling, stemming from the increasing share of renewable energy in the electricity generation mix. A novel scheduling model is presented as a single-level real-time tool that performs unified unit commitment and economic dispatch (UUCED) on a rolling basis, with an optimization horizon of up to 36 hours. The concepts of multiple time resolution and variable model complexity are employed to contain the computational requirements. UUCED is presented in both deterministic and stochastic framework. In the deterministic framework reserves are explicitly scheduled to cope with net load uncertainty and a dynamic reserve quantification method is alongside presented. In the stochastic framework uncertainty is addressed using load and wind power scenarios and an appropriate scenario generation method is alongside presented. The proposed models are validated via annual rolling scheduling simulations using real data and a modified version of the Greek Power System. Annual performance indices like dispatch costs, thermal unit cycling, load shedding, wind energy curtailment and system marginal price are calculated and thoroughly discussed. Results indicate that the employment of UUCED for the short-term power system scheduling yields significant improvements in power system operation compared to existing multi-level scheduling models. Applying stochastic optimization further enhances the UUCED concept, providing a more cost-effective dispatch schedule. Finally, a computationally tractable formulation of the deterministic UUCED, incorporating all constraints used in modern markets, is presented.

Η παρούσα διδακτορική διατριβή παρουσιάζει λύσεις για την αντιμετώπιση της αυξημένης αβεβαιότητας και μεταβλητότητας στο βραχυπρόθεσμο προγραμματισμό του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας (ΣΗΕ), λόγω της αυξημένης διείσδυσης ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο μείγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Παρουσιάζεται ένα καινοτόμο μοντέλο βραχυπρόθεσμου προγραμματισμού ως ένα μονοεπίπεδο εργαλείο πραγματικού χρόνου που πραγματοποιεί ενοποιημένη ένταξη μονάδων και οικονομική κατανομή (ΕΕΜΟΚ) σε κυλιόμενη βάση, με χρονικό ορίζοντα προγραμματισμού μέχρι και 36 ώρες. Παρουσιάζονται και εφαρμόζονται οι έννοιες της πολλαπλής χρονικής ανάλυσης και της μεταβλητής πολυπλοκότητας μοντελοποίησης για τον περιορισμό των υπολογιστικών απαιτήσεων. Το μοντέλο ΕΕΜΟΚ παρουσιάζεται σε αιτιοκρατικό και στοχαστικό πλαίσιο. Στο αιτιοκρατικό πλαίσιο, η αβεβαιότητα του καθαρού φορτίου αντιμετωπίζεται με τον προγραμματισμό εφεδρειών και παράλληλα παρουσιάζεται μια μέθοδος δυναμικής ποσοτικοποίησης των εφεδρειών. Στο στοχαστικό πλαίσιο, η αβεβαιότητα του καθαρού φορτίου αντιμετωπίζεται με τη χρήση σεναρίων φορτίου και αιολικής παραγωγής και παράλληλα παρουσιάζεται μία κατάλληλη μέθοδος δημιουργίας σεναρίων. Τα προτεινόμενα μοντέλα εξετάζονται μέσω ετήσιων προσομοιώσεων κυλιόμενου προγραμματισμού, χρησιμοποιώντας πραγματικά στοιχεία και μία τροποποιημένη μορφή του Ελληνικού ΣΗΕ. Υπολογίζονται ετήσιοι δείκτες απόδοσης όπως το κόστος λειτουργίας, η κυκλικότητα των θερμικών μονάδων, η απόρριψη φορτίου, η απόρριψη αιολικής ενέργειας και η οριακή τιμή συστήματος. Τα αποτελέσματα δείχνουν ότι η υλοποίηση του ΕΕΜΟΚ στο βραχυπρόθεσμο προγραμματισμό του ΣΗΕ αποφέρει σημαντικές βελτιώσεις στη λειτουργία του ΣΗΕ συγκριτικά με τα υφιστάμενα πολυεπίπεδα μοντέλα προγραμματισμού. Η εφαρμογή στοχαστικού προγραμματισμού ενισχύει την ιδέα του ΕΕΜΟΚ παρέχοντας ένα οικονομικά αποδοτικότερο πρόγραμμα κατανομής. Τέλος, παρουσιάζεται μία υπολογιστικά εφαρμόσιμη υλοποίηση του ΕΕΜΟΚ, που ενσωματώνει όλους τους περιορισμούς που χρησιμοποιούνται στις σύγχρονες αγορές ηλεκτρικής ενέργειας.