Μεσοπρόθεσμος προγραμματισμός λειτουργίας υδροηλεκτρικών σταθμών σε ανταγωνιστική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας:
Creators: name: Μπασλής, Κωνσταντίνος Γ.
Publisher: name: Aristotle University of Thessaloniki
Year: 2010
Subjects: Συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας
Μεσοπρόθεσμος προγραμματισμός
Υδροθερμική συνεργασία
Στοχαστικός προγραμματισμός
Power systems
Medium-term scheduling
Hydrothermal coordination
Stocjastic programming

description: Η ερευνητική προσπάθεια που παρουσιάζεται στην παρούσα διατριβή κινείται στο γενικό πλαίσιο του μεσοπρόθεσμου προγραμματισμού και προσομοίωσης των συστημάτων και αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, εστιάζοντας στον ιδιαίτερο ρόλο των υδροηλεκτρικών σταθμών (ΥΗΣ) και τη σημασία και επίδραση των διαφόρων παραμέτρων αβεβαιότητας. Τεκμηριώνοντας τη μεγάλη επίδραση της βραχυπρόθεσμης λειτουργίας του συστήματος και της αγοράς στο μεσοπρόθεσμο ορίζοντα, η διατριβή επιχειρεί την όσο το δυνατόν λεπτομερέστερη θεώρησή της με τη χρήση ωριαίων χρονικών υποδιαστημάτων. Στο πλαίσιο αυτό, αναπτύσσονται δύο κύριες μέθοδοι. Η πρώτη αφορά την προσομοίωση της μεσοπρόθεσμης υδροθερμικής συνεργασίας. Πρόκειται για μια μέθοδο πιθανοτικού κόστους παραγωγής, η οποία ανήκει στην κατηγορία της χρονολογικής προσομοίωσης Monte Carlo. Στόχος της είναι ο υπολογισμός του αναμενόμενου κόστους παραγωγής σε ένα υδροθερμικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΣΗΕ). Η θεώρηση των πηγών αβεβαιότητας γίνεται στη βάση σεναρίων. Για τη μείωση του συνολικού χρόνου εκτέλεσης γίνεται εφαρμογή παράλληλης επεξεργασίας μέσω υπολογισμών πλέγματος (grid computing). Για κάθε σενάριο της προσομοίωσης επιλύεται αιτιοκρατικά το πρόβλημα της ετήσιας υδροθερμικής συνεργασίας, που διατυπώνεται ως Μικτός Ακέραιος Γραμμικός Προγραμματισμός (ΜΑΓΠ). Η επίλυση γίνεται ενιαία, με τη χρήση εμπορικά διαθέσιμου μαθηματικού λογισμικού (GAMS/CPLEX) και εφαρμογή της μεθόδου διακλάδωσης και αποκοπής (branch and cut). Ο πρώτος άξονας ερευνητικής συμβολής της διατριβής εντοπίζεται στην ενιαία και εντός πολύ μικρού διαστήματος σύγκλισης επίλυση του μεγάλης κλίμακας προβλήματος βελτιστοποίησης. Η δεύτερη πτυχή της ερευνητικής συμβολής αφορά την τεκμηρίωση υπεροχής της χρήσης τριών ωριαίων δυαδικών μεταβλητών απόφασης για κάθε θερμική μονάδα παραγωγής, για τη μοντελοποίηση των αποφάσεων εκκίνησης, ένταξης και κράτησης, έναντι της χρήσης μόνο μίας δυαδικής μεταβλητής. Η δεύτερη μέθοδος έχει ως στόχο το μεσοπρόθεσμο στοχαστικό προγραμματισμό ενός υδροηλεκτρικού παραγωγού που έχει δυνατότητα διαμόρφωσης της τιμής. Είναι ένα μοντέλο ανεξάρτητης θεώρησης του παραγωγού με στόχο τη μεγιστοποίηση των αναμενόμενων ετήσιων κερδών του, το οποίο διαμορφώνεται ως πρόβλημα Στοχαστικού ΜΑΓΠ τριών σταδίων με αποφάσεις προσαρμογής. Η εφαρμογή της φιλοσοφίας του Στοχαστικού Προγραμματισμού επιτρέπει τη διαμόρφωση στρατηγικών αποφάσεων που προσφέρουν εξασφάλιση (hedging) έναντι όλων των πιθανών εκβάσεων της αβεβαιότητας. Γίνεται θεώρηση της αβεβαιότητας των εισροών, της ζήτησης και της στρατηγικής προσφορών των ανταγωνιστών του παραγωγού, μέσω ενός στοχαστικού δένδρου 90 σεναρίων. Η στρατηγική προσφορών του παραγωγού καθορίζεται βάσει ωριαίων Καμπυλών Υπολειπόμενης Ζήτησης, οι οποίες προσαρμόζονται κατάλληλα, σύμφωνα με την προτεινόμενη από τη διατριβή τροποποίηση, ώστε να αποτυπώνουν και την επίδραση των προσφορών άντλησης στην Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ). Το πρόβλημα διατυπώνεται ως πρόβλημα ΜΑΓΠ και η επίλυση γίνεται ενιαία μέσω GAMS/CPLEX (μέθοδος branch and cut). Η μέθοδος αποτελεί την πρώτη αναφορά στη σχετική βιβλιογραφία για τον ετήσιο στοχαστικό προγραμματισμό ενός υδροηλεκτρικού παραγωγού με ισχύ στην αγορά με θεώρηση της αβεβαιότητας τόσο των εισροών όσο και της υπολειπόμενης ζήτησης. Παράλληλα, υπογραμμίζεται για πρώτη φορά η σημασία μελέτης της επίδρασης της άντλησης στην ΟΤΣ και προτείνεται μια κατάλληλη σχετική μεθοδολογία. Τέλος, σημαντική είναι και η απόδειξη εφικτότητας επίλυσης του πολύ μεγάλης κλίμακας προβλήματος ΜΑΓΠ, το οποίο ενσωματώνει μια λεπτομερή ωριαία μοντελοποίηση της λειτουργίας της αγοράς και μια ενδελεχή θεώρηση των μεσοπρόθεσμων πηγών αβεβαιότητας.
description: The research effort analyzed in the present Thesis is developed within the general framework of medium-term scheduling and simulation of power systems and energy markets, focusing on the significant contribution of hydroplants as well as the influence of the various sources of uncertainty. Due to the large impact of the short-term system and market operation on medium-term scheduling, a major goal of the present Thesis is to include as much short-term detail as possible within the medium-term horizon, by using chronological hourly time steps. Two major methods are developed. The first method refers to the simulation of the optimal medium-term hydrothermal coordination. It is a probabilistic production cost model which belongs to the class of chronological Monte Carlo simulation approaches. The aim is to calculate the expected yearly production cost of a hydrothermal power system. Uncertainty is treated through a large number of scenarios. Grid computing is applied in order to reduce the total execution time. For each scenario, a deterministic yearly hydrothermal coordination problem is solved as a unique mixed-integer program (MIP), using commercial software (GAMS/CPLEX) and the branch-and-cut method in particular. The main contribution of the proposed method refers to the solution of the large-scale optimization problem as a unique MIP problem, within a very small optimality gap. In addition, faster solution times are documented when adopting the use of three hourly binary variables for each thermal unit (modeling the respective start-up, commitment and shut-down decisions) instead of the standard approach (in medium-term unit commitment problems) of using only one binary variable. The second method aims at the medium-term stochastic self-scheduling of a price-maker hydro producer. The goal is to maximize the expected yearly profits of the producer. A three-stage Stochastic MIP problem with recourse is formulated. The Stochastic Programming approach provides hedging against all possible future outcomes of the uncertainty. Three main sources of uncertainty are taken into account, namely inflows, demand and the bidding strategy of the producer’s competitotrs. A respective, 90-scenario stochastic tree is used. The producer’s bidding strategy is defined through hourly residual demand curves. The latter are properly adjusted, according to the modification proposed by the present method, in order to include the impact of the producer’s pumping bids on the system marginal price. The optimization problem is developed as a MIP problem and solved using GAMS/CPEX (by branch-and-cut).The proposed method is the first reference within the technical literature of a yearly stochastic self-scheduling model for a price-maker hydro producer with hourly time steps and uncertainty in the producer’s inflows and the residual demand. In addition, the need for modeling the impact of pumping bids on the system marginal price is underlined for the first time; a modification of the residual demand curves is proposed in this framework. Finally, the method indicates the feasibility of solving a very-large scale MIP problem, which includes detailed hourly market operation and the thorough modeling of medium-term uncertainty.