Short-term hydropower scheduling in congested areas: A novel approach employing DC power flow and grid limitations

Abstract

Denne masteroppgaven evaluerer virkningen av å inkludere kraftflytlikninger i den kortsiktige vannkraftplanleggingen. Forskningen og arbeidet utføres på en egenutviklet optimaliseringsmodell i et område med begrenset overføringskapasitet i kraftnettet. En likestrømstilnærming representerer kraftflytlikningene i optimaliseringsmodellen, hvor dette innebærer at egenskapene til kraftnettet er inkludert, og vil påvirke vannkraftprodusentenes beslutninger. Analyseområdet, det nordligste prisområdet i det norske kraftmarkedet (NO4), er representert på nodenivå grunnet flaskehalsene i kraftnettet.

Masteroppgaven har bydd på omfattende og detaljert arbeid knyttet til utvikling av optimaliseringsmodellen, samt grundig datakonstruksjon for å gjøre realistiske analyser. Ettersom informasjon knyttet til vannkraftverkene er hemmelig, må det benyttes effektive og gode metoder for å representere disse dataene på en korrekt måte. De ulike vannkraftverkene verdsetter vannet i sine magasiner, som representerer hvordan de har tenkt å produsere nå og i fremtiden. Denne informasjonen er hemmelig av den grunn. Med offentlige vannverdier vil vannkraftprodusentene avsløre sitt prissyn på markedet.

Det er gjennomført et case-studie på et eksisterende storskalaproblem i dagens strømnett. Nord-Norge opplever betydelig lavere områdepriser enn resten av Norge, dette på grunn av overskuddsproduksjon og begrenset overføring i kraftnettet til de sammenkoblede prisområdene. Ved å inkludere lastflytlikningene i den kortsiktige planlegging for vannkraft, vil vi analysere om vannkraftprodusentene endrer produksjonsmønsteret i vår utviklede modell. Et referansescenario, som kan representere hvordan day-ahead markedet fungerer i dag, sammenliknes med scenarier hvor det er begrenset overføringskapasitet for å utføre analysen.

Et resultat av arbeidet og forskningen som er gjort på denne masteroppgaven er en artikkel sendt til den Internasjonale Konferansen om Europeisk Energimarkeder (EEM) 2022, som er en av de veletablerte konferansene i Europa. Oppgaven er inkludert i Appendix. Vi avventer svar på om dette blir godkjent og offentliggjort på nåværende tidspunkt. De utviklede datasettene for denne masteroppgaven, knyttet til produksjon-tilsig-kurver, vannverdier, tilsig, forbruk og linjedata, er overført videre til videre forskning på dette området for neste års studenter.

This master thesis evaluates the impact of including power flow equations in the short-term hydropower scheduling algorithm. The research is conducted on a self-produced optimization model in a area with sparse transmission capacity in the power grid. A direct current approximation represents the power flow equations in the optimization model, where this entails that the properties of the power grid is included, and will affect the hydropower producers' decisions. The area of analysis, the northernmost price area in the Norwegian power market (NO4), is represented with a nodal approach due to the bottlenecks in the power grid.

The master's thesis has offered extensive and detailed work related to the development of the optimization model, as well as thorough data construction to make realistic analyzes. As information related to the hydropower plants is secret, efficient and satisfying methods had to be utilized to represent this data in a correct way. The various hydropower plants values the water in their reservoirs, which represent how they intend to produce now and in the future. This information is secret for that reason. With public water values, hydropower producers will reveal their market forecast.

A case study has been carried out on an existing, large-scale problem in the current power grid. Northern Norway experiences substantially lower area prices than the rest of Norway, due to surplus production and limited transmission in the power grid to the coupled price areas. By including the load flow equations in the short-term planning for hydropower, we will analyze whether the hydropower producers change their production pattern in our developed model. A base case, which can represent how the day-ahead market operates today, is compared to cases with limited transmission capacity to perform the analysis.

A result of the work and research done on this master's thesis is a paper submitted to The International Conference on European Energy Markets (EEM) 2022, which is one of the well established conferences in Europe. The paper is included in the Appendix. We are awaiting an answer on whether this will be approved and published at this time. The created datasets for this thesis, regarding production-discharge-curves, water values, inflow, demand and line data, has been passed on to the students who will do further research on this next year.