The Impact of Offshore Wind Power Variations on Continuous-time Scheduling of a Hydrothermal System

Abstract

Som en del av klimapolitikken, forventes et betydelig omfang av offshore vindkraft å bli integrert i det nordeuropeiske kraftsystemet de kommende årene. Den varierende og i stor grad uforutsigbare kraftproduksjonen fra offshore vindkraft utfordrer kraftsystemets sikkerhet ettersom egenskapene til de konvensjonelle kraftverkene ikke er tilstrekkelig for å sikre balanse og fleksibilitet i kraftsystemet. Større andeler av offshore vindkraft resulterer i hyppigere endringer i kraftflyten mellom tilkoblede områder i kraftsystemet, og vil forsterker de strukturelle ubalansene i systemet. Dermed vil storskala offshore vindkraft øke de strukturelle ubalansene og behovet for balanserende reserver. Kaskadekoblede vannkraftverk er en eksisterende energilagringsteknologi som kan sørge for energi og fleksibilitet på systemskala. Det nordiske kraftsystemet domineres av fleksibel, regulerbar og relativt billig vannkraftproduksjon. I Sentral-Europa består imidlertid en stor del av kraftproduksjonen fremdeles av produksjon fra konvensjonelle termiske generatorer med begrenset justerbarhet og relativt dyr kraftproduksjon. Den økende overføringskapasiteten mellom Norge og Kontinental-Europa gjør at vannkraft i større grad kan bidra til å balansere det sammenkoblede systemet i møte med raske variasjoner i etterspørsel og produksjon som følge av integrering av variabel og usikker vindkraft i det nordeuropeiske kraftsystemet.

Den diskrete strukturen i de europeiske elektrisitetsmarkedene er designet for kraftsystemer med relativt liten variasjon i etterspørsel og produksjon i løpet av timen. Markedsoppløsningen tar i liten grad hensyn til variasjoner innenfor timen, noe som fører til større strukturelle ubalanser når variable og mer uforutsigbare kraftkilder integreres i kraftsystemet. Den kontinuerlige optimeringsmodellen modellerer direkte slike variasjoner innenfor timen ved å representere alle tidsvarierende variabler og data som kontinuerlige kurver, med det resulterende optimaliseringsproblemet definert i form av koeffisientene til de valgte basispolynomene. Dette gjør at reguleringen og andre intertemporale begrensninger kan håndheves kontinuerlig, noe som resulterer i en mer realistisk representasjon av systemdriften.

I denne oppgaven vurderes et stilisert system bestående av tre områder som representerer deler av Nord-Europa. Systemet inneholder et vannkraftdominert norsk område, et termisk dominert tysk og nederlandsk område og et offshore vindområde i Nordsjøen, sammenkoblet med HVDC kabler. En kontinuerlig unit commitment (UC) formulering brukes til å modellere den nordeuropeiske systemdriften. Kostnaden for å dekke strukturelle ubalanser i systemet blir kvantifisert ved en kostnadssammenligning med en analog diskret UC modell for forskjellige tilfeller. Hvis forpliktelsene fra den diskret UC modellen blir implementert for systemdriften, må belastningsfrakobling innføres ettersom etterspørselen i perioder med store netto lastvariasjoner ikke kan oppfylles. Simuleringsresultatene viser at det foreslåtte kontinuerlige rammeverket reduserer systembalanseringskostnadene og perioder med stor knapphet i balanseringen av kraftsystemet.

As a part of the climate policy, a significant amount of offshore wind power is expected to be integrated into the Northern European power system in the coming years. The variable nature of wind power generation challenges the security of the power supply as the flexibility of conventional generators are pushed to their limits. Larger shares of offshore wind power result in more frequent and unpredicted changes in the power flow between connected areas, amplifying the structural imbalances in the system. Hence, large-scale offshore wind power will increase the structural imbalances and the need for balancing reserves. Cascaded hydropower is an existing energy storage technology that can provide energy and flexibility on a system scale. The Nordic power system is dominated by flexible, fast-ramping, and relatively cheap hydropower production. In contrast, a large portion of the generation mix in Central Europe still consists of conventional thermal generation with limited ramping capabilities and higher operating costs. The increasing cross-border capacity between Norway and continental Europe enables the hydropower to help balance the interconnected system when fast variations in demand and generation occur due to the integration of variable and uncertain wind power in the Northern European power system.

The discrete structure of the European day-ahead electricity markets is mainly designed for power systems with low variability in load and generation within the hour. The discrete-time resolution does not fully account for sub-hourly variations, which leads to larger structural imbalances when variable power sources are integrated into the power system. The continuous-time optimization framework directly models such sub-hourly variations by representing all time-varying data and variables as continuous curves, with the resulting optimization problem defined in terms of the coefficients of the chosen base polynomials. This allows for ramping and other inter-temporal constraints to be enforced continuously, resulting in a more realistic representation of the power system operation.

In this thesis, a stylized three-area power system representing parts of Northern Europe is considered. The power system consists of a hydro dominated Norwegian area, a thermal dominated German and Dutch area, and an offshore wind area in the North Sea, connected through \ac{HVDC} cables. A continuous-time \ac{UC} formulation is used to model the Northern European system operation. The cost of covering the structural imbalances in the system is quantified by a cost comparison to an analogous discrete-time model for different cases. If the discrete-time unit commitment is implemented for real-time operation, load shedding will be introduced since the demand in periods with high net-load ramping cannot be met. The simulation results demonstrate that the proposed framework reduces system balancing costs and the events of ramping scarcity in real-time balancing of the power system.