Nelinearna optimizacija planiranja i eksploatacije elektroenergetskih sistema primenom Interior Point algoritama

Abstract

U doktorskoj disertaciji je korišćen nelinearni (AC) Primalno-Dualni Interior Point (PDIP) algoritam optimalnih tokova snaga (OPF - “Optimal Power Flow”) za rešavanje regionalnog tržišta električne energije sa više povezanih entiteta (lokalnih tržišta). PDIP OPF algoritam je implementiran kroz simultano modelovanje proizvođača i potrošača električne energije (opisanih ponudama blokova prodaje/kupovine električne energije sa kojima pristupaju tržištu), pri čemu se kroz optimizaciju maksimizira socijalna dobit tržišta električne energije elektroenergetskog sistema (EES-a). Izvršena je adaptacija algoritma za alokaciju gubitaka transakcijama za alokaciju gubitaka na pojedine čvorove i/ili proizvođače/potrošače u EES-u. Uvodeći određene modifikacije, ova metodologija se može uspešno koristiti za alokaciju sistemskih gubitaka na pojedine entitete u interkonekciji, pri čemu entiteti mogu biti nezavisni operatori sistema (ISO - “Independent System Operator”) ili operatori prenosnog sistema (TSO - “Tran-smission System Operator”). Faktori za alokaciju gubitaka se dobijaju numeričkom integra-cijom, kroz proračun razlike gubitaka između punog i nultog injektiranja generatora/potro-šača, koji se dobijaju proračunom tokova snaga za interkonekciju (regionalno tržište) koju čini više povezanih entiteta. Korišćeni model tokova snaga je nelinearan, zbog čega je korišćen iterativni Newton-Raphson-ov model proračuna tokova snaga za različite vrednosti injektiranja aktivne snage [od 1 % (nulto) do 101 % (puno), data u odnosu na bazno injektiranje]. Proračun se sprovodi za sve proizvodne/potrošačke jedinice unutar povezanih entiteta (ISOs ili TSOs). Umesto proračuna faktora kojima se zadaje proporcionalno učešće generatora/potrošača u sistemskim gubicima, u svakoj grani EES-a se primenom algoritma integracione putanje izračunavaju promene gubitaka aktivne snage pri promenama injektiranja generatora/potrošača od nultog do punog (datih u odnosu na bazne vrednosti).

In this PhD nonlinear (AC) Primal-Dual Interior Point (PDIP) Optimal Power Flow (OPF) is used to solve the regional spot market with several interconnected utilities (local markets). The PDIP OPF is implemented such that producers and consumers behavior is modeled simultaneously (by submitted bid curves to the power market), while at the same time social welfare is maximized. An adaptation of transaction loss allocation algorithm to system loss allocation is proposed. By making certain modifications this type of methodology could be used to successfully allocate the power system losses to different utilities within an interconnected power markets, such as Independent System Operator (ISO) or Transmission System Operator (TSO). Loss allocation factors are numerically integrated to calculate a difference in losses between full and null generator/load injection cases in power flow solutions for several interconnected areas (utilities). The used power flow model is highly nonlinear, but this time we solve Newton-Raphson power flow at various active power injection points [from 1 % (null) to 101 % (full) of base case level] until calculation is over for different generation or load entities within different utilities (ISOs or TSOs). Instead of calculating factors to determine the proportional contribution of electric power production/load units to losses, in each individual branch in a power system, the path integration methodology is used to calculate change in active power losses between null to full generation/load levels, where these levels are based on the base condition.