Chiến lược đấu thầu tối ưu cho hệ thống tích trữ năng lượng bơm biến thiên trong các thị trường điện ngày hôm sau và dự trữ phục hồi tần số

Springer Science and Business Media LLC - Tập 10 - Trang 273-297 - 2018
Jorge Filipe1,2, Ricardo J. Bessa1, Carlos Moreira1,2, Bernardo Silva1
1INESC Technology and Science (INESC TEC), Porto, Portugal
2Faculty of Engineering, University of Porto, Porto, Portugal

Tóm tắt

Lưu trữ năng lượng bơm biến thiên là một công nghệ quy mô lớn đầy sáng tạo đang được triển khai trên toàn thế giới. Ngoài việc thực hiện giao dịch giá và cung cấp dự trữ thay thế giảm, tính linh hoạt trong hoạt động của nó cho phép cung cấp dự trữ phục hồi tần số (FRR) cả ở chế độ tua-bin và bơm. Công trình này đề xuất một chiến lược tối ưu hóa đấu thầu cho việc tham gia vào thị trường FRR. Khung đề xuất bao gồm một mô-đun trung hạn để phân bổ tối ưu lượng nước tự nhiên hàng năm, đại diện cho những tổn thất điện và thủy lực trong các đường cong nước vào/năng lượng, cũng như các kỹ thuật dự báo để tiên đoán giá thị trường và lượng nước tự nhiên. Hơn nữa, nó không giả định có kiến thức trước về lượng công suất FRR đã được kích hoạt. Một mô-đun đánh giá cũng được đề xuất để sao chép hoạt động "thực" của nhà máy điện và cho phép tính toán chính xác doanh thu. Một so sánh giữa các đơn vị lưu trữ năng lượng bơm (PSP) cố định và biến thiên tham gia vào thị trường điện Iberia cho thấy doanh thu tăng gần 12%. Do tính thanh khoản thấp của thị trường FRR ở Bồ Đào Nha, và công suất đáng kể của đơn vị PSP, trong một số tình huống cụ thể, có thể cần giới hạn kích thước của đấu thầu FRR để giảm thiểu sự khác biệt giữa doanh thu dự kiến và doanh thu thực tế.

Từ khóa

#Lưu trữ năng lượng bơm #đấu thầu tối ưu #dự trữ phục hồi tần số #thị trường điện #Bồ Đào Nha

Tài liệu tham khảo

Aneiros, G., Vilar, J.M., Cao, R., Roque, A.M.S.: Functional prediction for the residual demand in electricity spot markets. IEEE Transactions on Power Systems 28(4), 4201–4208 (2013). https://doi.org/10.1109/TPWRS.2013.2258690 Angarita, J.M., Usaola, J.G.: Combining hydro-generation and wind energy: biddings and operation on electricity spot markets. Electric Power Systems Research 77(5–6), 393–400 (2007). https://doi.org/10.1016/j.epsr.2006.03.019. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378779606000940 Barbour, E., Wilson, I.G., Radcliffe, J., Ding, Y., Li, Y.: A review of pumped hydro energy storage development in significant international electricity markets. Renewable and Sustainable Energy Reviews 61, 421–432 (2016). https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.04.019. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032116300363 Beguin, A., Nicolet, C., Kawkabani, B., Avellan, F.: Virtual power plant with pumped storage power plant for renewable energy integration. In: Proc. of the XXI International Conference on Electrical Machines (ICEM 2014). Berlin, Germany (2014) Bradbury, K., Pratson, L., Patiño-Echeverri, D.: Economic viability of energy storage systems based on price arbitrage potential in real-time U.S. electricity markets. Applied Energy 114, 512–519 (2014). https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2013.10.010. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0306261913008301 Chazarra, M., Pérez-Díaz, J.I., García-González, J.: Optimal operation of variable speed pumped storage hydropower plants participating in secondary regulation reserve markets. In: Proc. of the 11th International Conference on the European Energy Market (EEM14). Krakow, Poland (2014) Chazarra, M., Pérez-Díaz, J.I., García-González, J.: Optimal energy and reserve scheduling of pumped-storage power plants considering hydraulic short-circuit operation. IEEE Transactions on Power Systems 32(1), 344–353 (2017). https://doi.org/10.1109/TPWRS.2016.2545740 Connolly, D., Lund, H., Finn, P., Mathiesen, B., Leahy, M.: Practical operation strategies for pumped hydroelectric energy storage (phes) utilising electricity price arbitrage. Energy Policy 39(7), 4189–4196 (2011). https://doi.org/10.1016/j.enpol.2011.04.032. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421511003156. (Special section: Renewable energy policy and development) Council: Challenges and opportunities for new pumped storage development. NHA’s Pumped Storage Development Council, National Hydropower Association (2014). https://www.hydro.org/wp-content/uploads/2017/08/NHA_PumpedStorage_071212b1.pdf ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos: Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema do Setor Elétrico (2014) Filipe, J.M., Moreira, C.L., Bessa, R.J., Silva, B.A.: Optimization of the variable speed pump storage participation in frequency restoration reserve market. In: 2016 13th International Conference on the European Energy Market (EEM), pp. 1–6 (2016). https://doi.org/10.1109/EEM.2016.7521336 Fodstad, M., Henden, A.L., Helseth, A.: Hydropower scheduling in day-ahead and balancing markets. In: 2015 12th International Conference on the European Energy Market (EEM), pp. 1–5 (2015). https://doi.org/10.1109/EEM.2015.7216726 García-González, J., Parrilla, E., Mateo, A., Moraga, R.: Building optimal generation bids of a hydro chain in the day-ahead electricity market under price uncertainty. In: Proc, of the 9th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems (PMAPS 2006). Stockholm, Sweden (2006) Gurobi Optimization, Inc.: Gurobi optimizer reference manual (2016). http://www.gurobi.com Helseth, A., Fodstad, M., Mo, B.: Optimal medium-term hydropower scheduling considering energy and reserve capacity markets. IEEE Transactions on Sustainable Energy 7(3), 934–942 (2016). https://doi.org/10.1109/TSTE.2015.2509447 Hyndman, R., Fan, S.: Density forecasting for long-term peak electricity demand. IEEE Transactions on Power Systems 25(2), 1142–1153 (2010) Jaeger, E.D., Janssens, N., Malfliet, B., Meulebroeke, E.V.D.: Hydro turbine model for system dynamic studies. IEEE Transactions on Power Systems 9(4), 1709–1715 (1994). https://doi.org/10.1109/59.331421 Kanakasabapathy, P., Swarup, K.S.: Bidding strategy for pumped-storage plant in pool-based electricity market. Energy Conversion and Management 51(3), 572–579 (2010). https://doi.org/10.1016/j.enconman.2009.11.001. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S019689040900421X Lagarto, J., Fernandes, F., Sousa, J.A.M., Santana, J., Martins, B.: Optimal scheduling of a pumped storage hydro unit in the day-ahead and secondary reserve electricity market. In: 2015 12th International Conference on the European Energy Market (EEM), pp. 1–5 (2015). https://doi.org/10.1109/EEM.2015.7216752 Louvet, R., Neto, A., Billet, L., Passelergue, J.: Smart dispatch of variable-speed pump storage plants to facilitate the insertion of intermittent generation. In: Proc. of the International Council on Large Electric Systems-CIGRÉ 2016 (2016) Nicolet, C., Beguin, A., Kawkabani, B., Pannatier, Y., Schwery, A., Avellan, F.: Variable speed and ternary units to mitigate wind and solar intermittent production. In: Proc. of the 2014 HydroVision International. Nashville, TN (2014) Pannatier, Y., Kawkabani, B., Nicolet, C., Simond, J.J., Schwery, A., Allenbach, P.: Investigation of control strategies for variable-speed pump-turbine units by using a simplified model of the converters. IEEE Transactions on Industrial Electronics 57(9), 3039–3049 (2010). https://doi.org/10.1109/TIE.2009.2037101 Pedregosa, F., Varoquaux, G., Gramfort, A., Michel, V., Thirion, B., Grisel, O., Blondel, M., Prettenhofer, P., Weiss, R., Dubourg, V., Vanderplas, J., Passos, A., Cournapeau, D., Brucher, M., Perrot, M., Duchesnay, E.: Scikit-learn: machine learning in python. Journal of Machine Learning Research 12, 2825–2830 (2011) Pérez-Díaz, J.I., Chazarra, M., García-González, J., Cavazzini, G., Stoppato, A.: Trends and challenges in the operation of pumped-storage hydropower plants. Renewable and Sustainable Energy Reviews 44, 767–784 (2015) Pérez-Díaz, J.I., Jiménez, J.: Contribution of a pumped-storage hydropower plant to reduce the scheduling costs of an isolated power system with high wind power penetration. Energy 109, 92–104 (2016). https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.04.014. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544216304121 Sampaio, G.S., Saraiva, J.T., Sousa, J.C., Mendes, V.T.: Optimization of the operation of hydro stations in market environment using genetic algorithms. In: 2013 10th International Conference on the European Energy Market (EEM), pp. 1–8 (2013). https://doi.org/10.1109/EEM.2013.6607278 Sivakumar, N., Das, D., Padhy, N.: Variable speed operation of reversible pump-turbines at kadamparai pumped storage plant—a case study. Energy Conversion and Management 78, 96–104 (2014). https://doi.org/10.1016/j.enconman.2013.10.048. http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0196890413006833 Sousa, J., Saraiva, J., Kokkinogenis, Z., Rossetti, R.: Operation planning of hydro power plants using agent based models. In: Proc. of MedPower 2014 (2014) Sousa, J.C., Mendes, V.T., Saraiva, J.T.: Estimation of the remuneration of hydro plants in a market environment using an iterative under-relaxation approach. In: Proc. of the IEEE PowerTech Conference 09. Bucharest, Romania (2009) Suul, J.A.: Variable Speed Pumped Storage Hydropower Plants for Integration of Wind Power in Isolated Power Systems. INTECH Open Access Publisher, London (2009) Vu, K., Masiello, R., Fioravanti, R.: Benefits of fast-response storage devices for system regulation in iso markets. In: 2009 IEEE Power Energy Society General Meeting, pp. 1–8 (2009). https://doi.org/10.1109/PES.2009.5275922