[論文レビュー] A Stochastic-Robust Approach to Hierarchical Generation-Transmission Expansion Planning.

Maria de Lujan Latorre, G.C. Oliveira+3 more|arXiv (Cornell University)|Oct 3, 2019

Electric Power System Optimization参考文献 10被引用数 4

ひとこと要約

本稿では、中央アメリカの多国間電力市場における運用の不確実性を考慮した、確率的・ロバストな階層的アプローチを提案する。問題は3段階に分解される：統合的発電および相互接続計画、運用シナリオを生成するための生産コストシミュレーション、および改善されたベンダース分解を用いたグリーディーなウォームアップを組み込んだロバストTEN（送電線拡張計画）の実行。この手法により、中央アメリカの多国間電力市場向けに、最小コストかつシナリオに強い送電線拡張計画が得られる。

ABSTRACT

In this paper, the differences between an integrated and hierarchical generation and transmission expansion planning approaches are first described. Then, the hierarchical approach is described in detail. In general terms, in this scheme the investment decisions are made in steps, instead of an overall optimization scheme. This paper proposes a stochastic hierarchical generation-transmission expansion planning methodology based on a three-step procedure, as follows: 1. In this step, an integrated expansion planning problem of generation and interregional interconnections is solved; 2. Taking the optimal expansion plan of (generation and interconnections) into account, a production costing simulation with the detailed network representation is performed without monitoring circuit flow limits (except the ones in the interconnections, which are monitored); this simulation produces a set of optimal dispatch scenarios (vectors of bus loads and generation); 3. A Transmission Expansion Planning (TEP) model is then applied to determine the least-cost transmission expansion plan that is robust with respect to all operation scenarios of step 2, using an enhanced Benders decomposition scheme that: (a) incorporates a subset of the operation scenarios in the investment module; and (b) presents a warm-up step with a greedy algorithm that produces a (good) feasible solution and an initial set of feasibility cuts. The application of the hierarchical planning scheme is illustrated with a realistic multi-country generation and transmission planning case study of the Central America's electricity market.

研究の動機と目的

• 統合的発電および送電線拡張計画（GTEP）の計算複雑性とスケーラビリティの問題に対処するため、問題を階層的フレームワークに分解すること。
• 多様な発電および負荷シナリオに起因する運用の不確実性を考慮したロバストな送電線拡張計画（TEP）モデルの開発。
• ベンダース分解におけるグリーディーなウォームスタートアルゴリズムと、シナリオサブセットの選択的使用を組み込むことで、大規模TEPにおける解の品質と収束性の向上。
• 中央アメリカの多国間電力市場を想定した現実的で多国間の事例研究を通じた手法の妥当性の検証。ここには、国境を越えた相互接続と運用制約が反映されている。

提案手法

• ステップ1では、最適な発電および相互接続投資を決定するため、統合的発電および国境間相互接続拡張問題を解く。
• ステップ2では、最適な発電および相互接続計画を用いて詳細な生産コストシミュレーションを実施し、すべてのネットワークフロー制約（相互接続を除く）を強制しないディスpatchシナリオの集合を生成する。
• ステップ3では、ステップ2のすべてのシナリオに対して耐性を持つ最小コストの送電線拡張計画を同定するTEPモデルを定式化する。
• 計算効率を向上させるために、マスタープロブレムでシナリオのサブセットのみを用いる、強化されたベンダース分解スキームを採用する。
• 収束を加速させるために、初期の妥当な解と初期の妥当性カットのセットを生成するグリーディーなアルゴリズムを用いたウォームアップステップを実施する。
• 最終的な送電線計画が、生産コストシミュレーションから生成されたすべてのディスパッチシナリオにおいて妥当であることを保証することで、ロバスト性を確保する。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 統合的GTEPの計算負荷を、解の品質を損なわずにどのように軽減できるか？
• RQ2 ベンダース分解フレームワーク内でシナリオサブセットを使用する場合、解のロバスト性と収束性にどのような影響を与えるか？
• RQ3 グリーディーなウォームスタート戦略は、大規模システムにおけるベンダースベースのTEPの効率を顕著に向上させることができるか？
• RQ4 多国間電力システムにおいて、階層的アプローチは統合的計画と比較してコストとロバスト性の点でどのように異なるか？
• RQ5 送電線拡張計画におけるロバスト性を保証するには、どの程度の運用シナリオの多様性が必要か？

主な発見

• 階層的アプローチにより、一度に全統合GTEP問題を解く場合と比較して、計算複雑性が顕著に低減された。
• ベンダース分解におけるシナリオサブセットの使用は、ロバスト性を維持しながら計算効率を向上させた。
• グリーディーなウォームアップステップにより、高品質な初期妥当解が得られ、収束に必要なベンダース反復回数が削減された。
• 最終的な送電線拡張計画は、生産コストシミュレーションから生成されたすべてのディスパッチシナリオにおいて、ロバストに妥当であった。
• この手法により、多様なシステム状態下でもすべての運用制約を満たす最小コストの送電線拡張計画が的確に同定された。
• 事例研究により、この手法が現実の多国間電力市場環境において、実用的かつ効果的であることが示された。