[論文レビュー] Resilient Unit Commitment for Day-ahead Market Considering Probabilistic Impacts of Hurricanes

Tianyang Zhao, Huajun Zhang+3 more|arXiv (Cornell University)|Nov 18, 2019

Electric Power System Optimization被引用数 7

ひとこと要約

本稿は、ハリケーンの脅威下におけるレジリientなデイ・アヘッドユニットコミットメントを目的とした二段階のレジリエンス最適化フレームワークを提案する。時間変動する送電線故障確率と修復ダイナミクスを確率制約付きロバスト不確実性集合を用いて統合し、不確実性集合の過剰な保守性を低減するとともに、最悪の送電線故障シナリオを特定し、負荷遮断と発電制限を recourse 動作として活用したプロアクティブスケジューリングを可能にすることで、システムのレジリエンスを向上させる。IEEE-24および二エリアの RTS-1996 システムを用いた実験により、費用と信頼性の両面で測定可能な改善効果が確認された。

ABSTRACT

In the face of extreme events, e.g., hurricanes, the transmission systems, especially the transmission lines, are affected across time and space. To mitigate these impacts on the day-ahead market from a probabilistic perspective, a resilient unit commitment (UC) problem is formulated as a two-stage robust optimization (RO) problem. In the first stage, the status, energy, and reserves of generators are pre-scheduled to minimize the operational cost, responding to the worst line failure scenario in the operating day. The failure, operation status, and repair of transmission lines are depicted by a novel robust uncertainty set with chance constraint considering the repair of failed lines. This chance constraint is reformulated to its deterministic equivalence. Using both load shedding and generation curtailment, a recourse problem is formulated in the second stage considering the time-varying transmission lines operation status. The formulated RO problem is solved using a column-and-constraint generation scheme. Simulations are conducted on IEEE-24 and two-area IEEE reliability test system-1996 under hurricanes and results verify the effectiveness of the proposed method on the conservation of uncertainty set, worst-case line failure scenario detection and repair preparedness.

研究の動機と目的

• ハリケーンによって引き起こされる確率的で時間変動する送電線故障を、デイ・アヘッド市場スケジューリングにおいて適切に扱う課題に取り組む。
• 送電線の修復ダイナミクスと故障確率をユニットコミットメント意思決定に統合することで、システムのレジリエンスを向上させる。
• 従来のロバスト最適化における保守性を低減するため、時間変動パrameterを用いて故障確率をモデル化する。
• 与えられた故障確率の閾値下で最悪の送電線故障シナリオを系統的に特定する。
• 極端な気象条件下における相互接続されたシステムにおける発電所および tie-line 操作者に対して、実行可能な指針を提供する。

提案手法

• 最初の段階で、最悪の送電線故障シナリオ下で発電機のコミットメント、電力供給、予備力の事前スケジューリングを行う二段階のロバスト最適化問題を定式化する。
• ハリケーンに起因する風速および降雨量パラメータに基づき、時間変動する送電線故障確率を統合した、革新的なロバスト不確実性集合を構築する。
• 故障および修復状態を表すバイナリ変数を用いて、送電線の修復プロセスを不確実性集合に組み込み、修復時間は固定パラメータとしてモデル化する。
• 故障確率が閾値を超える確率を制限するための確率制約を適用し、解法の容易さを確保するため、決定的同等形に再定式化する。
• 二段階構造を扱うために、列と制約の生成（C&CG）アルゴリズムを用いて、得られた混合整数二次錐計画問題を解く。
• 送電線故障状態をベルヌーイ分布でモデル化し、故障確率は風速や降雨量などの気象パラメータから導出する。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 ハリケーンに起因する送電線故障の不確実性を、故障確率の時間的・空間的変動を的確に捉える形でどのようにモデル化できるか？
• RQ2 不確実性集合に修復ダイナミクスを組み込むことで、従来のロバスト最適化における保守性はどの程度低減されるか？
• RQ3 与えられた故障確率の閾値下で最悪の送電線故障シナリオは何か、そしてそれがどのように系統的に特定できるか？
• RQ4 修復時間を組み込むことで、レジリエンスユニットコミットメントにおける運用コストと負荷遮断にどのような影響が生じるか？
• RQ5 相互接続されたシステムはハリケーンの影響に対してどのように反応するのか、そして tie-line フローはレジリエンスにおいて果たす役割は何か？

主な発見

• 提案された不確実性集合は、従来のロバスト手法と比較して保守性が低減しており、同等の故障シナリオ下でより低い一次段階の運用コストが実現された。
• K=7 の場合、系統分離に起因する発電制限が 17.41 MWh 発生しており、複数の送電線故障がブラックスタートの課題を引き起こす可能性を示している。
• 負荷遮断は K=2 時の 17.81 MWh から K=7 時の 43.08 MWh に増加するが、線形的ではなく、故障回数の増加に伴う非単調なシステムストレスを示している。
• 二エリアの IEEE RTS-1996 システムでは、運用コストの変動が 1.4M–1.4M USD にとどまり、IEEE-24 システムと比較して高いレジリエンスを示している。
• シナリオIIIでは、線路19が23:00までに修復されたため、母線14の負荷遮断が完全に解消された。これは、修復計画の有効性がシステムの十分性回復に寄与することを示している。
• 最悪の故障シナリオ検出は、連続して故障した場合に段階的負荷遮断を引き起こす重要な線路（線路19および23）を的確に同定した。