N-1 security-constrained OPF algorithm for nodal pricing computation

In the European context of zonal energy markets, recently transitioned to a single, integrated Day-Ahead Market, the transmission network is modeled through equivalent connections between zones, characterized by a maximum transmission capacity: the framework given by the Capacity Allocation and Congestion Management (CACM), from Commission Regulation (EU) 2015/1222, has established a periodical monitoring on behalf of the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), able to trigger model-based bidding zones reviews. An AC Security-Constrained Optimal Power Flow (SC-OPF) algorithm, suitable for the calculation of Locational Marginal Prices (LMPs), is here proposed and tested on a real model of a national Transmission System for actual system conditions: these nodal market indicators are intended to be processed for the mentioned purpose of bidding zones review by clustering algorithms. The proposed electrical model accurately encompasses some important features of a modern national transmission network: generators with simplified capability curves, regulating transformers simulation, voltage control constraints, quadratic branch current limits in N conditions, N-1 corrective security constraints referred to branch outages. The maximization of total surplus is chosen as objective of the Optimal Power Flow problem. Basic N security constraints are firstly included, preventing optimum branch currents from exceeding the branches thermal limits in N conditions, i.e. assuming that all the electrical components of the network are on stream. Secondly, a non-direct iterative approach is proposed, bringing the advantage of a reasonable computational cost, and specific algorithms are developed, for the integration of implicit N-1 current constraints. Within the N-1 algorithm, the proposed method of contingency analysis is a non-approximated iterative Power Flow. For the examined case, the proposed SC-OPF algorithm has been able to produce both a N-secure solution and a N-1-secure solution. The obtained LMPs (i) incorporate the effects of the active-reactive coupling, the network losses and the grid constraints, namely the congestions, in the form of active N and N-1 current limits, and the active voltage control constraints, (ii) are able to show how prices are linked to topology. While, with differences related to topology and operating conditions, the market clearing resulting from a DC OPF is generally not able to yield a practical solution, the AC model employed in the present work achieves: (i) a modeling of the voltage-reactive problem in terms of system security, (ii) the inclusion of reactive power flows, (iii) an anticipated management of reactive power with respect to real-time, (iv) the inclusion of regulating transformers.

Nel contesto europeo dei Mercati del Giorno Prima, organizzati come mercati zonali e recentemente accoppiati in un mercato unico, la rete di trasmissione è modellizzata in ciascun Paese tramite connessioni equivalenti interzonali, caratterizzati da una capacità di trasmissione massima: nel quadro del regolamento (UE) 2015/1222, prodotto dalla Commissione che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione della congestione (CACM), è stato stabilito un monitoraggio periodico da parte dell'associazione degli operatori dei sistemi di trasmissione europei (ENTSO-E), capace di innescare delle revisioni delle zone di mercato di tipo model-based. Un algoritmo di AC Optimal Power Flow con vincoli di sicurezza (SC-OPF), adatto al calcolo di prezzi nodali (LMP), viene qui proposto e testato su un modello reale di rete nazionale per condizioni operative reali: in particolare, si suppone che tali indicatori di mercato nodali debbano poi essere processati da algoritmi di clustering a scopo di revisione delle zone di mercato. Il modello elettrico AC che viene proposto include alcune importanti caratteristiche di una moderna rete di trasmssione nazionale: generatori con curve di capability semplificate, simulazione dei trasformatori di regolazione, vincoli di controllo della tensione, limiti quadratici di corrente in condizioni N, vincoli di sicurezza N-1 correttivi riferiti a scatti linea. La massimizzazione del surplus totale è scelta come obiettivo del problema di SC-OPF. Per primi sono introdotti i basilari vincoli di sicurezza N, che impediscono alle correnti di ottimo di superare i limiti termici delle linee in condizioni N, cioè assumendo che tutti i componenti della rete siano regolarmente in servizio. Poi, un approccio iterativo non-diretto viene proposto, con il vantaggio di un costo computazionale ragionevole, e specifici algoritmi vengono sviluppati, per l'integrazione di vincoli di sicurezza N-1 impliciti. Per l’algoritmo N-1 non-diretto, il metodo di analisi delle contingenze che viene proposto è un Power Flow iterativo non approssimato. Per il caso esaminato, l'algoritmo di SC-OPF proposto è stato in grado di produrre sia una soluzione N-sicura che una soluzione N-1. I prezzi nodali ottenuti (i) incorporano gli effetti dell'accoppiamento attivo-reattivo, le perdite di rete e i vincoli di rete, cioè le congestioni, in forma di vincoli N e N-1 attivi, e i vincoli di controllo della tensione attivi, (ii) mostrano come i prezzi nodali siano legati alla topologia. Mentre, con differenze dovute alla topologia e alle condizioni operative, l'equilibrio del mercato risultante da un OPF con modello DC non è in generale capace di generare una soluzione praticamente applicabile, il modello di AC OPF presentato in questo lavoro realizza: (i) una modellizzazione del problema reattivo e della tensione in termini di sicurezza, (ii) l'inclusione dei flussi di potenza reattiva, (iii) una gestione anticipata del dispacciamento reattivo rispetto al tempo reale, (iv) l'inclusione dei trasformatori di regolazione.