Integrated active and reactive power optimization in microgrids: MILP-based scheduling with P-Q capability constraints for synchronous and inverter-based generators

In the energy transition, microgrids play a key role in enhancing system flexibility and integrating renewable resources. Their potential is best exploited when combining advanced automation, control systems, and optimization models. While active power optimization has traditionally been the focus, reactive power is equally critical for ensuring voltage stability, power quality, and overall system security. This study improves an existing optimization framework developed for the microgrid at Politecnico di Milano by incorporating reactive power scheduling through a mixed-integer linear programming approach. Using linearized capability curves of a synchronous generator and an inverter-based distributed generator, the proposed model ensures that dispatch decisions are technically feasible, while complying with operational constraints and minimizing costs. This approach was tested across eight case studies, including sunny and cloudy working and holiday days in both summer and winter. Results show that integrating reactive power enhances the operational reliability of microgrids by ensuring strict adherence to generator capability limits, while also minimizing operational costs. In this context, active power sales are prioritized when day-ahead market prices exceed 100 €/MWh. While active power trading remains the dominant cost driver, the integration of reactive power allows for a more transparent assessment of overall operational expenses. This study highlights the balance between cost and reliability in reactive power management, emphasizing the importance of developing advanced modeling and pricing structures to enable seamless integration of reactive power into microgrid operations.

Nella transizione energetica, le microreti svolgono un ruolo chiave nel migliorare la flessibilità del sistema e nell'integrare le risorse rinnovabili. Il loro potenziale è sfruttato al meglio quando si combinano automazione avanzata, sistemi di controllo e modelli di ottimizzazione. Mentre l'ottimizzazione della potenza attiva è stata tradizionalmente al centro dell'attenzione, la potenza reattiva è ugualmente critica per garantire stabilità della tensione, qualità dell'energia e sicurezza complessiva del sistema. Questo studio migliora un framework di ottimizzazione esistente sviluppato per la microrete presso il Politecnico di Milano incorporando la pianificazione della potenza reattiva tramite un approccio di programmazione lineare mista-intera. Utilizzando curve di capacità linearizzate di un generatore sincrono e di un generatore distribuito basato su inverter, il modello proposto garantisce che le decisioni di distribuzione siano tecnicamente fattibili, rispettando al contempo i vincoli operativi e riducendo al minimo i costi. Questo approccio è stato testato in otto casi di studio, tra cui giornate lavorative e festive soleggiate e nuvolose sia in estate che in inverno. I risultati mostrano che l'integrazione della potenza reattiva migliora l'affidabilità operativa delle microreti garantendo la rigorosa aderenza ai limiti di capacità del generatore, riducendo al minimo anche i costi operativi. In questo contesto, le vendite di potenza attiva sono prioritarie quando i prezzi di mercato del giorno prima superano i 100 €/MWh. Mentre il trading di potenza attiva rimane il driver di costo dominante, l'integrazione della potenza reattiva consente una valutazione più trasparente delle spese operative complessive. Questo studio evidenzia l'equilibrio tra costo e affidabilità nella gestione della potenza reattiva, sottolineando l'importanza di sviluppare modelli avanzati e strutture di prezzo per consentire un'integrazione senza soluzione di continuità della potenza reattiva nelle operazioni della microrete.