Short-term hydro scheduling and hydro unit commitment of pumped storage hydropower plant with multiple variable-speed units

The increasing need for flexible resources in power systems with high renewable penetration motivates exploring how variable-speed technology can enhance the flexibility and efficiency of Pumped Storage Hydropower (PSH) plants by allowing continuous power regulation in pumping mode. This thesis addresses the Short-Term Hydro Scheduling (STHS) and Hydro Unit Commitment (HUC) problems for a PSH plant with multiple variable-speed units. The proposed two-stage methodology includes a Nonlinear Programming (NLP) formulation for plant-level STHS, followed by a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) HUC model. A key contribution is the exploitation of the fact that the presence of variable-speed units creates a continuous region of head and power combinations where the plant can operate at nearly constant and maximum overall efficiency. This justifies using an aggregated plant-based model in the STHS, allowing for the explicit treatment of nonlinear hydraulic characteristics while avoiding the complexity associated with binary variables. Crucially, this decomposition enables the inclusion of technical and operational features that would otherwise result in a large and computationally demanding single optimization problem. In particular, the HUC model introduces an innovative layer of operational decision-making by considering each unit’s operating mode (turbine or pump, fixed or variable-speed) as decision variables, capturing the trade-off between efficiency and flexibility when using full power converters (FPC). However, the decomposition introduces some loss of accuracy, especially in representing spinning reserves and participation in secondary regulation markets. The models are validated using fictitious data inspired by realistic PSH plants in Spain. The results confirm the validity of the methodology and its potential to enhance operational flexibility in future grid scenarios.

La crescente necessità di risorse flessibili nei sistemi elettrici con un’elevata penetrazione di fonti rinnovabili motiva l’esplorazione del potenziale della tecnologia a velocità variabile per aumentare la flessibilità e l’efficienza delle centrali idroelettriche a pompaggio (PSH), consentendo una regolazione continua della potenza anche in modalità di pompaggio. Questa tesi affronta i problemi di Short-Term Hydro Scheduling (STHS) e Hydro Unit Commitment (HUC) per una centrale PSH con più unità a velocità variabile. La metodologia proposta, articolata in due fasi, include una formulazione di Programmazione Non Lineare (NLP) per la pianificazione STHS a livello di impianto, seguita da un modello HUC di Programmazione Lineare Mista Intera (MILP). Un contributo chiave è lo sfruttamento del fatto che la presenza di unità a velocità variabile crea una regione continua di combinazioni di salto e potenza in cui l’impianto può operare con un’efficienza complessiva quasi costante e massima. Questo giustifica l’utilizzo di un modello aggregato a livello di impianto nella STHS, permettendo di trattare esplicitamente le caratteristiche idrauliche non lineari, evitando al contempo la complessità associata all’uso di variabili binarie. Fondamentalmente, questa decomposizione consente l’inclusione di caratteristiche tecniche e operative che altrimenti comporterebbero un singolo problema di ottimizzazione di grandi dimensioni e computazionalmente oneroso. In particolare, il modello HUC introduce un livello innovativo di decisione operativa, considerando come variabili decisionali la modalità operativa di ciascuna unità (turbina o pompa, velocità fissa o variabile), catturando il compromesso tra efficienza e flessibilità nell’uso dei convertitori di potenza totale (FPC). Tuttavia, la decomposizione comporta una certa perdita di precisione, soprattutto nella rappresentazione delle riserve rotanti e della partecipazione ai mercati di regolazione secondaria. I modelli sono stati validati utilizzando dati fittizi ispirati a i impianti PSH realistici presenti in Spagna. I risultati confermano la validità della metodologia e il suo potenziale nel migliorare la flessibilità operativa negli scenari futuri della rete elettrica.