Power System Economics Power System Economics and Market ...

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Starting Case with Overloads on High-. Voltage Grid. N t f. Note use of. Emphasis, . Dynamic. Formatting, and dynamically- sized pie hcarts on one-line diagram.
Power System Economics  and Market Modeling M8: Developing an LMP Analysis for a  Large Case

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LMP Analysis: Outline • Sample PJM study: process overview – One possible “step by step” approach for  developing LMP Analysis on a large case – Use of Super Area to model ISO control – Unenforceable constraints

• More on unenforceable constraints and other  OPF challenges

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Sample PJM Study

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Process Overview • Case Development – Select area(s) of interest for study – Establish the set of OPF controls: OPF, unit commitment, and AGC  settings – Establish the set of OPF constraints: Limit Monitoring settings

• Load cost curves for thermal generators • Solve unconstrained OPF for area lambdas • Set hydro dispatch to historical levels and hydro cost curves  to unconstrained area lambdas • Solve OPF • Review results, analyze unenforceable constraints, and  iterate process as necessary

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Case Development Suggestions • Full OPF analysis on a large case may be time  consuming • For extremely congested cases, there may be  no solution that satisfies all constraints • For meaningful results, it is recommended that  the scope of analysis be limited to a region of  interest such as a few control areas or a single  RTO territory M8: LMP Large System

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Case Development Suggestions • Align the part of the system to be optimized  with the generator controls to remove the  constraints • Do not monitor elements in the part of the  system not on OPF control • Only place the part of the system to be studied  on OPF control

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Eastern.pwb

Eastern Interconnect Case • Load the Eastern.pwb case – 3964 total generating units – 143 branch thermal violations in base case

• Suppose we wish to model an LMP market for  the Eastern portion of the PJM Interconnect – 11 separate control areas – 593 total generating units, 407 committed  generating units – 37 branch thermal violations in base case M8: LMP Large System

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Starting Case with Overloads on High‐ Voltage Grid Note use of  Emphasis,  Dynamic  Formatting,  and  dynamically‐ sized pie  charts on  one‐line  diagram M8: LMP Large System

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Case Development • Area/Zone Filters: show areas 25‐35 only • OPF Controls – Set areas 25‐35 on OPF control – Set AGC to YES for all generators in areas 25‐35  except hydro (settings stored in cost curve aux file)

• Limit Monitoring Settings – Report limits for areas 25‐35 only, 100 kV and  above – Do not monitor radial lines M8: LMP Large System

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Limit Monitoring

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Cost Curves • Load cost curves for thermal units: stored in aux file  M08_LMP Large System\EasternCostCurvePJM.aux

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Solve Unconstrained OPF • Do not enforce branch or interface constraints

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Set Cost Curves for Hydro Units • For each Hydro Unit (advanced filter Hydro PJM) – Set offer price (MWh Price 1) equal to MW Marginal  Cost of its bus – Set AGC = YES

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Solve Constrained OPF • Enable constraint enforcement (on Constraint Options) • Solve OPF, note several unenforceable constraints

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LMP Contour • Note high LMPs on receiving end of constrained  lines and areas with low reserve margin

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Effect of Line Constraints ROXBURY

0.0 MW 0.0 Mvar

Bus: ROXBURY (221) Nom kV: 115.00 Area: PENELEC (26) Zone: PN 115KV (5) 0.99 pu 114.17 KV 22.42 Deg 329.56 $/MWh

0.00 MW 0.00 Mvar

ID 1

A

15.9 MW 10.1 Mvar 18.8 MVA

109.3 MW -26.9 Mvar 112.6 MVA

87%

0.9780 tap

MVA

A

CKT 1 ROXBURY

A

99%

233

01GRANDP 20187 0.98 pu 135.84 KV AP 0.00 $/MWh

Note difference in  LMP on each end  of constrained line

A

Amps

etc…

Amps

CKT 1 CARLISLE 205 0.99 pu 113.87 KV 275.59 $/MWh

CKT 1 SHADE GP 223 1.01 pu 116.61 KV -448.11 $/MWh

86%

0.9790 tap

MVA

CKT 1 ROXB SUB 256

CARL PKE 260

CARLISLE 205 0.99 pu 113.87 KV 275.59 $/MWh

LMP

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18.6 MW -1.9 Mvar 18.7 MVA

112.0 MW 18.7 Mvar 113.6 MVA

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Options for Further Analysis • Increase available units (and reserve margin) in  areas with limited supply – Many generators at their max output – Only 4.4% operating reserves – A competitive market would likely have more units  committed – more controls

• Place PJM Areas on Super Area Control

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Unit Commitment and Reserves • Most generators in high‐LMP area DP&L on  Delmarva Peninsula are at max

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PJM Super Area Hydro Price = $57

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Options for Further Analysis • Check sensitivities on unenforceable constraints – Optionally ignore or raise limits, change unit  commitment, or include demand response (curtailable load) – Some unenforceable constraints may be unavoidable  due to load pockets

• Incorporate contingencies with Contingent  Interfaces (flowgates) • Change cost curves (e.g. model a 10% increase in  fuel cost) M8: LMP Large System

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Unenforceable Constraints • Examine LP Basis Matrix • Run multiple element TLR on overloaded lines  to understand relationship between flows and  generator and load values

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LP Basis Matrix • Marginal controller sensitivities have very low  absolute value – suggests presence of load pockets • The sensitivity vector of each control has a mix of  signs – adjusting the control to relieve one  constraint makes another worse

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Multiple Element TLR • TLR on overloaded  lines with Super Area  as buyer • Negative values on de‐ committed generators  indicate units that may  relieve congestion if  committed • Positive values on  committed generators  (especially those at  Min MW) indicate that  de‐committing may  help M8: LMP Large System

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Multiple Element TLR • Add ETLR field to  generator display and sort • Note how committed  units with most negative  ETLR are generally maxed  out • Try committing more units  with negative ETLR or  those with highest  product of ETLR and Max  MW (custom expression  “TLR Potential”)  • Solve power flow, then Re‐ solve OPF M8: LMP Large System

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Demand Response • Loads may have benefit functions, allowing them  to respond to price signals in the OPF • Load the aux file EasternLoadBenefitModels.aux:  includes benefit functions for 156 loads that  impact unenforceable constraints • Enable load  controls in  OPF Options  and Results and re‐solve  OPF M8: LMP Large System

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Demand Response • OPF Load Records display or Difference Flows  may be used to identify curtailed loads and  marginal benefit • Unenforceable  constraints due  to load pockets  are relieved

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Price Contour with Demand Response

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Incorporate Contingencies with  Flowgates • Load EasternContingentInterfaces.aux • Each flowgate interface includes a monitored  element and a contingent element • Make sure Contingent Interface Elements are  Enforced in OPF (Simulator Options ‐> General  tab or OPF ‐> Interfaces Display) • Re‐solve OPF

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More on OPF Challenges

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OPF Formulation and Solution • More on Unenforceable Constraints – Radial Elements – Mvar loops in AC power flow – Unusual modeling parameters

• Insufficient Reserves: not enough controls to  satisfy area ACE constraint • Too Much Power Transfer

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Eastern2.pwb

Analysis of Unenforceable Constraints • Example: Load Eastern2.pwb (has cost info) • Choose Add Ons ribbon tab  Primal LP – We end up with 46 unenforceable constraints

• Of these many seem to be caused by radial – Change Limit Monitoring Settings to Ignore Radial  Lines and Buses • Radial Bus is connected to the system by only one  transmission line • Radial Line is a line connected to a radial bus.

– Choosing this reduces the unenforceable list to 30  constraints. M8: LMP Large System

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Unenforceable Constraints • If you look at the MW and MVar flows on these  lines you’ll find that many have VERY large  MVar flows – Add Columns for Max MW and Max MVar on Add  Ons ribbon tab  OPF Case Info  OPF Lines and  Transformers

• If you look through the case, you’ll find many  very strange LTC tap ratio settings • Also some are due to phase‐shifters being in  series with an overloaded branch M8: LMP Large System

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Reset LTC Taps • Set all transformers on LTC control to a tap  ratio of 1.00 – AUX File: M08_LMP Large  System\Eastern2ChangeTransformers.aux

• Re‐solve power flow, then OPF • May also examine Circulating Mvar Flows – Tools ‐> Connections ‐> Find Circulating MW or  Mvar Flows – Check relative tap ratios in Flow Cycles with high  Loss Mvar Reduction M8: LMP Large System

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Unenforceable Constraints • This results in a reduced list of 20  unenforceable constraints

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Phase‐Shifting Transformers • Phase Shifters have three control options – None – leave at a fixed angle – Power Flow – Allow the power flow solution to  dispatch according to the MW setpoints of the  controller – OPF – Allow the OPF’s linear program to “dispatch” the  transformer for a more global optimization

• OPF phase‐shifter control is often necessary if load  is varied with the time‐step simulation, unless  appropriate phase‐shifter control settings are  known for each load level M8: LMP Large System

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Use Caution with Phase‐Shifter OPF  Control • Phase‐shifter setpoints are often important for stability • The setpoints may vary with load or seasonal generation  pattern • Options to consider: – ignore MVA/Amp limit enforcement where obvious conflicts  occur between limit and phase‐shifter setpoints (e.g.  overloaded line in series with phase‐shifter) – allow only a few phase shifters to operate on OPF control  where it is known that stability margins are sufficient – choose to Enforce MW Regulation Limits in OPF (branch  field for phase‐shifters) – tighten the angle limits of phase shifters to limit range of  OPF dispatch M8: LMP Large System

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Conflict between Phase‐Shifter  Setpoint and Line Limits WP PH.S1 Bus: WP PH.S1 (6372) Nom kV: 34.50 Area: BGE (32) Zone: 32 (32)

0.00 MW 0.00 Mvar

1.01 pu 34.80 KV -43.78 Deg -2293.83 $/MWh

64.8 MW -11.9 Mvar 65.9 MVA 45.00 MVA

64.8 MW 11.9 Mvar 65.9 MVA 41.00 MVA

A

161%

1.0000 tap

MVA A

Phase‐shifter  setpoint is 60.3 – 72.9 MW, but line  limits are