Wind power integration in electrical networks with transmission congestion: operational complications and efficient solutions

Nature's ecological and geophysical balance, security of supply, and access to affordable electrical energy are threatened by increasing reliance on diminishing fossil fuels. These threats have motivated the consideration of alternative energy options, most notably renewables. Thus, as a clean and relatively free energy resource fairly abundant in many areas of the world, wind has gained significant attention. Variability and uncertainty of wind power, however, bring about operational challenges such as frequent cycling and suboptimum operation of conventional generating units, more reserve requirement and reduced capacity factor as well as very high or very low (even negative) energy prices due to out of merit dispatch. The more congested the power grid is, the more severe the challenges are. The added variability and uncertainty also introduce complexities into simulation tools used to study these challenges and, most notably, into unit commitment. A major concern here is the added computational burden due to the numerous probable wind power scenarios that must be examined when scheduling the ensemble of generating units for the short-term (day-ahead) operation. The thesis first studies the short-term techno-economic complications of wind integration in congested power grids using both theory and simulations. A Trans-Canadian Grid is introduced as a potential real-world example of a nation-wide balancing area whose various benefits include facilitating large-scale wind power integration. The thesis then presents two efficient variations of the unit commitment with wind power generation; (i) reduced security-constrained unit commitment or R-SCUC and (ii) generalized sigma or G-Sigma unit commitment. The first variation is based on the concept of Loadability Sets and reduces the computational burden significantly by doing away with the reserve-deployment generation variables under each individual scenario. The second variation extends the traditional 3σ approach based on the extreme levels of the single-dimensional system residual demand (demand minus wind power) to one based on the extreme levels of the random multi-dimensional bus residual demands or, alternatively, the random multidimensional system residual demand and line power flows. Core to both of these variations are transmission constraints, an aspect not treated in earlier efforts.L'équilibre écologique, la sécurité de l'approvisionnement, et l'accès à l'énergie électrique économique sont menacés par la dépendance croissante sur les combustibles fossiles, une source énergétique de plus en plus chère et introuvable. Ces inquiétudes ont motivé l'examen d'alternatives, notamment les énergies renouvelables. Or, étant une source d'énergie propre, relativement peu couteuse, et assez abondante à travers le monde, l'énergie électrique éolienne attire beaucoup d'attention. Cependant, la variabilité et l'incertitude du vent apportent des défis opérationnels tels que des fluctuations fréquentes et sous-optimales dans l'exploitation des unités conventionnelles de production. Pareillement, l'énergie électrique éolienne exige plus de réserve et donne lieu à un facteur de capacité réduit en plus qu'à des prix périodiquement très hauts ou très bas (mêmes négatifs) attribués à l'exploitation au-delà du point optimal. D'ailleurs, plus le réseau de transport est congestionné, plus les défis deviennent sévères. La variabilité et l'incertitude introduites par l'énergie éolienne augmentent également la complexité des outils de simulation utilisés pour étudier ces effets, particulièrement en ce qui concerne l'engagement des groupes pour chaque heure du jour suivant. Ce qui est particulièrement préoccupant est l'effort de calcul dû aux nombreux scénarios d'énergie éolienne qui doivent être examinés pour réaliser un tel ordonnancement. Par la voie théorique et par simulation, cette thèse étudie premièrement les complications techno-économiques à court-terme dû à l'intégration de l'énergie éolienne dans des réseaux électriques congestionnés. La notion d'un réseau transcanadien est introduite comme exemple d'un réseau couvrant un grand territoire exploité conjointement dont un avantage est la facilitation de l'intégration de l'énergie éolienne. La thèse présente alors deux variations efficaces du programme d'ordonnancement d'unités de génération en présence d'énergie éolienne : (i) l'ordonnancement sous contraintes de sécurité ou R-SCUC et (ii) l'ordonnancement par la méthode sigma généralisée. La première variation est basée sur le concept d'ensembles de faisabilité de la demande ce qui réduit la charge de calcul de façon significative en éliminant le besoin de calculer les variables de déploiement de réserve sous chaque scénario éolien. La deuxième variation étend l'approche traditionnelle 3σ basée sur les valeurs extrêmes de la demande résiduelle (demande moins production éolienne) du réseau à une méthode basée sur les valeurs extrêmes des demandes résiduelles aléatoires locales ou, alternativement, de la demande résiduelle aléatoire du réseau et des écoulements aléatoires de puissance à travers les lignes de transport. Dans ces variations, un aspect fondamental n'ayant pas été traité auparavant est la considération des contraintes de transport du réseau