GE DMC490, Software Configuration Manual

DMC490 Overview 

13 

This is a parameter between 0 and 1, multiplied by the upper bound of renewable power generation unit, and 

decided by the operator based on meteorological observation data. 

Optimal Dispatch 

The primary function of the MGC is optimal dispatch, which is the process of allocating the required load 

demand among the available resources such that the cost of operation is minimized. The MGC minimizes cost 

of electricity and/or heat in a microgrid, for example daily, and the prediction horizon can extend up to 48 

hours. 
Within a microgrid, resources include conventional generators and storage devices. The cost of operation is 

typically defined by fuel cost but can include maintenance and other costs. 
An optimal dispatch algorithm is used to minimize the total operational cost of the microgrid. This cost is the 

sum of the fuel cost required to run the non-renewable generators, cost of electricity, which needs to be 

bought from a grid when one exists, and the operational cost of renewable and storage devices. Other factors 

include maintenance, start-up/shut-down costs, cost/revenue components associated with 

importing/exporting power to the grid, minimum energy/power requirements for various generation assets and 

minimum up/down times for some of the assets. The power bought from the grid plus the power generated 

internally must equal the total load and the power exported to the grid at any instant of time. The algorithm 

does not treat loads as dispatchable except to avoid situations of grid instability associated with imbalance 

between supply and demand. In other words, the microgrid always supplies enough power to satisfy its loads 

provided that this is physically possible given the power limits on the generators. 
The optimal dispatch algorithm uses a technique known as model predictive control. It makes use of historical 

data as follows: daily, weekly, and annual load profiles; hydro, wind, and solar forecasts; and fuel or electricity 

market pricing information (when a bulk grid connection exists). Given this information, the algorithm 

determines the cost of operation for a fixed period in the future, typically 24 hours. It then solves the 

optimization problem with the objective to minimize the total costs and to determine the required control 

actions. These control actions include selecting the best machines to be operated at any given time, by issuing 

start/stop commands and sending proper isochronous or non-isochronous commands to dispatchable or 

renewable power generation units. It determines when energy is stored and when it is supplied to the system. 

Finally, it determines the best power reference point for each droop (non-isochronous) machine and for each 

storage device. Figure 10 shows data flow between the MGC and the different component devices within the 

microgrid.