Un modelo combinado de despacho pool/bilateral para mercados

The safe operation of the power system is a difficult task for the system operator, which is responsible for its coordination, control and monitoring. In most power systems, security is managed through a multi-stage methodology. In this case, the security criteria are incorporated through additional restrictions that modify the initial dispatch calculation. This article presents a generation dispatch model for competitive electricity markets considering safety restrictions. The proposed methodology combines the generation of pool markets and bilateral contracts with optimal post-contingency power flows coupled in a single dispatch model, which avoids economic inefficiencies that appear in conventional multi-stage dispatches. The proposed model is linear, and as such, it is based on the DC model of the network. A six-bar didactic system and the IEEE RTS – 24 system are used to illustrate the operation and effectiveness of the proposed methodology and to compare it with the basic pool / bilateral dispatch without security restrictions. The results show that the inclusion of security restrictions leads to a more expensive dispatch. On the other hand, it was found that the execution of firm bilateral contracts can lead to congestion problems in the system.La operacíon segura del sistema de potencia es una tarea difícil para el operador del sistema, el cual es responsable por la coordinación, control y monitoreo de este. En la mayoría de los sistemas de potencia, la seguridad es manejada mediante una metodología multi–etapa. En este caso, los criterios de seguridad son incorporados mediante restricciones adicionales que modifican el cálculo de despacho inicial. En este artículo se presenta un modelo de despacho de generación para mercados eléctricos competitivos considerando restricciones de seguridad. La metodología propuesta combina el despacho de generación de mercados pool y contratos bilaterales con flujos de potencia óptimos post–contingencia acoplados en un solo modelo de despacho, lo cual evita ineficiencias económicas que aparecen en los despachos convencionales multi–etapa. El modelo propuesto es lineal, y como tal, se basa en el modelo DC de la red. Un sistema didáctico de seis barras y el sistema IEEE RTS–24 son utilizados para ilustrar la operación y efectividad de la metodología propuesta y para compararlo con el despacho pool/bilateral básico sin restricciones de seguridad. Los resultados muestran que la inclusión de restricciones de seguridad lleva a un despacho más costoso. Por otra parte, se encontró que la ejecución de contratos bilaterales firmes puede llevar a problemas de congestión en el sistema

Un modelo combinado de despacho pool/bilateral para mercados

The secure operation of the electric power system is a challenging task for the system operator which is responsible of its coordination, control and monitoring. In most power systems security is typically handled on a multi–stateapproach. In which case, security criteria are incorporated by means of additional constraints, modifying the initial dispatch calculation. In this papera generation dispatch model for competitive energy markets considering security constraints is presented. The proposed approach combines the generationdispatch related to pool and bilateral markets with coupled post–contingency optimal power flows into a single optimal dispatch model, avoiding economic inefficiencies that appear in conventional multi–stage dispatch approaches.The proposed model is linear, and as such, it is based on a DC model of the network. A 6–bus didactic system and the IEEE RTS–24 bus test systemare used in order to show the operation and effectiveness of the proposed approach and to compare it with the basic pool/bilateral dispatch with no security constraints. Results show that the inclusion of security constraints leadto a higher dispatch cost. Furthermore, it was found that the enforcement offirmed bilateral contracts might lead to system congestion.PACS. 88.80.H-, 88.50.Mp, 88.05.LgLa operacíon segura del sistema de potencia es una tarea difícil para el operador del sistema, el cual es responsable por la coordinación, control y monitoreo de este. En la mayoría de los sistemas de potencia, la seguridad es manejada mediante una metodología multi–etapa. En este caso, los criterios de seguridad son incorporados mediante restricciones adicionales que modifican el cálculo de despacho inicial. En este artículo se presenta un modelo de despacho de generación para mercados eléctricos competitivos considerando restricciones de seguridad. La metodología propuesta combina el despacho de generación de mercados pool y contratos bilaterales con flujos de potencia óptimos post–contingencia acoplados en un solo modelo de despacho, lo cual evita ineficiencias económicas que aparecen en los despachos convencionales multi–etapa. El modelo propuesto es lineal, y como tal, se basa en el modelo DC de la red. Un sistema didáctico de seis barras y el sistema IEEE RTS–24 son utilizados para ilustrar la operación y efectividad de la metodología propuesta y para compararlo con el despacho pool/bilateral básico sin restricciones de seguridad. Los resultados muestran que la inclusión de restricciones de seguridad lleva a un despacho más costoso. Por otra parte, se encontró que la ejecución de contratos bilaterales firmes puede llevar a problemas de congestión en el sistema.PACS. 88.80.H-, 88.50.Mp, 88.05.L

Modelo de planeamiento de la expansión de la generación considerando restricciones de emisiones

RESUMEN: El problema de expansión de la generación consiste en determinar el tipo de tecnología, dimensionamiento, ubicación y momento en el cual nuevas plantas de generación deben ser integradas al sistema, en un horizonte de planeamiento dado, para satisfacer la demanda de energía pronosticada. En los últimos años, debido a un creciente interés en asuntos medioambientales, varias metodologías para resolver el problema de expansión de la generación han incluido algún tipo de política medioambiental, típicamente basada en restricciones de emisiones. Este artículo presenta un modelo lineal en una versión dinámica para resolver el problema de planeamiento de expansión de la generación. La principal diferencia entre el modelo propuesto y la mayoría de los trabajos presentados en la literatura especializada es la forma en que la política medioambiental ha sido contemplada. Tal política incluye: i) impuestos sobre las emisiones de CO2, ii) una reducción anual de emisiones en todo el sistema y iii) el retiro gradual de plantas de generación ineficientes. El modelo propuesto ha sido aplicado al caso de expansión de los Estados Unidos para encontrar el portafolio de energía más rentable y sostenible en los próximos 20 años, considerando 11 regiones y 10 tipos diferentes de tecnología.ABSTARCT: The generation expansion planning (GEP) problem consists in determining the type of technology, size, location and time at which new generation units must be integrated to the system, over a given planning horizon, to satisfy the forecasted energy demand. Over the past few years, due to an increasing awareness of environmental issues, different approaches to solve the GEP problem have included some sort of environmental policy, typically based on emission constraints. This paper presents a linear model in a dynamic version to solve the GEP problem. The main difference between the proposed model and most of the works presented in the specialized literature is the way the environmental policy is envisaged. Such policy includes: i) the taxation of CO2 emissions, ii) an annual Emissions Reduction Rate (ERR) in the overall system, and iii) the gradual retirement of old inefficient generation plants. The proposed model is applied in an 11region to design the most costeffective and sustainable 10 technology US energy portfolio for the next 20 years

Flujo de potencia óptimo con restricciones de seguridad usando un metodo de punto interior

Este artículo presenta un modelo de flujo de potencia óptimo con restricciones de seguridad usando un método de punto interior predictor-corrector. El modelo consiste en una formulación de flujo óptimo con flujos post-contingencia acoplados. El modelo considera contingencias simples en líneas de transmisión y/o transformadores encontrando un esquema de despacho que minimiza el deslastre de carga. Se presentan resultados para un sistema de prueba de 6 barras

Flujo de potencia óptimo con restricciones de seguridad usando un metodo de punto interior

Este artículo presenta un modelo de flujo de potencia óptimo con restricciones de seguridad usando un método de punto interior predictor-corrector. El modelo consiste en una formulación de flujo óptimo con flujos post-contingencia acoplados. El modelo considera contingencias simples en líneas de transmisión y/o transformadores encontrando un esquema de despacho que minimiza el deslastre de carga. Se presentan resultados para un sistema de prueba de 6 barras

Modelo de expansión de capacidad de energía considerando restricciones de emisiones de carbono

RESUMEN: Este artículo presenta un modelo de planeamiento de expansión de la capacidad de sistemas de potencia considerando restricciones en emisiones de carbono. Además de los aspectos técnicos y económicos considerados usualmente en el proceso de planeamiento, se consideran dos políticas ambientales que consisten en el cobro de un impuesto y un límite anual a las emisiones de dióxido de carbono (CO2). Adicionalmente se ha incluido el retiro gradual de las plantas de generación ineficientes. Este abordaje garantiza una producción de electricidad más limpia en el sistema expandido a un costo relativamente bajo. El modelo propuesto considera la red de transmisión y es aplicado a un sistema de potencia de prueba de 4 regiones y a uno de 11 regiones para un horizonte de planeación de 20 años. Los resultados muestran decisiones de inversión prácticas en términos de sostenibilidad y costos.ABSTRACT: This paper presents a power system capacity expansion planning model considering carbon emissions constraints. In addition to the traditional technical and economical issues usually considered in the planning process, two environmental policies that consist on the taxation and the annual limits of carbon dioxide (CO2) emissions are considered. Furthermore, the gradual retirement of old inefficient generation plants has been included. The approach guarantees a cleaner electricity production in the expanded power system at a relatively low cost. The proposed model considers the transmission system and is applied to a 4-region and 11-region power systems over a 20-year planning horizon. Results show practical investment decisions in terms of sustainability and costs

Coordinación hidrotérmica de corto plazo con restricciones de red usando un método de punto interior

This paper presents a lineal optimization model to solve the hydrothermal coordination problem. The main contribution of this work is the inclusion of the network constraints to the hydrothermal coordination problem and its solution using an interior point method. The proposed model allows working with a system that can be completely hydraulic, thermal or mixed. Results are presented on the IEEE 14 bus test system.PACS: 84.60.Rb, 88.60.-mMSC: 90C05, 90C51, 49M15En este artículo se presenta un modelo de optimización lineal para resolver el problema de la coordinación hidrotérmica. El principal aporte de este trabajo es la inclusión de las restricciones de red al problema de coordinación hidrotérmica y su solución usando un método de punto interior. El modelo propuesto permite manejar un sistema completamente hídrico, completamente térmico o un sistema mixto. Se presentan resultados para el sistema de prueba IEEE de 14 barras.PACS: 84.60.Rb, 88.60.-mMSC: 90C05, 90C51, 49M1

Ubicación óptima de generación distribuida en sistemas de energía eléctrica

This article presents a methodology for the optimal location of distributed generation in electric power systems. Candidate bars to locate distributed generation are identified based on local marginal prices. These prices are obtained by solving an optimal power flow (OPF) and correspond to the Lagrange multipliers of the active power balance equations in each of the system bars. To include distributed generation in the OPF, it has been modeled as a negative injection of active power. The methodology consists of an iterative nonlinear process where distributed generation is located in the bar with the highest marginal price. Three types of distributed generation were considered: 1) internal combustion engines, 2) gas turbines and 3) microturbines. The proposed methodology is evaluated in the 30-bar IEEE system. The results obtained show that distributed generation contributes to the reduction of nodal prices and can help solve congestion problems in the transmission network.En este artículo se presenta una metodología para la ubicación óptima de generación distribuida en sistemas de energía eléctrica. Las barras candidatas para ubicar la generación distribuida son identificadas basándose en los precios marginales locales. Estos precios son obtenidos al resolver un flujo de potencia óptimo (OPF) y corresponden a los multiplicadores de Lagrange de las ecuaciones de balance de potencia activa en cada una de las barras del sistema. Para incluir la generación distribuida en el OPF, ésta se ha modelado como una inyección negativa de potencia activa. La metodología consiste en un proceso no lineal iterativo en donde la generación distribuida es ubicada en la barra con el mayor precio marginal. Se consideraron tres tipos de generación distribuida: 1) motores de combustión interna, 2) turbinas a gas y 3) microturbinas. La metodología propuesta es evaluada en el sistema IEEE de 30 barras. Los resultados obtenidos muestran que la generación distribuida contribuye a la disminución de los precios nodales y puede ayudar a solucionar problemas de congestión en la red de transmisión

Ubicación óptima de capacitores, reguladores de tensión y generadores distribuidos en sistemas eléctricos de distribución

Context: With the advent of the smart grid paradigm, electrical distribution network (EDN) operators are making efforts to modernize their power grids through the optimal implementation of distributed generators (DGs) and other devices such as capacitors (CAs) and voltage regulators (VRs). The optimal allocation of such devices is a challenging task involving discrete and integer decision variables. Method: This paper presents an approach for the optimal placement of CAs, VRs and DGs in EDNs. The distinctive feature of the proposed model is the fact that it can be used to optimize the allocation of all of these elements together, in pairs, or separately. The optimal implementation of these elements is formulated as a mixed integer nonlinear programming (MINLP) problem, and it is solved by means of a specialized genetic algorithm (SGA). Results: The proposed methodology was tested on the IEEE 69-bus test system. The results were compared with previous works from the specialized literature, showing the effectiveness and robustness of the model. Conclusions: It was found that the appropriate allocation of CAs, VRs, and DGs results in a significant power loss reduction. It was also found that the proposed model is faster than other techniques proposed in the specialized literature. Acknowledgements: The authors gratefully acknowledge the support from the Colombia Científica program, within the framework of the Ecosistéma Científico (Contract No. FP44842- 218-2018). The authors also acknowledge the support of the State University of Londrina and Universidad Tecnológica de Pereira (UTP).Contexto: Con la llegada del paradigma de las redes inteligentes, los operadores de redes de distribución eléctrica (RDE) están haciendo esfuerzos para modernizar sus redes a través de la implementación óptima de generadores distribuidos (GDs) y otros dispositivos como condensadores (CAs) y reguladores de tensión (VRs). La ubicación óptima de estos dispositivos es una tarea desafiante que involucra variables de decisión discretas y enteras. Método: Este artículo presenta una metodología para la colocación óptima de CAs, VRs y GDs en RDEs. La característica distintiva del modelo propuesto es el hecho de que se puede utilizar para optimizar la ubicación de todos estos elementos a la vez, en pares o por separado. La implementación óptima de estos elementos se formula como un problema de programación no lineal de enteros mixta (PNLEM), y se resuelve mediante un algoritmo genético especializado (AGE). Resultados: La metodología propuesta se probó en el sistema de prueba IEEE de 69 barras. Los resultados se compararon con trabajos previos de la literatura especializada, mostrando la efectividad y robustez del modelo. Conclusiones: Se encontró que la ubicación adecuada de CAs, VRs y GDs resulta en una reducción importante de pérdidas de energía. También se encontró que el modelo propuesto es más rápido que otras técnicas propuestas en la literatura especializada. Agradecimientos: Los autores agradecen el financiamiento del programa Colombia Científica, en el marco de la convocatoria Ecosistema Científico (Contrato No. FP44842- 218-2018). Los autores también agradecen el apoyo de la Universidad de Estadual de Londrina y la Universidad Tecnológica de Pereira (UTP)