Quantification of operating reserves with high penetration of wind power considering extreme values

The high integration of wind energy in power systems requires operating reserves to ensure the reliability and security in the operation. The intermittency and volatility in wind power sets a challenge for day-ahead dispatching in order to schedule generation resources. Therefore,the quantification of operating reserves is addressed in this paper using extreme values through Monte-Carlo simulations. The uncertainty inwind power forecasting is captured by a generalized extreme value distribution to generate scenarios. The day-ahead dispatching model is formulated asa mixed-integer linear quadratic problem including ramping constraints. This approach is tested in the IEEE-118 bus test system including integration of wind power in the system. The results represent the range of values for operating reserves in day-ahead dispatchin

Análisis del riesgo de la cobertura de energía firme en colombia a mediano plazo

Objective: When considering the climate change vulnerability of the Colombian electricity sector and the possible risks that may arise, such as: non-compliance with firm energy obligations (FEO) by generation units, delays in generation projects with firm energy commitments (the Hidroituango case, among others) and the availability of firm energy in the market, imply a systemic risk for the provision of electricity in the medium term. Therefore, this article performs a risk analysis based on the forecasts and considerations applied in official technical documents and current resolutions of the Energy and Gas Regulation Commission (CREG) in the demand balance and OEF in the medium term, in order to determine the existing risk and the actions that the entity must take to mitigate it. Methodology: Through the systematic study of recent technical documents and resolutions of the CREG, a reconstruction of the balances of firm energy obligations (FEO) and projected demand in the medium term (five periods from 2018 - 2019 to 2022 - 2023) was carried out with information from the electricity system operator (XM), in order to carry out analyses based on two (2) scenarios considered in CREG technical documents related to the subject (Doc. CREG 050-2018 and Doc. CREG 075-2018), thus determining the sources of risk and the measures adopted in this regard. Results: According to the proposed scenarios and the risk analysis carried out in this article, it was observed that the current amount of OEF, especially for the second proposed scenario, requires all the firm energy for the base reliability charge (ENFICC) that Hidroituango can offer, in spite of being a project with delays and that probably cannot enter for the periods where there is a risk of lack of supply, for which reason it is pertinent to request a reconfiguration auction for those periods. Conclusions: The high probability of shortage risk for the last term under study (2022-2023) is confirmed in the two (2) scenarios proposed by the CREG, given the level of incremental ENFICCs (ENFICC with opportunity risk) and by the availability of firm energy available to meet demand, especially by the OEF acquired by the Hidroituango project (deficit of 2500 GWh-year and 4550 GWh-year respectively). Financing: Universidad Autónoma de OccidenteObjetivo: Al considerar la vulnerabilidad del sector eléctrico colombiano al cambio climático y los posibles riesgos que pueden presentarse como: incumplimientos en obligaciones de energía firme (OEF) por las unidades de generación, los atrasos de proyectos de generación con energía firme comprometida (caso Hidroituango entre otros) y la disponibilidad de energía firme en el mercado, implican un riesgo sistémico para la provisión de energía eléctrica a mediano plazo. Por tanto, este artículo realiza un análisis de riesgo con base en las previsiones y consideraciones aplicadas en documentos técnicos oficiales y resoluciones vigentes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en el balance de demanda y OEF a mediano plazo, con el fin de determinar el riesgo existente y las acciones que la entidad debe realizar para mitigarlo. Metodología: A través del estudio sistemático de documentos técnicos y resoluciones recientes de la CREG, se llevó a cabo una reconstrucción de los balances de obligaciones de energía firme (OEF) y demanda proyectada a mediano plazo (cinco vigencias desde 2018 – 2019 hasta la 2022 – 2023) con información proveniente de operador del sistema eléctrico (XM), con el fin de llevar a cabo análisis basados en dos (2) escenarios considerados en documentos técnicos de la CREG relacionados al tema (Doc. CREG 050-2018 y Doc. CREG 075-2018), determinando así las fuentes de riesgo y las medidas adoptadas al respecto. Resultados: Acorde con los escenarios planteados y al análisis de riesgo realizado en este artículo, se observó que la cantidad de OEF actual, en especial para el segundo escenario planteado, requiere toda la energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) base que pueda ofrecer Hidroituango, a pesar de ser un proyecto con atrasos y que probablemente no pueda ingresar para las vigencias donde hay riesgo de desabastecimiento, por lo cual es pertinente solicitar una subasta de reconfiguración para esas vigencias. Conclusiones: Se confirma la alta probabilidad de riesgo de desabastecimiento para la última vigencia bajo estudio (2022-2023) en los dos (2) escenarios propuestos por la CREG, dado el nivel de ENFICC incrementales (ENFICC con riesgo de oportunidad) y por la disponibilidad de energía firme disponible para satisfacer la demanda, en especial por las OEF adquiridas por el proyecto Hidroituango. (déficit de 2500 GWh-año y 4550 GWh-año respectivamente). Financiamiento: Universidad Autónoma de Occidente. Metodología: A través del estudio sistemático de documentos técnicos y resoluciones recientes de la CREG, se llevó a cabo una reconstrucción de los balances de obligaciones de energía firme (OEF) y demanda proyectada a mediano plazo (cinco vigencias desde 2018 – 2019 hasta la 2022 – 2023) con información proveniente de operador del sistema eléctrico (XM), con el fin de llevar a cabo análisis basados en dos (2) escenarios considerados en documentos técnicos de la CREG relacionados al tema (Doc. CREG 050-2018 y Doc. CREG 075-2018), determinando así las fuentes de riesgo y las medidas adoptadas al respecto. Resultados: Acorde con los escenarios planteados y al análisis de riesgo realizado en este artículo, se observó que la cantidad de OEF actual, en especial para el segundo escenario planteado, requiere toda la energía firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC) base que pueda ofrecer Hidroituango, a pesar de ser un proyecto con atrasos y que probablemente no pueda ingresar para las vigencias donde hay riesgo de desabastecimiento, por lo cual es pertinente solicitar una subasta de reconfiguración para esas vigencias. Conclusiones: Se confirma la alta probabilidad de riesgo de desabastecimiento para la última vigencia bajo estudio (2022-2023) en los dos (2) escenarios propuestos por la CREG, dado el nivel de ENFICC incrementales (ENFICC con riesgo de oportunidad) y por la disponibilidad de energía firme disponible para satisfacer la demanda, en especial por las OEF adquiridas por el proyecto Hidroituango. (déficit de 2500 GWh-año y 4550 GWh-año respectivamente). Financiamiento: Universidad Autónoma de Occidente

Escenarios Energéticos a 2050 con Integración de Fuentes de Energía Eléctrica Renovables en Colombia

This paper builds and analyzes three energy scenarios in Colombia to explore the impact of integrating electrical power sources using renewable resources in long-term scenarios including environmental impact. Prospective energy scenarios allow determining evidence of the level of integration of renewable electricity into the national grid according to energy policy decisions in the short and medium term. A scenario considers the development without considering the integration of renewable resources considering only the inclusion of new thermal power plants of coal and natural gas. The others scenarios consider aspects that illustrate the integration of non-conventional sources of energy at different levels depending on short-term decisions about planning the integration of new conventional and unconventional sources. Este artículo construye y analiza tres escenarios energéticos en Colombia para explorar el impacto de la integración de fuentes de energía eléctrica que utilizan recursos renovables en escenarios a largo plazo incluyendo impacto medio ambiental. Los escenarios energéticos prospectivos permiten determinar evidencias del nivel de integración de las fuentes de energía eléctrica renovables en el sistema interconectado nacional acorde a decisiones de políticas energéticas en el corto y mediano plazo. Un escenario considera la evolución usual sin considerar la integración de recursos renovables considerando únicamente la inclusión de nuevas centrales térmicas a carbón y gas natural. Los otros escenarios consideran aspectos que dilucidan la integración de fuentes no convencionales de energía a diferentes niveles según decisiones en el corto plazo acerca de la planeación de integración de nuevas fuentes tanto convencionales como no convencionales.

Strategies of expansion for electric power systems based on hydroelectric plants in the context of climate change: case of analysis of Colombia

The phenomena of climatic variability such as El Niño affect the expansion planning of electricity supply systems with hydroelectric power plants due to the uncertainty presented in the variables of rainfall patterns, temperature, wind, solar radiation changes, among others. The El Niño affects the electricity generation in Colombia, Venezuela and northwestern Brazil due to severe droughts that reduce water flows in rivers and water volume in dams. While in Peru, Paraguay, Bolivia, Uruguay, Argentina and southern Brazil, causes heavy rains that lead to an increase in reservoirs. Recent findings provide sufficient evidence on how climate change modifies the patterns of duration, frequency and intensity of El Niño and therefore will introduce additional uncertainties to the expansion planning of electricity generation systems in countries that uses predominantly hydroelectric power. The vulnerability of electricity supply systems with a significant participation of hydroelectric power plants in Colombia, Brazil, Ecuador, Peru, Panama, Canada, Norway, Costa Rica and New Zealand is associated with fluctuations in the availability of water resources. This document aims to analyze the current plans for the expansion of electric power generation systems by the aforementioned countries in the context of climate change in medium and long term. Additionally, this document provides a detailed analysis of the situation of electricity supply systems in Colombi

Aspectos económicos y regulatorios para el aprovechamiento de los recursos distribuidos de bioenergía en Colombia

Los Recursos Distribuidos de Bioenergía (RDB) se encuentran por lo general del lado de la demanda y en propiedad del usuario energético, ya sea del sector residencial, comercial, industrial, de servicios, en la comunidad o en la municipalidad. Por esta razón, la mayor parte de los RDB se monetizan cuando los usuarios deciden autoproducir energía, ya sea al reducir sus costos de consumo, o bien a través de la venta de sus excedentes. En el presente capítulo se describen los principales aspectos económicos y regulatorios para el aprovechamiento de los RDB en Colombia, y se plantean pautas para su análisis, a la luz de algunas deficiencias e insuficiencias halladas en su implementación. Para visibilizar la competitividad de los RDB con respecto a la producción carboeléctrica (la tecnología convencional más económica) y con otros recursos de energía descentralizada, se utilizaron dos métodos: el costo índice de la generación eléctrica, y el Costo Nivelado de Energía (LCOE). A diferencia de las otras tecnologías, el aprovechamiento de los RDB del lado de la demanda ahorra dinero a los consumidores, despierta el interés de los inversores y crea numerosos puestos de trabajo nuevos. Estos beneficios pueden ayudar a impulsar las economías en dificultades, especialmente en este periodo de pandemiaPrimera edició

Potential solar radiation to generate electricity in the department of Putumayo in Colombia

En Colombia el área de las zonas no interconectadas a la red eléctrica corresponde al 50%, en particular, en el departamento del Putumayo hay un bajo índice de cobertura. Por otro lado, el potencial en energía solar es considerado alto, sin embargo, en regiones como el Putumayo, debido a las diferencias geográficas de sus subregiones, se desconoce con exactitud su valor. En esta investigación se determinó el potencial efectivo para la generación eléctrica solar en el Putumayo considerando restricciones técnicas y geográficas a partir de la información de múltiples bases de datos. Se encontró que el potencial efectivo solar más alto se da en la región Amazónica, y el más bajo en la región Andina. Por otro lado, al evaluar el consumo de energía eléctrica de las regiones, se concluye que se puede satisfacer esta necesidad con sistemas fotovoltaicos al producir energía eléctrica de autogeneración y generación distribuidaIn Colombia, the area of the zones not interconnected to the electricity grid corresponds to 50%, in particular, in the department of Putumayo there is a low coverage index. On the other hand, the potential in solar energy is considered high, however, in regions such as Putumayo, due to the geographical differences of its subregions, its value is unknown. In this investigation the effective potential for the solar electric generation in the Putumayo was determined considering technical and geographical restrictions from the information of multiple databases. It was found that the highest effective solar potential occurs in the Amazon region, and the lowest in the Andean region. On the other hand, when evaluating the electricity consumption of the regions, it is concluded that this need can be met with photovoltaic systems by producing self-generation electricity and distributed generatio

Seguridad de los sistemas de potencia con separación intencional en islas

Magíster en Ingeniería EléctricaMaestrí

Assessment of a multiperiod optimal power flow for power system operation

The optimal power flow is an important tool for power system planning and power system operation. It is used in a 24-hour period to find an economic dispatch of generating units considering network restrictions. The optimal power flow provides valuable information about the operation cost, the transmission flows, the generation and the congestion in the system. This information is used by generators, planners, operators and regulators in order to analyze and take decisions about the system at short and long term. The first one corresponds to the information for the operation. The second one corresponds to the information for the planning. This paper proposes a detailed optimal power flow formulation looking for a minimum cost of generation considering wind generation. Five solvers (CBC, CLP, CPLEX, Gurobi and GLPK.) have been used in order to compare differences between them. These solvers are commonly used to solve the multiperiod DC optimal power flow. An IEEE-24 test system is used to compare the solutions provided by the solvers. The findings reveal significant differences between the solvers when they are used to solve the IEEE-24 test system. Additionally, the computing time for each solver is reported. The solvers CPLEX and Gurobi show the lowest computational time to find a solution

Optimal operation of grid-connected microgrids with photovoltaic generation and storage

Un motivador clave para un despliegue más amplio de microrredes (pequeñas redes eléctricas con generación distribuida conectada que operan conectadas a niveles de baja y media tensión o en modo aislado) es lograr la descentralización de la generación. Este objetivo se debe a que las microrredes utilizan fuentes de energía renovables y sistemas de almacenamiento de energía. Sin embargo, la operación de las microrredes representa varios desafíos para las microrredes conectadas a la red sobre los intercambios de energía con la red de distribución. Si la operación se realiza en condiciones óptimas, existen beneficios para la inversión en microrredes. En este trabajo se propone una formulación detallada para operar microrredes con sistemas fotovoltaicos y almacenamiento. El modelo se puede utilizar con múltiples microrredes interconectadas considerando los precios y tarifas de la electricidad. El modelo corresponde a un enfoque de flujo de energía óptimo para microrredes considerando algunos sistemas de almacenamiento de energía. El modelo matemático considera explícitamente las tarifas eléctricas. Los resultados ilustrativos indican el funcionamiento óptimo de las microrredes considerando una curva de carga; específicamente, la microrred está diseñada para operar en diferentes circunstancias operativas. Un caso incluye múltiples microrredes interconectadas a diferentes precios de electricidad. Las tarifas eléctricas determinan los intercambios de energía entre la red de distribución y la microrred. Tales conocimientos sobre el funcionamiento óptimo de las microrredes proporcionan una amplia gama de aplicaciones, especialmente en el funcionamiento y la viabilidad de proyectos.A key motivator for wider deployment of microgrids (small electric networks with distributed generation connected that operate either connected at low and medium voltage levels or isolated mode) is to bring about the decentralization of the generation. This goal is because microgrids use renewable power sources and storage energy systems. However, the microgrids operation represents various challenges for grid-connected microgrids about the power interchanges with the distribution network. If the operation is performed under optimal conditions, there are benefits for microgrid investment. This paper proposes a detailed formulation to operate microgrids with photovoltaic systems and storage. The model can be used with multiple microgrids interconnected considering electricity prices and tariffs. The model corresponds to an optimal power flow approach for microgrids considering some energy storage systems. The mathematical model considers explicitly electricity tariffs. Illustrative results indicate the optimal operation of microgrids considering a load curve; specifically, the microgrid is designed to operate at different operational circumstances. A case includes multiple microgrids interconnected at different electricity prices. The electricity tariffs determine the power interchanges between the distribution network and the microgrid. Such insights about the optimal operation of microgrids provide a wide range of applications, particularly in operation and feasibility of projects

Graph theory applications to deregulated power systems

In this chapter, we describe the setting for the problems of interest for the work presented in this book. We first introduce the background and the motivation of our research. Then, we present the scope of this report and highlight the major contributions if this work. We end with an outline the contents of the remainder of this chapterIntroduction. Topological characterization of power systems networks. Identification of multiple subnetworks. Network robustness for power systems. Security strategies applications. Cyber physical systems security for the smart grid. Conclusions. Appendix A. Appendix