Revista Técnica “energía”
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Estimación del Potencial de Producción de Hidrógeno a partir de Energía Solar Fotovoltaica en Ecuador
Get PDFA preliminary assessment of electrolytic hydrogen that would be obtained using solar photovoltaic resource is made in Ecuador. The baseline information is the annual PV electricity generated in the mainland provinces and calculated by fi ltering information from Solar Atlas of Ecuador. It is obtained that Guayas province has the highest potential in generation, 8,73×108 kWh/year, and potential in production, 1,58×107 kg H2 /year. While the province of Loja has the highest density of production, 1,15 ton H2 /year/km2 . The total annual production of H2 for Ecuador is 2,55×108 kg H2 /year, with a density production of 1,03 ton H2 /year/km2 , equivalent to 9,85×108 liters of gasoline, and 8,5×108 of diesel, equal to 43 % and of 27 % of their imported volumes by Ecuador in 2013, and its potential use in fuel cell-powered vehicles would avoid the emission of 5,4×106 ton CO2 / year, contributing to its mitigation in the sector with the highest contribution to the country’s emissions. It is concluded that H2 production from PV in Ecuador, is a potentially attractive option and requires more detailed feasibility and viability studies.Se hace una evaluación preliminar del Hidrógeno electrolítico que se obtendría del aprovechamiento del recurso solar fotovoltaico en Ecuador. La información base es la energía eléctrica fotovoltaica anual generada en las provincias del territorio continental calculada por filtrado de la información del Atlas Solar del Ecuador. Se obtiene que la provincia del Guayas es la de mayor potencial generado, 8,73×108 kWh/año, y de H2 producido, 1,58×107 kg H2 /año. Mientras que la provincia de Loja es la de mayor densidad de producción, 1,15 ton H2 /año km2. La producción total anual de H2 del Ecuador es de 2,55×108 kg H2 /año, con una densidad de producción de 1,03 ton H2 /año km2 , energéticamente equivalente a 9,85×108 litros de gasolina y 8,5×108 litros de diésel, igual al 43 % y 27 % de sus volúmenes importados por Ecuador en el año 2013 y su potencial uso en vehículos movidos por celdas de combustible evitaría la emisión de 5,4×106 ton CO2 /año, contribuyendo a su mitigación en el sector con mayor aporte a las emisiones contaminantes del país. Se concluye que la obtención de H2 a partir de energía solar fotovoltaica en el Ecuador, es una opción potencialmente atractiva y que amerita estudios más detallados de factibilidad y viabilidad
Determinación de la Respuesta Dinámica y Estacionaria de la Frecuencia frente a Desbalances de Potencia Producidos por Perturbaciones en la Red
Get PDFThis paper proposes a new methodology for determining the transient and steady state frequency deviations produced by disturbances in the power system that modify the generationload balance. Based on the equivalent frequency response model, analytical expressions are derived to calculate the maximum transient frequency deviation, the instant it occurs, and the amount of load to be shed due to Under Frequency Load Shedding Scheme (UFLS) action. To this end, a fi rst order model is employed to represent the governor-turbine block of each generator. In this paper, the model has been extended to represent hydro turbine speed governors of different technology. Additionally, the methodology determines the post-disturbance steady state frequency, after primary frequency control (PFC), taking into consideration the load disconnected by UFLS and spinning reserve limits of generators under PFC. Lastly, the proposed methodology is applied to two test systems, showing an excellent ability to accurately estimate the transient and steady state frequency response, due to active power imbalances.En este trabajo se propone una nueva metodología para determinar la respuesta dinámica y estacionaria de la frecuencia, ante desbalances de generación–carga producidos por perturbaciones en el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP). Partiendo del modelo equivalente del sistema de control potencia frecuencia, se derivan expresiones analíticas para calcular la máxima desviación transitoria de la frecuencia, el instante en que se produce, y la cantidad de carga a desconectar por actuación del Esquema de Alivio de Carga (EAC). Con este fi n, se representa al conjunto regulador de velocidad–turbina de cada generador mediante un modelo reducido de 1er orden. En el presente trabajo, el modelo ha sido extendido para representar reguladores de unidades hidráulicas de diferente tecnología. Adicionalmente, la metodología permite determinar el valor estacionario de la frecuencia, luego de la actuación de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF), considerando la carga desconectada por actuación del EAC y/o el déficit de reserva rotante en unidades en RPF. Finalmente, la metodología propuesta es aplicada en dos sistemas de prueba, mostrando una excelente capacidad para estimar, con alta precisión, la respuesta dinámica y estacionaria de la frecuencia ante desbalances de potencia activa
Estudio del Impacto de la Implementación del Sistema de Protección Sistémica en la Operación del Sistema Nacional Interconectado
Get PDFThe purpose of this paper is to validate the Systemic Protection System’s (SPS) correct operation implemented in the Ecuadorian system and its impact on Ecuador’s Interconnected National System’s operation (SNI). In order to help us identify possible deviations from predefi ned algorithms, statistics of key variables’ behavior from SPS will be analyzed.
The SPS’ proper operation will be examined when a simple contingency in SNI arises, such as a power outage triggered in transmission line Milagro - Pascuales 230 kV. Regarding the mentioned contingency, an SNI’s postmortem analysis will be made in order to evaluate the system’s possible dynamic behavior with a NOT activated SPS.
Real-time operation’s statistical analysis and post-mortem will allow concluding whether the SPS’ operation is correct and it has improved the SNI security, or not.El objeto del presente trabajo es validar la correcta operación del Sistema de Protección Sistémica - SPS implementado en el sistema ecuatoriano y su impacto en la operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI) del Ecuador.
Se verificará la estadística de las variables clave del funcionamiento del SPS identificando posibles desviaciones, con referencia a los algoritmos predefinidos. Se validará la correcta operación del SPS ante una simple contingencia en el SNI, se analizará la actuación del SPS ante el disparo de la línea de transmisión Molino – Pascuales 230 kV y se realizarán simulaciones del Sistema Nacional Interconectado para verificar el comportamiento dinámico del sistema ante la NO actuación del SPS.
En base al análisis realizado se concluirá si el funcionamiento del SPS es correcto y si ha mejorado la seguridad del SNI
Experiencias de la Operación del AGC del Sistema Eléctrico Ecuatoriano con las Centrales Pucará, Mazar y Marcel Laniado
Get PDFThe purpose of this article is to analyze the technical feasibility for the CENACE Automatic Generation Control operation through the power plants called: Pucará, Mazar and Marcel Laniado.
Additionally, it is described the data acquisition process for the signals used in these power plants integration to the Secondary Frequency Regulation. El propósito de este artículo es analizar la factibilidad técnica de operar el Control Automático de Generación (AGC) del CENACE con las centrales Pucará, Mazar y Marcel Laniado. Adicionalmente, se describe el proceso de adquisición de datos de las señales de supervisión y control que hacen factible la integración de estas unidades de generación en la Regulación Secundaria de Frecuencia
Planificación y Diseño Automático Óptimo de Grandes Redes Eléctricas de Distribución: Aplicación al Centro Histórico de Quito
Get PDFThis paper introduces the computer program developed by CoDyPower (CDP) for automatic planning of large electrical distribution networks. The main objective is the design of electrical networks that minimize the economic cost of the installation and operation. The cost function to be optimized takes into account the number and type of transformers, the longitude and type of cables, the type and cost of overhead/underground lines, and the operating costs in a given time window. The optimization deals with the street geometry and the catalog of available transformers and cables. It considers distance constraints, voltage and current limits and maximum power. Due to the NP-hard character of the computational problem, the software applies artifi cial intelligent strategies and statistics. It splits the problem into macro and micro optimization sub-tasks, fi nding a feasible calculation technique for a practical computational time. Moreover, the proposed algorithms are able to fi nd multi-circuit solutions per transformer. The CDP software is applied to the automatic planning of the low and medium voltage electrical distribution networks for the Historic Center of Quito, with about 20,000 consumers. The achieved solution meets all the specifi cations and reduces by 40% approximately the initial estimated cost.El presente trabajo describe la herramienta computacional desarrollada por CoDyPower (CDP) para la planificación automática óptima de grandes redes eléctricas de distribución. El objetivo principal es el diseño de redes eléctricas que minimicen el coste económico de la instalación y operación. La función de coste a optimizar tiene en cuenta el número y tipo de subestaciones, la longitud y tipo de conductores, la instalación de líneas aéreas o subterráneas y los costes de operación y pérdidas en un horizonte temporal dado. La optimización considera la geometría de las calles, los catálogos de transformadores y cables disponibles para el proyecto, las restricciones de distancias, caídas de tensión, corrientes y potencias máximas. Debido al carácter computacional NP-hard del problema, el software aplica estrategias de inteligencia artificial y de estadística, fraccionando el problema en etapas de macro y micro optimización. Con ello se encuentra un camino viable de cálculo en tiempos de computación accesibles. Además, los algoritmos propuestos son capaces de encontrar soluciones multi-circuito para cada transformador. El presente trabajo muestra también la aplicación del software CDP al diseño y planificación de las redes eléctricas de distribución de baja y media tensión del Centro histórico de Quito, con unos 20.000 usuarios. Los resultados obtenidos cumplen todas las especificaciones y reducen en aproximadamente un 40% el coste inicialmente estimado
Sistema de Protección Sistémica Considerando la Expansión de Generación y Transmisión en el Sistema Ecuatoriano
Get PDFIn march 2015, the Systemic Protection System (SPS) was implemented in ecuadorian electric system, whose function is detect the occurrence of critical contingencies, previously identifi ed, and to execute of the remedial actions that have been defi ned and implemented for each of these contingencies. Considering the operation of the new generation units and transmission elements in the National Interconnected System (SNI), the operating conditions will change and therefore the updating of SPS is required. This document presents the criteria and results of the analysis of single and double contingency in the National Transmission System (SNT), to determine the critical contingencies under new operating scenarios and propound the remedial actions that allow the SNI maintain safe operation.En el sistema eléctrico ecuatoriano en marzo del 2015 se implementó un Sistema de Protección Sistémica (SPS), cuya función es la de detectar la ocurrencia de contingencias críticas, previamente identificadas, y ejecutar las acciones remediales definidas para cada una de esas contingencias. Considerando el ingreso a operación de las nuevas obras de generación y transmisión en el Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.), en el mediano plazo, las condiciones de operación se modifican y por lo tanto se requiere la actualización del SPS. En este sentido, en este documento se presentan los criterios y resultados del análisis de contingencias simples y dobles en el Sistema Nacional de Transmisión (SNT), para determinar las contingencias críticas bajo nuevos escenarios de operación y se plantean las acciones remediales que le permitan al S.N.I. mantener una operación segura
Sistemas de Comunicaciones y Redes de Datos en Smart Grids, una Revisión al Estado del Arte
Get PDFSmart grids have been conceptualized as a combination of traditional power grid (generation, transmission, distribution and merchandizing, including alternative energies) with communications networks. This concept revolutionizes the management, monitoring, and maintenance of the power grid, making it smart against overload, falls, blackouts, brownouts decreasing response times to these problems. In this paper the data networking technologies and electronic communications involved in this new concept of effi cient management of electricity are discussed. In the fi rst section, introductory concepts to understand the differences between traditional electric grids and smart grids are addressed, then an analysis of the architecture and design requirements of smart grid is performed, in the following section a review of the technologies communications currently used in smart grids is performed and fi nally the challenges of design, research directions and standardization of smart grids technologies are addressed. In the last section the conclusions of this work are appended.Las smart grids han sido concebidas como la combinación de la red eléctrica tradicional (generación, transmisión, distribución, y comercialización, incluyendo las energías alternativas) con las redes de comunicaciones electrónicas. Este concepto revoluciona la administración, supervisión, y mantenimiento de la red eléctrica, volviéndola inteligente ante sobrecargas, caídas, apagones, caídas de tensión disminuyendo los tiempos de respuesta ante estos problemas. En este trabajo se analizan las tecnologías de redes de datos y comunicaciones electrónicas implicadas en este nuevo concepto de gestión eficiente de la electricidad. En la primera sección se abordan conceptos introductorios para entender las diferencias entre las redes eléctricas tradicionales y las smart grids, luego se realiza un análisis de las arquitecturas y requerimientos de diseño de una smart grid, para en la siguiente sección elaborar una revisión de las tecnologías de comunicaciones actualmente usadas en smart grids, para finalmente analizar los retos de diseño, líneas de investigación y estandarización actuales en las tecnologías de smart grids. En la última sección se anexan las conclusiones de la realización de este trabajo
Tarifación Dinámica de Redes Inteligentes de Distribución Usando Optimización Multiobjetivo
Get PDFEnergy storage systems (ESS) and Demand Response (DR) technologies can provide economic benefi ts to Distribution Network Operator (DNO) and residential clients. We consider a scenario of a Distribution Smart Gridwhere prosumers can schedule their fl exible demand and storeenergy supplied from the distribution grid and from ownPV panelswith the aid of Home Energy Management Systems (HEMS) that maximize its benefi ts in response to a 24 hour dynamic pricing. DNO can benefi t from prosumers’ energy resources, if prosumers are incentivized to schedule their consumptionand ESSto alleviate the distribution network in times ofhigh congestionsor when the wholesale electricity market price is high. We propose to optimize a 24 hour day-ahead dynamic pricing in order to maximize the daily social benefi t of DNO and prosumers (i.e. minimize DNO operation costs and maximize prosumers’ utility). We tackle the proposed problem by solving the prosumers’ and DNO optimization problems in a distributed manner using both mathematical and heuristic optimization techniques.Los Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS) y la Respuesta a la Demanda (DR) son tecnologías que pueden proporcionar beneficios económicos al Operador de la Red de Distribución (DNO) y a los clientes residenciales. Consideramos un escenario de Redes Inteligentes de Distribución en el que los prosumidores pueden programar su demanda flexible y almacenar la energía suministrada desde la red de distribución y de paneles fotovoltaicos propios con la ayuda de Sistemas de Gestión de Energía Residencial (HEMS) que maximiza sus beneficios en respuesta a una tarifa eléctrica horaria dinámica de 24 horas. El DNO puede beneficiarse de los recursos energéticos de los prosumidores si se les incentiva a programar su consumo flexible y ESS para aliviar la red de distribución en momentos de alta congestión o cuando el precio del mercado mayorista de electricidad es alto. En este trabajo se propone optimizar una tarifa dinámica de precios del día siguiente para las 24 horas con el fi n de maximizar el beneficio social diario del DNO y prosumidores (es decir, reducir al mínimo los costos de operación del DNO y maximizar la utilidad de los prosumidores). Los problemas de optimización de los prosumidores y del DNO se resuelven en forma distribuida utilizando técnicas de optimización matemática y heurística
Despacho Regional de Energía y Reserva Co nsiderando el Benefi cio Social de los Sistemas Participantes
Get PDFMarkets integration allows increasing of regional social welfare, i.e. the total social welfare is always increasing after the integration. However, electricity markets have complexities such as transmission network congestion and optimal requirement of power reserve that could lead to negative changes in the “individual social welfare” of participating systems. The social welfare reduction of partakers (countries) would surely be a hindrance to the development of regional markets. This paper shows a new multilateral model for the regional dispatch of energy and reserve, and proposes as constraints that the social welfare of partakers does not decrease with respect to that obtained from the isolated optimal operation. The problem is solved by the combination of two optimization models (hybrid optimization): A linear model embedded within a meta-heuristic algorithm, which is known as the swarm version of the Means Variance Mapping Optimization (MVMOS ). La integración de mercados perfectos mejora la eficiencia económica global, es decir, el beneficio social combinado es siempre mayor después de la integración. Sin embargo, los mercados de electricidad tienen complejidades como el congestionamiento de la red de transmisión y el requerimiento óptimo de reserva, los cuales pueden producir cambios negativos en los beneficios sociales individuales de los sistemas participantes. La reducción de los beneficios sociales de los sistemas (países) puede constituirse como un obstáculo en el desarrollo de los mercados regionales. Este artículo propone un nuevo modelo de despacho regional multilateral de energía y reserva con la condición que el beneficio social de los sistemas participantes no disminuya con respecto al beneficio social obtenido en la operación aislada. El problema es resuelto con la combinación de dos modelos de optimización (optimización híbrida): Un modelo lineal embebido en el algoritmo meta-heurístico Mean Variance Mapping Optimization en su versión enjambre (MVMOS).  
Implementación del Método SIME (Single Machine Equivalent) en DIgSILENT PowerFactory para calcular Márgenes de Estabilidad Transitoria
Get PDFThis paper presents the development of a computational tool based on the SIME (Single Machine Equivalent) Method, which assess transient stability problems of a power system through stability margins. This evaluation allows guiding the defi nition of preventive control actions in order to improve power system dynamic security. Using the DIgSILENT Programming Language (DPL), a computational tool for evaluating the transient stability and obtaining stability margins based on SIME method was developed. This application evaluates the behavior of the power system in its post-fault confi guration in terms of equivalent OMIB (One Machine Infi nite Bus). The evolution of mechanical and electrical parameters (rotor angle, rotor speed, mechanical and electrical power) of OMIB is calculated from the evolution over time of the electrical quantities of the machines and from the Equal Area Criterion EAC. It allows calculating transient stability margins of the power system. The results obtained by implementation and application of the methodology in the test system IEEE New England allow verifying the benefi ts of the method for calculating transient stability margins.Este trabajo presenta una herramienta computacional, basada en el Método SIME (Single Machine Equivalent), la cual permite evaluar problemas de estabilidad transitoria en sistemas eléctricos de potencia. Mediante esta herramienta se obtienen márgenes de estabilidad que orientan la definición de acciones de control preventivo para mejorar la seguridad dinámica del sistema de potencia. El software es desarrollado utilizando lenguaje de programación DIgSILENT Programming Language (DPL) y enfoca su análisis en la determinación de índices de seguridad dinámica que permiten evaluar en el comportamiento del sistema de potencia en su configuración post-falla en términos del equivalente OMIB (One Machine Infinite Bus). La evolución de las magnitudes eléctricas (ángulo y velocidad del rotor, potencia mecánica y eléctrica) del OMIB es calculada a partir de la evolución en el tiempo de las magnitudes eléctricas de las máquinas del sistema de potencia y a partir del criterio de igualdad de áreas EAC, se calculan los márgenes de estabilidad transitoria del sistema de potencia. Los resultados obtenidos de la aplicación de la metodología en el sistema de prueba IEEE New England, permiten verificar las bondades del método para calcular márgenes de estabilidad transitoria