Revista Técnica “energía”
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Análisis de Estabilidad Transitoria para el Sistema Eléctrico Ecuatoriano Utilizando Redes Neuronales Artificiales
Get PDFUno de los problemas más graves que puede sufrir un sistema eléctrico de potencia es sin duda la pérdida de estabilidad, ya que esto conlleva a tener grandes oscilaciones de potencia en cada uno de los generadores que se encuentran en línea y sin la oportuna actuación de las protecciones, uno o varios de los generadores entrarán en una etapa de operación inestable, lo que puede ocasionar un colapso parcial del sistema o en su defecto un colapso total.
En este trabajo se presenta el análisis de Estabilidad Transitoria para el Sistema Eléctrico del Ecuador por medio de la utilización de redes neuronales artificiales (ANN). Las redes neuronales diseñadas aprenden el comportamiento de los ángulos de los rotores de los generadores ante distintas perturbaciones presentadas en el sistema de transmisión y generación. Los datos de entrada utilizados en las redes son las potencias activas de los generadores y los objetivos son los ángulos de los rotores de los generadores. La recopilación de esta información se realizó mediante simulaciones dinámicas a través de la herramienta computacional DIgSILENT Programming Language (DPL)
Selección de Unidades con Restricción de Combustible y Flujo Óptimo de Potencia para el Sistema Nacional Interconectado
Get PDFEl artículo establece una metodología para la selección de unidades y despacho óptimo de un sistema térmico, considerando las restricciones establecidas por la disponibilidad de combustibles.
El problema modelado para la selección de unidades permite considerar las reservas diarias de combustible de cada una de las centrales térmicas de un sistema de potencia y es resuelto utilizando algoritmos de programación lineal - entera mixta. Para la selección de unidades no se toma en cuenta la red de transmisión y se circunscribe a un período de 24 horas. La función objetivo de la selección de unidades (Unit Commitment) considerará la minimización del costo operativo más el costo de arranque de las unidades.
Una vez obtenida la selección de unidades se realiza, para períodos horarios, la solución de flujos óptimos de potencia que consideran como función objetivo la minimización de costos operativos en base de costos variables de producción. Este problema es resuelto mediante la utilización de algoritmos de programación no lineal y considera restricciones de balance nodal tanto de potencia activa como reactiva, límites de capacidad de las unidades de generación y valores mínimos y máximos de los voltajes en cada uno de los nodos del sistema. Los flujos óptimos de potencia son ejecutados para horas representativas de los escenarios de demanda mínima, media y máxima
Adquisición de Datos en el Sistema de Manejo de Energía, Network Manager
Get PDFEl Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), en su calidad de Administrador Técnico y Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del Ecuador, cuenta con diversos sistemas tecnológicos que le permiten cumplir con calidad, seguridad y economía sus funciones.
El sistema de tiempo real EMS, constituye la herramienta tecnológica con la cual el CENACE cumple la función de Coordinador del Sistema Nacional Interconectado e Interconexiones Internacionales; este sistema dispone de una infraestructura de red para la adquisición y transporte de datos, soportada sobre los servidores eLAN (Front Ends Remotos) y la red de telecomunicaciones de TRANSELECTRIC.
El presente artículo resume la configuración y mantenimiento de los servidores eLAN del sistema EMS de CENACE
Manejo de Riesgo en Planes de Expansión de Transmisión Incorporando Flexibilidad a Través de Inversiones en Generación Distribuida
Get PDFDebido a diversos cambios que en las últimas décadas han tomado lugar en los Mercados Eléctricos (ME), las incertidumbres se han profundizado a tal punto que los métodos usualmente empleados para resolver la tarea de la Planificación de Expansión del Sistema de Transmisión (PET), carecen de eficacia y resultados prácticos. Un camino sólido y prometedor para enfrentar adecuadamente las incertidumbres del problema es invertir en planes de expansión flexibles, los cuales permitan al planificador responder con decisiones contingentes ante la ocurrencia de escenarios adversos.
La disponibilidad de nuevas alternativas de decisión, permite a los planificadores disponer de recursos adicionales para conducir la expansión con mayor adaptabilidad y menores riesgos. Sobre la base de un análisis de las principales incertidumbres de la PET, así como también, de las posibilidades existentes para su manejo, se propone un conjunto de pautas metodológicas con las que se puede enfrentar satisfactoriamente el problema desde el punto de vista práctico. Los conceptos del método de Valoración de Opciones Reales, el cual tradicionalmente es empleado como herramienta de decisión de inversiones bajo incertidumbre, son extendidos al problema de la PET para la determinación de estrategias de expansión capaces de adaptarse a la dinámica actual de los ME
Pronóstico de Demanda para Sistemas de Suministro de Energía Eléctrica Utilizando Algoritmos Evolutivos y Razonamiento Inductivo Fuzzy – Desarrollo de la Plataforma Gráfica Merlyn - 2008
Get PDFEl problema del Pronóstico de Demanda que es necesario para la Planificación de la Operación de corto plazo (horizonte semanal y diario) y muy corto plazo (horizonte diario) en los Sistemas de Suministro de Energía Eléctrica (SSEE).
Los modelos y algoritmos desarrollados consideran las incertidumbres asociadas, principalmente a variables climáticas como la temperatura, debido a la correlación que tiene en el corto plazo con la demanda de un Sistema Eléctrico.
Los principales puntos que se resuelven en este trabajo: 1. Consideración de un modelo de pronóstico no lineal, basado en Inteligencia Artificial, 2. Planteamiento de un Modelo Multivariable sin necesidad de complejas modelaciones, 3. Obtención de un Modelo Único de Pronóstico válido para distintos horizontes de pronóstico; y, 4. Determinación óptima de las entradas al Modelo de Pronóstico
Modelo para un Plan de Mantenimiento Anual Óptimo de Unidades de Generación del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano
Get PDFEn el presente artículo se propone un algoritmo para la planificación del mantenimiento anual de las unidades de generación. Al existir diferentes criterios de optimización se pueden obtener distintos resultados óptimos, en este caso el sistema plantea dos criterios como son: los costos de operación y el margen de reserva.
El modelo propuesto analiza el impacto que representa el retirar una unidad por mantenimiento considerando sólo el criterio de confiabilidad al determinar un límite de indisponibilidad por período y adherir a éste consideraciones económicas como el costo de operación de la unidad y restricciones tomadas a partir de procedimientos de despacho.
El modelo está implementado usando CPLEX bajo GAMS en programación lineal entera mixta.
Cabe destacar que la disponibilidad energética hidroeléctrica está limitada por los caudales y la capacidad de almacenamiento en los embalses y ello introduce una dependencia entre la decisión operativa de hoy y los costos operativos en el futuro; estas restricciones no son modeladas en este sistema, sin embargo, se toman como resultados de la modelación del algoritmo de programación dinámica dual utilizado en el modelo SDDP
Determinación del Coeficiente de Amortiguamiento de la Carga del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador
Get PDFUn aspecto importante para el control automático de la frecuencia es la medición del coeficiente de amortiguamiento de la carga (estatismo); pues conociendo su valor, se puede calcular con precisión el factor BIAS, fundamental para una calibración eficiente de un Sistema Automático de Control de la Generación (AGC). En la literatura especializada se dan valores típicos del coeficiente de amortiguamiento de la carga y se dice que debe estar entre 1 y 2%. En el presente artículo se describe un método para medir este coeficiente en el Sistema Nacional Interconectado (SNI) del Ecuador, en diferentes horarios del día
Implementación del Sistema de Registradores Automáticos de Perturbaciones en el Sistema Nacional de Transmision
Get PDFUn sistema de potencia está sujeto a contingencias que provocan perturbaciones en las variables eléctricas y que muchos de los disturbios pasan por desapercibidos pues son imperceptibles para determinados equipos de monitoreo y más aún para los operadores del sistema de potencia. El sistema de Registradores Automáticos de Perturbaciones (RAP), cuya descripción es el objetivo básico de este documento, por sus características y funcionalidades constituye una herramientas que permite realizar el monitoreo del sistema proporcionando información de manera rápida y automática, la cual está disponible en el Centro de Operación de Transmisión (COT). Conocer de manera detallada las características y funcionalidades de este tipo de dispositivos permite una adecuada y óptima implementación del sistema de RAP en el Sistema Nacional de Transmisión (SNT). Las distintas funcionalidades de los RAP y la información suministrada hacen posible tener una serie de aplicaciones en varias áreas de la operación de sistemas de potencia como son: el análisis de fallas en el sistema, validación de modelos para estudios eléctricos, verificación de la actuación del sistema de protecciones e incluso puede constituirse en una herramienta de ayuda para la operación en tiempo real
ANÁLISIS TÉCNICO AL PLAN DE EXPANSIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL DE 69 kV
Get PDFSe propone una nueva metodología para analizar la expansión de sistemas de distribución eléctricos a nivel de 69 kV. Se presenta el modelo de planificación desarrollado de cada empresa, así como de la herramienta computacional para la resolución.
En primer lugar, se recopila la información necesaria para este estudio, tanto el plan de expansión de distribución, como los datos técnicos de las subestaciones remitidas por los sistemas regionales de distribución.
Posteriormente, se realiza el análisis de los sistemas eléctricos actuales, estableciendo una base estadística de los parámetros técnicos como: Niveles de Voltaje, Cargabilidad de líneas y Transformadores, Factor de potencia y Compensación reactiva, en demanda máxima. Con estos antecedentes se evalúa el plan de expansión 2006 - 2015 de las empresas de distribución de energía, partiendo del análisis actual de sus sistemas eléctricos a nivel de 69 kV.
Como resultado de este análisis se puede estimar la disponibilidad de los proyectos que constan en cada uno de los años y si los mismos alcanzan índices de operabilidad dentro de lo que establece la normativa, para satisfacer el crecimiento de la demanda en 10 años, tanto en los períodos de máxima, media y mínima.
Finalmente, se entregan los resultados obtenidos y se presentan sugerencias, a los problemas técnicos presentados, para mejorar la calidad del servicio llegando a la conclusión de que este proyecto servirá de aporte para los futuros análisis de la expansión del Sistema Nacional Interconectado (SNI)
Repartición de Costos de Transmisión a Través de Juegos Cooperativos: Aplicación para el Snt Ecuatoriano
Get PDFLa asignación de costos de red es la forma de calcular los cargos de transporte a pagar por cada uno de los agentes que operan en un determinado sistema. La elección de una metodología adecuada debe considerar las implicaciones que tienen las tarifas de transmisión en el funcionamiento del sistema y que los Agentes estarán dispuestos a financiar las líneas y refuerzos por los que tengan que pagar un cargo menor que el beneficio que esperen obtener de los mismos. En el presente artículo se propone la aplicación de un método alternativo para la repartición de los costos de transmisión en mercados de energía eléctrica. El método de repartición de costos de transmisión en mención, se basa en el método de Aumann–Shapley. En el estudio se verifica la validez y efectividad de la aplicación del método, planteándolo como una alternativa al método de estampilla postal que actualmente se aplica en el mercado eléctrico ecuatoriano. En tal sentido, se realiza un análisis comparativo del método propuesto y el método actualmente utilizado en el mercado eléctrico ecuatoriano