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Análisis de confiabilidad usando el método de Monte Carlo en los alimentadores principales de la subestación Cristianía perteneciente a la Empresa Eléctrica Quito.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2020-09) Rivera Plaza, Dayana Joselyne; Sisa Sisa, Víctor Arnulfo; Quinatoa, Carlos
La presencia de fallas en el Sistema de Distribución Eléctrico (SED) de los alimentadores primarios de la Empresa Eléctrica Quito, generados por diversas causas, ocasionan interrupciones en el suministro eléctrico hacia los usuarios, donde la eficiencia del SED asociada a la confiabilidad se ve disminuida, por esta razón en el presente trabajo de investigación se realiza un estudio de confiabilidad en el sistema primario de distribución de la subestación Cristianía mediante el Método Monte Carlo para optimizar la continuidad del servicio eléctrico, para lo cual se considera la información de los mencionados alimentadores primarios en el periodo 2014-2020 y así con los datos obtenidos se desarrolla la simulación del Método de Monte Carlo, considerando los estados de operación, con base a la generación de números aleatorios uniformemente distribuidos para el cálculo de la disponibilidad (A) e indisponibilidad (U) forzadas y así obtener los índices de confiabilidad en el punto de carga para el periodo 2021-2023. Los resultados del estudio de confiabilidad, evidencian variaciones mínimas con respecto a las metodologías aplicables, el método de simulación de Monte Carlo muestra mayor precisión, considerando que para la indisponibilidad forzada la variación es de 0,00002 en promedio, de esta manera con la información obtenida es útil como punto de partida para proyectar cuál de los alimentadores primarios presenta mayor probabilidad de falla y establecer recomendaciones hacia la Empresa Eléctrica Quito para mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico.
¨Análisis HOSTING CAPACITY en los alimentadores de la subestación salcedo de ELEPCO S.A. para la inserción de paneles fotovoltaicos¨
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC), 2021-03) Gutierrez Calero, Klever Fabian; Paredes Yupangui, Diego Leonidas; Quinatoa, Carlos
El progresivo crecimiento de la generación distribuida y el avance tecnológico conllevan a que se realicen diversos estudios para el aprovechamiento del tipo de generación y a su vez contribuir al cuidado del medio ambiente, en este caso la investigación estará enfocada al análisis de la capacidad de alojamiento que se pueda tener en una red de distribución, para lo cual se debe conocer el perfil de tensión y las pérdidas que existan en el sistema, para nuestro caso de estudio la evaluación de los parámetros eléctricos se lo realizará en el modelo de las 13 barras del IEEE con la ayuda del software Open DSS, una vez Identificado estos parámetros se podrá establecer sus respectivas correcciones mediante la inserción de generación fotovoltaica hasta determinar el límite máximo disponible en el alimentador y sin afectar los parámetros existentes en el sistema, desarrollado este modelo base se procederá a la ejecución en toda la trayectoria del alimentador 3 de la Subestación Salcedo, donde de la misma manera se podrá determinar perfiles de tensión, pérdidas antes y después de la inserción de generación fotovoltaica y así poder determinar las capacidades de alojamiento disponibles en cada uno de los puntos de la red de distribución. Además, consideraremos que las cargas son residenciales de tipo B según establece la Empresa Eléctrica Quito y el tipo de panel a ser utilizado serán los policristalinos debido a sus características técnicas.
“Aplicación de algoritmos genéticos para la ubicación óptima de condensadores en el alimentador primario de distribución tipo radial”
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC), 2021-03) Aguirre Morillo, Guido Joel; Toapanta Barreiro, Eddy Geraldo; Quinatoa, Carlos
En el presente trabajo se basa en el desarrollo de un programa para reducir pérdidas eléctricas de potencia y energía en el sistema de distribución. El principal objetivo es la aplicación de algoritmos genéticos para la ubicación óptima de condensadores en el alimentador primario de distribución tipo radial para reducir caídas de voltajes y perdidas de energía, con la metodología de algoritmos genéticos determinamos su ubicación óptima de condensadores en las redes primarias de distribución y así como mejorar el perfil de voltaje en el sistema. A partir del flujo, el cual se encentra conformado de potencia activa y reactiva en las barras o nodos de la red, determinamos cuanto se debe inyectar de potencia reactiva para la reducción de caídas de voltaje y obtener una óptima localización de los capacitores. Se desarrolló un programa con un algoritmo genético capaz de encontrar el capacitor adecuado de potencia reactiva en diferentes nodos de dicho sistema, para obtener resultados de voltaje en cada nodo con y sin compensación de reactivos, que van de la mano con una simulación en DIgSILENT para comprobación de dichos resultados.
Control de potencia activa y reactiva en sistemas de generación eólica usando una máquina de inducción doblemente alimentada.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2020-09) Iván Paúl, Cayo Pallasco; Edison Xavier, Panchi Escobar; Quinatoa, Carlos
La presente investigación surge debido a que los aerogeneradores de inducción doblemente alimentados que no puedan entregar una potencia activa y reactiva estable, por causa de las perturbaciones que se dan debido a la variación del viento, provocando que no se pueda conectar a la red directamente, por lo cual se modela un control de potencia activa y reactiva en sistemas de generación eólica usando una maquina doblemente alimentada, que parte primero de la revisión de diferentes fuentes bibliográficas con el propósito de ampliar y profundizar diferentes enfoques, teorías, opiniones y recomendaciones de los diferentes autores, así como identificar las variables que se van a controlar. Para la investigación se opta por la turbina eólica tipo 3, la cual se basa en un generador de inducción doblemente alimentado de velocidad variable en donde el estator está conectado directamente a la red y el rotor está conectado a la red a través de un convertidor AC-DC-AC. Como resultado se implementó el método de control vectorial para el control desacoplado de la potencia activa y reactiva, el cual se encuentra modelado e implementado con el software Matlab/ Simulink. El modelo completo incluye aerodinámica general de la turbina, tren de transmisión mecánica, DFIG, convertidores de potencia regulados por corriente y el sistema de control de la turbina eólica, en donde se diseñó un rastreador de punto de potencia máxima (MPPT), para la extracción de la potencia máxima del viento, el control PLL que es el encargado de sincronizar el ángulo de fase con el voltaje además proporciona estabilidad y rechazos de perturbación a la estimación de ángulos, controles OUTHER LOOP e INNER LOOP que son los encargados de la obtención de las corriente Id e Iq, también las Transformadas de CLARK y PARK normales e inversas para cambiar de sistemas de referencia , y finalmente un bloque PWM encargado de mandar los pulsos a los convertidores. Con el tipo de control implementado se logra inyectar a la barra infinita potencia activa y reactiva con un factor potencia cercano a la unidad, además que se puede evidenciar la efectividad de este control al entregar aproximadamente 1.9 MW de potencia activa, siendo superior al ejemplo “Wind Farm – DFIG Detailed Model” de Matlab el cual entrega 1.5 MW debido a la diferente electrónica de potencia que presenta el ejemplo.
Desarrollo de un modelo de optimización para el despacho hidrotérmico a corto plazo con multiembalse.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2021-08) Ortiz Malla, Josue Steeven; Pico Tayo, David Andrés; Quinatoa, Carlos
La coordinación hidrotérmica a corto plazo se define como uno de los problemas de programación más importantes y desafiantes, cuyo objetivo es satisfacer la demanda horaria considerando el mínimo costo de producción de energía eléctrica. En este proyecto se propone un modelo de programación para la operación hidrotérmica a corto plazo, desarrollado para la operación diaria utilizando el entorno de GAMS. El problema de coordinación hidrotérmica es resuelto usando una función de costo equivalente para las unidades térmicas, mientras que el despacho económico se resuelve mediante las restricciones de coordinación hidrotérmica, con la finalidad de minimizar los costos de generación, teniendo en cuenta las funciones cuadráticas de costo de unidades térmicas, y la ecuación de segundo grado que relaciona las características del embalse para calcular la potencia generada de centrales hidroeléctricas. Por consiguiente, se emplea un algoritmo de optimización mediante el método de programación no lineal (NLP) utilizando modelación algebraica para la resolución de problemas de operación del sistema eléctrico no lineal. El método propuesto se emplea en cuatro sistemas de prueba para evaluar el rendimiento del método de optimización aplicado en el problema de coordinación hidrotérmica a corto plazo.
Modelo matemático de aproximación cuadrática para el flujo de potencia óptimo en sistemas eléctricos de distribución.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2020) Córdova Guaraca, Luz Vanessa; Tibanquiza Chuncho, Giovanna Gabriela; Quinatoa, Carlos
El objetivo de este documento, es el desarrollo de un modelo matemático que permita obtener una convergencia rápida, eficiente y apto para las sistemas de distribucion tipo radial, puesto que los métodos tradicionales para los flujos de potencia del sistema de transmisión no resultan confiables en las redes de distribución por su convergencia lenta al aumentar la complejidad del sistema en análisis, debido que los sistemas en estudio presentan características muy particulares, como su topología, cargas de distinta naturaleza y su alta relación de R/X, dando como solución a este problema el desarrollo del modelo matemático de aproximación cuadrática para flujos de potencia óptimo (OPF) en sistemas eléctricos de distribución. Para el desarrollo de este modelo se examinó las diferentes literaturas científicas y metodologías para determinar el estado de arte de los OPF, por lo cual la investigación se enfocó en linealizar las funciones de tal manera que se disminuya el tiempo de convergencia en los flujos de potencia para los sistemas radiales y, en optimizar las variables de control desde una función objetivo rigiéndose a un conjunto de restricciones de una aproximación lineal. El modelo matemático parte desde la modelación de carga estático polinomial, ya que son adecuados para modelar cargas cuya variación de voltaje es tan rápida. Además, se determinó que la función polinómica es holomorfa, pudiendo así utilizar las series de Taylor linealizando las funciones y transformándose en un problema lineal, de tal forma que se aplicó la función CVX de Matlab. Para la factibilidad de la aproximación cuadrática se realizó una comparación porcentual de error de la función no lineal con la linealizada, obteniendo un error del 5% con un voltaje de 0.8 pu, lo cual determina que su linealización es óptima para el desarrollo de los flujos de potencia, finalmente la validación del OPF se realizó con una comparación de los resultados obtenidos con el modelo desarrollado aplicado a los sistemas de prueba IEEE, con los resultados expuestos por los métodos Gauss Seidel y Newton Raphson, demostrando así que este modelo matemático puede considerarse como una solución óptima para el cálculo del OPF de los sistemas de distribución por su rápida convergencia, su tiempo de cálculo y su adaptación a los sistemas radiales.
Modelo matemático de aproximación cuadrático para el flujo óptimo de potencia en redes eléctricas de distribución trifásicos desbalanceados.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2021-08) Avilés Ilaquiche, Alex Fabián; Ramos Borja, Yessenia Elizabeth; Quinatoa, Carlos
Uno de los problemas más recurrentes en el cálculo de Flujos Óptimos de Potencia es que presentan fallas en la convergencia en los sistemas de distribución debido a las no linealidadeque existen en el balance de potencia activa y reactiva, estos tipos de sistemas requieren quexista una única solución, y con ello realizar la coordinación de operación óptima de lorecursos energéticos como son las energías no renovables. El presente trabajo investigativtiene la finalidad de encontrar un modelo matemático mediante el uso de una aproximaciócuadrática convexa que permita dar soluciones al flujo óptimo de potencia (OPF), para losistemas de distribución, considerando generación distribuida. El enfoque se basa en un flujóptimo de potencia linealizado que sea válido para sistemas de distribución que incluyan a losistemas desbalanceados trifásicos. El modelo matemático parte desde la modelación de cargestática polinomial ZIP, luego se determina si la función es no holomorfa para poder linealizamediante las series de Taylor en el plano complejo y así transformar en una función lineal.Mediante la función CVX y el solver SeDuMi del software Matlab, se realizó la optimizaciódel flujo óptimo de potencia trifásico desbalanceado, obteniendo el óptimo global y una únicsolución, donde el objetivo es minimizar las pérdidas totales del sistema mediante generadoredistribuidos que se consideran en el sistema. Los resultados obtenidos del modelo matemático presentado en el presente trabajo investigativo, se compararon con un software comerciaCymdist, ya que es enfocado a sistemas de distribución desbalanceados y consta con loparámetros de carga polinomial para su modelado.
Predicción de la demanda de energía eléctrica a corto plazo utilizando redes neuronales artificiales.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2021-08) Naula Saquinga, Henry Sebastián; Oscurio Ordoñez, Darwin Stalin; Quinatoa, Carlos
La implementación de la redes neuronales artificiales se realizó debido al problema que existe en la predicción de la demanda eléctrica a corto plazo el cual afecta el desempeño del flujo de carga, análisis de seguridad, coordinación hidrotérmica, plan de mantenimiento preventivo de los generadores y despacho económico, por lo que se ha optado en el desarrollo de una herramienta computacional, basado en redes neuronales artificiales mediante el programa computacional MATLAB, utilizando datos reales del alimentador PRI12 Santa Rosa de Pichul – San Gerardo, esto permitió realizar un análisis del comportamiento de la demanda eléctrica horaria con el objetivo de obtener una predicción optima. El programa está conformado por la interfaz gráfica (GUIDE) con tres módulos tales como datos históricos, entrenamiento de la red neuronal y predicción de la demanda eléctrica, para este proyecto de investigación la RNA está compuesta por una capa de entrada, una capa oculta (función de activación tangente hiperbólico) y una capa de salida (función de activación lineal), utilizando el algoritmo de entrenamiento levenberg-marquardt mediante 288 retrasos, 10 neuronas, 80 % de datos de entrenamiento, 10 % datos de validación y 10 % de datos de prueba, así obteniendo resultados adecuados de rendimiento del 1.01 x 10^-7, de igual forma presenta el mayor ajuste al comportamiento de la serie de datos con un error porcentual del 1,60 %, finalmente en base de las curvas estadísticas de los valores reales y pronosticados se obtiene un error del 0,99%, obteniendo una predicción a corto plazo satisfactoria.
Ubicación y dimensionamiento óptimo de generación distribuida (GD) en redes de distribución radial.
(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi: UTC., 2020-09) Llango Guamushig, Edgar Fabian; Velva Ortega, Nancy Elizabeth; Quinatoa, Carlos
La presente investigación basa su contenido en la Generación Distribuida (GD) que, frente a un sistema de distribución eléctrica proporciona una energía limpia y fiable gracias a una óptima localización y dimensionamiento de los mismos; se sabe que, los GDs suministran potencia activa a la red, esto hace que disminuya en parte las pérdidas de dicha naturaleza al igual que las pérdidas de potencia reactiva, mejorando el perfil de tensión de manera uniforme y reduciendo las corrientes que fluyen por las líneas, esto a su vez contribuye con la reducción de las pérdidas por efecto Joule. El objetivo de esta investigación es realizar una óptima localización y dimensionamiento de la generación distribuida en redes de distribución tipo radial, con el fin de minimizar las pérdidas de potencia activa en la red y conocer los valores de potencia activa y reactiva con las que puede inyectar GD. Esto se hizo posible al aplicar el modelo matemático de optimización no lineal entera mixta (MINLP), el mismo que cumple con las características de no linealidad que compete a nuestro estudio y, en basado al paquete de optimización de GAMS y DIgSILENT se encontró una solución óptima en cuanto a la minimización de las pérdidas de potencia activa. De la misma manera este estudio rige sus resultados comparando un artículo evaluado por el IEEE y la Universidad de Ain Shams, en el que trabajan con un modelo de optimización idéntico, a diferencia que, su enfoque consiste en inyectar capacidad ilimitada a través del GD para minimizar las pérdidas de potencia activa. Por último, se ha tomado los esquemas del IEEE Test Feeder de 13 y 34 barras para aplicar el modelo matemático MINLP y, mediante un análisis de variación al inyectar de 1 a 3 GDs con 30%, 60% y 70% de penetración con respecto a la demanda total del sistema, se exponen resultados muy satisfactorios en cuanto a la ubicación y dimensionamiento de la GD y la reducción de pérdidas técnicas.

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