Tesis (Ingeniería Eléctrica)

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Análisis y caracterización de fallos en redes de media tensión
(2024-03-15) Clavijo-Blanco, José Antonio; González Cagigal, Miguel Ángel; Rosendo Macías, José Antonio; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
La presente tesis doctoral tiene como objetivo principal la estimación de los parámetros de confiabilidad mediante el uso de bases de datos de averías en redes eléctricas de media tensión. Históricamente, las redes de transporte han captado una mayor atención a la hora de analizar la confiabilidad del sistema, aspecto crucial en la calidad del servicio a los clientes. En este sentido, existe un consenso global en lo que respecta a la carencia de información sobre los parámetros de confiabilidad en las redes de distribución. El principal motivo de esta situación es la falta de bases de datos sólidas que registren de manera adecuada las averías que ocurren en estas redes y los diversos componentes que las conforman, dificultando la estimación de los parámetros de confiabilidad. Además, el hecho de que estos parámetros sean dependientes de las características particulares de cada red afecta a la precisión de los análisis a realizar. Actualmente, con el avance de los sistemas de información y el mejor almacenamiento de datos, los métodos probabilísticos están ganando relevancia en la evaluación de la confiabilidad de sistemas eléctricos. Estos métodos resultan ser adecuados para modelar las variaciones difícilmente predecibles de los parámetros de confiabilidad mediante el uso de distribuciones de probabilidad. Por lo tanto, el desarrollo de metodologías que proporcionen valores estimados de estos parámetros resulta de gran interés. Para evaluar la continuidad y disponibilidad del suministro eléctrico, tanto las distribuidoras como las entidades regulatorias utilizan distintos índices de calidad, tales como el SAIFI, SAIDI, NIEPI y TIEPI. En este sentido, las distribuidoras tienen la obligación de cumplir con ciertos valores de estos índices, pudiendo ser penalizadas en caso contrario. Es por ello por lo que, además de evaluar la confiabilidad del sistema, las estimaciones de los parámetros de confiabilidad permiten mejorar las estimaciones de los índices de calidad. Los parámetros de confiabilidad más comúnmente utilizados y que cuantifican estos conceptos son las tasas de fallos y el tiempo de reposición del suministro. Para estimar con mayor precisión estos parámetros de confiabilidad, es fundamental considerar las particularidades de la zona y las características de la red. Por este motivo, para el cumplimiento de los objetivos marcados en la presente tesis doctoral se han usado dos bases de datos. La primera de ellas incluye información sobre las características principales de los elementos que forman la red, mientras que el otro registro contiene datos sobre los incidentes que han ocurrido en la red. Con respecto a la estimación de las tasas de fallos, se propone una metodología que permite su estimación para distintos componentes de la red. Esta metodología se basa en un análisis de las averías acaecidas en la red, así como de los elementos que la componen. Se han considerado diferentes grupos representativos de elementos, en función de su funcionalidad y nivel de tensión dentro de la red de distribución. Para el caso del tiempo de reposición del suministro, se ha desarrollado otra metodología basada en un algoritmo capaz de ajustar los datos muestrales provenientes de los registros con diferentes funciones de densidad de probabilidad para las diferentes agrupaciones de componentes realizadas. Además, un análisis exhaustivo de la base de datos utilizada en esta tesis ha permitido considerar una gama más amplia de parámetros más allá de las tasas de fallo y tiempos de reposición. Finalmente, las metodologías desarrolladas han sido implementadas en una metodología completa que, además de estimar los parámetros de confiabilidad, permite evaluar los índices de calidad de una red eléctrica mediante el uso de un método consensuado, siendo en este caso la simulación Montecarlo. Carecería de sentido establecer procedimientos para estimar los parámetros de confiabilidad que no sea capaz de integrarse en modelados ya empleados en el cálculo de la fiabilidad. En este caso el. Todos los estudios incluidos y procedimientos establecidos están respaldados por artículos científicos que han sido publicados o están en proceso de redacción para ser presentados en revistas de alto impacto dentro del campo correspondiente.
Aportaciones a la estimación no intrusiva de la velocidad, la carga mecánica y el rendimiento de los motores de inducción
(2024-03-18) Páramo Balsa, Paula; Burgos Payán, Manuel; Roldán Fernández, Juan Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
A día de hoy, debido a una población creciente y a unos consumos cada vez mayores, uno de los grandes desafíos actuales es el desarrollo de medidas para detener o, al menos, contener el calentamiento global derivado de las emisiones de gases efecto invernadero. Para ello, es necesario conseguir un suministro de energía sostenible, seguro y suficiente para toda la población. La Unión Europea ha sido una institución muy activa con los problemas del cambio climático y para ello desarrolló en el año 2008 el Paquete Europeo de Energía y Cambio Climático 2013 2020, en 2014 acordó el Marco 2030 de Energía y Clima y el Objetivo 55, en 2019 el Pacto Verde para el Clima y en 2021 la Ley Europea del Clima, que establece y define el objetivo de neutralidad climática en la UE a 2050. Entre los objetivos de dichos paquetes regulatorios cabe destacar la reducción de gases efecto invernadero, una mayor participación de las energías renovables en el consumo de energía y mejoras en la eficiencia energética. De esta forma, con la Ley Europea del Clima se pretende alcanzar una economía prácticamente descarbonizada para el año 2050. Los mayores consumidores de energía en la industria son los accionamientos eléctricos o sistemas accionados por motores eléctricos que, en la gran parte de los casos, están impulsados por motores trifásicos de inducción. Estos motores de inducción siguen siendo actualmente la manera más fiable y económica de convertir energía eléctrica en mecánica. Para conseguir de forma simultanea los objetivos de reducir los gases efecto invernadero y una mayor seguridad energética, las instituciones de política energética proponen, entre otras medidas, la reducción de las pérdidas de energía en los accionamientos o sistemas impulsados por motores eléctricos y mejoras en el rendimiento de los motores que los impulsan, especialmente en los motores trifásicos de inducción. Así, gracias a estas políticas, actualmente los motores se etiquetan y clasifican en función de su eficiencia energética. No obstante, utilizar un motor con una clase de eficiencia internacional elevada no garantiza el buen rendimiento de la conversión de energía en el proceso que se utilice, ya que los motores no suelen funcionar a plena carga de forma continua. En el ámbito industrial, los motores suelen funcionar aproximadamente al 60 % de su plena carga como consecuencia de un sobredimensionamiento en los motores. Este sobredimensionamiento tiene distintas causas entre las que cabe destacar el hecho de que el proyectista, durante la fase de diseño, no suele disponer de información precisa de la carga mecánica real que va a demandar el motor. Por ello, a la hora de elegir la potencia nominal del motor, suele considerarse la carga más desfavorable y adopta factores de seguridad. Así, la selección del motor se realiza con los catálogos ofrecidos por los fabricantes de forma que la potencia nominal sea igual o algo mayor a la carga (sobre)estimada. En consecuencia, la detección e identificación de los motores de una planta industrial que funcionan de forma poco eficiente es fundamental para poder sustituirlos por otros motores que se adapten mejor a las condiciones de funcionamiento. De esa forma, funcionarían de forma energéticamente eficiente y se reduciría tanto el consumo de la planta como los costes de producción. Todo ello justifica la importancia que juegan los métodos de estimación de la carga y el rendimiento, también la velocidad, con el que operan los motores de inducción en servicio, en condiciones de campo. Mediante el empleo de métodos de estimación es posible analizar el desempeño de la máquina, tanto energético como económico y, con ello, poder tomar decisiones en el caso de que fuese necesaria su sustitución. Este trabajo presentará algunas aportaciones no intrusivas para la monitorización de los motores de inducción sin interferir con el funcionamiento de la línea de producción, es decir, en condiciones de campo. En primer lugar, se presentan dos métodos no intrusivos, sencillos y de bajo coste para estimar la velocidad de los motores de inducción usando un teléfono móvil como dispositivo de captura de la información/señal primaria en la que se basa la estimación. El primer método se basa en el análisis del ruido que emite la máquina durante su funcionamiento y el segundo método se basa en el análisis de las vibraciones que produce. Para cada método se ha desarrollado un algoritmo propio implementado en MATLAB. Posteriormente se presenta un método no intrusivo de estimación del par, la potencia de salida, las pérdidas totales y el rendimiento del motor. Este nuevo método parte de la aproximación del par con el deslizamiento y requiere únicamente de las medidas de la potencia eléctrica de entrada y de la velocidad del motor. Los resultados experimentales muestran que, tanto con el análisis del ruido como de las vibraciones, los errores en la estimación de la velocidad con el motor alimentado directamente de la red o mediante un inversor son siempre inferiores al 0.151 % para el caso más desfavorable. En cuanto al método de estimación del par, la potencia de salida y el rendimiento, el error medio global es de un 3.4 % y de un 10.8 % para las pérdidas totales. Utilizando el denominado método extendido estos errores se reducen hasta un valor inferior al 2.0 % en las estimaciones del par, potencia de salida y rendimiento, y al 6.6 % para las pérdidas totales.
Oferta óptima de plantas renovables en mercados eléctricos considerando incertidumbre. Análisis práctico de un parque eólico
(2024-02-12) Endemaño Ventura, Lázaro; Serrano-González, Javier; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Los sistemas eléctricos a lo largo del mundo han experimentado un cambio en su forma de operación con la creciente penetración de energía renovable en los últimos años. Muchos son los retos que hay que afrontar para integrar cada vez más energía eólica y solar. La variabilidad y dificultad de predecir el recurso eólico y solar incrementa la inestabilidad en el sistema, encareciendo su operación. De la misma forma, a medida que se sustituyen los generadores síncronos por generación desacoplada de la red a través de convertidores o inversores, la inercia del sistema va disminuyendo. Por otra parte, la energía renovable como la eólica y solar es una energía con costes de operación muy bajos y con niveles de desarrollo muy altos, haciéndola muy accesible a muchos países. Por esta razón cada vez más países apuestan por su integración en sus sistemas eléctricos. En los países con mercados eléctricos, este tipo de recurso renovable tiene que participar en dichos mercados bajo las mismas condiciones que la generación convencional. Debido a su variabilidad, estos generadores eólicos y solares operan en desigualdad de condiciones, ya que para participar en estos mercados eléctricos es habitualmente necesario entregar ofertas con períodos que van desde 12 a 36 horas de antelación, dependiendo del mercado. Para estas antelaciones las predicciones del recurso renovable tienen una alta incertidumbre. Esto implica que, en ausencia de técnicas avanzadas que consideren incertidumbre a la hora de obtener la oferta óptima, el operador de la planta renovable tenga que asumir un nivel de riesgo potencialmente elevado con respecto a posibles desviaciones sobre la energía programada. En el presente trabajo se presenta un método analítico para calcular la oferta óptima al mercado eléctrico de una planta eólica con el objetivo de incrementar los beneficios de la misma. El método propuesto incluye por primera vez de manera explícita el desvío del sistema y los cuatro precios o costes de desvíos, entre las variables para calcular la oferta. De la misma forma, para calcular la oferta óptima, se ha usado la predicción mediante redes neuronales de todas las variables implicadas en el cálculo. En la presente tesis, se propone una herramienta para el cálculo de oferta óptima al mercado, al alcance de todos los promotores o responsables de participar en el mercado, con variables disponibles en el momento de calcular la misma.
Escenarios para un sistema eléctrico descarbonizado: el caso de España
(2022-01-17) Gutiérrez García, Francisco José; Arcos Vargas, Ángel; Gómez Expósito, Antonio; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica; Universidad de Sevilla. Departamento de Organización Industrial y Gestión de Empresas I
Una de las principales consecuencias de la economía moderna es el calentamiento global, especialmente producido por actividades relacionadas con el transporte y la energía. Este problema se ha intensificado durante las últimas décadas y las repercusiones ambientales derivadas del mismo están en su máximo exponente, afectando sensiblemente a las condiciones meteorológicas del planeta. Bajo este contexto medioambiental, el marco energético mundial está dirigido hacia una inminente transformación energética motivada por el continuo desarrollo de las energías renovables y enfocada a la imperiosa necesidad de reducción de emisiones de CO2, principalmente procedentes de la producción eléctrica. En la literatura, muchos modelos de sistemas eléctricos sostenibles son propuestos y analizados por diferentes instituciones, empresas e investigadores, ofreciendo una amplia diversidad de estudios asociados a este problema. Estas evaluaciones ofrecen una gran variedad de enfoques, como pueden ser estimaciones y dimensionado de hojas de rutas para la transición efectiva hacia nuevos sistemas de producción eléctrica, análisis de viabilidad técnica y económica, impacto medioambiental y socioeconómico de la integración de las tecnologías renovables, etc. La presente tesis tiene como objetivo analizar el potencial renovable de España para definir un nuevo sistema eléctrico sostenible, que permita desarrollar óptimamente la transición energética hacia un futuro limpio y descarbonizado, competitivo en costes frente al sistema actual. Para llevar a cabo esta evaluación, se realiza, en primer lugar, el análisis del potencial renovable de un municipio y se desarrolla un modelo horario de producción sostenible que permita satisfacer las necesidades de demanda. Se analiza la viabilidad técnica del modelo propuesto, en cuestión de potencia instalada y generación eléctrica, y la viabilidad económica, referente a los valores del coste equivalente de la energía, conocido como LCOE (Levelized Cost of Energy). Este nuevo sistema energético estará compuesto principalmente por el despliegue masivo de instalaciones fotovoltaicas y por la introducción de un sistema de almacenamiento complementario que permita gestionar la producción eléctrica para adaptarla a las necesidades de consumo, a las que se les agrega aquellas derivadas de la integración del vehículo eléctrico en la localidad. En particular, la aplicación práctica de este análisis se realiza sobre el caso de estudio de la ciudad de Sevilla. Tras la definición de un modelo de sistema eléctrico renovable para un único municipio, el siguiente paso es la generalización de este análisis para todas las localidades de la parte peninsular de España. Adicionalmente, se realiza la aplicación del modelo a todo el tejido peninsular cómo un único sistema eléctrico sobre el que se desarrollará el análisis técnico y económico del sistema de producción propuesto. El análisis realizado sobre el sistema eléctrico español se particulariza para unos perfiles de producción y demanda determinados y correspondientes a un único año. El dimensionado de este nuevo sistema no asegura el cumplimiento de los requerimientos energéticos asociados a cualquier otro periodo de tiempo, por lo que se lleva a cabo la evaluación de las condiciones particulares de todos los años de la última década. Además, se define el escenario teórico más desfavorable compuesto por los perfiles de producción con un menor aprovechamiento de la potencia desplegada y los perfiles de consumos con una carga energética mayor. La aplicación del modelo a todos los años definidos permite estimar los valores del LCOE resultante del sistema renovable propuesto en cada caso. Además, al considerar el caso del escenario más desfavorable se define un sistema eléctrico resiliente y robusto capaz de satisfacer todas las necesidades del sistema español. Finalmente, se lleva a cabo un análisis de los resultados obtenidos para todos los escenarios evaluados y se definen una serie de variables que permitan ejecutar un análisis de sensibilidad del LCOE frente a las mismas. El modelo propuesto y su aplicación al caso de estudio de la parte peninsular de España ofrece unos resultados muy interesantes respecto a los valores del LCOE conseguidos y estima la potencia instalada necesaria para poder llevar a cabo una transición energética hacia un sistema de producción de energía eléctrica sostenible.
Integración masiva de generación fotovoltaica distribuida en redes de distribución
(2021) Tévar Bartolomé, Gabriel; Gómez Expósito, Antonio; Arcos Vargas, Ángel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica; Universidad de Sevilla. Departamento de Organización Industrial y Gestión de Empresas I
En el proceso de cambio en el que se encuentra actualmente el sector eléctrico, se espera un fuerte incremento de la generación fotovoltaica de pequeña potencia, en forma de autoconsumo, conectada a las redes de distribución de baja y media tensión. La red de distribución existente en la actualidad se ha planificado y diseñado para atender fundamentalmente el consumo. Esta misma red es la que va a tener que integrar ese incremento de la generación fotovoltaica, y tendrá que hacerlo salvaguardando en todo momento los requerimientos de seguridad y de calidad del suministro. Para ello, no cabe duda de que los gestores de las redes de distribución deberán aprender a adaptarse a esta situación. En este trabajo se desarrolla una serie de procedimientos para evaluar el impacto de la integración de niveles crecientes de penetración de generación fotovoltaica distribuida en la red de distribución, fundamentalmente la de baja tensión, desde una perspectiva de planificación de la red a medio y largo plazo. Dicho impacto se concreta en una cuantificación de las congestiones, una estimación de la variación de las pérdidas técnicas respecto a la situación inicial sin generación, y una valoración de las inversiones y costes de O&M asociados necesarios para adaptar la red de manera que la calidad de servicio no se vea alterada. En este trabajo no se analizan otros aspectos que pueden incidir en la red en el corto plazo y que tienen otro tipo de soluciones mediante actuaciones de operación. El análisis se desarrolla sobre un caso de estudio real, a partir de una extensa zona de distribución con más de 80,000 consumidores, teniendo en cuenta la red de distribución real que la alimenta, y generando escenarios de penetración creciente de generación fotovoltaica. Los procedimientos que se han desarrollado pivotan sobre un Modelo de Red de Referencia, similar al empleado por el Regulador español, capaz de incorporar zonas de red de distribución de tamaño real, y que permite la resolución de flujos de cargas en media y baja tensión. Para la cuantificación de las pérdidas anuales el modelo resuelve 8,760 flujos de carga al año. Para corregir las congestiones y sobretensiones que se van produciendo a medida que se conectan más instalaciones fotovoltaicas, el modelo identifica y simula diferentes soluciones de adaptación de la red, cuantifica la inversión necesaria en cada caso, y selecciona la que resulte más económica. Una de las principales conclusiones del trabajo es que, aunque ya desde la llegada de las primeras instalaciones fotovoltaicas pueden producirse localmente congestiones e incremento de las pérdidas en determinados circuitos de baja tensión, a partir de niveles de penetración fotovoltaica del 30-45% (dependiendo de la métrica usada para cuantificar dicha penetración) empiezan a producirse congestiones significativas que llevan a que las pérdidas técnicas superen a las del escenario base sin generación FV, y empiezan a ser necesarias inversiones crecientes para la adaptación de las redes. Desde una perspectiva de planificación de largo plazo, sin tener en cuenta otros costes relacionados con actuaciones de operación, y sin considerar otras inversiones indirectas necesarias en este proceso de integración de las renovables como las relativas a digitalización de la red, monitorización, automatización y sistemas, en términos económicos (inversión, costes de O&M y pérdidas), los costes directos por potencia FV instalada alcanzan los 2.73 €/kWp para escenarios con penetración FV del (30-45%) y los 10.18 €/kWp para escenarios del (50-75%) de penetración. Para futuras líneas de trabajo quedan por valorar aspectos como, por ejemplo, las posibles sinergias entre el autoconsumo fotovoltaico y la también esperada penetración del vehículo eléctrico con recarga vinculada en el domicilio, la incorporación de los mercados locales de flexibilidad que se prevén en el futuro marco normativo europeo, o la incorporación masiva del almacenamiento a nivel doméstico, en combinación con la generación fotovoltaica.
Application of Kalman filter based estimation techniques to electric power systems
(2021-02-25) González Cagigal, Miguel Ángel; Rosendo Macías, José Antonio; Gómez Expósito, Antonio; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
This thesis presents several applications of dynamic state estimators based on Kalman filtering to different fields of the electric power systems. First, a parameter estimation technique is proposed, applied to a generation set composed by the synchronous machine along with the frequency regulation (speed governor) and the voltage controllers (automatic voltage regulator and power system stabilizer). The proposed method is based on a formulation of the unscented Kalman filter, being this study the first attempt, to the authors’ knowledge, to include the full generation set in the estimator model, with the corresponding state variables and parameters, using just external measurements taken at the generator terminal bus. A similar estimation technique, using the cubature Kalman filter, is implemented subsequently for a joint estimation of the dynamic state and the model parameters of a variable speed wind turbine with permanent magnet synchronous generator and back to back voltage source converter. In this case, the major contribution consists of the inclusion of the control parameters in the state vector to be estimated. Finally, three Kalman filter formulations (unscented Kalman filter, cubature Kalman filter and ensemble Kalman filter) are implemented to address the problem of identifying the electrical phase of single phase consumers in distribution grids, using for this purpose hourly energy measurements exclusively. The accuracy and robustness of these estimators are compared in different case studies with variations in the number of loads and errors in the measurements and the considered model.
Gestión automatizada de la interrupción del suministro en redes de distribución eléctrica
(2020-12-15) Rodríguez Montañés, Manuel; Rosendo Macías, José Antonio; Gómez Expósito, Antonio; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
La fiabilidad de las redes de distribución y la continuidad del suministro eléctrico forman parte del compromiso de la actividad de distribución eléctrica. La consecución de tiempos bajos de indisponibilidad de la alimentación asegura la satisfacción de los clientes y generalmente es recompensado con incentivos retributivos a las empresas distribuidoras. Este objetivo ha impulsado que, adicionalmente a la mejora de los procesos de operación y mantenimiento de las redes, los criterios de calidad de suministro se hayan incorporado en los procesos de decisión de inversiones de mejora y planificación de las redes eléctricas. Los métodos y procedimientos tradicionales para reducir la duración de las interrupciones accidentales del servicio a los clientes, siguen criterios principalmente basados en el conocimiento del operador en la configuración de la red de distribución y su experiencia en la gestión de incidentes pasados. La progresiva introducción de dispositivos que permiten detectar la existencia de un defecto y la automatización y control remoto de actuaciones, han permitido mejorar los tiempos de reacción y actuación de los procedimientos operativos en la gestión de incidentes. Adicionalmente, la reciente integración en las redes de distribución de los equipos de medida inteligentes, posibilitan la adquisición de información sobre el estado de la alimentación de los suministros de forma bidireccional. Esta creciente disponibilidad de información debe ser debidamente gestionada considerando otros factores como la variabilidad en la configuración de las redes y el estado operativo de la generación distribuida, entre otros, lo que hace necesaria la utilización de procedimientos sistemáticos para la gestión eficiente de las interrupciones. La necesidad de disponer de mayor inteligencia en la gestión de la información y los recursos se incrementa a medida que las distribuidoras van completando sus sistemas de información técnica a las redes de menor tensión y la integración en esta de generación asociada al consumo. En este trabajo se presenta una metodología que puede resultar útil al operador de la red como herramienta en tiempo real en la gestión de incidencias en redes radiales de media tensión, para reducir los tiempos de indisponibilidad del suministro. La exposición metodológica se acompaña de un novedoso planteamiento matemático para su implementación, basado en la definición de un grafo funcional que permite homogeneizar las estructuras en las que se organizan los elementos que forman el circuito y su relación jerárquica en la configuración radial de operación. El procedimiento sistemático comienza cuando el operador recibe la alerta de la aparición de una falta, desde la señalización disponible en dispositivos instalados en el circuito (protecciones o detectores de paso de falta) o bien, en ausencia de señalización, desde los clientes alimentados cuando reclamen su interrupción. La interpretación de la información propuesta, permitirá concluir si existe interrupción de algún suministro en el circuito que genera la alerta, o por lo contrario, el estado es normal por reconexión exitosa de un dispositivo de protección. En el caso de que el estado del circuito, normal o interrumpido, no pueda ser inequívocamente identificado con la información disponible, se presenta un criterio de selección de los clientes cuyo estado de alimentación supone una información útil en la creación de conocimiento adicional, cuando es necesario para identificar el estado del circuito. Esta información puede ser obtenida consultando directamente a los clientes o desde los equipos de medida telegestionados. Una vez se ha detectado la interrupción del suministro en un circuito, toda la información adquirida por el operador hasta ese momento, recibida o requerida, es utilizada para reducir la sección del circuito en la que se conoce que está contenido el fallo. A partir de este momento, es de aplicación la segunda parte del procedimiento sistemático propuesto, dirigido a guiar al operador en la decisión sobre las actuaciones de maniobra a realizar, para avanzar en el aislamiento de la sección de red afectada y en la reposición del suministro. En una primera fase del proceso de delimitación de la sección que contiene el fallo, se amplía la utilidad de las consultas sobre el estado de alimentación de los clientes para identificar el dispositivo de protección que ha actuado despejando la falta, y por tanto delimitando el alcance de la interrupción. Para conseguir el completo aislamiento de la sección de red afectada y la reposición del suministro que sea posible, se determinan una serie de actuaciones de maniobra guiadas por unas reglas heurísticas simples para evitar procedimientos combinatoriales. Estas reglas consiguen la reducción de un determinado índice de impacto de la interrupción sobre los suministros afectados, considerando conjuntamente la extensión de la interrupción (minorada por la reposición) y la duración estimada de la restitución del estado normal (acortada por el avance del aislamiento). La formulación algebraica servirá en esta fase del procedimiento para evaluar el cumplimiento de las restricciones técnicas y obtener una cuantificación de la reducción del índice de impacto esperado, asociado a la realización de cada alternativa. Se propone un criterio simple de selección de las actuaciones propuestas, que en la situación más común, cuando la reposición desde circuitos vecinos está prevista en la planificación de la red, ofrece resultados eficientes con requerimientos computacionales muy reducidos, en comparación con alternativas más exhaustivas. Al finalizar el procedimiento planteado, el circuito se encontrará reconfigurado como consecuencia de la realización de las maniobras propuestas, y la sección que contiene el fallo se habrá delimitado hasta la sección de red que será necesario inspeccionar para localizar y posteriormente reparar el fallo. Adicionalmente a su utilización como herramienta en tiempo real, los reducidos tiempos de computación obtenidos permiten plantear como futuras líneas de investigación su aplicación a técnicas de análisis de impacto de inversiones para la mejora de la fiabilidad. La funcionalidad ofrecida para prever las actuaciones decididas por el operador de la red ante cada posible fallo, permite que se disponga de una valoración realista del alcance y duración de la interrupción asociada.
Aportaciones a la gestión óptima de los recursos de generación y almacenamiento en microrredes eléctricas
(2020-09-03) Alvarado Barrios, Lázaro; Martínez Ramos, José Luis; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El sector energético está realizando una transición de una red centralizada, compuesta de plantas de energía grandes y controlables, a una red descentralizada basada en el incremento de la penetración de Recursos de Energía Distribuidos. Este cambio hacia un modelo más sostenible, plantea nuevos retos tecnológicos, asociados a la intermitencia de las fuentes de energía renovables afectadas por las condiciones climatológicas, lo que las hace difícilmente gestionables, e impactos negativos a la red eléctrica como variación de la magnitud del voltaje de suministro y el incremento de los desequilibrios en el voltaje y corrientes, entre otros. Dentro de este contexto, las microrredes proporcionan una solución clave para integrar fuentes de energía renovables, recursos de energía controlables, cargas flexibles y sistemas de almacenamiento, en modo conectado a la red o en modo aislado. La gestión óptima de la energía es crucial para desarrollar estrategias para mejorar la eficiencia y la confiabilidad de estos pequeños sistemas de energía eléctrica. La principal contribución científica de este trabajo de investigación es proponer una metodología para gestionar de forma óptima la energía de una microrred utilizando la Programación Horaria de las Unidades de Generación, en un entorno estocástico, al tener en cuenta los errores en la predicción de la demanda. Esta Tesis aporta dos algoritmos, uno mediante programación lineal entera mixta (MILP) y otro con un enfoque meta-heurístico, en este caso un algoritmo genético (AG). Ambos algoritmos resuelven una función objetivo que se formula para minimizar el coste total de operación de una microrred, al tiempo que satisface restricciones técnicas, económicas y ambientales. En particular, consideran la reserva rodante de las unidades controlables capaz de cubrir el error en la estimación de la demanda en un 99,73%, lo que garantiza la confiabilidad de la operación de la microrred en isla. Estos algoritmos son validados en una microrred formada por un generador diésel y una microturbina como unidades controladas, una turbina eólica y una planta fotovoltaica como fuentes de energía renovables no controladas y un sistema de almacenamiento de energía por baterías. Como resultado de la investigación realizada se publicaron dos artículos en revistas indexadas en JCR y una aportación a congresos, los cuales se han utilizado para redactar la Tesis como compendio de artículos.
Machine learning algorithms for the detection of non-technical losses in electrical distribution networks
(2020-06-26) Buzau, Madalina-Mihaela; Cruz-Romero, Pedro Luis; Gómez Expósito, Antonio; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Degradación de los transformadores de medida y su control mediante detección acústica de las descargas parciales
(1999) Anani, Abdelkrim; Burgos Payán, Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Operación flexible de redes de distribución mediante convertidores electrónicos
(2019-10-15) García-López, Francisco de Paula; Maza Ortega, José María; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Actualmente no se puede negar la problemática asociada a las redes de distribución, tanto de baja como de media tensión, debido al nuevo paradigma de generación y consumo que se espera en un futuro muy cercano. La integración masiva de fuentes de energía renovable, que se están integrando globalmente, es imparable en la actualidad debido a la necesidad de reducir la dependencia de los combustibles fósiles. Esta nueva tecnología de generación se está implantando en los sistemas de distribución, tanto de media como de baja tensión, en contraste con las conexiones convencionales de centrales eléctricas de gran escala en redes de transporte de alta tensión. La proliferación de esta tecnología se debe a los objetivos de generación renovable que imponen los diferentes protocolos y normativas que tienen como finalidad el incremento de consumo en energía renovable para disminuir el impacto de los combustibles fósiles, y de este modo, conseguir una descarbonización que ayude a mitigar el cambio climático que está sufriendo el planeta. De forma adicional, y asociado al mismo objetivo, no hay que olvidar el auge del vehículo eléctrico que tendrá un impacto muy importante en todo el sistema de distribución. Se estima que el crecimiento del vehículo eléctrico en años venideros sea exponencial, llegando a ser un activo muy importante en la red de distribución, en la cual, dependiendo de cómo se integre, puede llegar a ser crítico. Los problemas que van a crear estos elementos en la red de distribución son de diversa índole: 1) inversión de flujos de potencia en las líneas, 2) violaciones de tensión, 3) sobrecarga en líneas y transformadores, 4) funcionamiento inapropiado de protecciones y 5) gestión ineficiente de la red. Estos problemas pueden crear indisponibilidad temporal de puntos de carga de vehículos eléctricos o de inyección de generación de las fuentes renovables por la aparición de congestiones. Sin duda esto generaría en el usuario final un rechazo hacia las nuevas tecnologías de generación renovable o adquisición de vehículos eléctricos, pudiendo darse un retroceso indeseado en el crecimiento sostenible de la red eléctrica. La solución a esta diversidad de problemas no es única, pudiendo aplicarse varias soluciones. Posiblemente la solución más inmediata es el refuerzo de los diferentes elementos críticos en la red de distribución que presenten problemas. Sin embargo, esta solución puede no ser viable desde un punto de vista práctico, dada la extensión de las redes de distribución y las dificultades de dichos refuerzos en zonas urbanas basadas en configuraciones subterráneas. Por otro lado, se puede plantear limitar la instalación de estos nuevos agentes, generación renovable y/o vehículo eléctrico, a zonas o localizaciones concretas donde su impacto no sea tan acusado. Sin embargo, la no universalidad de la solución sería contraproducente para el buen funcionamiento del sector y podría no atraer a nuevos inversores y usuarios de las nuevas tecnologías. Por último, y en la premisa en que se basa esta tesis doctoral, otra solución estriba en gestionar de forma eficiente los recursos de control disponibles en la red de distribución. El objetivo que se persigue en esta tesis doctoral es conseguir una gestión eficiente de los dispositivos de electrónica de potencia que están integrados en todos los nuevos agentes de la red de distribución. Para ello se proponen estrategias de control que crean nuevas funcionalidades y/o se realizan modificaciones en su topología. Los elementos de control que se van a contemplar son los cambiadores de tomas en carga que están equipados en los transformadores, los enlaces flexibles disponibles en las redes de distribución para mallar los alimentadores radiales, las fuentes de generación renovable y las estaciones de carga del vehículo eléctrico. Estos dispositivos son controlados mediante una estructura de control jerárquica de dos niveles. Cada dispositivo está equipado con un controlador primario local, cuyo objetivo es asegurar el seguimiento de las consignas enviadas por el controlador secundario. Este control secundario, a su vez, calcula dichas consignas en base a un criterio de operación óptimo. En primer lugar se estudian las aplicaciones en la red de distribución de media tensión. En estas redes de distribución es posible disponer de una red de comunicaciones que proporciona una gran cantidad de información y medidas en tiempo real. Teniendo presente esta red de comunicaciones y teniendo el control de los cambiadores de tomas de los transformadores, la inyección de potencia reactiva de las fuentes renovables y los flujos de potencia a través de los enlaces flexibles, se propone la creación de un sistema de control centralizado, con OPF, el cual proporciona las diferentes consignas a cada dispositivo para optimizar el funcionamiento de la red, según diferentes algoritmos de control. Para hacer patente el impacto que se produce en dichas redes de distribución, las propuestas desarrolladas en esta tesis se aplican a una red de referencia sugerida por la CIGRE Task Force C06.04.02 para integración masiva de energías renovables. En esta red se realizan una serie de simulaciones que ponen de manifiesto los beneficios que tiene el control de los dispositivos mencionados, gracias a una gestión eficiente de un algoritmo centralizado que unifica la coordinación de dichos dispositivos. En segundo lugar, en la red de distribución de baja tensión se analiza la integración de una nueva topología de estación de carga rápida de vehículo eléctrico. Dicha topología se basa en un enlace multiterminal que permite controlar los flujos de potencia por las líneas mejorando así su integración en la red de distribución. La creación de este enlace flexible consiste en una modificación mínima en los cargadores rápidos estándar mediante la conexión de todos los buses de continua de los diferentes cargadores rápidos que integran la estación de carga. Con esta mínima modificación se crea una conexión entre los diferentes alimentadores de la red de baja tensión proporcionando una mayor flexibilidad. Hay que destacar que este tipo de redes, al contrario que las de media tensión, no disponen de una red de comunicaciones, y por lo tanto, no existe la cantidad de información suficiente para desarrollar un controlador centralizado óptimo que tenga en cuenta todas las medidas de la red de distribución. El control centralizado propuesto únicamente utiliza las medidas de potencia y tensión, de los transformadores MT/BT, proporcionadas desde el centro de transformación, y con estas medidas y diferentes algoritmos de control, es capaz de gestionar de forma eficiente los flujos de potencia activa y reactiva de la estación de carga de vehículo eléctrico. Para este estudio se va a utilizar la red de baja tensión propuesta por CIGRE Task Force C06.04.02, para así poder valorar los efectos de los algoritmos de control diseñados. Estos efectos se hacen patentes en las simulaciones realizadas sobre la red de baja tensión, en la cual se aplican los diferentes algoritmos de control que son gestionados por el control centralizado para permitir la carga del número máximo de vehículos posibles sin congestiones en la red. Por ultimo, una vez obtenidos todos los datos de simulación en los diferentes estudios realizados, esta tesis ha tenido la ambición de ir un paso más allá. En este aspecto, se ha realizado una implementación experimental, de las diferentes simulaciones realizadas para ver la viabilidad técnica en una red de distribución real. Para ello se ha construido una red a escala de laboratorio a partir de la red propuesta por la CIGRE Task Force C06.04.02 para redes de media tensión con una alta penetración de energía renovable. En esta red a escala se obtienen los mismos resultados de pérdidas y caídas de tensión, en por unidad, que la red de distribución real, y por lo tanto, es un magnífico banco de ensayos para poder evaluar el funcionamiento de las propuestas. Los ensayos experimentales se han realizado tanto para las aplicaciones de media como de baja tensión, realizando en esta última, algunas modificaciones en la red de distribución a escala para poder obtener los parámetros por unidad adecuados de una red de distribución de baja tensión.
Contribuciones a la localización de defectos en cables eléctricos.
(2019-05-28) Álvarez Arroyo, César; Rosendo Macías, José Antonio; Burgos Payán, Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Compensación de componentes armónicos de intensidad en sistemas eléctricos con cargas no lineales
(1993) Gutiérrez Benítez, Jaime; Montaño Asquerino, Juan-Carlos; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Análisis y simulación de las componentes instantáneas de intensidad en sistemas polifásicos con cargas no lineales y tensiones no senoidales
(1993) Salmerón Revuelta, Patricio; Montaño Asquerino, Juan-Carlos; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Factorized solution of power system state estimation
(2012-02-10) Gómez-Quiles, Catalina; Villa Jaén, Antonio de la; Gómez Expósito, Antonio; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
In this thesis a general two-stage factorized solution for nonlinear WLS problems has been developed, with two main applications: a geographically distributed multilevel hierarchical state estimation algorithm, suitable for very large-scale power systems covering multiple control areas; and a factorized multi-stage version, which enhances the convergence speed and reduces the computational effort. In the multilevel hierarchical state estimation, the way the algorithm can be customized to the system decomposition is analyzed, particularizing the methodology for the distribution feeder, substation, and transmission or multi-area system levels. Tests are performed on benchmark and realistic large-scale networks, including the entire European transmission system. The main advantage of this method lies in the possibility of filtering raw measurements at the specific location where they are captured, and then sending only local estimates for further processing by higher level state estimators. This multilevel estimator will be of special interest in upcoming systems, where the increased introduction of ICTs at lower levels and widespread interconnections at the regional transmission level are leading to an explosion of information which could be hardly managed by a single energy management system. In the second case, different approaches are proposed, all of them sharing a first linear stage, clearly showing computational efficiency and enhanced convergence speed compared to the conventional estimator. After a two-stage algorithm, the dissertation develops a bilinear three-stage state estimation factorization which virtually eliminates the need to iterate yielding the same solution as that provided by the Gauss-Newton iterative method. This is also extended to the case in which equality constraints are to be enforced
Diseño óptimo de parques eólicos de gran dimensión incluyendo análisis de riesgos
(2012-01-31) Serrano-González, Javier; Riquelme Santos, Jesús Manuel; Burgos Payán, Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
La planificación de una planta eólica supone un auténtico desafío tanto desde un punto de vista matemático como tecnológico. El grado de rentabilidad económica del proyecto depende de las decisiones adoptadas sobre el tipo de turbinas a instalar, su ubicación individual dentro del parque, diseño de la infraestructura eléctrica (tanto la red interior de distribución como la línea de evacuación de energía), entre otras. En el presente trabajo se aborda el problema de planificación óptima de parques eólicos con el objetivo de maximizar los beneficios económicos derivados de la explotación de la planta eólica incluyendo métodos de toma de decisiones ante la presencia de riesgos en la estimación del recurso eólico. Para alcanzar este fin es preciso determinar, por un lado, los costes asociados a la implantación y posterior operación del proyecto y, por otro lado, los ingresos obtenidos como fruto de la explotación de la planta durante su periodo de vida útil. Dichos ingresos dependen de la producción de energía que ha de ser evaluada teniendo en cuenta el comportamiento del viento, el efecto de las estelas (pérdida de generación por la presencia de aerogeneradores próximos) y las características técnicas de los aerogeneradores considerados en el estudio. Las herramientas desarrolladas en este trabajo permiten un tratamiento flexible y realista del problema. Para ello, se ha desarrollado un modelo de comportamiento económico tanto para parques eólicos en tierra firme como para el caso de parques marinos. El cálculo de la energía producida por el parque eólico se realiza de forma fidedigna teniendo en cuenta el comportamiento estadístico del viento y el efecto de las estelas. Todo ello, permite proceder a la evaluación del comportamiento económico del parque eólico por medio de uno de los indicadores más extensamente empleados para la valoración de proyectos de inversión, el valor actual neto. Un proyecto de esta magnitud, en el que las inversiones son elevadas y que debe operar satisfactoriamente durante 20 o 30 años, está sometido a un elevado nivel de incertidumbre en cuanto al rendimiento económico final del proyecto debido, principalmente, a la incertidumbre de la información utilizada durante el diseño de la planta. En este trabajo se ha desarrollado una nueva metodología que permite abordar el diseño óptimo de parques eólicos teniendo en cuenta el riesgo asociado a la propia naturaleza aleatoria del viento, que es el principal factor de riesgo. De esta forma, es posible obtener diseños del parque con un comportamiento económico más robusto ante la aparición de posibles eventos no previstos durante la fase de explotación del proyecto. La complejidad computacional del problema tratado en este trabajo aumenta drásticamente conforme mayor es el tamaño del parque eólico. Por ello, se han introducido modificaciones y mejoras —sobre los algoritmos de optimización empleados en trabajos anteriores— orientadas al problema de emplazamiento óptimo de los aerogeneradores en grandes parques eólicos. De esta forma, es posible afrontar el problema asumiendo un coste computacional abordable. Finalmente, también se ha abordado el diseño óptimo del sistema de transmisión de energía eléctrica de parques eólicos marinos de gran dimensión, tanto en CA como en CC. La tendencia natural en parques eólicos marinos es la implantación de cada vez más mayor potencia nominal y al mismo tiempo aumentar la distancia a la costa. Esta doble tendencia hace que tanto la inversión inicial como los costes de las pérdidas eléctricas en dicho sistema a lo largo de la explotación del proyecto adquieran un valor relevante dentro del conjunto total del parque eólico. Para dar respuesta a este problema se ha desarrollado una metodología para el diseño óptimo del sistema de transmisión que permite tener en cuenta el riesgo asociado a la incertidumbre involucrada en las diferentes variables de diseño del problema.
Modelo líneal para la reconfiguración óptima de redes de media tensión urbanas
(2010-11-24) Llorens Iborra, Francisco; Riquelme Santos, Jesús Manuel; Romero Ramos, Esther; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Esta tesis aborda el modelado y resolución de una de las problemáticas más conocidas en el análisis de los sistemas de distribución como es la reconfiguración de redes radiales para minimización de pérdidas. Se trata de un problema de programación matemática de gran envergadura, debido básicamente a la no linealidad de las ecuaciones eléctricas del sistema y a la presencia de variables continuas y binarias. Estas características son especialmente relevantes cuando la dimensión del problema es apreciable, situación que concurre en las redes urbanas de media tensión donde se plantea el problema de reconfiguración a resolver. En esta tesis se ha buscado definir un modelo aproximado del problema que minimice las dificultades anteriores. El resultado es un nuevo problema de programación lineal entera mixta capaz de abordar el estudio de redes de gran tamaño, y que se demuestra obtiene unos óptimos locales muy próximos a los mejores conocidos en cada caso. La solución propuesta se fundamenta en el uso del concepto de camino. Este concepto permite formular de manera sencilla no sólo la restricción de radialidad de la red, sino también las ecuaciones electrotécnicas del problema, tanto las restricciones de capacidad y operación, como las ecuaciones de red. Para esto último se asumen algunas aproximaciones eléctricas que son muy habituales en la reconfiguración de redes de distribución. Estas simplificaciones suavizan la dificultad matemática del problema exacto y con ello es posible calcular de forma rápida y sencilla la circulación de potencia por cada rama. Dado que el número factible de posibles caminos asociados a un nudo es muy elevado, se han propuesto tres procedimientos para la selección de caminos, eliminando aquellos con escasa o nula probabilidad de formar parte de la red radial óptima, lo cual ha permitido reducir el espacio de búsqueda y con ello el tamaño del problema. Estos procedimientos vienen a tener en cuenta, por ejemplo, que caminos excesivamente largos desde un punto de vista eléctrico pueden ser descartados desde el principio pues implican pérdidas eléctricas elevadas. Análogamente, caminos que den lugar a caídas de tensión por encima de las impuestas en la operación también pueden ser eliminados a priori. Un tercer criterio ha sido el no incorporar al problema final aquellos caminos de un nudo que implican un perfil de tensiones bajo, asumiendo en este último caso la percepción práctica de que el árbol de mínimas pérdidas suele coincidir con el de mejor perfil de tensiones. Todo ello es convenientemente justificado, cuantificado y valorado a lo largo de la tesis. Añadido a todo lo anterior, se propone una linealización a tramos del flujo de potencia cuadrático en las líneas, esto es, de las pérdidas en ellas, lo cual permite finalmente obtener un problema lineal entero mixto. Esta linealización a tramos se ejecuta no de forma aleatoria o heurística sino pseudo-óptima, tras imponer una cota al error que se comete en dicha linealización. A lo largo de la tesis se estudian dos posibles linealizaciones según se quiera definir el número de intervalos de la linealización a trozos o la longitud de estos intervalos. Tras numerosas pruebas se demuestra que ambos tipos de linealizaciones resultan igual de eficientes en cuanto a la calidad de la solución final que aportan. La solución propuesta se ha adaptado a su vez para aceptar redes con generación dispersa, las cuales requieren un tratamiento diferente debido a la posible circulación de potencia aguas arriba de la subestación, así como la limitación de las posibles sobretensiones que pudieran ocasionar. Estas peculiaridades, no presentes en ausencia de generación dispersa como ocurría hasta hace relativamente poco, han sido caracterizadas y analizadas en el modelo desarrollado. De la heurística adoptada para la simplificación del problema inicial, resulta un problema final de programación lineal entera-mixta que es función de una serie de parámetros. Para valorar la robustez del modelo y la calidad de la solución obtenida se realiza un análisis de sensibilidad, donde se verifica que se siguen obteniendo buenos resultados cuando se producen pequeñas variaciones del valor de los parámetros seleccionados en el modelo. El modelo se ha aplicado a redes de gran dimensión, de hasta 1043 nudos, 1181 ramas y 139 bucles, donde se ha considerado que cada una de sus ramas puede estar abierta o cerrada. Esta última posibilidad, aun no siendo realista, se ha tenido en cuenta para estudiar la robustez del modelo en casos extremos en el que el número de variables binarias es muy elevado, viniendo éste muy determinado por el número real de elementos de corte susceptibles de cambiar su estado para la búsqueda de caminos alternativos en la alimentación. Finalmente señalar que los problemas de programación lineal entera-mixta son un clásico en numerosos campos, no sólo de la ingeniería, existiendo paquetes de programación comerciales muy eficientes que permiten su resolución incluso para problemas de gran dimensión. Esta característica es de especial relevancia cara al modelo propuesto en esta tesis, ya que además de permitir valorar la exactitud de la solución obtenida con el nuevo modelo propuesto, se asegura la posibilidad de la implementación práctica de la solución adoptada.
Mejoras en el cálculo de índices de fiabilidad en redes malladas de distribución de energía eléctrica.
(2013-06) Martínez-Lacañina, Pedro José; Martínez Ramos, José Luis; Villa Jaén, Antonio de la; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Aportaciones en el control de máquinas multifásicas
(2013-03-25) Riveros Insfran, José Agustín; Barrero, Federico; Durán Martínez, Mario Javier; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El interés en los accionamientos multifásicos (más de 3 fases) ha experimentado, recientemente, un importante crecimiento dentro de la comunidad científica. Estos dispositivos electromecánicos han sido propuestos para aplicaciones como sistemas de propulsión eléctrica, donde sus propiedades tales como bajo rizado de par electromagnético, mejor distribución de potencia por fase y tolerancia a f allos pueden ser explotadas. Las estrategias de control empleadas en los sistemas multifásicos se obtienen a partir de las estudiadas para el caso de los accionamientos trifásicos. Así las estrategias de control tradicionales como el control vectorial y el control directo de par han sido extendidos para el caso multifásico. La tecnología multifásica, sin embargo, todavía requiere de un importante trabajo de investigación para conseguir su madurez y superar algunos inconvenientes como la generalización de los esquemas de control para el caso de accionamientos con n fases y el desarrollo de esquemas de control flexibles y robustos en operación normal y post falta que puedan ser aplicados a los vehículos eléctricos (VE). Recientemente, el control predictivo ha sido propuesto como medio de control de corriente demostrando ser una interesante alternativa a los citados esquemas tradicionales y adecuado para aplicaciones donde se requieran una veloz respuesta de corriente y par electromagnético. El principal objetivo de este trabajo consiste en desarrollar avances en el campo de los accionamientos multifásicos para su aplicación final en VE. Para el efecto, se han propuesto controladores robustos de alto desempeño en condiciones normales de operación. El trabajo de investigación se ha enfocado en el control predictivo aplicado en conjunto con accionamientos multifásicos de cinco fases. La acción de control final dependerá de la predicción del comportamiento del sistema para el finito número de acciones que pueden aplicarse. Esta técnica, por lo tanto, requiere de un exacto conocimiento de los parámetros eléctrico del modelo de la máquina. Así, en la primera parte del trabajo se proponen dos algoritmos de estimación de parámetros para conseguir esto. Los resultados fueron obtenidos gracias a un trabajo en cooperación realizado entre los grupos de investigación de las Universidades de Sevilla, Vigo y Liverpool John Moores que ha incluido una estancia del doctorando en la última universidad. Posteriormente, el estudio del control predictivo de corriente fue ampliado considerando la reducción de la tensión en modo común. Ésta puede causar interferencias electromagnéticas y corrientes de fuga que provocan daños en los cojinetes de la máquina. Al reducir la tensión en modo común se consigue un incremento en la robustez del sistema. El nuevo objetivo de control puede cumplirse manteniendo las características del controlador original. El objetivo final es el control del par y velocidad del accionamiento electromecánico. La última aportación consiste en el control predictivo de par considerado como una alternativa más flexible al control directo de par, con el que ha sido comparado para demostrar su viabilidad y propiedades entre la que se destacan su flexibilidad. Los métodos propuestos fueron validados mediante resultados experimentales y comparaciones, además pueden ser extendidos para otros accionamientos multifásicos con un número mayor de fases.
Control activo de flujos de potencia en redes de distribución
(2014-05-23) Barragán-Villarejo, Manuel; Gómez Expósito, Antonio; Maza Ortega, José María; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
1.INTRODUCCIÓN El negocio de la distribución de energía eléctrica se enfrenta actualmente a una situación crítica debido a la combinación de diferentes factores: crecimiento continuo de las cargas, objeciones sociales y medioambientales para la construcción de nuevas infraestructuras eléctricas, dificultades económicas para invertir en nuevas redes eléctricas debido a la incertidumbre regulatoria y la exigencia de una alta calidad en la energía por parte de la industria, comercios y consumidores domésticos. Este escenario se complica aún más debido a la transformación de la redes de distribución tradicionales a las conocidas como redes inteligentes o smart grids, las cuales se caracterizan principalmente por una masiva presencia de generación distribuida (GD). De hecho, ésto es ya una realidad en algunos países, incluso antes de que las redes de distribución sean inteligentes, gracias a los incentivos económicos otorgados por los gobiernos para integrar la generación de origen renovable como fotovoltaica, biomasa o energía eólica. 2. MOTIVACIÓN La irrupción de la GD en las redes de distribución hace que sea necesario replantearse la operación radial de las mismas, tanto desde el punto de vista de la operación como de la planificación. Estas nuevas fuentes de energía pueden proporcionar importantes beneficios al sistema, como pueden ser la minimización de pérdidas en la red o la mejora del perfil de tensiones a lo largo de las líneas. Sin embargo, será necesario crear nuevas herramientas en estos sistemas que permitan alcanzar realmente todas las ventajas de estos nuevos agentes. Esta tesis presenta y compara diferentes alternativas para crear enlaces flexibles en continua (DC-link) o alterna (AC-link) entre alimentadores radiales adyacentes en las redes de distribución. Estos dispositivos se pueden englobar dentro de los sistemas DFACTS (Distribution Flexible AC Transmission Systems). De esta forma, se podría realizar un control activo de los flujos de potencia activa y reactiva entre los alimentadores que permita la operación óptima de la futura red de distribución. Para llevar a cabo este estudio, la tesis se ha divido en dos partes: análisis y modelado de las diferentes topologías DFACTS utilizadas para mallar los sistemas de distribución (capítulos 3 y 4) y casos de estudio y desarrollos experimentales de las topologías anteriores (capítulos 5 y 6). Previamente, en el capítulo 2, se ha realizado una revisión de las diferentes topologías DFACTS y sus aplicaciones, contemplando desde los filtros de conexión a la red eléctrica hasta las estrategias de control aplicadas a cada topología. 3. ESTRUCTURA Y DESARROLLO TEÓRICO En el capítulo 3 se ha analizado la topología AC-link ShSPFC (del inglés Shunt Serie Power Flow Controller) basada en un convertidor VeSC (Vector Switching Converter) que es una de las propuestas originales de esta tesis doctoral. Para ello se ha definido el principio de funcionamiento de dicha topología, su modelo en régimen dinámico en coordenadas abc y dq y su modelo en régimen permanente. A partir del modelo en régimen dinámico en coordenadas dq se han desarrollado dos estrategias de control: controlador clásico PI (proporcional+integral) y estrategia FL (del inglés feedback linearization). Ambas estrategias se han validado mediante simulación. Por último, el modelo en régimen permanente ha servido para desarrollar un modelo fasorial que permita la integración de esta topología en algoritmos OPF (Optimal Power Flow). En el capítulo 4 se ha realizado un análisis comparativo de las diferentes topologías DFACTS consideradas en esta tesis para mallar los sistemas de distribución: BTB (Back to Back), UPFC (Unified Power Flow Controller) y AC-link ShSPFC (Shunt-Series Power Flow Controller). En primer lugar se han definido las zonas factibles de operación de los flujos de potencia activa y reactiva de los VSCs (Voltage Source Converters) conectados en paralelo con la red. Estas zonas de operación aplicadas a las topologías basadas en DC-link (BTB y UPFC) han permitido obtener la región de operación factible de cada topología en función de unas condiciones de red determinadas. Adicionalmente, se ha presentado un nuevo modo de operación de la topología UPFC basado en su capacidad de controlar el flujo de potencia reactiva. El caso más extremo de este modo de operación ha permitido comparar esta topología con el enlace AC-link ShSPFC definido en el capítulo anterior. En el capítulo 5, las topologías consideradas se han utilizado para mallar un sistema de distribución propuesto por la CIGRE Task Force C06.04.02. Este sistema está compuesto a su vez de dos subsistemas de media tensión, cuya característica principal es su alta penetración de GD. Para el adecuado funcionamiento de estas topologías en las redes de distribución, se ha propuesto un esquema de operación de las mismas que será analizado en régimen permanente y dinámico. Este esquema está formado por tres niveles de control ordenados jerárquicamente de la siguiente forma: - EMS (Energy Management System). El EMS se basa en un algoritmo de optimización cuya función objetivo es minimizar las pérdidas del sistema propuesto cuando se utilizan los dispositivos DFACTS para mallarlo. Este algoritmo utiliza los datos de cargas y generadores proporcionados por los medidores inteligentes, y proporciona las referencias de potencia activa y tensión en cada uno de los terminales de estos enlaces flexibles en intervalos del orden de los minutos. Además, se ha llevado a cabo un análisis económico que considera el ahorro energético en las pérdidas del sistema respecto a la red original cuando se utilizan dispositivos DFACTS. Teniendo en cuenta lo anterior, se ha obtenido la tasa de retorno de la inversión de las diferentes topologías propuestas en esta tesis. - OCL (Outter Control Loop). El OCL se encarga de adaptar las referencias de potencia y tensión del EMS a las referencias necesitadas por el siguiente nivel de control. Este lazo de control se ha validado mediante dos simulaciones transitorias: respuesta ante falta trifásica en un nudo y hueco de tensión producido por el arranque de una gran máquina de inducción. - ICL (Inner Control Loop). El ICL se ha validado mediante una serie de simulaciones basadas en las respuestas dinámicas de los dispositivos DFACTS ante un cambio en forma de escalón de las referencias de potencia. Finalmente, en el capítulo 6, se han desarrollado cuatro montajes de laboratorio correspondientes a las topologías DFACTS estudiadas. El objetivo de estos montajes es validar los resultados obtenidos en simulación del ICL. En concreto, se han desarrollado tres prototipos de la topología BTB y uno de la topología AC-link ShSPFC. Los prototipos desarrollados para la topología BTB son de 20, 100 y 500 kVA, respectivamente. Entre un prototipo y otro, el montaje realizado ha sufrido una evolución en potencia, nivel de tensión, estrategias de control, filtros de conexión, mitigación de EMI (del inglés Electromagnetic Interferance), comunicaciones y rendimiento. El desarrollo de varios prototipos tiene como objetivo alcanzar, de forma gradual, un montaje de laboratorio final que pueda ser integrado en una red real de distribución. Respecto a la topología AC-link ShSPFC, se ha desarrollado un prototipo de 20 kVA con un VeSC de 4.5 kVA conectado en serie. La validación de esta topología se ha realizado en diferentes etapas. En la primera etapa, el VeSC se ha utilizado para alimentar una carga resistiva. La validación de su funcionamiento se ha realizado mediante la comparación de los resultados experimentales y de simulación. De la misma forma, se ha realizado un segundo ensayo, basado en alimentar una carga resistiva desde la red baja tensión a la que se añade una tensión serie proporcionada por el VeSC. Por último, se ha implementado la topología AC-link ShSPFC, a la cual se le ha aplicado la estrategia de control FL desarrollada en el capítulo 3.

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