Análisis del desempeño de un algoritmo Backward/Forward ajustado a una red de distribución con cargas no lineales y un sistema fotovoltaico

Context: The backward/forward (BF) algorithm is a sweep-type technique that has recently been used as a strategy for the power flow analysis of ill-conditioned networks. The purpose of this study is to evaluate the performance of the BF algorithm compared to that of a computational tool such as Simulink, with both strategies adjusted to the operating conditions of a distribution network with nonlinear components (loads and photovoltaic system), unbalanced loads, and harmonic distortion in the voltage and current signals. Method: The study case is a low-voltage distribution network with a radial topology, unbalanced loads, and nonlinear components. The BF algorithm is adjusted to consider two approaches of the Norton model: a coupled admittance matrix and a decoupled admittance matrix. The latter is also used in the network model created in Simulink. The performance of the algorithm is evaluated by analyzing 18 operation scenarios defined according to the presence and use intensity of the loads and solar irradiance levels (low and high). Results: In general, the three strategies could successfully determine the waveform and RMS values of the voltage signals with errors of less than 0,8 and 1,3%, respectively. However, the performance of the strategies for the estimation of current signals and power parameters shows errors of 5-300% depending on the level of solar irradiance at which the photovoltaic system operates. Conclusions: The results show that the BF strategy can be used to analyze unbalanced power grids with increasing penetration of renewable generation and the integration of nonlinear devices, but the performance of this strategy depends on the load model applied to represent the behavior of nonlinear devices and generation systems.Contexto: El algoritmo backward/forward (BF) es una técnica de barrido que se ha utilizado recientemente como estrategia para el análisis de flujo de energía de redes mal acondicionadas. El objetivo de este estudio es evaluar el desempeño del algoritmo BF comparado con el de una herramienta computacional como Simulink, con ambas estrategias ajustadas a las condiciones de operación de una red de distribución con componentes no lineales (cargas y sistema fotovoltaico), desbalance en las cargas y distorsión armónica en tensión y corriente. Método: El caso de estudio es una red de distribución de baja tensión con topología radial, cargas desequilibradas y componentes no lineales. El algoritmo BF se ajusta para considerar dos enfoques del modelo Norton: matriz de admitancia acoplada y matriz de admitancia desacoplada. Este último también se utiliza en el modelo de red creado en Simulink. El desempeño del algoritmo se evalúa mediante el análisis de 18 escenarios de funcionamiento definidos según la presencia e intensidad de uso de las cargas y los niveles de irradiancia solar (baja y alta). Resultados: En general, las tres estrategias podrían determinar con éxito los valores de forma de onda y RMS de las señales de tensión con errores menores de 0,8 y 1,3 % respectivamente. Sin embargo, el desempeño de las estrategias para la estimación de señales de corriente y parámetros de potencia presenta errores de 5-300 % dependiendo del nivel de irradiancia solar en el cual el sistema fotovoltaico se encuentre operando. Conclusiones: Los resultados muestran que la estrategia BF se puede utilizar para analizar redes eléctricas desbalanceadas con creciente penetración de generación renovable e integración de dispositivos no lineales, pero el rendimiento de la misma depende del modelo de carga aplicado para representar el comportamiento de los dispositivos no lineales y de los sistemas de generación

Performance Analysis of a Backward/Forward Algorithm Adjusted to a Distribution Network with Nonlinear Loads and a Photovoltaic System

Context: The backward/forward (BF) algorithm is a sweep-type technique that has recently been used as a strategy for the power flow analysis of ill-conditioned networks. The purpose of this study is to evaluate the performance of the BF algorithm compared to that of a computational tool such as Simulink, with both strategies adjusted to the operating conditions of a distribution network with nonlinear components (loads and photovoltaic system), unbalanced loads, and harmonic distortion in the voltage and current signals. Method: The study case is a low-voltage distribution network with a radial topology, unbalanced loads, and nonlinear components. The BF algorithm is adjusted to consider two approaches of the Norton model: a coupled admittance matrix and a decoupled admittance matrix. The latter is also used in the network model created in Simulink. The performance of the algorithm is evaluated by analyzing 18 operation scenarios defined according to the presence and use intensity of the loads and solar irradiance levels (low and high). Results: In general, the three strategies could successfully determine the waveform and RMS values of the voltage signals with errors of less than 0,8 and 1,3%, respectively. However, the performance of the strategies for the estimation of current signals and power parameters shows errors of 5-300% depending on the level of solar irradiance at which the photovoltaic system operates. Conclusions: The results show that the BF strategy can be used to analyze unbalanced power grids with increasing penetration of renewable generation and the integration of nonlinear devices, but the performance of this strategy depends on the load model applied to represent the behavior of nonlinear devices and generation systems

INSTALACIÓN DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO EN EL EDIFICIO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

La instalación de un sistema fotovoltaico del Edificio de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander, se llevó a cabo atendiendo la necesidad de una transición energética hacia sistemas de generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales de energía renovable; por lo anterior, en la terraza superior del Edificio se cuenta con 37 paneles fotovoltaicos para una capacidad instalada total de 9,63 kW. El sistema fotovoltaico se diseñó para ser un laboratorio vivo, con lo cual, la instalación permite monitorizar los paneles FV de forma individual para investigar comportamiento térmico, interacción con horticultura y techos verdes, entre otros. Además, se contó con la instalación de medidores inteligentes en el sistema fotovoltaico, capaces de registrar y medir en tiempo real hasta 300 variables eléctricas

Stable operation analysis of a low voltage power grid with power injection of photovoltaic systems

Este trabajo presenta el estudio de una red eléctrica de baja tensión en estado estable con inyección de potencia de sistemas fotovoltaicos (SFV), con el propósito de cuantificar el impacto a partir de indicadores asociados al valor eficaz, perfil de tensión, desbalance, pérdidas en los conductores y sentido de flujos de potencia. La red modelada fue estudiada para cinco escenarios de ubicación de SFV y diez porcentajes de inyección de potencia FV (1%, 3%, 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 50%, 75% y 100% de la capacidad nominal del transformador). Se realizó un análisis cuasi dinámico con pasos de una hora durante un año. Los resultados indican que el impacto producido en los parámetros eléctricos analizados depende del lugar y de la capacidad instalada de los autogeneradores FV; los porcentajes de inyección superiores al 50% son desfavorables para esta red en los cinco escenarios.The aim of this work is to analyze a low-voltage power grid in steady-state with power injection of photovoltaic systems, in order to quantify the impact by means of indicators associated with the RMS value and voltage profile, voltage unbalance, losses in the conductors and direction of power flows. The power grid was studied for five defined scenarios and ten percentages of injection of PV power (1%, 3%, 5%, 10% 15%, 20%, 25%, 50%, 75% and 100% of the rated capacity of the transformer). A quasy-dynamic analysis was performed with steps of one hour for a year. From the results, it can be deduced that the impact produced in the analyzed electrical parameters is related to the place and the installed capacity of the PV autogenerators. Injection percentages greater than 50% are unfavorable for the grid in the five scenarios

Design of an Incentive-based Demand Side Management Strategy for Stand-Alone Microgrids Planning

Demand Side Management Strategies (DSMSs) can play a significant role in reducing installation and operational costs, Levelized Cost of Energy (LCOE), and enhance renewable energy utilization in Stand-Alone Microgrids (SAMGs). Despite this, there is a paucity in literature exploring how DSMS affects the planning of SAMGs. This paper presents a methodology to design an incentive-based DSMS and evaluate its impact on the planning phase of a SAMG. The DSMS offers two kinds of incentives, a discount in the flat tariff to increase the electrical energy consumption of the users, and an extra payment added to the fare to penalize it. The design of the methodology integrates the optimal energy dispatch of the energy sources, the tariff design, and its sizing. In this regard, the main contribution of this paper is the design of an incentive-based DSMS using a Disciplined Convex approach, and the evaluation of its potential impacts over the planning of SAMG. The methodology also computes how the profits of the investors are modified when the economic incentives vary. A study case shows that the designed DSMS effectively reduces the size of the energy sources, the LCOE, and the payments of the customers for the purchased energy

Marco de referencia para la resiliencia de las redes eléctricas de BT con inyección de potencia fotovoltaica

Context: Electrical distribution networks have undergone several changes in the last decade. Some changes include incorporating distributed energy sources, such as solar photovoltaic (PV) generation systems. It could modify the performance of the electrical network and leads to new challenges such as evaluating the impacts of the PV integration, the response to electrical and climatic disturbances, and the planning and restructuring of networks. Electrical network behavior versus PV integration could be evaluated by quantifying the variation in operation and including network resilience. Objective: Propose a reference framework to evaluate the resilience of LV electrical networks with PV power injection. Methodology: This paper addresses the framework for evaluating the performance of a low voltage (LV) electrical network in the face of the integration of PVs. It collects research related to evaluating the resilience of electrical networks on severe climate changes, natural disasters, and typical maneuvers. Then, it proposes a guideline to evaluate the performance of LV electrical networks with the integration of PV generation sources and includes resilience. For this, the determination of resilience evaluation indices is proposed. The indices are obtained from a normalized transformation of the measurable electrical parameters of the networks. The parameters are those that present the most affected by PV integration or are significant in the performance of the networks. Finally, it presents the evaluation of a proposed resilience index for a university building LV network as a case study. Results: The resilience assessment proposal is applied to a case study. When evaluating the resilience of the voltage at the common coupling point of the PV, an index of 0.84 is obtained, equivalent to 59.8 hours of overvoltage. Conclusions: It is possible to improve the resilience of the BT network through management strategies. In the case study, a 29% reduction in overvoltage hours was obtained by applying a curtailment strategy to the PV system. Financing: ECOS-Nord, Minciencias and Universidad Industrial de Santander.Contexto: Las redes eléctricas de distribución han sufrido varios cambios en la última década. Algunos cambios incluyen la incorporación de fuentes de energía distribuidas, como los sistemas de generación solar fotovoltaica (PV). Esto podría modificar el rendimiento de la red eléctrica y generar nuevos desafíos como la evaluación de los impactos de la integración fotovoltaica, la respuesta a las perturbaciones eléctricas y climáticas y la planificación y reestructuración de las redes. El comportamiento de la red eléctrica frente a la integración fotovoltaica podría evaluarse cuantificando la variación en la operación e incluyendo la resiliencia de la red. Objetivo: Proponer un marco de referencia para la evaluación de la resiliencia de las redes eléctricas de BT con inyección de potencia PV. Metodología: Este artículo aborda el marco para evaluar el desempeño de una red eléctrica de baja tensión (BT) frente a la integración de las fotovoltaicas. Recoge investigaciones relacionadas con la evaluación de la resiliencia de las redes eléctricas ante cambios climáticos severos, desastres naturales y maniobras típicas, luego propone una guía para evaluar el desempeño de las redes eléctricas de baja tensión con la integración de las fuentes de generación fotovoltaica e incluye la resiliencia. Para ello, se propone la determinación de índices de evaluación de resiliencia. Los índices se obtienen de una transformación normalizada de los parámetros eléctricos medibles de las redes. Los parámetros son los que presentan los más afectados por la integración fotovoltaica o son significativos en el rendimiento de las redes. Finalmente, se presenta la evaluación de un índice de resiliencia propuesto para una red LV de edificio universitario como caso de estudio. Resultados: La propuesta de evaluación de resiliencia se aplica a un caso de estudio. Al evaluar la resiliencia de la tensión en el punto de acoplamiento común del PV se obtiene un índice de 0.84 equivalente a 59.8 horas de sobretensión. Conclusiones: Es posible mejorar la resiliencia de la red de BT mediante estrategias de gestión. En el caso de estudio se obtuvo una reducción del 29% de las horas con sobretensión aplicando una estrategia de curtailment al sistema PV. Financiamiento: ECOS-Nord, Minciencias y la Universidad Industrial de Santander

Mejoramiento del desempeño de paneles fotovoltaicos a partir de la irrigación forzada de la superficie superior

La irrigación de la superficie superior de los paneles fotovoltaicos (FV) es uno de los métodos más efectivos para reducir su temperatura de operación e incrementar la potencia generada. Aunque existen publicaciones sobre esta técnica, hay poca información sobre el efecto de las variaciones del tiempo de irrigación y caudal de riego. Este trabajo presenta un estudio experimental sobre el efecto de estos dos factores para un panel FV de 255 W instalado en un entorno de clima cálido tropical. Se encontró que caudales de 4.5 l/min o superiores pueden producir incrementos de hasta 10% en la energía generada adicional diaria; adicionalmente, que los tiempos de irrigación tienen una significativa influencia en la disminución de la temperatura de operación promedio y la energía adicional generada por un panel FV. Irrigation on upper surface of the PV panels is one of the most effective methods to reduce the operating temperature and to increase the PV power. Although there are publications about this technique, there is little information about the effect of the time and irrigation flow variations on the PV performance. This article presents an experimental study about the effect of both factor for a PV panel of 255 W installed in an warm – tropical place. It was found that flows of 4.5 l/min o higher can produce increases up to 10% in additional generated energy per day; in addition, irrigation time has a significant influence on the average operating temperature decreases and additional generated energy per day.&nbsp

Mejoramiento del desempeño de paneles fotovoltaicos a partir de la irrigación forzada de la superficie superior

La irrigación de la superficie superior de los paneles fotovoltaicos (FV) es uno de los métodos más efectivos para reducir su temperatura de operación e incrementar la potencia generada. Aunque existen publicaciones sobre esta técnica, hay poca información sobre el efecto de las variaciones del tiempo de irrigación y caudal de riego. Este trabajo presenta un estudio experimental sobre el efecto de estos dos factores para un panel FV de 255 W instalado en un entorno de clima cálido tropical. Se encontró que caudales de 4.5 l/min o superiores pueden producir incrementos de hasta 10% en la energía generada adicional diaria; adicionalmente, que los tiempos de irrigación tienen una significativa influencia en la disminución de la temperatura de operación promedio y la energía adicional generada por un panel FV. Irrigation on upper surface of the PV panels is one of the most effective methods to reduce the operating temperature and to increase the PV power. Although there are publications about this technique, there is little information about the effect of the time and irrigation flow variations on the PV performance. This article presents an experimental study about the effect of both factor for a PV panel of 255 W installed in an warm – tropical place. It was found that flows of 4.5 l/min o higher can produce increases up to 10% in additional generated energy per day; in addition, irrigation time has a significant influence on the average operating temperature decreases and additional generated energy per day.&nbsp

Improvement of the performance of photovoltaics panels by forced irrigation on the upper surface

Irrigation on upper surface of the PV panels is one of the most effective methods to reduce the operating temperature and to increase the PV power. Although there are publications about this technique, there is little information about the effect of the time and irrigation flow variations on the PV performance. This article presents an experimental study about the effect of both factor for a PV panel of 255 W installed in an warm – tropical place. It was found that flows of 4.5 l/min o higher can produce increases up to 10% in additional generated energy per day; in addition, irrigation time has a significant influence on the average operating temperature decreases and additional generated energy per day. La irrigación de la superficie superior de los paneles fotovoltaicos (FV) es uno de los métodos más efectivos para reducir su temperatura de operación e incrementar la potencia generada. Aunque existen publicaciones sobre esta técnica, hay poca información sobre el efecto de las variaciones del tiempo de irrigación y caudal de riego. Este trabajo presenta un estudio experimental sobre el efecto de estos dos factores para un panel FV de 255 W instalado en un entorno de clima cálido tropical. Se encontró que caudales de 4.5 l/min o superiores pueden producir incrementos de hasta 10% en la energía generada adicional diaria; adicionalmente, que los tiempos de irrigación tienen una significativa influencia en la disminución de la temperatura de operación promedio y la energía adicional generada por un panel FV.&nbsp

CONTROL DE IRRIGACIÓN DE UN PANEL FOTOVOLTAICO ORIENTADO A LA MAXIMIZACIÓN DEL BENEFICIO ENERGÉTICO

Este trabajo busca identificar políticas de control óptimo para maximizar la energía neta generada por un sistema generación compuesto por paneles fotovoltaicos y un sistema de irrigación. Se presenta la formulación del problema de control óptimo y luego se plantea la solución mediante el algoritmo de la programación dinámica. Se muestra la solución para diversos perfiles de irradiancia, velocidad de viento y temperatura ambiente