Análisis de armónicos variando en el tiempo en sistemas eléctricos de potencia con parques eólicos, a través de la teoría de la posibilidad

This paper focuses on the analysis of the connection of wind farms to the electric power system and their impact on the harmonic load-flow. A possibilistic harmonic load-flow methodology, previously developed by the authors, allows for modeling uncertainties related to linear and nonlinear load variations. On the other hand, it is well known that some types of wind turbines also produce harmonics, in fact, time-varying harmonics. The purpose of this paper is to present an improvement of the former method, in order to include the uncertainties due to the wind speed variations as an input related with power generated by the turbines. Simulations to test the proposal are performed in the IEEE 14-bus standard test system for harmonic analysis, but replacing the generator, at bus two, by a wind farm composed by ten FPC type wind turbines.En este trabajo se analiza el impacto de la conexión de parques eólicos, en el flujo de cargas armónicas en un sistema de potencia. Algunos generadores eólicos producen armónicos debido a la electrónica de potencia que utilizan para su vinculación con la red. Estos armónicos son variables en el tiempo ya que se relacionan con las variaciones en la velocidad del viento. El propósito de este trabajo es presentar una mejora a la metodología para el cálculo de incertidumbre en el flujo de cargas armónicas, a través de la teoría de la posibilidad, la cual fue previamente desarrollada por los autores. La mejora consiste en incluir la incertidumbre debida a las variaciones de la velocidad del viento. Para probar la metodología, se realizan simulaciones en el sistema de prueba de 14 barras de la IEEE, conectando en una de las barras un parque eólico compuesto por diez turbinas del tipo FPC. Los resultados obtenidos muestran que la incertidumbre en la velocidad del viento tiene un efecto considerable en las incertidumbres asociadas a las magnitudes de las tensiones armónicas calculadas.Fil: Romero Quete, Andrés Arturo. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Suvire, Gaston Orlando. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Zini, Humberto Cassiano. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Ratta, Giuseppe. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; Argentin

Harmonic load-flow approach based on the possibility theory

Harmonics in power systems are responsible for several technical problems that justify the development of models to study them. Well-established models exist to analyse the harmonic load-flow (HLF) from a deterministic point of view. Moreover, models based on the probability theory have been developed to deal with the inherent variability and random nature of loads, network configuration etc. In the last few years, possibility theory has arisen as an alternative tool that in many cases could be better suited to describe and quantify the real nature of the uncertainty involved in harmonic studies. In this study a methodology for HLF calculation based on the possibility theory is presented. Possibility distributions instead of probabilities are the input used to describe the uncertainty in the magnitude and composition of the loads. Tests presented shows that the results of the proposed model are consistent with those obtained with a probabilistic method, and that both models lead to the same ranking of the risk that the bus harmonic voltages exceed a given level. Independent possibility distributions are assumed at the development stage reported here; research is being carried out in order to overcome this constraint.Fil: Romero Quete, Andrés Arturo. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; Argentina. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan; ArgentinaFil: Zini, Humberto Cassiano. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; Argentina. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan; ArgentinaFil: Rattá, G.. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Dib, R.. No especifíca

Frequency scan analysis supported by a possibility theory-based approach

This paper describes a procedure used to identify the states of a power system that lead to harmonic resonance. The proposed methodology results from an application of the possibility theory which aims to extend the capabilities of the classic frequency scan concept. With the proposed approach, the frequency scan provides more useful information on the harmonic behavior of a power system in contexts where load characteristics are known with uncertainty. To exemplify the potential of this proposal, a case study based on a 14-bus standard test system for harmonic analysis is presented. The states of the power system that lead to harmonic resonance are assessed within the possibility theory framework. Additionally, this paper introduces a risk measure of harmonic resonance based on possibility and necessity fuzzy measures.Fil: Romero Quete, Andrés Arturo. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Caicedo Navarro, Joaquin Eduardo. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Zini, Humberto Cassiano. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Ratta, Giuseppe. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan. Instituto de Energía Eléctrica. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; Argentin

Two-channel multirate network equivalent aimed to real-time electromagnetic transient calculation

A computationally efficient multirate scheme was proposed to model a linear and time invariant part of an electric network for electromagnetic transient calculation. The main contribution is expected in the field of real-time calculation, where very efficient models are required to fulfil stringent time performance requirements. Two models of the equivalent sub-network based on different time steps are implemented in the low- and high-frequency channels of a basic Laplacian Pyramid unit. A detailed model based on the longest time step reproduces the low-frequency response, while a simplified (lower order) model, based on the shortest time step, reproduces the high-frequency behaviour. In this way, an accurate response of the equivalent over a wider frequency range can be achieved as compared with previous proposals based on a single low-frequency channel. Also, the proposed scheme make a much greater flexibility in choosing the decimation factor possible as compared with a previous proposal of two co-authors based on a 2-fold decimated filter banks.Fil: Guidi Venerdini, Guillermo David. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; Argentina. Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas. Centro Científico Tecnológico Conicet - San Juan; ArgentinaFil: Zini, Humberto Cassiano. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; ArgentinaFil: Rattá Gutiérrez, Giuseppe Aníbal. Universidad Nacional de San Juan. Facultad de Ingeniería. Instituto de Energía Eléctrica; Argentin

Time-varying harmonic analysis of electric power systems with wind farms, by employing the possibility theory

This paper focuses on the analysis of the connection of wind farms to the electric power system and their impact on the harmonic load-flow. A possibilistic harmonic load-flow methodology, previously developed by the authors, allows for uncertainties related to linear and nonlinear load variations to be modeled. Moreover, it is well known that some types of wind turbines also produce harmonics, in fact, time-varying harmonics. The purpose of this paper is to present an improvement of the former method, in order to include the uncertainties due to the wind speed variations as an input related with power generated by the turbines. Simulations to test the proposal are performed in the IEEE 14-bus standard test system for harmonic analysis, connecting to the network a wind farm composed by ten Full Power Converter (FPC) type wind turbines. Results obtained show that uncertainty in the wind speed has a considerable effect on the uncertainties associated with the computed harmonic voltage magnitudes.En este trabajo se analiza el impacto de la conexión de parques eólicos, en el flujo de cargas armónicas en un sistema de potencia. Algunos generadores eólicos producen armónicos debido a la electrónica de potencia que utilizan para su vinculación con la red. Estos armónicos son variables en el tiempo ya que se relacionan con las variaciones en la velocidad del viento. El propósito de este trabajo es presentar una mejora a la metodología para el cálculo de incertidumbre en el flujo de cargas armónicas, a través de la teoría de la posibilidad, la cual fue previamente desarrollada por los autores. La mejora consiste en incluir la incertidumbre debida a las variaciones de la velocidad del viento. Para probar la metodología, se realizan simulaciones en el sistema de prueba de 14 barras de la IEEE, conectando en una de las barras un parque eólico compuesto por diez turbinas del tipo FPC. Los resultados obtenidos muestran que la incertidumbre en la velocidad del viento tiene un efecto considerable en las incertidumbres asociadas a las magnitudes de las tensiones armónicas calculadas

Time-varying harmonic analysis in electric power systems with wind farms, through the possibility theory

This paper focuses on the analysis of the connection of wind farms to the electric power system and their impact on the harmonic load-flow. A possibilistic harmonic load-flow methodology, previously developed by the authors, allows for modeling uncertainties related to linear and nonlinear load variations. On the other hand, it is well known that some types of wind turbines also produce harmonics, in fact, time-varying harmonics. The purpose of this paper is to present an improvement of the former method, in order to include the uncertainties due to the wind speed variations as an input related with power generated by the turbines. Simulations to test the proposal are performed in the IEEE 14-bus standard test system for harmonic analysis, but replacing the generator, at bus two, by a wind farm composed by ten FPC type wind turbines

Time-varying harmonic analysis of electric power systems with wind farms, by employing the possibility theory

En este trabajo se analiza el impacto de la conexión de parques eólicos, en el flujo de cargas armónicas en un sistema de pote ncia. Algunos generadores eólicos producen arm ónicos debido a la electrónica de potencia que utilizan para su vinculación con la red. Estos armónicos son variables en el tiempo ya que se relacionan con las variaci ones en la velocidad del viento. El propósito de este trabajo e s presentar una mejora a la metodología para el c álculo de incertidumbre en el flujo de cargas armónicas, a tra vés de la teoría de la posibili dad, la cual fue previamente desarrollada por los autores. La mejora consiste en incluir la incertidumbre debida a las variaciones de la veloci dad del viento. Para probar la metodología, se re alizan simulaciones en el sist ema de prueba de 14 barras de la IEEE, conectando en una de las barras un parque eólico compuesto por diez t urbinas del tipo FPC. Los res ultados obtenidos muestran que l a incertidumbre en la velocidad del viento tiene un efecto considerable en las incertidumbres asociadas a las magnitudes de las tensiones armónicas calculadas