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Fundamentos para la aplicación del concepto de blockchain en el Sistema Eléctrico Nacional
(2021) Bejarano Viachica, Ricardo; Fuentes Soto, Daniel; Blanco Arias, Sebastian; Quirós Tortós, Jairo H.
Incremento del margen de estabilidad de tensión del sistema eléctrico nacional
(2009) Quirós Tortós, Jairo H.; Araya Padilla, Eddie Alberto
Este proyecto realizó la parametrización de las protecciones de distancia (ANSI 21), para evitar el colapso de tensión del SEN en Costa Rica. Inicialmente se realizaron simulaciones en régimen permanente con el software de simulación PSS/E™, de manera que, se determinó el punto de colapso de tensión utilizando las curvas P-V y V-Q. Las simulaciones fueron realizadas para cuatro escenarios diferentes del sistema, a saber, demanda máxima de verano e invierno y demanda mínima de verano e invierno. Se obtuvo que el mayor problema de estabilidad de tensión del sistema ocurre en el escenario de demanda máxima de verano, en donde el FNC estaba limitado a 790 MW, considerada la salida de la barra A de Arenal como la peor contingencia, seguida de la apertura de la línea Cariblanco - San Miguel. Disponible el punto de colapso de tensión del sistema, se analizó el efecto de la herramienta OPF sobre las simulaciones realizadas con el CPF, de manera tal que se logró aumentar el margen de potencia reactiva en las barras del sistema hasta en un doscientos por ciento, respecto a la solución convencional. Finalmente, se realizó la sintonización de las protecciones de distancia para el punto de colapso de tensión, tanto con la herramienta del CPF, como con el OPF; el resultado más pequeño entre estas dos herramientas fue considerado como valor a ajustar. Dicho valor, fue comparado directamente con el conjunto de ajustes de la zona de respaldo remoto de mayor alcance, ajusta- da por el ICE. Para evaluar la metodología, se consideró la cantidad de potencia que permite transmitir el ajuste propuesto y el actual.
Introducción de vehículos eléctricos de uso particular en Costa Rica: costo total de posesión e impacto en la red eléctrica de distribución
(2018) Araya Fonseca, Gerardo Francisco; Quirós Tortós, Jairo H.
Se estimó la conveniencia económica de adquirir un vehículo eléctrico de baterías en Costa Rica desde el punto de vista del consumidor, para identificar las variables que podrían afectar de mayor manera la viabilidad económica para el consumidor y dar una mejor estimación de la cantidad de vehículos que se podrían introducir en el sistema eléctrico. Con base en este cálculo se desarrolló una metodología de asignación de vehículos eléctricos como vehículos de uso particular para consumidores residenciales y se calculó el impacto de la introducción de vehículos eléctricos de baterías como vehículos de tipo particular en un circuito real de red eléctrica de distribución costarricense, a nivel de baja tensión (problemas de tensión en consumidores y problemas de sobrecarga en transformadores) y media tensión (problemas de tensión en líneas de media tensión). Entre los hallazgos más relevantes, se obtuvo que bajo las condiciones económicas esperadas, el vehículo eléctrico nunca resulta una alternativa menos costosa que un vehículo de combustión interna similar. En contraste, si se compara con un vehículo de mayor tamaño (i.e. crossover o SUV) el vehículo eléctrico es la alternativa menos costosa incluso tras un año de posesión. En términos de impacto en la red, al considerar las condiciones económicas esperadas, se obtuvo un nivel de penetración (número de vehículos eléctricos asignados como razón del número de usuarios del circuito) menor al 2%, y un aumento en problemas de tensión en los usuarios y sobrecargas en transformadores menor al 1%. Pero al considerar escenarios más favorables hacia el vehículo eléctrico en términos de costos, los niveles de penetración obtenidos superaron el 10%. En dichos casos, el aumento en problemas de tensión fue de proporción similar al nivel de penetración y el porcentaje de transformadores adicionales...