Integración eficiente de generadores solares fotovoltaicos en redes DC monopolares a través de un modelo de optimización entero-mixto convexo

El problema relacionado con la ubicación y el dimensionamiento óptimos de las unidades de generación fotovoltaica (PV) en redes de distribución eléctrica con tecnología de operación de corriente continua (DC) monopolar se abordó en esta investigación proponiendo un enfoque de optimización convexa en dos etapas (TSCO). En la primera etapa, la formulación de la programación no lineal entera mixta exacta (MINLP) se relajó a través de la programación lineal entera mixta, definiendo los nodos donde se deben ubicar las unidades de generación fotovoltaica. En la segunda etapa, el problema de flujo de potencia óptimo asociado con el dimensionamiento de PV se resolvió aproximando el componente no lineal exacto del modelo MINLP en un equivalente de programación de cono de segundo orden. La principal contribución de esta investigación es el uso de dos aproximaciones para resolver eficientemente el problema estudiado, aprovechando los modelos de optimización convexos. Los resultados numéricos en la versión DC monopolar de la red de bus IEEE 33 demuestran la eficacia del enfoque propuesto en comparación con múltiples métodos de optimización combinatoria. Se realizaron dos evaluaciones para confirmar la eficiencia del modelo de optimización propuesto. La primera evaluación consideró la red de bus IEEE 33 sin limitaciones actuales en todas las ramas de distribución, para luego compararla con diferentes enfoques metaheurísticos (versiones discretas del algoritmo genético de Chu y Beasley, el algoritmo de búsqueda de vórtices y el optimizador de distribución normal generalizada); la segunda simulación incluyó los límites de corriente térmica en la optimización del modelo. Los resultados numéricos mostraron que cuando el seguimiento de la potencia máxima del punto no se consideró como criterio de toma de decisiones, la inversión anual esperada y los costos operativos exhibieron mejores desempeños, es decir, reducciones adicionales de alrededor de USD 100.000 en los casos de simulación en comparación con los escenarios que involucran el punto de máxima potencia. seguimiento.

• Autores: Vargas Sosa, Diego Fernando
• Tipo de recurso: Trabajo de grado de pregrado
• Fecha de publicación: 2023
• Institución: Universidad Distrital Francisco José de Caldas
• Repositorio: RIUD: repositorio U. Distrital
• Idioma: spa
• OAI Identifier: oai:repository.udistrital.edu.co:11349/38743
• Acceso en línea: http://hdl.handle.net/11349/38743
• Palabra clave: Minimización de costos operativos anuales; Enfoque de optimización en dos etapas; Optimización convexa de enteros mixtos; Generación fotovoltaica; Redes DC monopolares; Ingeniería Eléctrica -- Tesis y disertaciones académicas; Energías renovables; Optimización de sistemas eléctricos; Modelado y simulación de sistemas de potencia; Sistemas fotovoltaicos; Annual operating costs minimization; Two-stage optimization approach; Mixed-integer convex optimization; Photovoltaic generation; Monopolar DC networks
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