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Battery groups optimal integration for energystorage in medium voltage distribution substations.

Idelfonso Garcıa Cabrera, Ricardo Mota PalominoSEPI ESIME Zacatenco. Instituto Politecnico Nacional

Abstract—This paper analyzes the benefits of a proposedmethodology for projects to integrate storage systems into theelectrical networks of a substation, indicating the services theyprovide to the system in their joint application. Consequently, amethodology was formulated to evaluate the feasibility of storageprojects: definition of the problem (purpose of storage), selectionof the best technology for the project, formulation of the modelto simulate the operation and remunerate the technical andeconomic benefits, and finally, evaluate the project with andwithout the optimal storage block and diagnose the feasibilityof the project integration. Once the purpose of the study wasdefined, the mathematical model was developed to allow aneconomic and technical analysis of the management of resourcesin a substation with the objective of minimizing the cost ofpurchasing energy. The data corresponds to the collection ofone year of demand in one of the feeders of the southeast region(substation 02OAX-115), for the economic indicators such as theinterest rate and the price of the dollar, these are taken fromMarch 5, 2020.

Index Terms—Battery Storage, Optimal Storage Size, OptimalOperation, Management resources, Mixed Integer Linear Pro-gramming.

NOMENCLATURA

Ecomprada(d, t) = Energıa comprada en la subestacion en el dıa d a la horat. (MWh)

Edescarga(d, t) = Energıa suministrada por el almacenamiento electrico pormedio de baterıas en el dıa d a la hora t. (MWh)

PML(d, t) = Precio Marginal Local en la subestacion en el dıa d a lahora t. ($)

Hcriticas(d, t) = Precio Neto de Potencia aplicable a las Entidades Respon-sables de Carga dentro de las 100 horas crıticas del sistemaen el dıa d a la hora t debido a la demanda de lasubestacion. ($)

Demanda(d, t) = Energıa demandada en la subestacion necesaria parasatisfacer las necesidades de carga en el dıa d a la horat. (MWh)

Ecarga(d, t) = Energıa demandada para la carga del sistema dealmacenamiento por baterıas en el dıa d a la hora t. (MWh)

Emax trans. = Energıa maxima suministrada por el transformador en lasubestacion para satisfacer la necesidad de carga. (MWh)

PBatnom = Potencia de salida nominal del sistema de almacenamiento

por baterıas. (MW)ηd, ηc = Eficiencia del sistema de almacenamiento de descarga/carga.Xbin(d, t) = Variable binaria que evita la carga y descarga del sistema de

almacenamiento de manera simultanea en un mismo inter-valo de tiempo para cada dıa d en la hora t.

Ebat = Capacidad de almacenamiento de energıa del sistema debaterıas. (MWh)

SOC(d, t) = Estado de carga (State of Charge) del sistema de almacenami-ento, que representa un porcentaje de la capacidad total parael dıa d a la hora t. (%)

SOC(d, t− 1) = Estado de carga (State of Charge) del sistema de almacenami-ento, que representa un porcentaje de la capacidad total parael dıa d a la hora t− 1. (%)

SOCmin = Valor mınimo permitido del estado de carga de las baterıas.(%)SOCmax = Valor maximo permitido del estado de carga de las baterıas.(%)CCC = Costo Capital por Capacidad de energıa. ($/kWh)CSC = Costo sistema de Conversion. ($/kW)CPS = Costo y puesta en Servicio.($/kWh)CC = Cableado y Conexiones. ($/kW)OyMF = Operacion y Mantenimiento Fijos. ($/kW-ano)OyMV = Operacion y Mantenimiento Variables. ($/kWh-ano)

τ = Tasa de interes aplicable a la evaluacion del proyecto.T = Vida util del proyecto. (anos)Ωt = conjunto de horas crıticas.Ωd = conjunto de dıas pertenecientes a las horas crıticas.

I. INTRODUCCION

El creciente desarrollo de la demanda en el sistema electricoha propiciado nuevos retos presentes en la planeacion yoperacion bajo los lineamientos de confiabilidad, calidad,eficiencia, continuidad, sustentabilidad y seguridad de formaeconomicamente viable, cumpliendo las metas de reduccionde emisiones contaminantes hacia el medio ambiente e in-centivando el incremento de la penetracion de fuentes degeneracion renovables. Por lo tanto, los sistemas de almace-namiento con criterios de integracion optimos (dimension, ubi-cacion y operacion) pueden maximizar la eficiencia energeticay economica, facilitar la integracion de las fuentes de energıasrenovables (incluidas las distribuidas), satisfacer la demandamaxima y reducir los costos de expansion y operacion de unared o sistema.

Para este panorama, dentro de las tecnologıas de la Gen-eracion Distribuida (GD) los Sistemas de Almacenamientode Energıa (SAE) tomaran un rol muy importante en lossistemas de potencia a nivel mundial. Su penetracion en lasRedes Generales de Distribucion (RGD) y Transmision (RGT)significarıa una mejora en la confiabilidad del sistema, flujosde potencia, estabilidad, perfiles de voltaje, calidad de laenergıa, reduccion de perdidas e integracion de fuentes renov-ables por mencionar algunos beneficios tecnicos, economicosy ambientales. [1]- [4]

Sin embargo, las aportaciones posibles de los SAE escomunmente infravalorado debido a las polıticas regulati-vas de los mercados electricos, costos y madurez de lastecnologıas, las limitadas experiencias en el despliegue deproyectos similares y la dificultad de los proyectos a monetizarel valor y beneficio del almacenamiento a traves de la redelectrica. Es por esto, que son indispensables el uso de her-ramientas matematicas avanzadas y el desarrollo de apropiadasmetodologıas que permitan eficazmente evaluar el impactoeconomico y tecnico de los SAE en los sistemas electricos yde esta forma respaldar los beneficios en el despliegue sobrelas red electricas [5] [6].

II. FORMULACION DEL PROBLEMA.

Un SAE de dimension, ubicacion y operacion optima puedemaximizar la eficiencia energetica y economica, facilitar laintegracion de las fuentes de energıas renovables (incluidaslas distribuidas), satisfacer la demanda maxima y reducir los

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costos de expansion y operacion de una red por resaltaralgunos beneficios. Debido a que en la aplicacion se presentandistintos escenarios de red, mercados electricos, objetivospropuestos y estrategias de aplicacion, se debe investigar lacorrecta implementacion de procedimientos de seleccion detecnologıas, tamano, ubicacion, operacion y la descarga/cargainteligente para cada proyecto en particular. [2], [6]

En consecuencia, la identificacion de la finalidad del alma-cenamiento electrico en las redes se debe realizar satisfaciendolas siguientes directrices en el desarrollo de un proyecto [5]:

1) El beneficio operativo que la energıa brindara al sistema.2) Formas de optimizar el uso del almacenamiento.3) Monetizar los ingresos de los posibles productos en-

ergeticos ofrecidos por los SAE.En el area de soluciones mediante el almacenamiento

electrico los sistemas de baterıas como opcion eficiente para laGD han generado la investigacion de tres areas fundamentalespara su aplicacion.En la planeacion:

• La correcta ubicacion dentro de las redes electricas.• Dimensionamiento optimo relacionado a su aplicacion

deseada.Y, en la operacion:

• Su eficiencia operativa en las redes para maximizarsu aprovechamiento energetico, ası como minimizar lainversion total del sistema.

Ası, este trabajo se centra en realizar una implementacionoptima de un SAE en las RGD (una subestacion de losalimentadores de distribucion) con la intencion de minimizarel costo total en su operacion y de igual manera demostrar losbeneficios tecnicos y economicos que implica su instalacion.

III. METODOLOGIA DETERMINISTA PARA LAINTEGRACION DE SISTEMAS DE BATERIAS EN UNA

SUBESTACION.A. Definicion del problema.

Primero es identificar los objetivos que definen al problemade integracion adecuada de un almacenamiento de energıa porbaterıas en una subestacion. El objetivo en general en [7], [8],[9], [10] es la cantidad de utilizacion de un recurso presenteen las instalaciones como: las aportaciones de la red en elpunto en que se encuentre conectada la subestacion, la de losgeneradores locales mediante fuentes convencionales o renov-ables y almacenamientos de energıa electrica, con la finalidadde conseguir la operacion optima y que permita reducir a susvalores mınimos la compra de energıa, la demanda pico, lacantidad de potencia o el costo de operacion de la subestacion.

Por lo tanto, se deben remarcar los siguientes puntos aconsiderar al inicio de la conceptualizacion del estado de lasubestacion para la integracion del sistemas de baterıas [11]:

• Si el sistema es interconectado o aislado.• Si se cuenta con un modelo centralizado o de libre

mercado.• Si se trata de un proyecto impulsado por parte del

operador, participante del mercado o un usuario final conel proposito que repercuta en el objetivo .

• Si se cuenta con generacion o almacenamiento existenteen la subestacion y que tipo de caracterısticas operativasla rige.

• El tipo de tecnologıas de baterıas disponibles al tiempode la definicion del problema.

• La ubicacion y la informacion relacionada a lasubestacion.

• Si el marco regulatorio no es restrictivo en las condicionespara la participacion del almacenamiento en el sistema.De ser ası, se deben presentar los resultados de formaque impulse las polıticas energeticas y regulatorias quebeneficien al sistema y a los proyectos electricos.

B. Evaluacion de las distintas tecnologıas de almace-namiento.

Segundo es identificar el tipo de tecnologıa adecuada deacuerdo a las caracterısticas del problema u objetivo a alcanzar,ya que el despliegue de los distintos tipos de almacenamientoen los distintos proyectos varıa de acuerdo con las siguientescaracterısticas:

• Necesidades tecnicas (capacidad de energıa, tiempos derespuesta y capacidad de potencia, etc).

• Costo y madurez de las distintas tecnologıas al momentode la realizacion de la investigacion.

• Experiencia en su despliegue.• Cantidad de recurso disponible.• Rapidez y modularidad en su integracion.• Espacio disponible para su instalacion.

Si bien el almacenamiento de energıa por rebombeohidroelectrico es la tecnologıa mas implementada por sucapacidad de proveer el mayor rango de servicios, las car-acterısticas tecnicas y economicas del nuevo portafolio derecursos por baterıas, ademas de su facilidad de despliegue enzonas donde no se cuenta con el recurso hıdrico ha permitidouna diversificacion de soluciones adecuadas a cada sistema.Reportes de instituciones como IRENA e HydroWires brindanun panorama actual de las tecnologıas de almacenamiento ysirven como una referencia a los costos para los proyectoscorrespondientes a las fechas de publicacion.

C. Formulacion matematica del problema.

Tercero es plantear la problematica en una expresionmatematica la cual permita realizar una solucion optima, p.ej., en este trabajo se aborda el problema de satisfacer unacierta cantidad de demanda en cada periodo de tiempo a travesde un ano operacion de la subestacion mediante la gestionconjunta del almacenamiento por baterıas, del suministro dela red de la subestacion y de fuentes de generacion (de existir)tratando de obtener el menor costo operativo en conjuntocon estos elementos en la subestacion. De esta manera, esposible formular que la funcion objetivo tiene por propositominimizar las variables relacionadas con la compra de energıay maximizar las variables que generan ingreso por la venta deenergıa. [8]- [10], [12]- [14]

Por su parte, los siguientes aspectos deben ser consideradosen el conjunto de restricciones para definir al modelo querepresenta el sistema en su conjunto:

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• La demanda en la subestacion mas la energıa para lacarga de las baterıas (en las horas de precios bajos deenergıa) debe satisfacerse para cada hora de todos losdıas del estudio con la energıa procedente del punto deinterconexion en la subestacion mas las descargas de lasbaterıas. Esta ecuacion describe la restriccion de balancede potencia que debe existir en el bus de la subestacion.[1], [11]- [13]

• Los SAE por baterıas deben considerar el estado de carga,ası como la energıa de carga/descarga y resaltar su mutuaexclusion en la operacion simultanea. Estas ecuacionesdescriben la operacion desde el punto de vista economicopara el sistema de almacenamiento por baterıas y funcio-nan como sus restricciones. Sus parametros de potenciay energıa de almacenamiento se deben actualizar en cadaiteracion del problema. [9]- [11], [14], [15]

• La cantidad de energıa que por capacidad el transfor-mador de la subestacion es capaz de suministrar a la redde la subestacion para satisfacer la demanda y la cantidadde compra de energıa para las baterıas. [12]

D. Establecimiento de los parametros y datos del sistema.

Cuarto es la definicion de los parametros y datos del sistemaque permitiran obtener la funcion objetivo del problema deoptimizacion del costo total en la operacion de la subestacion.

Dentro de los parametros seran aquellos que estan relaciona-dos a la potencia nominal y la capacidad de almacenamientode energıa, la eficiencia de los convertidores y la capacidadmaxima de energıa en el transformador, por mencionar algunascaracterısticas.

Por su parte, los datos relacionados seran:• Datos de demanda (MWh): los datos de demanda corre-

sponden a los retiros de energıa en la subestacion a lolargo de un ano de operacion en intervalos de tiempohorarios.

• Datos de precios en el nodo ($/MWh): estos datos corre-sponden a los Precios Marginales Locales del nodoP quecontenga la subestacion y son adquiridos del mercadode un dıa en adelanto, se declaran en un formato de 24horas y deben ser de un ano de operacion completo dela subestacion.

E. Simulacion de la operacion.

Quinto es realizar la simulacion de la subestacion medianteun programa que reproduzca la operacion de los elementos enconjunto una vez se define la tecnologıa de almacenamientoapropiada para el proyecto, se formula el modelo matematicopara el problema junto con sus restricciones, y se establecentodos los parametros y datos de la propia subestacion y delSAE. [1], [11]

F. Seleccion del tamano optimo del almacenamiento.

Por ultimo, es importante mencionar que el metodo parael dimensionamiento optimo del almacenamiento por baterıasrequiere de varias simulaciones del modelo realizando incre-mentos en sus parametros tecnicos y que permitan encontrar el

bloque optimo de potencia y energıa electrica. En [1] se pre-senta la fig. 1 que muestra el punto optimo para los bloques debaterıas resultado de las distintas soluciones encontradas paracada incremento en el bloque de almacenamiento (kW/kWh).El tamano optimo sera el punto (iteracion) en el cual el Costototal de la subestacion sea el menor.

Fig. 1. Grafica de las curvas del tamano optimo de almacenamiento.

G. Diagrama de flujo de la metodologıa.

Como resumen, es posible formular el siguiente diagramade flujo de la metodologıa mostrado en la fig. 2 para laintegracion de los sistemas de almacenamiento por baterıasen una subestacion.

Fig. 2. Diagrama de flujo de la metodologıa de integracion de almacenamientopor baterıas en una subestacion.

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IV. EVALUACION DE UN PROYECTO DE ALMACENAMIENTOEN UNA SUBESTACION DE MEDIA TENSION.

Para identificar la correcta integracion del almacenamientoelectrico y la forma en que se operan en conjunto con unared de estudio, se propone la aplicacion de la metodologıapropuesta para analizar la integracion de sistemas de almace-namiento en futuros proyectos como en la aplicacion optimapara una subestacion con la finalidad de minimizar los costostotales de operacion evaluando los beneficios en la partetecnica y economica relacionados. El periodo de analisis seradiario a lo largo de un ano completo empleando un modelode programacion lineal entera mixta para la obtencion delobjetivo.

A. Definicion del problema.

En la primera parte se definio las caracterısticas que de-scriben al problema de integracion adecuada de un almace-namiento de energıa.

• El sistema contemplado esta ubicado en el sistema in-terconectado nacional, perteneciente al nodoP en unasubestacion con clave 02OAX-115 en Oaxaca con nivelde tension 115kV/13.8kV del municipio Oaxaca de Juarezen la region de transmision Temascal.

• El sistema se encuentra en un modelo del mercadoelectrico mayorista mexicano.

• El proyecto se trata desde el punto de vista de unSuministrador de Servicios Basicos (representa en elMercado Electrico Mayorista a los Centros de Cargacorrespondientes a los Usuarios del Suministro Basico.)

• Se considera que al dıa de la evaluacion de la integracionaun no se cuenta con algun tipo de generacion distribuidao de sistema de almacenamiento para produccion deenergıa en el sistema.

• Si bien las Bases del Mercado Electrico Mayorista es-tipulan en el apartado 3.3.21 [16] que los equipos dealmacenamiento de energıa electrica deberan registrarsebajo la figura de Centrales Electricas para la venta delos productos que sean capaces de producir y asumirlas responsabilidades que las Entidades Responsables deCarga para el momento de la carga de su capacidad, enel Reporte de Prioridades Nacionales de Almacenamiento[3] se impulsa realizar estudios que permitan completarlas Reglas del Mercado Electrico a fin de que se logre elpleno aprovechamiento del valor economico del almace-namiento de energıa.

En la tabla I se muestran los servicios que se consideraronpara poder evaluar la integracion del proyecto de almace-namiento.

B. Evaluacion de las distintas tecnologıas de almace-namiento.

El rapido despliegue y comercializacion de las baterıas deiones de litio ha generado una reduccion en los costos, mejoraen los parametros electricos y madurez en las aplicaciones,propiciado principalmente por el crecimiento de la companıaTesla en sus distintas areas de mercado y se espera que para el

Tabla ITABLA DE SERVICIOS EN LA INTEGRACION DEL ALMACENAMIENTO EN EL

PROYECTO DE UNA SUBESTACION.

Servicio a proveer en lasubestacion:

Gestion de la energıa enla red de la subestacion

Reducir costo de la subestacionDesplazamiento de los

bloques de energıa en eltiempo (arbitraje)

Rasurado de picos enla horas de maximademanda del sistemaReducir la necesidad

de potencia del sistema

ano 2030 los costos totales tengan una reduccion aproximadadel 50-60% [5]. Por lo tanto, se desarrollo esta evaluacion conesta tecnologıa con la finalidad de analizar su impacto tecnico-economico actual en el sector electrico mexicano y presentarun primer enfoque para esta aplicacion. En la tabla II semuestran los parametros de las baterıas ion-litio consideradas.

Tabla IIPARAMETROS DE LAS BATERIAS ION-LITIO. ADAPTACION DE [2], [17]

Parametro Ion-litio(baterıa)

Rango de potencia 1 kW a 100 MWRango de energıa <200 MWh

Costo capitalpor capacidad deenergıa ($/kWh)

271

Costo sistema deconversion ($/kW) 288

Cableado yconexiones ($/kW) 100

Costruccion ypuesta en servicio

($/kWh)101

Operacion ymantenimiento

fijos ($/kW-ano)10

Operacion ymantenimiento

variables(centavos/kWh)

0.03

Eficiencia deciclo completo 0.86

Tiempo de respuesta 1 seg.Ciclos al 80%de profundidad

de descarga3,600

Vida util (anos) 10Tiempos de (carga)

y (descarga)(min-dias)(min-hrs)

C. Formulacion matematica del problema.

Se establecio el problema de minimizar el Costo Total (CT )de la operacion de la red en la subestacion para satisfacer unacantidad de demanda en cada periodo de tiempo a traves detodos los dıas del ano de operacion 2019 de la subestacionmediante la gestion conjunta de almacenamiento por baterıasy suministro de la red de la subestacion. El modelo se formocomo un problema de programacion lineal entera mixta conuna funcion objetivo definida de la siguiente manera [1], [8]-

5

[15]

Minimizar CT =

365∑d=1

24∑t=1

PML(d, t) ∗ Ecomprada(d, t)

−365∑d=1

24∑t=1

Edescarga(d, t) ∗ [PML(d, t)

+Hcriticas(d, t)]

(1)

s.a

Ecomprada(d, t) = Demanda(d, t) + Ecarga(d, t)

− Edescarga(d, t) ∀(d, t)(2)

Ecomprada(d, t) ≤ Emax trans. ∀(d, t) (3)

Ecarga(d, t) ≤ PBatnom

ηc∗ [1−Xbin(d, t)] ∀(d, t) (4)

Edescarga(d, t) ≤ PBatnom ∗ ηd ∗ [Xbin(d, t)] ∀(d, t) (5)

SOC(d, t) = SOC(d, t− 1)

+

[ηc ∗ Ecarga(d, t)− Edescarga(d,t)

ηd

Ebat

]∀(d, t)

(6)

SOCmin ≤ SOC(d, t) ≤ SOCmax ∀(d, t) (7)Xbin(d, t) ∈ 0, 1 ∀(d, t) (8)

SOC(d, t), Ecomprada(d, t), Edescarga(d, t),

Ecarga(d, t) ≥ 0 ∀(d, t)(9)

El primer miembro de la ecuacion (1) es utilizado pararepresentar el costo por la compra de energıa, producto delPrecio Marginal Local (PML) y la Energıa comprada en lasubestacion a traves de los intervalos de tiempo de cada dıapara todo el ano de estudio.

El segundo miembro de la ecuacion (1) se encarga demonetizar los ingresos en la funcion objetivo por emplear laenergıa almacenada en los SAE, es resultado del producto de laEnergıa descargada por el PML para cada hora de los 365 dıasdel ano mas el ahorro por la energıa no demanda en las 100horas crıticas definidas en el mercado de balance de potenciapost-anual [18] (ya que evitarıa la compra de tal energıa yque contribuye en la reduccion de la facturacion anual de lasubestacion).

Mediante la restriccion (2) se asegura el balance de potenciaen el nodo de conexion de la subestacion, y se establece que laenergıa comprada y generada por las baterıas debera ser iguala la demanda mas la carga de las baterıas en cada intervalode tiempo a traves de todo el ano de operacion.

Con la restriccion (3) se establece que la cantidad maximade energıa adquirida sea menor o igual a la maxima permisiblepor el transformador de potencia de la subestacion.

En el modelado de baterıas se emplean las siguientesrestricciones las cuales a cada iteracion del modelo de pro-gramacion lineal entera mixta son actualizados de maneraque sea posible obtener el tamano optimo para la integraciondel almacenamiento: la ecuacion de potencia de carga (4) ydescarga (5) fueron limitados por la potencia nominal y laeficiencia de descarga respectivamente, en la ecuacion (8)

la variable binaria indica los estados de carga y descargarespectivamente evitando la operacion simultanea. Y la energıaalmacenada o estado de carga (SoC) a cada hora de los dıasdel estudio se determino con (6) y es acotada tanto superiorcomo inferiormente mediante la ecuacion (7).

Y finalmente, con (9) se asegura las condiciones de pos-itividad para las variables de decision del problema e indis-pensables para la busqueda de la solucion por los metodos deoptimizacion.

D. Establecimiento de los parametros y datos del sistema.

A continuacion, se presentan los datos historicos de de-manda y PML, ası como las caracterısticas del sistema ylas baterıas. Se define el valor del banco de transformacionEmax trans. = 18.11 MW para poder limitar la restriccion demaxima transferencia de energıa. El resultado muestra los ben-eficios economicos anualizados respecto al ano de operaciondel 2019 con datos relacionados al sistema interconectadonacional. Los detalles se resumen de la siguiente manera enla tabla III:

Tabla IIIPERIODO DE ANALISIS DEL SISTEMA.

Periodo de analisis Ano de operacion del 2019

Numero de dıas analizados 365(1 enero - 31 diciembre)

Duracion de los intervalos de tiempo 1 hora (Horarios)

Se selecciono al fabricante Tesla para plantear la imple-mentacion de sus baterıas de ion-litio en el proyecto, propici-ado por su madurez en el desarrollo (gran avance tecnologicoen la modularidad de sus encapsulados tanto en las las baterıasy como en los sistemas de conversion de la potencia) yalto impacto en el mercado de sistemas de almacenamiento(rapida capacidad de entregar las demandas de clientes). Latabla IV muestra las caracterısticas de un sistema PowerPack[19] empleadas para los parametros del sistema y de lasevaluaciones economicas en la parte final del proyecto.

Para la informacion de la demanda, debido a que no secuenta con las demandas de energıa en la subestacion enla informacion del mercado proporcionada por CENACE,se empleo el programa SSED de la Comision Federal deElectricidad-IPN [20] para que mediante su base de datos delas RGD fuera posible analizar que la subestacion representaaproximadamente el 10% de la demanda en la zona de carga enla que se encuentra ubicada la subestacion. Con este supuesto,se realizo la recopilacion de la informacion de demanda delano 2019 para la zona de carga de Oaxaca a partir de lainformacion publicada en la pagina del CENACE [21]. Conobjeto ilustrativo el perfil de demanda se presenta en la fig. 3correspondiente al mes de enero del 2019.

La subestacion se encuentra en la division Sureste enel nodo con clave 02OAX-115, por lo tanto, los montosaplicables corresponderan al historio de PML del ano 2019en el nodoP y que se pueden encontrar en [22]. Con objetoilustrativo, el comportamiento del PML se presenta en la fig.3 correspondiente al mes de enero del 2019.

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Tabla IVPARAMETROS DE LAS BATERIAS POWERPACK DE TESLA.

Parametro Ion-litio(baterıa)

Potencia 50 kWEnergıa 100 kWh

Costo capitalpor capacidad deenergıa ($/kWh)

250

Costo sistema deconversion ($/kW) 288

Cableado yconexiones ($/kW) 50

Costruccion ypuesta en servicio

($/kWh)101

Operacion ymantenimiento

fijos ($/kW-ano)10

Operacion ymantenimiento

variables($/kWh)

0.03

Eficiencia deciclo completo η 0.90

Tiempo de respuesta 1 seg.Ciclos al 100%de profundidad

de descargaaprox. 3,500

Vida util (anos) 10 >Tiempos de (carga)

y (descarga) aprox. 2 horas

Fig. 3. Perfil de demanda en la subestacion del mes de enero del 2019.

Fig. 4. Curva de PML en la subestacion del mes de enero del 2019.

E. Resultados de la simulacion de la operacion.

El modelo propuesto evaluo la actualizacion del sistema dedistribucion mediante la instalacion de un SAE por baterıaspara examinar el impacto de su tamano en el costo totalde la subestacion, el problema de optimizacion se resuelvecon un incremento de bloques de capacidades de potenciay generacion. Por lo tanto, para cada iteracion se obtienelas cantidades necesarias para la operacion de la subestacionmediante la gestion de los recursos en conjunto (potencia

adquirida en la interconexion de la red y de las baterıas) paracada hora del ano de los 365 dıas.

F. Seleccion del tamano optimo del almacenamiento.

El problema se resolvio con una variedad de bloquesincrementales de energıa y potencia. Para poder comparar laventaja de la integracion del almacenamiento se consideroindicadores economicos que permitieran mostrar la interde-pendencia operacional y economica entre el almacenamientoy la subestacion.

Otra cuestion a considerar es que las inversiones para lasbaterıas se realizan a lo largo del horizonte de planificacion otiempo de vida del proyecto, lo que permite una simulacionanualizada. Es ası, que mediante la Funcion de Costo Anual oAnualizado se puede demostrar la viabilidad del proyecto porla reduccion del costo anual del sistema por la combinaciondel costo total de la operacion, el costo de inversion y elde mantenimiento anual [1]. Para empezar, se definieron lossiguientes aspectos para estimar los indicadores economicospara evaluar la integracion de los bloques de almacenamientoa cada iteracion, los cuales son mostrados en la siguiente tablaV.

Tabla VPARAMETROS ECONOMICOS DEL PROYECTO PARA EL CALCULO

ANUALIZADO.

Parametro Ion-litio($ = dolares)

Costo capitalpor capacidad deenergıa ($/kWh)

250

Costo sistema deconversion ($/kW) 288

Cableado yconexiones ($/kW) 50

Costruccion ypuesta en servicio

($/kWh)101

Operacion ymantenimiento

fijos ($/kW-ano)50

Operacion ymantenimiento

variables($/kWh-ano)

0.03

Vida util (anos)T

10

Tasa de interesτ al 5 de marzo 5.09 %

Precio del dolaral 5 de marzo 19.65

Segundo, se empleo la Funcion de Costo Anualizado (FCA)(10) a cada iteracion de la metodologıa para que se pudieranconocer los distintos valores del flujo de efectivo en el primerano de vida del proyecto a cada combinacion de Potencia yEnergıa de los bloques de almacenamiento.

FCA =τ(1 + τ)T

(1 + τ)T − 1

∗ (CCC ∗ Energia+ CSC ∗ Potencia+ CPS ∗ Energia+ CC ∗ Potencia)

+OyMF ∗ Potencia+OyMV ∗ Energia(10)

Tercero, una vez calculado el flujo de efectivo medianteel Costo Anualizado (10) para cada iteracion, se procedio

7

a sumar el Costo Total de la Operacion del sistema (1) decada bloque de almacenamiento respectivamente, generandofinalmente el Costo Total Anual del Sistema y obteniendo lacurva de la fig. 5.

Fig. 5. Curva del tamano optimo del almacenamiento del proyecto (pesosmexicanos).

Por ultimo, se realizo un analisis de los Costos TotalesAnuales del Sistema (mostrados en la fig. 5) para los bloquesde almacenamiento, el cual mostro el bloque de baterıasoptimo del proyecto indicado en la iteracion 223 con lassiguientes capacidades: 22.3 MWh de energıa y 11.15 kWde potencia.

V. EVALUACION Y VIABILIDAD DEL PROYECTO.

A. Costo total de la operacion en la subestacion.

Los resultados obtenidos en el modelo de programacionlineal entera mixta implementado en el software AMPL yresuelto mediante el solucionador comercial CPLEX para lagestion de los recursos en la operacion de la subestacion con lafinalidad de minimizar el costo total de su operacion, mostroque la implementacion del almacenamiento por baterıas redujoel costo total en la operacion de la subestacion a medida quela cantidad de bloques de almacenamiento se incrementabaya que propiciaba tener mayor capacidad para almacenar masenergıa en horas de baja demanda (y por consiguiente, debajos PML) y aportarla en horas pico de demanda, lo cualprovee mayores beneficios economicos para la subestacion.La tabla VI y la fig. 6 muestra la comparativa entre los costosde operacion de la subestacion con el almacenamiento en subloque optimo de almacenamiento y sin el. La reduccion en elcosto de la operacion es igual a la cantidad de $62,775,809.26pesos.

Tabla VICOSTOS DEL SISTEMA SIN Y CON ALMACENAMIENTO OPTIMO (PESOS

MEXICANOS).

Caso Costo TotalAnual del Sistema ($)

Costo Total dela Operacion

de Subestacion ($)

Costo Anualizadode Baterıas ($)

Sin almacenamiento $ 174,334,476.09 $ 174,334,476.09 $ -Con almacenamiento

optimo $ 143,105,986.23 $ 111,558,666.83 $31,547,319.40

Fig. 6. Grafica de costos de la subestacion con y sin almacenamiento.

B. Analisis del proyecto.

• En este caso de estudio el SAE por baterıas se instalo enun alimentador de subestacion de la ciudad Oaxaca deJuarez (02OAX-115) lo cual permitio una contribucionpara la reduccion de costos de operacion anuales, ya quedebido al almacenamiento se logro un desplazamiento delos bloques de demanda de energıa de los periodos puntaa los de baja demanda.

• Como se logro observar, el resultado economico presentouna solucion idonea para la cantidad de almacenamientooptima para el sistema. Sin embargo, se pondera quelos beneficios economicos podrıan ser aun mayores si seestudia y permite su participacion (y su debido analisisde factibilidad) en otros productos del mercado electricomexicano como lo podrıa ser un Servicio Conexo deRegulacion Rapida de Frecuencia o dentro de los el-ementos a considerar para la planeacion de la red detransmision y redes de distribucion y de esta maneradiferir las inversiones en estos elementos del sistema.

• Como consecuencia de la necesidad de evaluar masbeneficios resultantes del almacenamiento, se debe elab-orar una metodologıa de planeacion del sistema electricode potencia donde la participacion del almacenamientosea considerada para aplazar la modernizacion de lared, aumentar la integracion de generacion con fuentesrenovables, evitar la congestion en la redes y con ellodarle plusvalıa a su integracion y economicamente se veareflejado y los proyectos se vuelvan mas rentables.

• Por otro lado, al encontrar el bloque optimo de alma-cenamiento surge la condicionante del espacio necesariopara su instalacion, si bien la ventaja del producto elab-orado por Tesla es su gran modularidad y encapsulado,los 228 bloques de almacenamiento resultan en las di-mensiones de la tabla VII:

Tabla VIIDIMENSIONES DEL BLOQUE DE BATERIAS E INVERSOR.

Dispositivo Longitud Anchura Altura Area total parael proyecto

Powerpack 1.317 m 0.968 m 2.187 m 290.66 m2

Inversor Powerpack 1.044 m 1.394 m 2.191 m 16 m2

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VI. CONCLUSIONES

Con la metodologıa anteriormente empleada se puedenllegar a las siguientes conclusiones:

• Debido a la operacion optima del almacenamiento, en lasubestacion se observo un comportamiento de carga delas baterıas en horas donde ocurrıa una baja demanda,producido por la necesidad de las baterıas de cargar enlas horas de PML bajos y descargar su energıa en losperıodos de PML altos en las horas de alta demandalogrando un beneficio economico.

• Mediante las iteraciones realizadas en la busqueda delbloque de baterıas optimo para la subestacion se logroobservar un comportamiento de aplanamiento en la curvade venta de energıa la cual esta relacionada directamentecon la cantidad de energıa descargada desde las baterıas.Y es que conforme las iteraciones elevan la de potencianominal de las baterıas para la venta de energıa encada hora, la subestacion presentara una saturacion enla capacidad del transformador para cargar al sistema enlas horas de baja demanda disponibles lo que impedirıala carga completa del SAE por baterıas en su conjunto.La curva resultante de la fig. 7 muestra que mientrasmas se acerca el valor de la potencia nominal de labaterıa a la capacidad del transformador las gananciasse ven estacionarias hasta llegar a una zona en la que ladiferencia entre iteraciones no presente mayor incrementoeconomico.

• Resultado de los estados de operacion, la cantidad deenergıa y de los horarios de descarga del sistema optimo,se puede afirmar que una subestacion con una curvade PML mas variable entre sus periodos de baja y altademanda propiciarıan un mayor valor al sistema de alma-cenamiento generando mayores ganancias. Un ejemplo denodo adecuado para evaluar la viabilidad de un proyectode almacenamiento debido a sus PML variados es el08COZ-34.5 ubicado en Cozumel. La grafica de la fig.8 nos permite observar valores periodicos arriba de los5000.00 $/MWh en las horas punta y valores por debajode los 1000.00 $/MWh en las horas de baja demandasiendo ası el perfil precios idoneo para un grupo dealmacenamiento por baterıas por su comportamiento enlos estados de operacion de este trabajo.

Fig. 7. Grafica de ingresos de venta de energıa por bloque de almacenamiento.

Fig. 8. Curva de PML en el nodo 08COZ-34.5 del mes de agosto del 2020.

• Analizando los componentes en la informacion de losPML del nodo de Cozumel es relevante ver que elComponente de Congestion es el valor de mayor impactopara la suma total del PML. Entonces, con los resultadosdel comportamiento en los estados de operacion de lasbaterıas, se puede inferir que de poder incluirse unproyecto de almacenamiento en este nodo 08COZ-34.5los resultados indicarıan una operacion en las horas demayor PML y en consecuencia una disminucion en lacarga en la subestacion en esas horas, esto a su vezafectarıa los flujos en las cercanıas y generarıa un cambiocon tendencia a disminuir la congestion en estas redesy por lo tanto de igual manera en el alto valor en lacomponente de congestion de la zona de operacion. Sepuede concluir que los SAE pueden ser un elementoviable para la mitigacion de la congestion en zonas conaltos valores por este componente y reducir el precio finalen la horas de alta demanda de la zona de operacion dela subestacion.

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Idelfonso de Jesus Garcıa Cabrera. Maestro enCiencias en Ingenierıa Electrica por el InstitutoPolitecnico Nacional de Mexico (2020). Sus intere-ses incluyen operacion de sistemas electricos depotencia y distribucion, redes inteligentes y opti-mizacion de sistemas de almacenamiento. Correoelectronico: igarciac1800@alumno.ipn.mx

Ricardo. O. Mota Palomino. Recibio el grado deMaestro en Ciencias en Ingenierıa Electrica por elInstituto Politecnico Nacional de Mexico en 1980y el Doctorado en Filosofıa en la Universidadde Waterloo en 1985. Actualmente es profesor deinvestigacion en el Instituto Politecnico Nacional.Sus intereses de investigacion incluyen el analisis,operacion y planeacion de redes de distribuciony sistemas de potencia. Correo electronico: rmo-tap@ipn.mx.