Ingeniero Civil Industrial / En esta Memoria para optar al título profesional de Ingeniero Civil Industrial de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, se explica la arquitectura y argumenta el desarrollo de un nuevo y sencillo algoritmo y modelo matemático para calcular el dimensionamiento óptimo de un banco de baterías (BESS), esto para cualquier tipo de cliente regulado del sector eléctrico chileno. Para funcionar, el algoritmo solo necesita tomar el perfil de consumo eléctrico del cliente, su tipo de Tarificación y un posible perfil de generación ERNC-Solar. Con los datos anteriores se llega a un resultado de dimensionamiento óptimo del cual nace un plan de gestión de funcionamiento del BESS en su vida útil. Además de este plan de gestión se entrega vital información de Utilidad económica y Ahorro asociado al BESS. El trabajo desarrollado por el Memorista se analizó con apoyo de profesionales del Centro de Energía, Centro de Investigación del Litio (CIL) y matemáticos de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Chile. El requerimiento de esta necesidad nace desde el mismo CIL, fue dentro del proyecto de baterías de Litio E-LiBatt, requieren el desarrollo de un modelo para dimensionar eficientemente el producto desarrollado y con ello, abrirlo finalmente al mercado. El Modelo diseñado se programó en una planilla de cálculo y los resultados encontrados en los diferentes casos de estudio entregan interesantes conclusiones. La primera, es que la entrada de la tecnología al mercado residencial aun depende del alto costo de la tecnología. Se calculó, que para una exitosa integración económica se necesitan precios un 50% de los actuales. La segunda conclusión muestra que, lo anterior, no es tan determinante en instalaciones comerciales o industriales, donde gestionar potencia logra entregar un beneficio económico suficiente para obtener utilidades positivas. Esto, queda fuertemente demostrado en el caso de estudio industrial en el sur del país, donde el altísimo costo de la potencia, permitiría a esta industria ahorrarse un 13% anual en cargo por potencia. Esto, con la integración inteligente de un BESS de ~ 4,5 [kWh]. Por correlación, el potencial beneficio económico de un BESS también depende, en nuestro país, de la ubicación geográfica del usuario. Una tercera conclusión, muestra que gestionar la demanda mayoritariamente en horas no punta es fundamental. Una cuarta y última conclusión, indica que demandas de potencia con alta varianza y concentradas en horas específicas, permiten mayores beneficios económicos que consumos constantes. Finalmente, la Herramienta desarrollada entrega un alto valor por su aporte al conocimiento tecnológico existente, al directo aporte económico mostrado a los usuarios, al indirecto aporte al sistema eléctrico y al medio ambiente por el uso eficiente de la energía. Es importante además mencionar que la lógica del Modelo puede ser utilizada con cualquier tipo de acumulador de energía electroquímico y entregando también una base para utilizarse con otros sistemas tarifarios. Se pretende que este desarrollo sea visto como una herramienta de eficiencia energética que además apoya la sustentabilidad de los usuarios y la integración de nuevas tecnologías.

acase@tulane.edu / 1 / Kathryn M. Jones

Ingeniero Civil Electricista / Los sistemas del almacenamiento de energía están siendo considerados cada vez más a nivel mundial como una buena solución a la creciente incorporación en sistemas eléctricos de fuentes de generación de naturaleza intermitente. En particular, se han desarrollado sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías (BESS), que desde hace más de una década se han estado utilizando en sistemas interconectados, demostrando así su factibilidad técnica y que poseen grandes ventajas. El objetivo de esta memoria es estudiar cómo podrían integrarse estos equipos en los sistemas eléctricos del país, a través de proyectos económicamente rentables. El trabajo comienza con un estudio detallado del estado del arte actual de los BESS y otros sistemas de almacenamiento de energía, analizando las distintas tecnologías que existen hoy comercialmente, y comparando las ventajas y limitaciones de cada una. A continuación, se realiza una estimación de los costos de estos equipos, desglosándolos en sus componentes básicos y basándose en la experiencia práctica de proyectos llevados a cabo en otros países. Posteriormente, se propone tres tipos de proyecto distintos en los que se utilizan BESS conectados a la red, para cumplir distintas funciones que pueden generar utilidades a los diferentes actores del mercado eléctrico. El primero consiste en el uso de estos equipos por parte de clientes regulados para abastecerse de energía durante las horas de punta, reduciendo así su gasto en electricidad. El segundo se basa en que generadores de energía eólica almacenen energía en horas valle para venderla en momentos en que su precio es más alto. El tercero consiste en utilizarlos para ayudar a la regulación de frecuencia de los sistemas, en remplazo de la reserva en giro que se asigna a algunos generadores para cumplir esta función. Cada uno de estos casos se simula bajo distintos escenarios, llevando a cabo una evaluación económica completa. Los resultados muestran que el primer proyecto sólo es económicamente factible bajo ciertas condiciones específicas, siendo su rentabilidad negativa en la mayoría de los casos, por lo que, si bien es posible que en el futuro se utilicen BESS para aplicaciones como ésta, aún falta que disminuyan sus costos de manera sustancial. De la misma manera, los resultados para la segunda aplicación son negativos, por lo que se sostiene aquí que la utilización de BESS en esta forma no es practicable en el corto plazo, considerando la forma en que opera el mercado eléctrico actualmente. Por último, para el tercer caso, se concluye que el proyecto sí es altamente rentable en casi todos los escenarios, por lo cual es probable que en el futuro cercano se vea más de estos equipos en Chile aportando a la regulación de frecuencia de los sistemas.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / La integración a gran escala de fuentes de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos, afecta la seguridad, los requerimientos de reserva y la programación de unidades. Esto se debe a la incertidumbre y variabilidad de fuentes variables, como es el caso de la energía eólica y solar. Para enfrentar este problema, es necesario disponer de un respaldo suficiente y apropiado que permita abastecer la demanda y mantener la seguridad del sistema. En este contexto, una opción de respaldo son los sistemas de almacenamiento de energía, en particular aquellos denominados BESS (Battery Energy Storage Systems). El objetivo del presente trabajo de investigación es evaluar el desempeño de los BESS en el problema de predespacho de unidades de un sistema eléctrico con alto nivel de penetración de energía renovable. Primeramente, se identifican diversas metodologías de predespacho que incluyen sistemas de almacenamiento de energía, de las cuales se establece un modelo matemático general que permite caracterizar los sistemas de almacenamiento. Se estudia el funcionamiento y las características de operación de los distintos tipos de tecnologías de acumuladores con el fin de determinar las características más relevantes que influyen en la programación de operación. Los aspectos analizados son: autodescarga, profundidad de descarga, tasa de carga, tasa de descarga y algunos requerimientos como la carga completa. El modelo desarrollado se valida mediante la aplicación del problema de predespacho a una microrred y a un sistema eléctrico de potencia. Ambos sistemas incorporan fuentes de ERNC y un BESS. Con el objetivo de establecer la tecnología de acumulador adecuada en el cumplimiento de la función de manejo energético del BESS en el problema de predespacho se evalúan las tecnologías más representativas, las cuales son: ion litio, vanadio flujo redox, plomo ácido, sulfuro de sodio y níquel cadmio. Los resultados obtenidos indican que los costos de operación del sistema dependen de la tecnología de acumulador utilizada, la magnitud de las características de estas tecnologías y los requerimientos considerados. Se muestra además que las tecnologías más aptas para el manejo de la variabilidad propia de las ERNC, son los acumuladores de ion litio, sulfuro de sodio y flujo redox; las cuales generan menos costos respetando los parámetros de diseño. La formulación del problema de predespacho con integración de BESS que se propone en esta tesis permite obtener resultados cercanos a los de la operación real de los sistemas analizados. Además, mejora la utilización de los BESS durante la programación de unidades. Asimismo, el modelo permite determinar las magnitudes de las características de los sistemas de almacenamiento, con las cuales se puede obtener una respuesta más rápida y mayor capacidad de almacenamiento. Como trabajos futuros, se sugiere considerar variables como el estado de salud y los parámetros que influyen en la disminución de la vida útil del acumulador. Esto permitiría considerar aspectos de inversión y la selección de las características del BESS.

Microgrids are local power systems of different sizes located inside the distribution systems. Each microgrid contains a group of interconnected loads and distributed energy resources that acts as a single controllable entity with respect to the grid. Their islanding operation capabilities during emergencies improve the resiliency and reliability of the electric energy supply. Due to its low kinetic energy storage capacity, maintaining microgrid stability is challenging under system contingencies and unpredictable power generation from renewable resources. This dissertation highlights the potential benefits of flexibly utilizing the battery energy storage systems to enhance the stability of microgrids. The main contribution of this research consists in the development of a storage converter controller with an additional stability margin that enables it to improve microgrid frequency and voltage regulation as well as its induction motor post-fault speed recovery. This new autonomous control technique is implemented by adaptively setting the converter controller parameters based on its estimated phase-locked loop frequency deviation and terminal voltage magnitude measurement. This work also assists in the microgrid design process by determining the normalized minimum storage converter sizing under a wide range of microgrid motor inertia, loading and fault clearing time with both symmetrical and asymmetrical fault types. This study evaluates the expandability of the proposed control methodologies under an unbalanced meshed microgrid with fault-induced feeder switching and multiple contingencies in addition to random power output from renewable generators. The favorable results demonstrate the robust storage converter controller performance under a dynamic changing microgrid environment.

The goal of this study was to determine the economic feasibility of battery energy storage system (BESS). Three major economic benefits derived from BESS using were studied: 1. Energy Purchase Shifting, 2. Distribution Feeder Deferral, 3. Outage Avoidance. The economic analysis was based on theoretical modeling of the BESS and distribution system. Three simulation models were developed to quantify the effects of different parameters, such as: BESS round-trip efficiency, life span, rated power, rated discharge time, marginal cost of electric energy, 24 h feeder load profile, annual load variation, feeder load growth rate and feeder length. An optimal battery charging/discharging method was presented to determine the differential cost of energy (DCE). The annual maximum DCE was calculated using stochastic probability analysis on seasonal load variation. The net present value was evaluated as the present value difference between two investments: first, the distribution feeder upgrade without BESS deferral, and second, with BESS deferral. Furthermore, the BESS’s contributions under different outage strategies were compared. It was determined that feeder length is the most significant parameter. The economics of the studied system becomes favorable when the feeder length exceeds a critical value.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el último tiempo en Chile se ha manifestado un importante crecimiento de proyectos de centrales eólicas, contando a fines del 2012 con más de 3 GW en proyectos aprobados según el Servicio de Evaluación Ambiental. Sin embargo, debido a la naturaleza variable del recurso eólico estas centrales no pueden asegurar energía por un determinado periodo de tiempo, lo cual ha dificultado el concretar contratos en el mercado. Dentro de las medidas que permiten solucionar dicho problema se encuentra la implementación de sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en conjunto con los parques eólicos de forma tal de asegurar la inyección de energía durante un cierto periodo de tiempo. El problema de dicha solución son los altos costos de estas tecnologías los cuales no permiten su aplicación en gran envergadura, haciendo del dimensionamiento de estos equipos un problema de suma importancia. En el contexto anterior, el objetivo del presente trabajo es optimizar el tamaño del sistema de almacenamiento asociado a un parque eólico en términos de energía y potencia. La optimización se realiza de forma de maximizar las utilidades del conjunto parque eólico más almacenamiento. La estrategia utilizada consiste en almacenar energía durante periodos de precios bajos en el mercado spot e inyectar dicha energía durante periodos de precios altos. El dimensionamiento óptimo se realiza para un parque eólico hipotético modelado en base a mediciones de viento en la zona de Taltal. La tecnología de almacenamiento seleccionada para las simulaciones es una batería de sodio-azufre (Na-S). La razón para utilizar esta tecnología son sus bajos costos, alta eficiencia, alta capacidad de profundidad de descarga (DoD), elevada vida útil y demostrada aplicación en proyectos de gran capacidad energética enfocados en desplazamiento de carga en parques eólicos. Como resultado se concluye que con los precios actuales de la tecnología Na-S no se logra un proyecto de almacenamiento rentable bajo el esquema de operación propuesto. Debido a este resultado, se calcularon costos (de energía y potencia) tal que un proyecto de almacenamiento Na-S fuese rentable. Los resultados de dicho cálculo muestran que los costos debiesen disminuir en promedio un 50%, e.g. 255 USD/kWh, 500 USD/kW, con respecto a los costos actuales de manera que el proyecto sea rentable. Adicionalmente el análisis de sensibilidad mostró que el parámetro más influyente en el dimensionamiento de baterías es la eficiencia del SAE. Siguiéndole en importancia se encuentran los costos marginales del mercado spot, el límite de DoD del SAE y el costo de inversión por energía.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de almacenamiento, en particular las baterías, son equipos que permiten entregar un alto grado de flexibilidad tanto en la planificación como en la operación de los SEP. La energía almacenada permite que estos dispositivos sean capaces de prestar numerosos servicios complementarios como recorte de potencia de punta, seguimiento de carga, mejoramiento de los perfiles de tensión y descongestionamiento de las redes de transmisión. Durante los últimos años se ha hecho mucha investigación respecto de estos servicios para evaluar la relevancia de incorporar los equipos BESS en los sistemas eléctricos. En efecto, estos estudios han permitido demostrar que la flexibilidad que proveen estos medios de almacenamiento no solo es beneficiosa, sino que necesaria en sistemas eléctricos con alta penetración de ERNC, para hacer frente por ejemplo a la variabilidad e incertidumbre de recursos como la velocidad del viento y la radiación solar. Sin embargo, muy poca investigación se ha hecho entorno a la contribución que pueden prestar las baterías a la estabilidad de los SEP. La mayor parte de estos análisis se han concentrado principalmente en el dimensionamiento óptimo de potencia y energía, dejando completamente de lado el aporte que puede significar una localización estratégica de estos equipos en la estabilidad de los sistemas eléctricos. El objetivo de esta tesis es desarrollar una metodología para localizar de forma óptima equipos BESS, de forma tal de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico. Esto último es un aspecto a la fecha no evaluado en la literatura, y representa un beneficio de bajo costo (elementos necesarios para la conexión de baterías en subestaciones) que en la actualidad no se está aprovechando. La hipótesis consiste en que la localización tiene un impacto directo en como las baterías mejoran la estabilidad. De ser así, la apuesta está en que es posible encontrar un conjunto acotado de buenas soluciones de localización que pueden tener una contribución determinante desde la perspectiva de estabilidad de los SEP. Los resultados obtenidos confirman la hipótesis. Mediante una optimización en base a algoritmos genéticos, y considerando indicadores de estabilidad de voltaje, se determinan dos localizaciones de equipos BESS en un sistema de prueba con altos niveles de penetración de generación renovable. Ambas localizaciones obtenidas con el algoritmo permiten mantener la estabilidad del sistema para tres fallas críticas, las cuales en un escenario sin BESS generan inestabilidad en el SEP. Adicionalmente se demuestra que una localización arbitraria, concentrando todas las baterías en la barra menos robusta del sistema, tiene un peor desempeño que el caso sin baterías. Esto permite concluir que una buena localización de los equipos BESS permite mejorar la estabilidad del SEP, lo cual no se ha considerado a la fecha. De esta forma, se define una metodología y un algoritmo para abordar el problema de optimización, para definir una buena localización de los sistemas de baterías.

Sala-Heby Energi Elnät is a supplier of electrical power for the communities of Sala, Heby, Morgongåva and Björnarbo in Uppland, Sweden. The electrical power grid in this area is currently facing several challenges. Bottlenecks and power shortages are some of them. As an expansion of the Swedish power grid lies many years in the future, there is a need for other solutions to these problems. Because of this, Sala-Heby Energi Elnät is looking at the prospect of installing an energy storage system in the small community of Björnarbo. This report investigates a number of the most commonly used energy storage options available today and concludes that the most suitable choice for Sala-Heby Energi Elnät would be lithium-ion batteries implemented in a battery energy storage system, a BESS. This report also focuses on how a BESS can reduce power peaks by using a method called peak shaving. The financial implications of implementing a BESS of this kind for this purpose are taken into account as well. The study shows that by utilising a BESS with an energy capacity of 500kWh, the power peaks can be reduced by peak shaving. This not only provides a solution to the capacity problem in Sala-Heby Energi Elnät’s power grid, but a BESS could also allow for them to reduce their power subscription to Vattenfall, Sweden’s electricity provider. This would allow Sala-Heby Energi Elnät to make some financial savings. However, a BESS of this type would be very expensive. The conclusion is that a BESS could manage the energy consumption by using peak shaving but will only be financially profitable in the long run for Sala-Heby Energi Elnät.

Postural stability assessment tools are one of the many ways concussions can be assessed and return to play decisions can be made; two of which are the Balance Error Scoring System (BESS) and force plate technology. OBJECTIVE: Validate the modified BESS used by Utah State University by comparing it to equivalent tests on the NeuroCom Balance Manager System. METHODS: 114 current or previous Utah State football players ranging in age from 18-24. Each athlete conducted a baseline BESS test during their pre-participation physical and NeuroCom testing was conducted during the summer of 2011. NeuroCom testing included a modified Clinical Test of Sensory Interaction on Balance (mCTSIB) both on a firm and foam surface, a single leg stance test with eyes open and closed on both a firm and foam surface, and a tandem walk test where end sway was recorded. BESS testing was done depending on when the athlete arrived at Utah State. Correlations were reported for athletes that arrived for the current year and also for the athletes that arrived for any year prior to that. A Welch's T-Test was conducted to analyze any differences between the two groups. The tandem stance on the foam condition for the BESS had a statistically significant difference, so that variable was excluded and the adjusted correlations were then reported. There were eight correlation conditions that were determined by the individuals who could and could not complete the entire time on the single leg stance with eyes closed on a firm as well as a foam surface. RESULTS: The only variable associated with the NeuroCom Balance Manager that had consistent correlations with the composite BESS score was the CTSIB foam condition; with a 0.28 correlation with individuals regardless of single leg stance with eyes closed, 0.39 with individuals who completed the whole time on the firm without consideration for the foam, 0.27 with individuals who did not complete the whole time on the foam without consideration for the firm and 0.39 with individuals who could complete the whole time on the firm but not on the foam. CONCLUSION: There appears to be some correlation with CTSIB foam conditions and the composite BESS.