Maestría en Ingeniería - Eléctrica

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Control transactivo distribuido en sistemas de distribución con microrredes considerando incertidumbre en la generación
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Tello Bautista, Nelson Enrique; Mojica Nava, Eduardo Alirio
La creciente penetración de recursos energéticos renovables en redes de distribución ha introducido niveles significativos de incertidumbre operativa. Este fenómeno ha evidenciado las limitaciones de los esquemas tradicionales de despacho económico y control transaccional distribuido, los cuales suelen asumir conocimiento perfecto de la disponibilidad de generación. En este contexto, este trabajo aborda el problema de operación de microrredes interconectadas incorporando explícitamente la incertidumbre asociada a la generación renovable dentro del proceso de toma de decisiones. Este trabajo propone integrar un enfoque de optimización robusta distribucional basado en momentos dentro de un esquema de control transaccional distribuido. La incertidumbre se representa mediante un conjunto de ambigüedad definido a partir de información parcial de primer y segundo orden, evitando la necesidad de asumir una distribución probabilística específica. En este sentido, Las restricciones probabilísticas asociadas con la disponibilidad renovable se reformulan como restricciones deterministas convexas. Esta reformulación preserva la tractabilidad computacional del problema y mantiene la interpretación económica de las señales de precio como variables duales. Los estudios numéricos realizados sobre un sistema de prueba representativo muestran que el enfoque determinista utiliza completamente el valor esperado de la generación renovable. Como consecuencia, las soluciones obtenidas presentan alta vulnerabilidad ante escenarios inciertos. En contraste, el enfoque robusto distribucional introduce márgenes explícitos de seguridad que reducen la dependencia del sistema respecto al recurso incierto. Aunque esta estrategia incrementa el costo operativo, mejora la robustez y la factibilidad del despacho. El incremento de costo puede interpretarse como una prima asociada al manejo del riesgo operacional. Estos resultados muestran que la optimización robusta distribucional permite establecer un compromiso ajustable entre eficiencia económica y confiabilidad operativa en sistemas de distribución con alta penetración renovable. (Texto tomado de la fuente)
Análisis de impacto del cambio en el esquema del cargo por confiabilidad en Colombia : implicaciones de pasar de asignaciones anuales con cumplimiento diario a un esquema de cumplimiento horario
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Mejía Madrid, María Camila; Corredor Avella, Germán Ramón
Esta investigación analiza el impacto técnico, regulatorio y económico de la transición del esquema de cumplimiento diario al cumplimiento horario en el mecanismo del Cargo por Confiabilidad en Colombia. El problema central radica en que el diseño actual, fundamentado en la Resolución CREG 071 de 2006, permite que tecnologías intermitentes como la solar fotovoltaica compensen su ausencia de generación nocturna con excedentes producidos al mediodía, cumpliendo así una obligación diaria que no garantiza energía física en las horas de mayor estrés sistémico. Mediante un enfoque metodológico mixto, se realizó un análisis documental de marcos internacionales y una simulación determinística al año 2030 utilizando el concepto de "plantas espejo" para proyectar el comportamiento del parque generador futuro. Los resultados demuestran que la implementación de la Obligación Horaria de Energía Firme revela un déficit de cobertura real superior a 1 GW en la punta nocturna, evidenciando que la firmeza del sistema se ha tornado intermitente. Se concluye que aplicar un cumplimiento horario sobre asignaciones anuales vigentes penaliza asimétricamente a las energías renovables y eleva el riesgo financiero de los proyectos. Por tanto, se recomienda evolucionar hacia subastas por bloques horarios que incentiven el almacenamiento de energía y valorar la flexibilidad operativa para asegurar la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional ante la transición energética. (Texto tomado de la fuente)
Revisión de modelos de simulación en ATP/EMTP para el análisis de sobretensiones en una subestación de 500kV en tecnología AIS
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Artunduaga Ibata, Angélica María; Román Campos, Francisco Jose
El presente documento desarrolla un análisis de diferentes modelos de equipos eléctricos comúnmente utilizados en subestaciones de exta-alta tensión. El propósito central es evaluar la sensibilidad de la estimación de las sobretensiones en una subestación de 500 kV con tecnología AIS, considerando distintos modelos de simulación implementados en el software ATP/EMTP. Como parte del análisis, se efectúa una revisión del estado del arte con el fin de seleccionar los modelos de aisladores, descargadores de sobretensión y torres de transmisión más recomendados, de acuerdo con normas técnicas y antecedentes investigativos. Posteriormente, se compara el comportamiento de cada modelo seleccionado mediante simulaciones bajo diversas condiciones de sobretensión en ATP, con el propósito de identificar el modelo más adecuado para su aplicación. Finalmente, los modelos elegidos se integran para conformar una subestación típica de 500 kV, la cual servirá como módulo de prueba para el análisis de sobretensiones. (Texto tomado de la fuente)
Desarrollo de una metodología de coordinación de aislamiento en líneas de transmisión, usando descargadores de sobretensión
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Gutiérrez Casas, David Alberto; Navarro Sánchez, Henry; Román, Francisco
En este trabajo de grado se presenta una metodología de coordinación de aislamiento aplicada a líneas de transmisión, la cual considera el efecto de los descargadores de sobretensión instalados a lo largo de la línea, con el objetivo de reducir el número de salidas ocasionadas por fenómenos de origen atmosférico. Para ello, a partir de la información de diseño de una línea de transmisión real, se desarrolló un modelo detallado en el software ATP/EMTP, incorporando los modelos eléctricos recomendados en la literatura para el análisis de transitorios electromagnéticos de origen atmosférico. Una vez implementado el modelo de simulación, se aplicó una metodología de carácter estocástico basada en la ejecución de múltiples simulaciones, en las cuales se variaron parámetros clave del sistema en cada simulación. Esto permitió estimar el número de salidas de la línea antes y después de la implementación de descargadores de sobretensión en diferentes sitios a lo largo de la línea. Finalmente, se analizaron los resultados obtenidos con el fin de evaluar el impacto del uso de descargadores de sobretensión sobre la confiabilidad de la línea frente a descargas eléctricas atmosféricas. (Texto tomado de la fuente)
Metodología para el mejoramiento de la observabilidad de mediciones en Sistemas de Distribución mediante la ubicación óptima de medidores μPMU y estimación de datos faltantes
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Fajardo Rodriguez, Manuel Fernando; Rivera Rodriguez, Sergio Raul; Electrical Machines & Drives, Em&D
La integración de recursos energéticos distribuidos (DER) en redes de distribución eléctrica agrava las limitaciones de observabilidad de estos sistemas. Aunque las micro-unidades de medición fasorial (μPMU) ofrecen una observabilidad superior de la red gracias a su resolución sub-segundo, sus costos impiden el despliegue masivo, lo que exige estrategias que combinen tecnología sincrofasorial con infraestructura de medición convencional. Esta investigación desarrolló una metodología para mejorar la observabilidad en sistemas de distribución activos. El enfoque comprende la evaluación comparativa de algoritmos de ubicación óptima de μPMU y la formulación de un modelo de ubicación conjunta (Joint Placement) con medidores AMI y cobertura SCADA existente. Se contrastaron siete enfoques de optimización de la literatura (exactos, heurísticos y metaheurísticos) sobre un conjunto de pruebas diverso, compuesto por cuatro sistemas estándar IEEE (13 a 240 nodos) y cuatro redes sintéticas (de topología enmallada, estrella y radial). El modelo de ubicación conjunta integra μPMU, AMI y SCADA bajo restricciones de canales de comunicación y generación distribuida, y fue evaluado mediante 560 experimentos con validación estadística ANOVA. Las soluciones se validaron mediante estimación de estado en distribución (DSSE) bajo escenarios de pérdida de datos, degradación de precisión instrumental y contingencia N-1. Los métodos exactos alcanzaron el óptimo global en todos los sistemas; el algoritmo voraz igualó estas soluciones tres órdenes de magnitud más rápido. La ubicación conjunta redujo el costo de capital un 87,9 % respecto a la solución exclusiva con μPMU, y la integración de SCADA preexistente amplió el ahorro un 81,1 % adicional. La validación ANOVA (p < 0,0001) identificó tres grupos estadísticos de desempeño. El análisis de robustez reveló que configuraciones mixtas con un 30--40 % de μPMU mantienen la convergencia del estimador ante pérdidas de datos del 30 %. Además, la migración a instrumentos de alta fidelidad reduce el error de estimación entre un 50 % y un 82 %. Los resultados demuestran que las configuraciones híbridas μPMU--AMI ofrecen el mejor compromiso entre inversión y resiliencia operativa, hallazgo transferible a la planificación de redes de distribución con alta penetración de DER. (Texto tomado de la fuente)
Estudio de viabilidad para el uso del gas natural licuado como sistema de almacenamiento de energía eléctrica en el contexto colombiano
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Santana Acero, Daniel Enrique; Rivera Rodríguez, Sergio Raúl; Santana Acero, Daniel Enrique [0001839632]; Rivera Rodríguez, Sergio Raúl [0001024965]; Santana Acero, Daniel Enrique [0009000400446536]; Rivera Rodríguez, Sergio Raúl [0000000229951147]; Santana Acero, Daniel Enrique [Daniel-Santana-12]; Grupo de Investigación en Inteligencia Computacional
El Gas Natural Licuado (GNL) ha cobrado un papel creciente en la transición energética global, tanto como combustible de respaldo como alternativa para incrementar la flexibilidad operativa en sistemas eléctricos dominados por fuentes renovables variables. En Colombia, donde la matriz eléctrica depende en gran medida de la hidrología y es vulnerable a fenómenos como El Niño, resulta cada vez más relevante evaluar tecnologías de almacenamiento energético que permitan asegurar la confiabilidad, reducir costos marginales y mejorar la resiliencia del sistema. Este trabajo presenta un estudio de viabilidad técnica, económica y ambiental del uso del GNL como sistema de almacenamiento energético en el contexto colombiano. Se desarrolla una caracterización exhaustiva de los parámetros técnico-financieros del GNL, se analizan sus limitaciones operativas, se construye un modelo de optimización multicriterio y se evalúa su interacción con la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Adicionalmente, se presenta un análisis comparativo frente a alternativas de almacenamiento como el Pumped Hydro Storage (PHS), destacando su papel complementario, en particular como almacenamiento estacional. Los resultados muestran que el GNL puede actuar como un mecanismo eficaz para afrontar periodos de hidrología crítica, reducir la exposición de los agentes a precios de escasez, fortalecer la oferta firme y aumentar la seguridad energética. Desde el punto de vista económico, su competitividad depende de los precios internacionales del gas, de la infraestructura disponible y de la eficiencia de conversión. En el ámbito ambiental, el GNL presenta ventajas frente al diésel y al carbón, siempre que existan controles adecuados de fugas de metano. Este estudio concluye que el GNL representa una alternativa viable como sistema de almacenamiento energético en Colombia, con un papel estratégico en la gestión del riesgo hidrológico y en la transición energética. (Texto tomado de la fuente)
Predicción de demanda para la flexibilidad energética
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Osorio Lázaro, Jesús Alexander; Rosero Garcia, Javier Alveiro; Osorio Lázaro, Jesús Alexander [0009000250516593]; Rosero Garcia, Javier Alveiro [0000000326904772]; Electrical Machines and Drives (EMD)
El crecimiento sostenido de la demanda energética y la penetración de fuentes renovables intermitentes plantean nuevos desafíos para la estabilidad de los sistemas eléctricos. Este trabajo aborda la predicción de demanda orientada a la flexibilidad energética, utilizando datos horarios provenientes de infraestructuras de medición avanzada (AMI) durante un periodo de cuatro años. El estudio comienza con la selección de métricas estadísticas de variabilidad y dispersión, como la entropía de Shannon y el coeficiente de variación (CV), que se complementaron con visualizaciones tridimensionales e indicadores de similitud para explorar patrones de consumo. Posteriormente, se realizó un proceso de depuración y organización de los registros horarios, consolidando series continuas y agrupando usuarios en trayectorias representativas. Sobre estas trayectorias se aplicó una descomposición matricial no negativa (NMF), que permitió extraer perfiles latentes de consumo energético. La estabilidad de dichos perfiles se verificó mediante la similitud del coseno, lo que justificó su análisis temático y su uso como base para la segmentación. A partir de estas representaciones se implementaron algoritmos de agrupamiento, con el fin de diferenciar funciones energéticas y caracterizar su comportamiento operativo. El análisis incluyó la construcción de curvas promedio de consumo por hora y día de la semana, así como la simulación de escenarios de redistribución de carga bajo tarifas representativas. De manera complementaria, se evaluó el efecto de la flexibilidad sobre indicadores de confiabilidad del sistema eléctrico, integrando criterios técnicos y económicos en la caracterización. Finalmente, se desarrollaron modelos de predicción de demanda basados en series de tiempo. Se implementaron modelos ARIMA y ARX sobre trayectorias energéticas previamente consolidadas, aplicando procedimientos de búsqueda de parámetros, normalización y validación mediante esquemas de pronóstico continuo. La metodología incluyó la aplicación práctica de los modelos a usuarios individuales, con el fin de evaluar su capacidad de personalización y escalabilidad institucional. (Texto tomado de la fuente)
Función de costos de incertidumbre para una celda de combustible alimentada por hidrógeno que proviene de la generación de energía renovable híbrida solar y eólica
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Rincón Aguilar, Juan Camilo; Raúl Rivera, Sergio
En este trabajo se presenta y valida una metodología para determinar la función de costos de incertidumbre (UCF) en un sistema de hidrógeno verde con generación híbrida solar-eólica y celdas de combustible, que comprende las siguientes etapas: en primer lugar, se calcula analíticamente las UCF para las tecnologías solar fotovoltaica y eólica modelando la irradiancia y velocidad de viento por medio de distribuciones Lognormal y Rayleigh; en segundo lugar, se aplica el método de igualación de momentos para obtener la UCF del electrolizador. En tercer lugar, mediante simulaciones de Monte Carlo con un número de 10^5 iteraciones, se demuestra la robustez del modelo analítico alcanzando una alta precisión con errores relativos inferiores al 0,04% en las fuentes renovables y cercanos al 1,8% en la producción de hidrógeno. Finalmente, se integra este modelo en un esquema de optimización multiobjetivo usando el Algoritmo Genético de Clasificación No Dominada (NSGA-II) para una comunidad residencial urbana. Los resultados presentan un frente de Pareto que permite minimizar el costo de ciclo de vida, la interacción con la red y la incertidumbre operativa facilitando la toma de decisiones de diseño y escalabilidad. (Texto tomado de la fuente)
Método de optimización de regulación de frecuencia por sistemas de almacenamiento de energía ESS en una red de distribución con energías renovables
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Castañeda Vega, Johan José; Rosero García, Javier Alveiro; Electrical Machines & Drives, Em&D
En redes de distribución con alta penetración fotovoltaica, los desbalances rápidos de potencia y la menor inercia efectiva provocan nadir profundos y activación de UFLS; entre las soluciones más efectivas para solventar estos problemas de frecuencia están los sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), capaces de inyectar y absorber potencia activa en milisegundos y sostener la frecuencia dentro de bandas normativas. Este trabajo formula y valida una metodología de simulación–optimización para dimensionar y ubicar un BESS con control P–f (droop, deadband y constante de tiempo Tr) orientada a sostener el nadir conforme a PRC-006-2 e IEEE 1547-2018, minimizando simultáneamente el costo anualizado. Se hacen simulaciones RMS en tres circuitos de distribución representativos en Tocancipá, Nemocón y Susa en DIgSILENT PowerFactory 2021, integrando perfiles horarios de demanda y eventos fotovoltaicos de un segundo con reducciones del 50% para emular condiciones adversas de irradiancia. La intervención consiste en insertar un BESS parametrizado por potencia y ubicación, y sintonizar droop, deadband y Tr; la selección de configuraciones se realiza mediante una optimización multiobjetivo (NSGA-II) que construye el frente costo–nadir bajo un filtro operativo que exige nadir ≥ 59,3 Hz. Las mediciones incluyen nadir de frecuencia, activación de UFLS, cumplimiento de la banda continua 58,8–61,2 Hz e indicador de costo anual equivalente (CAE). Los resultados sin BESS muestran nadir de 57,6–58,3 Hz en escenarios medios y < 56,5 Hz en severos, anticipando UFLS y desconexión de DER. Con el BESS optimizado, los tres circuitos sostienen nadir ≥ 59,3 Hz y evitan UFLS. La metodología es reproducible y transferible, habilitando decisiones costo-efectivas que fortalecen la resiliencia ante variabilidad fotovoltaica. (Texto tomado de la fuente)
Metodología para el diseño de iluminación en alumbrado público aplicando BIM y realidad virtual
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Varon Peña, Diego; Vargas Chavarro, Angélica
Este trabajo tiene como objetivo proponer y evaluar una metodología basada en Building Information Modeling (BIM) aplicada a proyectos de alumbrado público, con énfasis en la optimización de la etapa de diseño mediante la automatización e integración de herramientas digitales. El estudio se desarrolla bajo un enfoque metodológico aplicado, apoyado en un flujo de trabajo que integra entornos GIS, BIM y realidad virtual. La metodología propuesta estructura las etapas del ciclo de vida del proyecto de alumbrado público e incorpora un complemento desarrollado en QGIS para la captura georreferenciada de datos técnicos, así como rutinas automatizadas en Revit mediante Dynamo para la generación de modelos BIM paramétricos. Adicionalmente, se describe un flujo de trabajo que permite la evaluación del diseño en un entorno de realidad virtual inmersiva. Para ello, la funcionalidad de la metodología se valida mediante un caso de estudio aplicado a un proyecto de iluminación exterior en el campus de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. La evaluación se realiza a partir de métricas asociadas a la calidad del diseño, el tiempo de desarrollo y el cumplimiento del alcance, incluyendo los requisitos técnicos y normativos. Así, los resultados evidencian una reducción significativa en los tiempos de modelado, una mayor coherencia en la información del proyecto y una mejora en la capacidad de visualización y validación del diseño. Como conclusión se demuestra que la integración BIM–GIS–VR constituye una herramienta eficaz para fortalecer los procesos de diseño de alumbrado público y apoyar la toma de decisiones en ingeniería. (Texto tomado de la fuente)
Evaluación del impacto de medición de DHI y cálculo de POA para determinar el rendimiento energético en planta solar fotovoltaica a gran escala en Colombia- Estudio de caso
(Universidad Nacional de Colombia, 2026) Cepeda Alvarez, Erick Santiago; Amórtegui Gil, Francisco Javier; Ávila Naranjo, Rafael Ricardo; Cepeda Alvarez, Erick Santiago [0001703985]
La estimación de la irradiancia en el plano del arreglo (POA) a partir de mediciones de irradiancia global horizontal (GHI) requiere la aplicación de modelos de descomposición y transposición cuyo desempeño está asociado a las condiciones climáticas locales. En Colombia, la normativa vigente exige el registro de GHI para plantas fotovoltaicas de gran escala, pero no la irradiancia difusa horizontal (DHI), por lo que la descomposición mediante modelos empíricos constituye la práctica habitual. Sin embargo, el comportamiento de estos modelos bajo condiciones tropicales de alta nubosidad no ha sido evaluado sistemáticamente en el contexto nacional, lo que motiva el presente trabajo. Este estudio evalúa el impacto de diferentes combinaciones de modelos de descomposición y transposición en la estimación de POA y en la producción de energía de una planta fotovoltaica de gran escala ubicada en el municipio de Cucunubá, Cundinamarca, Colombia, con índice de claridad medio de 0.50. Para ello se diseñó e implementó un sistema de medición meteorológica con resolución minutal que permitió registrar simultáneamente GHI, DHI, DNI y POA, se aplicó un proceso de evaluación de calidad de datos adaptado a las condiciones del sitio, y se implementaron múltiples combinaciones de modelos de descomposición —ERBS, Boland, DISC y DIRINT— y de transposición —Isotrópico, Hay-Davies, Reindl, King, Perez y Perez-Driesse— comparando los resultados frente a las mediciones en sitio. Los resultados muestran que todos los métodos de descomposición evaluados presentan una tendencia sistemática a sobreestimar POA bajo condiciones de alta nubosidad, cuantificada mediante la pendiente de la relación lineal entre la desviación porcentual diaria y el índice de claridad. El uso de DHI medida reduce esta tendencia de manera consistente, con una pendiente media de −3.17 frente a valores entre −5.36 y −9.00 obtenidos con los distintos métodos de descomposición. En términos de sesgo global, la combinación DISC + Perez-Ineichen —referencia en los protocolos del CNO— presentó un BIAS% de 3.53 % con DHI modelada, mientras que Hay-Davies mostró el menor sesgo relativo entre los modelos de transposición evaluados con DHI de descomposición. La traducción de estas desviaciones al dominio energético mediante simulaciones en PVsyst con resolución de cinco minutos y un modelo previamente validado con datos reales de operación (correlación 0.997, BIAS 1.89 %) muestra que la selección de la cadena metodológica puede representar diferencias en la energía inyectada del orden del 1 % al 2 %, equivalentes para la planta analizada a entre 0.25 y 1.4 MWh por día. Estos resultados aportan evidencia técnica sobre el comportamiento de los modelos bajo condiciones tropicales colombianas y señalan que la selección de la metodología de descomposición y transposición constituye una decisión técnica con impacto cuantificable que debe considerar las características climáticas del sitio, particularmente el régimen de nubosidad. (Texto tomado de la fuente)
Modelo multiobjetivo de despacho económico, ambiental y social para sistemas de poligeneración con fuentes renovables y almacenamiento
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Chicacausa Niño, Jhonatan Alexander; Rosero Garcia, Javier Alveiro; Chicacausa Niño, Jhonatan Chicacausa [QM_lXhcAAAAJ&hl]; Chicacausa Niño, Jhonatan Chicacausa [0009000605167311]; Electrical Machines & Drives, Em&D
El paradigma clásico del despacho eléctrico, centrado exclusivamente en la minimización de costos operativos, enfrenta limitaciones frente a los objetivos multidimensionales de una transición energética justa. Este trabajo de grado propone y evalúa el marco de Despacho Económico, Ambiental y Social (EEDS): un modelo de unit commitment formulado como MILP que integra, junto al costo económico, externalidades ambientales y sociales en una señal de precio contable unificada. El simulador opera en dos capas (D-1 planificado y D en tiempo real) con resolución de 5 min y se implementa en Python bajo una arquitectura modular. La metodología se aplica a un sistema de prueba híbrido conformado por generación térmica, renovables variables (solar y eólica), PCH y almacenamiento BESS. Se ejecutan análisis de sensibilidad en dos frentes: (i) superficies Solar × Eólica para precio, energía no servida (ENS) y vertimiento, e (ii) el dimensionamiento energético del BESS. Los indicadores clave analizados incluyen precio contable, ENS, vertimiento, emisiones y costo total del sistema. Los resultados indican que: (1) la internalización de costos sociales reordena el mérito de despacho, penalizando tecnologías socialmente regresivas; (2) la morfología de la demanda es determinante para el desempeño del sistema, identificándose una región de diseño (p. ej., ∼25--26 MWp solar y ∼18 MW eólica en la semana arquetipo) donde se minimiza la ENS y se acotan los vertimientos; y (3) el BESS contribuye a la equidad y flexibilidad operativa al reducir vertimientos y limitar el uso de unidades de punta, presentando rendimientos marginales decrecientes más allá de un umbral de capacidad. En conjunto, el marco EEDS proporciona una base cuantitativa para explorar políticas de operación que equilibren eficiencia económica con consistencia ambiental y justicia social. (Texto tomado de la fuente)
Diseño comparativo de esquemas de comunicaciones para la optimización del sistema de protección en configuraciones típicas de microrredes
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-11-21) Sotomonte Santamaría, John Felipe; Gallego Vega, Luis Eduardo
Este trabajo presenta el diseño comparativo de esquemas de protección para microrredes radiales y en malla, integrando el estándar IEC 61850 y el protocolo PRP para comunicaciones redundantes. Se analizaron las funciones 87, 21 y 67 considerando parámetros de latencia, confiabilidad y selectividad. Los resultados demuestran que el esquema 87-PRP ofrece el mejor desempeño, siendo adaptable a cualquier topología, mientras que el 21-PRP es ideal para redes radiales y el 67-PRP muestra limitaciones en redes malladas. La implementación de IEC 61850 asegura interoperabilidad entre fabricantes y mejora la robustez del sistema de protección. (Texto tomado de la fuente)
Desarrollo de una arquitectura de monitoreo y supervisión para sistemas fotovoltaicos en el Archipiélago de San Andrés islas
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Gómez Pèrez, Billy Javier; Rosero Garcìa , Javier Albeiro; Baquero Rozo, Giovanny Aldemar; Gomez Perez , Billy Javier [0009000745520834]; Electrical Machines & Drives, Em&D
El crecimiento reciente en el despliegue de sistemas fotovoltaicos y la mayor escala de su producción hacen necesarios cambios contundentes en la forma de operar y administrar las redes eléctricas mitigando el impacto ambiental y garantizando un desarrollo sostenible en él tiempo de los sistemas fotovoltaicos. Se propone una arquitectura de monitoreo y supervisión que proporcionará el estado de los sistemas mostrando posibles degradaciones y fallas inminentes del sistema. Incentiva a mantener la calidad del sistema y garantiza un rendimiento óptimo del sistema durante su vida útil. La presente investigación tiene como fin estructurar una propuesta de arquitectura de un sistema capaz de brindar información sobre el funcionamiento de un sistema fotovoltaico. La herramienta también permite la identificación y monitorización de diversos parámetros para la depuración de errores en los equipos por medio de parámetros ambientales proporcionados por las estaciones metrológicas del sistema, información de estado e información eléctrica en base a la norma IEC 61724-1; cuantificando y proporcionando una revisión de las pautas y estándares para monitorear el desempeño y la degradación de los sistemas fotovoltaicos en la práctica, la interacción con los usuarios por medio de P2P y el monitoreo de la transacción de la energía. (Texto tomado de la fuente)
Efectos de la implementación de una metodología de gestión de proyectos en la habilidad de los estudiantes para gestionar el tiempo
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Casas López, Laura Yulieth; Ramírez Echeverry, Jhon Jairo; Ramírez-Echeverry, Jhon Jairo [hMx-eqIAAAAJ]; Casas López, Laura Yulieth [0009-0002-3486-3819]; Ramírez-Echeverry, Jhon Jairo [0000-0002-6499-1785]; Plas Programming languages And Systems
En los procesos educativos de los ingenieros, la gestión del tiempo se reconoce como una competencia transversal esencial tanto para el desempeño académico como para el ejercicio profesional. Sin embargo, en los programas universitarios su desarrollo suele abordarse de manera implícita y mediante estrategias poco sistemáticas. El presente estudio analizó el efecto de la incorporación de la metodología ágil Scrum como estrategia de gestión de proyectos en una asignatura del programa de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Colombia, cuya estructura didáctica se fundamenta en el Aprendizaje Basado en Proyectos (PBL), con el propósito de facilitar a los estudiantes el fortalecimiento de su competencia de gestión del tiempo. La intervención se desarrolló en cinco fases: (1) la caracterización inicial de la habilidad de los estudiantes para planear, monitorear y ejecutar el tiempo, (2) la integración formativa de Scrum con planificación por sprints, (3) el monitoreo y retroalimentación continua hacia los estudiantes por parte de los profesores, (4) la caracterización final de la habilidad de los estudiantes para administrar el tiempo y (5) el análisis de resultados. El diseño de la investigación que se adoptó en este estudio fue cuasiexperimental con grupo experimental y control, empleando un enfoque mixto con mediciones pre y post en la Time Management Behavior Scale (TMBS), observaciones participativas y análisis de percepciones estudiantiles. En los resultados cuantitativos no se hallaron diferencias estadísticamente significativas, pero el análisis cualitativo evidenció que los estudiantes valoraron la planificación estructurada del trabajo académico y la división de tareas como guía organizativa, aunque algunos la consideraron excesiva; además, destacaron la motivación que les generaba para iniciar. Asimismo, resaltaron que el control del progreso, el seguimiento derivado de la planeación y las reuniones periódicas facilitaron la visualización de avances. Por otro lado, señalaron limitaciones como la dificultad para cumplir los tiempos establecidos, la falta de experiencia para dimensionar la complejidad de las tareas, márgenes de error en la planificación y la dificultad para presentar avances en las reuniones. Adicionalmente, identificaron obstáculos personales como el desorden en la gestión del tiempo y la falta de disciplina, así como barreras contextuales relacionadas con imprevistos o fallos técnicos, carga académica externa y problemas de coordinación con los compañeros de trabajo. Finalmente, en términos generales, los participantes reportaron mejoras en la calidad y el rendimiento del trabajo, una mayor autogestión del tiempo y la intención de aplicar las prácticas aprendidas en futuros contextos académicos y profesionales, mientras que un grupo minoritario expresó percepciones negativas, como que la metodología no cumplió con lo esperado o consumía mucho tiempo. En síntesis, la integración de Scrum en un entorno de Aprendizaje Basado en Proyectos mostró potencial para fortalecer la autorregulación del tiempo y el trabajo colaborativo en ingeniería. Futuras investigaciones podrían ampliar su aplicación a otros cursos y niveles, evaluar su sostenibilidad a largo plazo y explorar su relación con competencias transversales como liderazgo, toma de decisiones y manejo del estrés, así como integrar herramientas tecnológicas que optimicen la planificación y el seguimiento del trabajo. (Texto tomado de la fuente).
Creación de un conjunto de indicadores de gestión que permita medir el desempeño de la gestión del alumbrado público en Colombia
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Moreno Moreno, Giraldo; Vargas Chavarro, Angelica; Grupo de Investigación en Metrología, Iluminación y Radiometría - Matisse
Este trabajo presenta una revisión de los indicadores de gestión asociados al alumbrado público en Colombia, con el propósito de analizar su pertinencia y contribuir al fortalecimiento de los procesos de evaluación y administración de este servicio esencial. Se examinan los indicadores definidos en la normativa vigente (RETILAP, RETIE, resoluciones de la CREG) y en los Estudios Técnicos de Referencia (ETR) empleados en la contratación, identificando tendencias, vacíos y oportunidades de mejora a partir de experiencias nacionales e internacionales. El análisis permitió agrupar los indicadores en tres dimensiones principales: técnica, social y ambiental, lo que posibilita una visión integral del desempeño del alumbrado público. Adicionalmente, se proponen indicadores innovadores orientados a cubrir aspectos poco desarrollados en la regulación, tales como la equidad territorial, la percepción ciudadana, la resiliencia del sistema y los impactos biológicos de la luz artificial. En la dimensión técnica, además de los indicadores tradicionales (potencia instalada, consumo energético, niveles de iluminancia y uniformidad, disponibilidad de luminarias), se incorporan métricas como el Índice de Interoperabilidad de Sistemas, el Índice de Fallas Recurrentes, el Tiempo Medio de Reparación (TMTR) y el Índice de Cobertura Rural Diferenciada, que buscan fortalecer la gestión operativa y la equidad en la prestación del servicio. En la dimensión social, se incluyen parámetros relacionados con la atención de PQRS, la percepción de seguridad y satisfacción de los usuarios, así como nuevas propuestas como el Índice de Accesibilidad Inclusiva —dirigido a garantizar condiciones de visibilidad para personas con discapacidad visual—, el Índice de Equidad Luminosa y la Cobertura en territorios priorizados por conflictividad, lo que aporta criterios de inclusión y justicia social al servicio. En la dimensión ambiental, se abordan indicadores de eficiencia energética y reducción de emisiones, pero también otros orientados a la protección del entorno nocturno, como el Índice de Supresión de Melatonina (MSI), el Índice Circadiano (Cf), la medición de contaminación lumínica en cd/m² de cielo y el porcentaje de luminarias con control adaptativo (dimming) o con reducción de luz azul. Estas métricas permiten articular la gestión del alumbrado con compromisos climáticos internacionales y políticas nacionales como el PROURE 2022–2030. El trabajo incorpora un plan de acción estructurado en siete fases (diagnóstico, diseño metodológico, capacitación, piloto, escalamiento, seguimiento y actualización). A ello se suma un plan de seguimiento y evaluación que define periodicidades y responsables institucionales, alineado con los tiempos administrativos de las entidades territoriales. En conjunto, la investigación ofrece un marco metodológico y operativo para consolidar un sistema nacional de indicadores de alumbrado público, capaz de mejorar la eficiencia energética, la sostenibilidad ambiental y la satisfacción ciudadana, y de aportar insumos para la planificación territorial, la modernización tecnológica y la rendición de cuentas. La propuesta se proyecta, además, como una herramienta estratégica para integrar futuros ajustes regulatorios en el RETILAP, la CREG y los POT municipales, contribuyendo al desarrollo de ciudades más seguras, inteligentes y sostenibles (Texto tomado de la fuente).
Estudio del comportamiento de un sistema híbrido de almacenamiento para mitigación de hundimientos de tensión en red de media tensión
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Ochoa Fonseca, Cindy Juliana; Cortés Guerrero, Camilo Andrés
En este trabajo se presenta el estudio de un sistema de almacenamiento de energía conectado en serie mediante un Dynamic Voltage Restorer (DVR) en una red de distribución, con el fin de mitigar hundimientos de tensión. El proyecto se desarrolló en tres etapas principales: primero, el modelado detallado de la red de distribución (subestación AT/MT, transformadores de potencia y circuitos primarios) y de diferentes configuraciones de sistemas de almacenamiento basados en baterías, supercapacitores y esquemas híbridos; segundo, la evaluación técnica de la efectividad de dichos sistemas frente a eventos de tensión sag, considerando la energía requerida y la respuesta dinámica de cada tecnología; y tercero, el análisis económico que incluyó la estimación de la inversión inicial, los costos de operación y la determinación del número de ciclos equivalentes a partir de un modelo lineal de degradación. Los resultados obtenidos mostraron que el sistema compuesto únicamente por supercapacitores es el más competitivo, debido a su rápida respuesta, su bajo nivel de degradación frente a ciclos de carga y descarga, y a que no requiere sobredimensionamiento, lo cual lo hace aproximadamente siete veces más económico que las configuraciones que incluyen baterías. Estos últimos sistemas, aunque menos eficientes en términos de costo–beneficio para la mitigación exclusiva de hundimientos de tensión, presentan potencial de aplicación en escenarios complementarios como la compensación de fluctuaciones de tensión asociadas a la integración de energías renovables o la reducción de distorsión armónica en redes de media tensión. En conclusión, este estudio demuestra que la selección adecuada de la tecnología de almacenamiento depende no solo de la severidad y frecuencia de los eventos a mitigar, sino también de la proyección de costos y vida útil del sistema. Los resultados obtenidos permiten establecer criterios técnicos y económicos que facilitan la toma de decisiones en la implementación de sistemas de almacenamiento para la mitigación de hundimientos de tensión, contribuyendo a una mayor confiabilidad y eficiencia en la operación de la red eléctrica (Texto tomado de la fuente).
Desarrollo de una metodología para estimación de la demanda del sistema de distribución usando AMI
(Universidad Nacional de Colombia, 2024) Bello Rebolledo, Luis Eduardo; Rosero Garcia, Javier Alveiro; Electrical Machines & Drives, Em&D
La planeación de la expansión de la infraestructura eléctrica para atender las necesidades de crecimiento del consumo de electricidad se basa en la habilidad de los planeadores de predecir la demanda futura de los usuarios basados en la recolección de información del comportamiento de la demanda pasada y de la actual. Con la información recolectada se han desarrollado métodos para obtener una aproximación de la demanda futura para facilitar los procesos empresariales en los temas de inversión y sostenibilidad de los negocios. Gracias al desarrollo de medidores de energía capaces de leer, almacenar y entregar la información de la demanda consumida por un usuario, es posible recolectar información confiable y veraz de cada uno de los usuarios conectados a la red de distribución. Por otro lado, el desarrollo de técnicas basadas en inteligencia artificial (IA) permiten no solo el manejo y procesamiento de grandes volúmenes de datos, sino que permiten desarrollar algoritmos de aprendizaje de los datos históricos para determinar un comportamiento futuro de la demanda. Se tuvo acceso a datos provenientes de medidores inteligentes de una empresa prestadora del servicio de energía eléctrica y se utilizaron dos algoritmos basados en series de tiempo para realizar caracterización de la demanda de los usuario y pronósticos de demanda de corto plazo. (Texto tomado de la fuente).
Gestión de la confiabilidad por medio del indicador de Energía no Suministrada en el sistema IEEE 39 nodos para un escenario de tiempo de mediano plazo, usando el método de Monte Carlo y considerando el impacto de la generación distribuida
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-06-02) Herrera Giraldo, Luisa Fernanda; Rivera Rodríguez, Sergio Raúl
En el presente estudio, se lleva a cabo un análisis del indicador de confiabilidad de Energía No Suministrada (ENS) utilizando el método de Monte Carlo, una herramienta poderosa de inteligencia computacional, para evaluar el comportamiento del sistema a lo largo de un horizonte temporal de diez años. Este enfoque permite modelar la incertidumbre y la variabilidad inherente al sistema eléctrico, proporcionando resultados precisos y robustos. El análisis se desarrolla sobre el sistema de prueba New England IEEE 39 nodos, incorporando la modelación estocástica de los tiempos de falla y reparación de los activos, lo que permite capturar la variabilidad inherente a la operación del sistema eléctrico. Como parte del estudio, se diseña una metodología específica para la evaluación de ENS, optimizando la simulación de eventos aleatorios y verificando el impacto en la confiabilidad del sistema. Adicionalmente, se integra el método de Bootstrap con el propósito de mejorar la eficiencia computacional, reduciendo la carga de procesamiento. Este enfoque permite obtener estimaciones de la ENS mediante la generación de una muestra representativa más reducida, agilizando la obtención de los resultados y las conclusiones del estudio. (Texto tomado de la fuente).
Propuesta para la modificación del cálculo del Cargo de Respaldo
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-06-02) Rodriguez Cruz, Jeison Alexander; Navarro Sanchez, Henry; Rivera Rodríguez, Sergio Raúl
En Colombia, los autogeneradores con una potencia superior a 100 kW deben asumir un Cargo de Respaldo basado en la Resolución CREG 015 de 2018, lo que ha generado desafíos en su integración al sistema eléctrico. Este estudio propone una metodología alternativa para el cálculo del Cargo de Respaldo, basada en análisis propios, modelos internacionales y simulaciones en el sistema IEEE de 39 nodos. Se analizaron cuatro escenarios: (i) sin autogeneración ni Cargo de Respaldo, (ii) con autogeneración sin Cargo de Respaldo, (iii) con autogeneración bajo la metodología actual y (iv) con autogeneración aplicando la metodología propuesta. Los resultados muestran que el esquema vigente genera costos elevados que afectan la viabilidad de la autogeneración. En contraste, la metodología propuesta optimiza la asignación de costos al considerar la potencia contratada y el uso real de la red, reduciendo el impacto financiero sobre los autogeneradores sin comprometer el recaudo de la infraestructura de distribución. Se concluye que un esquema tarifario diferenciado puede fomentar la integración de autogeneración y mejorar la sostenibilidad del sistema eléctrico. (Texto tomado de la fuente).

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