Maestría en Ingeniería - Ingeniería Eléctrica

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Diseño del sistema de control de potencia eléctrica para un generador de celdas de combustible poliméricas AEMFC con hidrógeno, para la alimentación de un motor de 0.75KW DC
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-09-04) Benavides Alvarez, Mario Alejandro; Correa Gutiérrez, Rosa Elvira; Benavides Alvarez, Mario Alejandro [0009-0008-5435-1478]; Correa Gutiérrez, Rosa Elvira [0000-0003-2128-384X]
Esta tesis presenta el diseño de un sistema de control de potencia para un generador de celdas de combustible de membrana de intercambio aniónico (AEMFC) alimentado con hidrógeno, destinado a energizar un motor de corriente continua de 0.75 kW. El proyecto surge de la necesidad de mitigar la contaminación del aire en Medellín, Colombia, donde el transporte es una fuente principal de emisiones nocivas. Aunque los vehículos eléctricos son una alternativa, su alto costo y la topografía de la ciudad limitan su viabilidad. Las AEMFC, que utilizan catalizadores más económicos, se presentan como una opción prometedora para una movilidad más sostenible. El trabajo se inició con el desarrollo y ajuste de un modelo matemático de la AEMFC, utilizando datos del grupo de investigación GRIEQUI, para obtener curvas de polarización y potencia que definieron los rangos de operación seguros (12.46 V - 17.9 V). Posteriormente, se diseñó un convertidor Boost para elevar la salida de la celda a 48 V y satisfacer los requerimientos de potencia del motor. Se analizó el rendimiento del convertidor, incluyendo el análisis de pequeño rizado, modos de operación y eficiencia del convertidor y se seleccionaron los componentes clave, validando todo mediante simulaciones en MATLAB y PSIM. Para asegurar la estabilidad del voltaje ante variaciones en la entrada o la carga, se implementó un sistema de control en cascada con controladores PID y PI. Los resultados principales incluyen un modelo de AEMFC confiable, un convertidor Boost de alta eficiencia (superior al 98% en modo continuo) y un sistema de control robusto, todos validados por simulaciones y el convertidor validado experimentalmente. Esta tesis contribuye al avance de la movilidad basada en hidrógeno, proporcionando una solución específica para el control de potencia. Los próximos pasos se centrarán en la implementación y prueba del sistema con la celda de combustible, así como en la optimización del control. (Tomado de la fuente)
Análisis de correlaciones del precio de bolsa de energía eléctrica con variables del sector eléctrico y económicas
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-04-02) Ferraro Rodríguez, César Augusto; Castrillón Gutiérrez, Neby Jennyfer; Pérez Rojas, Efraín Antonio
Este estudio tiene como objetivo desarrollar un modelo predictivo basado en el modelo ARIMA para estimar el costo de la energía eléctrica en Colombia, enfocándose en el precio de bolsa nacional y su relación con variables clave como el precio de oferta de los generadores hidroeléctricos y los indicadores económicos IPC e IPP. Para ello, se utilizaron datos históricos del mercado eléctrico colombiano desde enero de 2010 hasta abril de 2024. El modelo propuesto combina técnicas avanzadas de análisis de series de tiempo para capturar patrones temporales, tendencias, estacionalidades, y modelar incertidumbres y relaciones no lineales. La metodología utilizada sigue el proceso CRISP-DM, que asegura la coherencia y rigurosidad en cada fase del análisis. Los resultados del estudio muestran que el modelo ARIMA es efectivo para predecir el costo de la energía eléctrica en condiciones normales y atípicas, como fenómenos climáticos extremos o crisis económicas. Sin embargo, se reconocen limitaciones, como la dependencia de la calidad y disponibilidad de los datos y la complejidad de modelar sistemas dinámicos y multivariados. En conclusión, este estudio contribuye al avance en la predicción de precios de energía al proponer un modelo integrado que puede tener un impacto significativo en la planificación y operación del sistema eléctrico, facilitando la toma de decisiones informadas y mejorando la estabilidad y eficiencia del sistema energético. (Tomado de la fuente)
Metodología para la estimación del deslastre de carga considerando la inercia mecánica del sistema de potencia
(Universidad Nacional de Colombia, 2024-12-22) Quintero Zuluaga, Juan Felipe; Pérez González, Ernesto; Quintero Zuluaga, Juan Felipe [0000000151526422]
En años recientes, la integración de fuentes de energía renovable basada en inversores como solar, eólica y algunos tipos especiales de baterías ha ido creciendo rápidamente en la red eléctrica. Se espera que para el año 2045 la generación renovable basada en inversores alcance un 50%. Lo que hace que este tipo de generación juegue un papel fundamental en los sistemas de potencia. Las implicaciones de la incursión de tecnologías de generación basada en inversores y su impacto sobre la respuesta en frecuencia del sistema es un campo de estudio en auge. Se han desarrollado estudios, algoritmos y dispositivos que permiten mejorar la confiabilidad de la operación, que se puede ver afectada por la variabilidad inherente de los recursos asociados. En los sistemas actuales, con un crecimiento continuo de generación renovable, un reto importante para garantizar la operación segura tiene que ver con la disminución de la inercia mecánica; la cual se ve afectada por el poco o nulo aporte que ofrecen las fuentes basadas en inversores a la respuesta de la frecuencia cuando ocurre un desbalance entre la carga y la generación. Debido a esto, la frecuencia presenta un comportamiento más variable que en los sistemas de potencia tradicionales basados en generación síncrona. Igualmente, al ser la frecuencia más variable en sistemas con alta incorporación de energía renovable, ocasiona que la estimación del valor de potencia a deslastrar no sea directamente proporcional al cambio en la frecuencia. Por consiguiente, los esquemas convencionales que calculan el deslastre de carga, que en su mayoría son esquemas con cálculo proporcional a la variación de frecuencia, pueden presentar una actuación no adecuada, y posteriormente, ocasionar inestabilidades de frecuencia e incluso problemas de seguridad en el sistema eléctrico. Por lo tanto, en este trabajo se pretende desarrollar una metodología que permita estimar el deslastre de carga dependiendo de la inercia mecánica del sistema de potencia. El trabajo se divide de la siguiente forma. La primera parte se centra en una revisión del estado del arte de métodos para la estimación de la inercia. Se presentan algunas metodologías que permiten la estimación de la inercia en línea y de manera pos-operativa. En la segunda parte se desarrolla una metodología para la estimación del deslastre de carga, basado en una optimización entera lineal. Finalmente, se muestran los resultados de la metodología propuesta en un sistema de pruebas IEEE 30 Buses en una plataforma de simulación desarrollada desde cero en el lenguaje de programación python. (Texto tomado de la fuente)
Impacto del modelo de carga en el desempeño dinámico de la tensión de un sistema eléctrico de potencia
(Universidad Nacional de Colombia, 2024) Galindo Ramirez, Juan Daniel; Castrillón Gutiérrez, Neby Jennyfer
Esta tesis evalúa el impacto de diferentes modelos de carga en el desempeño dinámico de la tensión en sistemas eléctricos de potencia sometidos a perturbaciones, utilizando el sistema IEEE de 39 barras como caso de estudio y realizando simulaciones en el software DIgSILENT PowerFactory. Se exploran varios modelos, incluyendo el modelo WECC (Western Electricity Coordinating Council), Modelo ZIP (Impedancia constante, corriente y potencia constantes), Modelo Exponencial, Modelo Complejo y la combinación de Motor de Inducción con modelo ZIP. Los modelos de carga fueron parametrizados mediante la optimización de sus parámetros utilizando el método Nelder-Mead, comparando la respuesta dinámica de la tensión de cada modelo con la del modelo WECC. El estudio se centra en evaluar cómo la elección del modelo de carga influye en la respuesta de la tensión en los nodos de los sistemas eléctricos de potencia en condiciones de fallas. Los resultados subrayan la importancia crítica de seleccionar y parametrizar adecuadamente los modelos de carga, demostrando que cada modelo tiene la capacidad de capturar dinámicas específicas del sistema que otros no logran representar. Este análisis resalta la relevancia práctica del modelado de carga para la estabilidad de tensión, orientando hacia la implementación de modelos más precisos y efectivos en los análisis dinámicos de un sistema eléctrico de potencia. Así, se contribuye a un modelado más confiable de los SEP, asegurando una planificación más fiable de estos.
Análisis de falla, rotor a tierra en generadores sincrónicos auto excitados, empleando técnicas de diagnóstico y relación con parámetros físicos del devanado
(Universidad Nacional de Colombia, 2023) Bothia Vargas, Gilbert Leonard; Correa Gutiérrez, Rosa Elvira; Bothia Vargas, Gilbert Leonard [0009-0006-7649-8441]; Grupo de Investigación en Tecnologías Aplicadas Gita
Se analiza el fenómeno de fugas a tierra en devanado de rotor para generadores síncronos, con el fin de caracterizar la condición de falla a partir de sus parámetros físicos, principalmente resistencia de aislamiento del devanado a tierra. Se parte de una comprensión física de la falla, para ir seleccionando el modelo matemático descriptivo de la misma, reconociendo en sus planteamientos iniciales la necesidad de describir circuitos de rotor a tierra, esto es, considerando esquemas de protección de fugas a tierra, hasta incluir la realimentación propia desde el sistema regulador de tensión, posteriormente se implementan técnicas diagnósticas, tales como análisis de Fourier y transformada de Hilbert-Huang, entre otras, tomando como base los modelos de generador y su inclusión de la componente fallada, los resultados del análisis se contrastan con resultados de simulación sobre la condición con y sin fuga a tierra, finalmente se presenta una metodología de diagnóstico que integra las técnicas y modelos descritos en esta investigación. (Tomado de la fuente)
Implementación de control para generadores síncronos virtuales conectados a fuentes de generación solar fotovoltaica en sistemas eléctricos de potencia
(Universidad Nacional de Colombia, 2024-01) Aristizabal Jaramillo, Diego Alejandro; Rincón Santamaria, Alejandro; Candelo Becerra, John Edwin; Grupo de Investigación en Tecnologías Aplicadas Gita
Las fuentes de energía renovables no convencionales representan en la actualidad un importante aporte de la generación de energía eléctrica en los sistemas eléctricos de potencia a nivel mundial, el enfoque de integrar estas fuentes alternativas como unidades principales de la red puede conducir a la inestabilidad de los sistemas. Considerando la necesidad de inclusiones de fuentes de energía renovables no convencionales (FERNC) a los sistemas de transmisión, se hace necesario la implementación de dispositivos que den soportabilidad similar a la que tienen los generadores síncronos, al mismo tiempo se requiere que estos dispositivos de inyecciones de inercia virtual cuenten con un sistema de control que sea acorde a las necesidades del sistema. Para el caso descripto previamente se propone la implementación de un sistema de control para un generador síncrono virtual (VSG) implementado en un sistema de potencia mediante la herramienta DIgSILENT Power Factory, con el objetivo de que este dispositivo inyecte inercia en la red ante diferentes eventos, de tal forma que mejore y mantenga la estabilidad de frecuencia del sistema de potencia interconectado, principalmente cuando se tenga alta penetración de las FERNC. Al final del trabajo podemos evidenciar como la conservación de la inercia a través del VSG hace que el sistema tenga mejor respuesta ante eventos de aumento y disminución de carga, dando una mayor soportabilidad al sistema, al compararlo con sola la inclusión de fuentes solares sin ninguna tecnología adicional. (Tomado de la fuente)
Estimación de estados no centralizada para sistemas eléctricos de potencia con validación e integración de mediciones sincronizadas y no sincronizadas
(Universidad Nacional de Colombia, 2023) Garzón Hidalgo, Juan David; Pérez González, Ernesto; 0000-0003-1602-8780; Programa de Investigacion sobre Adquisicion y Analisis de Señales Paas-Un
En este documento se plantea la implementación de un estimador de estados lineal distribuido, con integración de mediciones sincronizadas (unidades de medición fasorial) y mediciones no sincronizadas (convencionales). Inicialmente se abordan aspectos relevantes de la validación y acondicionamiento de datos sincrofasoriales, identificando las principales causas de errores y de qué manera afectan el proceso de comunicación de la información. Luego se introduce el modelo común de información CIM, describiendo el modelo de datos de una base de datos basada en modelo CIM y el diseño de la herramienta CIMreader para el almacenamiento de parámetros de red en base de datos a partir del modelo CIM de la red. Posteriormente se definen las reglas y consideraciones para la delimitación de áreas y pseudomedidas para el planteamiento del estimador lineal distribuido. Finalmente, se presenta el desarrollo de la metodología de estimación lineal y conciliación de estimadores locales sobre un sistema de prueba IEEE 39 Nodos. Los resultados obtenidos demuestran la efectividad de la metodología en la reducción del tiempo de estimación y la integración de mediciones sincronizadas y no sincronizadas, así como la articulación con el modelo CIM de la red. (texto tomado de la fuente)
Urea y amoniaco para el transporte y uso del hidrógeno verde en Colombia
(Universidad Nacional de Colombia, 2023) Navarro Quintero, Carlos Eduardo; Espinosa Oviedo, Jairo José; Grupo de Automática de la Universidad Nacional, GAUNAL
Con la integración de las energías renovables no convencionales al proceso de electrolisis para la obtención de hidrógeno a partir del agua, los costos de producción de este potencial vector energético se han logrado disminuir, proyectando precios competitivos a un mediano plazo frente al hidrógeno “negro”, hidrógeno “gris” e hidrógeno “azul”, producidos a partir del carbón, del gas natural y de combustibles fósiles con sistemas de captura de carbono, correspondientemente, los cuales son los más utilizados en los procesos de obtención de H2 actualmente. El hidrógeno se ha visualizado como un elemento clave no solo para dar un alto a la contaminación, sino para iniciar un proceso de descarbonización, descentralización y democratización de los actuales sistemas energéticos. Esto ha llevado a que se sueñe con una sociedad sostenible basada en hidrógeno, cuyo objetivo es reducir la dependencia a los combustibles fósiles [1] y compuestos químicos contaminantes en sectores como el eléctrico, el transporte, el agrícola, entre otros. Uno de los retos que tiene el hidrógeno verde es resolver su alto costo de almacenamiento y transporte, buscando así ser más competitivo frente a los tipos de hidrógeno convencionales, los cuales son producidos en grandes cantidades directamente en el sitio de consumo. Para esto, se han evaluado diferentes alternativas como hidruros metálicos y compuestos químicos, de los cuales resalta el amoniaco como una solución prometedora. La urea, al ser un derivado del amoniaco, ser transportado de manera muy fácil y tener un amplio uso actualmente en el sector agrícola, se postula también como una solución frente a la problemática antes expuesta. Este trabajo final de maestría compara técnica y financieramente el transporte de hidrógeno puro frente al amoniaco y la urea, realizando un contexto inicial de las características fisicoquímicas de los compuestos propuestos como portadores de hidrogeno, sus usos, su mercado nacional e internacional actual y las maneras como son transportados, incluyendo costos, recomendaciones y restricciones. Además, se presentan los métodos de producción presentes en el mercado y los que aún se encuentran en investigación para la obtención de ambos compuestos, con el fin de tomar el proceso con mayor madurez tecnológica y proyectar una planta de amoniaco de 160 toneladas por día y una planta de urea de 392,82 toneladas por día en el departamento de La Guajira. Con lo anterior y apoyado de estudios previos similares, se hace una estimación financiera para encontrar el costo nivelado el amoniaco y la urea producido en Colombia, considerando una vida útil de la planta de 25 años. También se mencionan los procesos para el uso directo de los portadores de hidrógeno como materia prima de motores de combustión, turbinas de gas y celdas de combustible, junto con los métodos de reconversión para recuperar nuevamente el hidrógeno después de ser transportado al lugar de destino. Por último, recopilada toda la información, se hace el comparativo para encontrar la forma de transporte y almacenamiento de hidrógeno más adecuada, con un caso de estudio que consiste en trasladarlo desde La Guajira hasta la ciudad de Medellín. Se analizan tres opciones en destino: 1. Costo del Hidrógeno, amoniaco y urea sin sufrir ninguna transformación y antes de cualquier uso. 2. Costo del hidrógeno y sus portadores después de utilizarse como materia prima en motores de combustión y celdas de combustible. 3. Costo del hidrógeno al recuperarse del amoniaco y la urea. (texto tomado de la fuente)
Impacto de la disminución de inercia en la estabilidad de frecuencia en sistemas eléctricos de potencia
(Universidad Nacional de Colombia, 2023-09-27) Torres Acevedo, Leonardo Eulises; Candelo Becerra, John Edwin
Los sistemas eléctricos de potencia históricamente se han caracterizado por contar con generadores con masas rodantes, como lo son los generadores hidráulicos o los generadores térmicos, estos últimos tienen como fuente de energía primaria el carbón, gas natural, petróleo, entre otros. En un esfuerzo por prescindir del uso de combustibles fósiles como una estrategia para mitigar el cambio climático, a lo largo del mundo se viene presentando un aumento en la integración de generación a partir de fuentes de energía renovables no convencionales en los sistemas eléctricos de potencia, entre las fuentes de energía renovables no convencionales se encuentran la generación eólica y la generación solar fotovoltaica. Una de las principales diferencias entre la generación convencional y la generación a partir de fuentes de energía no convencionales, es que esta última no se acopla al sistema eléctrico a través de generadores sincrónicos de masas rodantes, por el contrario, lo hace a través de dispositivos de electrónica de potencia, los cuales no aportan inercia al sistema cuando se presentan desbalances entre la carga y la generación, esta condición implica retos adicionales para la planificación y operación de los sistemas eléctricos. El objetivo de este trabajo es evaluar el comportamiento dinámico de la frecuencia en un sistema eléctrico de prueba considerando diferentes niveles de inercia en el sistema, para lograrlo se simulan múltiples eventos de pérdida de generación en el software especializado en sistemas eléctricos de potencia DigSILENT Power Factory, en dichas simulaciones se evalúa la respuesta inercial de la frecuencia en el tiempo, los valores mínimos que alcanza la frecuencia, la tasa de cambio de la frecuencia en el tiempo y los valores máximos de tasa de cambio de la frecuencia, para cada uno de los diferentes escenarios de inercia planteados y en eventos de diferentes magnitudes. Finalmente, como resultado de este trabajo se presenta la importancia de incluir dentro de la planeación de la operación de cada sistema eléctrico de potencia, estudios relacionados a los requerimientos de inercia mínima de tal forma que se pueda garantizar el nivel mínimo que alcanza la frecuencia y una máxima magnitud de ROCOF ante eventos de perdida de generación que puedan poner en riesgo la estabilidad del sistema. (Texto tomado de la fuente)
Control de oscilaciones electromecánicas en sistemas de energía eléctrica mediante plantas de generación eólica
(Universidad Nacional de Colombia, 2023-09-22) Castrillón Franco, Maria Camila; Correa Gutiérrez, Rosa Elvira; Arrieta Paternina, Mario Roberto; Grupo de Investigación en Tecnologías Aplicadas Gita
Con la creciente incorporación de recursos renovables en la matriz energética, uno de los principales retos es determinar la afectación que tiene este tipo de generación, basados principalmente en conversores, en la estabilidad dinámica de los sistemas eléctricos de potencia, siendo necesario determinar los sistemas de control adicionales que se deben incorporar en esta tecnología para mantener las principales variables eléctricas dentro del rango de operación establecido. En esta investigación se presenta el diseño de un Control Linear Cuadrático Gaussiano, LQG, implementado en el lazo de control de potencia reactiva de los generadores eólicos, para amortiguar modos oscilatorios inter-área en sistemas eléctricos de potencia. Para ello, primero se obtiene el modelo lineal del sistema eléctrico de potencia, inicialmente a través de la linealización con análisis de pequeña señal y luego con el método de identificación Loewner basado en mediciones. Después de sintonizar el control, se incorpora y se analiza su comportamiento e influencia en el amortiguamiento de los modos oscilatorios, utilizando como herramienta la gráfica del lugar geométrico de las raíces. Por último, se prueba el desempeño del controlador a través de simulación transitoria sobre el modelo no lineal de dos sistemas de prueba, que presentan diferentes modos oscilatorios, donde se demuestra que el control a través de aerogeneradores permite amortiguar los modos inter-área del sistema. (Texto tomado de la fuente)
Evaluation of cloud-based real-time simulation of smart grids
(Universidad Nacional de Colombia, 2022-10-26) Noreña Monsalve, Juan Pablo; Pérez González, Ernesto; Mirz, Markus; NOREÑA MONSALVE, JUAN PABLO; ujyRPFMAAAAJ; 0000-0003-1488-0507; Juan-Norena-Monsalve; Programa de Investigacion sobre Adquisicion y Analisis de Señales Paas-Un; Grupo de Automática de la Universidad Nacional Gaunal; 57213686941
Power systems are suffering profound transformations in the transition toward modern energy systems, facing significant challenges regarding the decentralization, decarbonization, and digitalization of power grids. The literature generally presents approaches requiring optimal coordination between the power grid and Information and Communication Technologies. The research of these solutions requires realistic testing environments, which is why Digital Real-Time Simulators have gained popularity in power system laboratories. Furthermore, cloud computing has enabled a cost-efficient alternative for the sector’s digitalization. However, cloud technologies are not used for real-time constrained workloads traditionally. This thesis evaluates a proposed cloud infrastructure as a computational tool to serve digital twins modeling power systems. To this end, this thesis implements a private cloud based on Kubernetes. It sets a laboratory for cloud-native applications interacting with a cloud-based real-time simulator based on an open-source real-time simulation framework. Additionally, it presents an application model that other researchers can replicate to test with the simulation loop, their software-based solutions for the automation of power systems. The results presented in this thesis evidence the capabilities and limitations of abstracting physical compute resources to execute real-time workloads in the context of digital twins for smart grids. Although the evaluation is addressed as a soft-constrained real-time application for a testing environment, this work opens a discussion to address firm-constrained real-time applications in production-grade environments.
Metodología para la reducción de la zona de no detección en condición de isla de sistemas de distribución con alta penetración de generación distribuida basada en inversores
(Universidad Nacional de Colombia, 2023-01-30) Alzate Avellaneda, Oscar David; Pérez González, Ernesto
Se está llevando a cabo un cambio en el sistema eléctrico, en donde las redes de distribución empiezan a tener un comportamiento diferente y se observan nuevos fenómenos eléctricos que son objetos de estudio, principalmente, estos cambios son dados por la alta penetración de generación distribuida, siendo un método alterno donde se tienen fuentes de generación cerca de los puntos de consumo en la red, ocasionando la circulación de flujos de potencia bidireccionales, tanto para condiciones normales de operación como de falla. Uno de los problemas que se están es la operación en isla, la cual ocurre cuando está por fuera de servicio el alimentador principal de la red y se alimentan las cargas cercanas al punto de conexión de la generación distribuida. Cuando se forma esta micro red, se debe detectar la condición de isla rápidamente para dejar de energizar la carga en servicio, sin embargo, los métodos de detección actuales presentan debilidades en el momento de detectar la operación en isla cuando existe un balance entre la generación distribuida basada en inversores y la carga demandada de la red. En este trabajo se propone un método para la reducción de la zona de no detección (NDZ), a partir de las mediciones de un relé en un software de simulación, que detecta la variación de la frecuencia y la inyección de perturbaciones de potencia, cuando una red de distribución de energía eléctrica se encuentra en condición de isla. (Texto tomado de la fuente)
Análisis automático de fallas en líneas de transmisión con evaluación de respuesta de generadores basados en inversores
(Universidad Nacional de Colombia, 2023) Flórez Betancourt, Juan Manuel; Pérez González, Ernesto; Programa de Investigacion sobre Adquisicion y Analisis de Señales Paas-Un
Los recursos basados en inversores (RBI) presentan grandes retos para la planeación, programación y operación de los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP). El recurso humano encargado de esta tarea es limitado mientras los sistemas eléctricos crecen exponencialmente. Con el fin de garantizar su operación segura y confiable, un sistema eléctrico debe contar con la capacidad de responder ante diferentes condiciones de cambio en el balance generación-demanda en todas las escalas y horizontes de tiempo; esta capacidad ha sido definida como la flexibilidad del sistema de potencia. Por lo anterior, en este documento se desarrollan los fundamentos para la implementación de un prototipo que automatiza la evaluación de características técnicas de Fuentes de Energía Renovables No Convencionales (FERNC) considerando la generación tradicional que desplaza. Específicamente, se evalúan las curvas FRT (Fault Ride Through) y la inyección prioritaria de corriente reactiva de acuerdo con La regulación colombiana a partir de registro oscilográficos en formato COMTRADE. Complementariamente, se realiza la adaptación del prototipo mencionado con la finalidad de evaluar la operación de los sistemas de protección en líneas de transmisión desde el punto de vista del operador nacional y el despeje oportuno, selectivo y coordinado de las fallas eléctricas (cortocircuito) que se puedan presentar en estos elementos. Esto optimiza el análisis de eventos N-1 en vista del crecimiento de los sistemas eléctricos de potencia considerando que las líneas son los activos más expuestos a fallas de todo el sistema. El desarrollo aprovecha las herramientas propias de la revolución digital, donde los datos estructurados y la extracción de información, apoyados de métodos de aprendizaje de máquina, entregan conclusiones de valor para la toma de decisiones, lo cual se ha vuelto una prioridad para lograr la automatización y optimización de tareas. Finalmente, aquí se exponen los fundamentos matemáticos y técnicos, la regulación vigente asociada a los análisis, los resultados gráficos y las conclusiones del automatismo realizado a través de Python. Todo ello con la premisa de automatizar la operación de los sistemas eléctricos de potencia, siendo esencial para lograr los criterios de calidad en el servicio. (Texto tomado de la fuente)
Cálculo en línea de flexibilidad de un sistema eléctrico de potencia
(Universidad Nacional de Colombia, 2022) Pérez Romero, Brian Camilo; Pérez González, Ernesto; Pérez Romero, Brian Camilo [0001716060]; Pérez Romero, Brian Camilo [Y8Hf_AoAAAAJ]; Pérez Romero, Brian Camilo [0000-0002-3145-3673]; Pérez Romero, Brian Camilo [Brian-Perez-Romero]; Programa de Investigacion sobre Adquisicion y Analisis de Señales Paas-Un; Pérez Romero, Brian Camilo [57221982027]
La incertidumbre inherente a la generación de las Fuentes de Energía Renovable No Convencional (FERNC) supone retos adicionales en la planeación, programación y operación de los sistemas eléctricos de potencia. Con el fin de garantizar su operación segura y confiable, un sistema eléctrico debe contar con la capacidad de responder ante diferentes condiciones de cambio en el balance generación-demanda en todas las escalas y horizontes de tiempo; esta capacidad ha sido definida como la Flexibilidad del sistema de potencia. En esta tesis se caracterizan y evalúan cuatro indicadores propuestos en la literatura para cuantificar en línea la flexibilidad de una versión modificada del sistema IEEE de 39 barras, con un horizonte de muy corto plazo, ante distintos escenarios de operación. Posteriormente se proponen cambios a la formulación matemática de los indicadores analizados con la finalidad de que consideren variables adicionales a las planteadas inicialmente y, por ende, mejorar la confiabilidad de la información proporcionada a los operadores del sistema. La formulación propuesta en la tesis para los indicadores de flexibilidad es evaluada en la misma versión modificada del sistema IEEE de 39 barras y sus resultados fueron comparados con los resultados obtenidos de la formulación original. Por último, se utilizó el modelo eléctrico del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Colombia para calcular en línea su flexibilidad considerando las FERNC con capacidad superior a 1 MW que a la fecha están declaradas en operación. La implementación se hizo mediante simulaciones en DigSILENT Power Factory, utilizando el lenguaje de programación Python y una librería desarrollada que permite automatizar los comandos de DigSILENT para simular la operación en tiempo real de los sistemas de potencia. (Texto tomadfo de la fuente)
Efecto sobre la onda de tensión debido a la integración de generación distribuida en redes de distribución de energía eléctrica
(Universidad Nacional de Colombia, 2022) Ospina Cardona, Víctor Alejandro; Candelo Becerra, John Edwin; Candelo Becerra, John Edwin [0000-0002-9784-9494]; Grupo de Investigación en Calidad de la Energía y Electrónica de Potencia
El presente trabajo estudia el comportamiento de la onda de tensión en un circuito de distribución de energía eléctrica del operador de red local, en donde se evalúan diferentes casos de simulación que contemplan generaciones distribuidas considerando la normatividad vigente colombiana. Para este trabajo se escoge una metodología de análisis basada en simulaciones en el software ATPDraw, partiendo de los parámetros reales suministrados por el operador de red para un circuito de distribución en media tensión. Además, por la gran cantidad de nodos que se tienen en las redes de distribución, se procede a integrar la metodología de simplificación de redes para reducir los tiempos de simulación. Puesto que el operador de red debe mantener la calidad en la potencia en los diferentes puntos del sistema de distribución, el análisis de los resultados gráficos de la onda de tensión ante diferentes escenarios de generación distribuida, flujo de carga en condiciones de estabilidad y de fallas transitorias, permite evaluar la calidad de la potencia y verificar el comportamiento dinámico del sistema al tener nuevas fuentes de energía que pueden cambiar la configuración y operación actual de la red. Las pruebas realizadas mostraron resultados en donde los perfiles de tensión en diferentes puntos del circuito pueden favorecer la regulación de tensión. Sin embargo, es importante controlar el ingreso de las generaciones distribuidas, ya que éstas pueden esconder la demanda real del sistema, siendo esto un importante insumo para tomar decisiones de planeación y operación del sistema eléctrico de potencia. (Texto tomado de la fuente)
Impactos en las protecciones eléctricas en redes de distribución radiales con generación distribuida, considerando una alta penetración de fuentes basadas en inversores
(Universidad Nacional de Colombia, 2022) Villegas Zapata, Daniel; Pérez González, Ernesto
En el presente documento se estudia el tiempo de respuesta de dos esquemas de protección eléctrica frente a diferentes escenarios de generación distribuida. Su implementación se realiza en el sistema IEEE de 13 nodos, al cual se le efectuaron modificaciones con la finalidad de simular una red de 13,2kV típica de Colombia. Inicialmente se presenta una parte teórica en la cual se explican las características de las protecciones eléctricas y los principales esquemas de protección implementados para redes de distribución, posteriormente se analizan los casos de estudio y sus consideraciones. Finalmente, se presentan los resultados de las simulaciones obtenidos para cada uno de los esquemas de coordinación de protecciones seleccionados, teniendo como consideración los períodos de mínima y máxima demanda del sistema, diferentes impedancias de falla que se puedan presentar y los tipos de generación conectados a la red de distribución (generadores sincrónicos y generadores con conexión basada en inversores). 8texto tomado de la fuente)
Análisis dinámico de estabilidad de frecuencia en sistemas de potencia con integración de generación variable
(Universidad Nacional de Colombia, 2022-08-19) Jiménez Gómez, Steven; Botero Castro, Héctor Antonio
Este trabajo presenta el análisis dinámico de estabilidad de sistemas de potencia con integración variable, tomando como enfoque primario, la inercia como variable de principal impacto frente la transición energética. El trabajo realiza una revisión de la literatura de los diferentes métodos de análisis dinámico. Finalmente, se trabaja con el método de análisis no lineal para evaluar el impacto de frecuencia en sistemas eléctricos de potencia mediante el análisis matemático y gráfico. (Texto tomado de la fuente)
Seguridad eléctrica en un sistema de potencia considerando fuentes intermitentes de energía eléctrica
(Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín, 2022-05-15) Serna Toro, Juan Sebastian; Candelo Becerra, John Edwin
En este trabajo de grado se abordan los principales retos de la operación y planeación del sistema eléctrico bajo la regulación CREG 060 de 2019. Se aborda el tema de pronósticos de potencia de plantas solares haciendo uso de redes neuronales recurrentes. Se plantea una metodología para operar de manera segura el sistema teniendo en cuenta la variación de corto tiempo asociado a este tipo de plantas y finalmente se propone una modificación al calculo de la región segura de operación que considera la variación de las renovables. (Texto tomado de la fuente)
Combinación de acciones entre cambiadores de tomas y compensaciones reactivas en situaciones de emergencia cercanas al colapso de tensión
(Universidad Nacional de Colombia, 2022-05-06) Arias Gaviria, Jose Manuel; Candelo Becerra, John Edwin
La estabilidad de tensión en los sistemas de potencia es una temática que en la actualidad sigue siendo objeto de investigación. Los colapsos de tensión generan grandes pérdidas económicas y sociales. Para evitarlos, el operador dispone de diversas acciones de control que mejoran la estabilidad. En ocasiones, se hace necesario la aplicación de dos acciones de manera combinada en situaciones críticas de la red para restaurar los valores de tensión. Aunque en la literatura se ha investigado el uso de acciones de forma individual y también de forma combinada, poco se ha estudiado sobre la combinación de cambiadores de tomas de transformadores y compensaciones reactivas. En este trabajo, se propone un automatismo que combina de manera coordinada estas dos acciones y toma decisiones con base en indicadores tales como el margen de carga. El automatismo se implementa en los sistemas de potencia IEEE 14 nodos y 39 nodos con escenarios críticos. Para validar su desempeño se evalúan las acciones de manera individual y combinada para comparar ambas opciones. Los resultados evidencian que el uso de acciones individuales no es suficiente en algunos casos para recuperar una adecuada operación de la red, mientras que las acciones combinadas son capaces de lograrlo, obteniéndose además, mejoras de hasta 18% del margen de carga, en comparación con el 4% encontrado en la literatura. Ambas acciones tienen la ventaja de brindarle autonomía al operador para mejorar la estabilidad sin depender de la colaboración de terceros, además de que son más económicas comparadas con las demás. (Texto tomado de la fuente)
Localización de fallas en sistemas de distribución rural de energía eléctrica en zonas de alta actividad eléctrica atmosférica
(Universidad Nacional de Colombia, 2022-07-08) Zapa Pérez, Iván Darío; Herrera Murcia, Javier Gustavo
Teniendo en cuenta la necesidad de disminuir los tiempos para la ubicación de las fallas en redes de distribución de energía, este trabajo aborda el estudio de una técnica eficiente para la localización de una falla trifásica o monofásica que ocurre sobre un alimentador principal. Esta técnica está basada en el análisis de diferentes componentes del espectro de frecuencia extraídas de las señales de voltaje medidas en un solo punto del alimentador. Al ocurrir una falla, se producen ondas viajeras que se propagan entre la ubicación de la misma y la subestación, y otra parte a lo largo del alimentador principal, ramales de la red y de vuelta a la subestación. Mediante la identificación de las componentes de frecuencia incorporadas en las ondas viajeras, es posible determinar la sección y la distancia aproximada de la falla. El método aplicado presenta una ambigüedad en la localización de fallas para aquellas que ocurren en ramales que están conectados a un mismo nodo del alimentador principal, esto debido a la similitud de los espectros de frecuencia producidos por estas fallas en esos ramales. De acuerdo a lo anterior, el método se apoya en la correlación de la ubicación de descargas atmosféricas que puedan impactar indirectamente en la red, con el fin de identificar el nodo donde la tensión inducida tiene una alta probabilidad de haber producido una falla. Como resultado de este trabajo, se utilizó una red de distribución de prueba conformada por un alimentador principal y 7 ramales, en el cual se hicieron fallas trifásicas y monofásicas en puntos fijos a lo largo de estos. Los resultados que se obtuvieron demuestran un buen desempeño del método en la estimación de la ubicación de las fallas, presentando un porcentaje de error máximo de localización de las mismas del 0.005%. Con la información suministrada por los sistemas de localización de descargas por rayos, obtuvimos que en ciertos puntos de los ramales que presentaban ambigüedad, se podía presentar una falla por flameo, para diferentes parámetros del rayo. Además, que si un sistema de localización tiene errores bajos en la ubicación de descargas cerca de estos ramales, es posible resolver la ambigüedad y determinar el lugar aproximado de localización de la falla. (Texto tomado de la fuente)

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