Maestría en Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica

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Alternativas para la disminución del indicador SAIDI no programado del circuito El Copey de Caribemar de la Costa S.A.S. E.S.P.
(Universidad Industrial de Santander, 2023-03-07) Bohórquez Uparela, Yesica Paola; Duarte Gualdrón, César Antonio; Quiroga Quiroga, Óscar Arnulfo; Ordóñez Plata, Gabriel; Chacón Velasco, Julio César
En este trabajo de aplicación se establecen cuatro (4) alternativas para la disminución de las horas promedio de interrupción que ven los clientes conectados al circuito El Copey. Cada propuesta es presentada con su alcance y evaluada en impacto al indicador SAIDI propio no programado del circuito, costo, beneficio y relación beneficio/costo para establecer su viabilidad. Inicialmente se realiza el cálculo de los índices de confiabilidad del circuito como tasa de falla, tiempo medio para restauración y tiempo medio para reparación. Se obtiene como resultado los elementos y tramos del circuito con mayor índice de falla y que en consecuencia contribuyen más al indicador de calidad. Seguidamente se revisa a manera general el indicador de la empresa, del sector, profundizando en el análisis del indicador SAIDI propio no programado del circuito El Copey, ahondando en aporte por nivel de tensión, por elemento, por causa y por horario. De esto resultan cuatro (4) propuestas para mitigar el resultado obtenido. Todas las alternativas apuntan a mejorar la calidad del servicio que hoy presta la compañía para los usuarios conectados al circuito EL Copey ubicados en la zona sur del departamento del Cesar. Para la evaluación de viabilidad de las propuestas se tienen en cuenta aspectos principales como tasa de retorno de acuerdo a la regulación 215 de 2021 y vida útil de los activos con base en la resolución emitida por la Creg 015-2018. De esa forma se determinan las inversiones que requiere la red debido a su agotamiento a lo largo de los años, estado al que se ha llegado en parte por falta de inversión en la infraestructura propia.
Análisis de fallas por descargas atmosféricas en el sistema de distribución local (sdl) de cens en las derivaciones mas falladas del circuito paldonjuana a 13,2 kv de la regional Pamplona para mejorar los índices de calidad saidi y saifi
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Rico Ramírez, Helfar Fredid; Chacón Velasco, Julio César
El trabajo de este proyecto se realizó a partir de la necesidad de establecer las causas de fallas recurrentes en un circuito de distribución de CENS como operador de red y que busca proponer acciones para mitigarlas o corregirlas. Se toma como base la información suministrada por CENS de los 3 últimos años en un archivo denominado: Informe Operativo Diario, el cual se consolidó y analizó estableciendo causas y subcausas de las fallas en transformadores y arranques. De allí se seleccionaron los circuitos más fallados para su análisis de causa raíz y la técnica de árbol de falla mediante la metodología de gestión de activos. Se realizaron inspecciones con dron, se establecieron costos AOM y matriz de probabilidad vs consecuencia y se intervino el circuito mediante consignas para trabajos operativos que permitiera la toma de muestras de resistividad del terreno datos que se usaron para los cálculos del SPT que mitiguen las salidas forzadas por descargas atmosféricas. En una de las fases del proyecto se realizaron mediciones en los laboratorios de alta tensión de la UIS y de CENS; pruebas aplicadas a elementos bajados de la red para comprobar los parámetros de acuerdo a las normas y fabricantes. Finalmente utilizando el software Digsilent Power Factory se simularon fallas monofásicas y trifásicas para que con el esquema salva fusibles se implemente una efectiva coordinación de protecciones y así mejorar los indicadores de calidad SAIDI y SAIFI. El aporte de este trabajo de aplicación finalmente es proponer alternativas de solución a la criticidad por desconexiones no programadas que al implementar SPT efectivos y una correcta coordinación de protecciones, afectaría al menor número de usuarios en el menor tiempo posible.
Aplicación de las resoluciones creg 025 de 1995 y 105 de 2018 en el análisis de alternativas para la conexión de un proyecto hidroeléctrico de 40 mw en el sur del departamento del Norte de Santander
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Lizarazo Cárdenas, Wilson David; Quiroga Quiroga, Oscar Arnulfo
Este trabajo de aplicación se elaboró a partir del análisis técnico y económico de alternativas de conexión considerando los criterios de planeación en transmisión y generación. Su objetivo es establecer y analizar dos alternativas viables para la conexión de un proyecto de generación a gran escala de 40 MW, de tecnología hídrica en el departamento de Norte de Santander. La pauta para evaluar la viabilidad técnica y económica del proyecto se dio de acuerdo a lo reglamentado en la resolución CREG 025 de 1995 y CREG 015 de 2018, con la cual se elaboraron alternativas de planeación flexibles y adaptativas a las condiciones técnicas y económicas del sistema, considerando a su vez, los estándares de calidad, confiabilidad y seguridad. Se propone la implementación de la alternativa dos descrita en este trabajo de aplicación, al obtener mejores beneficios para el sistema y los usuarios. El contenido de este documento y/o sus anexos son para uso exclusivo de su destinatario intencional y puede contener Información legalmente protegida por ser privilegiada o confidencial. Si usted no es el destinatario intencional de este documento por favor Infórmenos de inmediato y elimine el documento y sus anexos. Igualmente, el uso indebido, revisión no autorizada, retención, distribución, divulgación, reenvío, copia, impresión o reproducción de este documento y/o sus anexos está estrictamente prohibido y sancionado legalmente. Agradecemos su atención. Grupo Empresarial EPM.
Caracterización del sistema de agpe de essa autogeneración solar el parnaso y comparación técnica y económica de su desempeño en producción respecto a los valores esperados de simulación, incluyendo las variaciones de configuración de la etapa de inv
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Beltran Mantilla, Guillermo Andres; Solano Martinez, Javier Enrique
Desde el mes de febrero de 2018, Electrificadora de Santander SA ESP (ESSA), puso en marcha en el municipio de Barrancabermeja, Santander, el laboratorio a escala real de Autogeneración a Pequeña Escala (AGPE) con tecnología solar fotovoltaica de mayor capacidad instalada en Colombia, denominado microinversores DC/AC, que permiten monitorear en tiempo real, de forma intrahoraria y remota, el comportamiento de las variables eléctricas de tensión, corriente y potencia activa tanto del sistema completo como de cada uno de los paneles solares de manera individual. En comparación con diferentes configuraciones de la etapa de inversión DC/AC, como la centralizada y de arreglo, que corresponden a las más utilizadas en la construcción de este tipo de sistemas; los microinversores ofrecen mayores valores de producción esperados en condiciones normales del clima, además de las ganancias de energía generada en presencia de sombras parciales u obstáculos que afectan determinada cantidad de módulos del sistema en ciertos periodos de tiempo. Así mismo, se evidencia que existen diferencias entre los rangos de 4.7% por encima y 3.9% por debajo del promedio en el desempeño de cada panel medidas desde la salida de AC de los microinversores, en consideración a que se encuentran dispuestos dentro del mismo sistema y emplazamiento. Debidas principalmente a la influencia de sombras parciales temporales identificadas en la torre de comunicaciones ubicada en el costado suroccidental del edificio que los afectan de forma distinta, sin embargo, esto no ocasiona que el desempeño general del sistema se considere no-homogéneo. Finalmente, para el caso de ESSA tanto en el momento de la toma de decisión de ejecución como con base en el seguimiento a la fecha, la implementación de este proyecto es viable desde el punto de vista técnico, financiero y ambiental. * Trabajo de aplicación. ** Facultad de Ingenierías Fisicomecanicas. Maestría en Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica. Director Javier Enrique Solano Martínez Doctor en Ingeniería
Dimensionamiento no secuencial de curvas de utilización de estructuras para la reducción de costos de inversión no remunerados en proyectos de transmisión de energía eléctrica en los STRs
(Universidad Industrial de Santander, 2023-02-26) Sierra Matajira, Óscar Fernando; Quiroga Quiroga, Óscar Arnulfo; Benjumea Royero, José Miguel; Cruz Bueno, Pedro Alexander
Este trabajo de aplicación muestra una alternativa para viabilizar proyectos de líneas de transmisión nivel de tensión 4 usando las mismas unidades constructivas establecidas por la CREG pero definiendo unas curvas de utilización estructural que permiten recuperar, en mayor medida, la inversión que hace el operador de red. Con la entrada en vigencia de la resolución CREG 015 de 2018 cambió el escenario financiero para la planeación y ejecución de estos proyectos, lo que obliga al rediseño de las estructuras tipo (torres) que se habían dimensionado en correspondencia con la anterior metodología de remuneración establecida en la resolución CREG 097 de 2008. Como caso de estudio se usó la Línea de transmisión San Gil – Barbosa 115 kV la cual hace parte del plan de expansión del sistema de transmisión regional STR de Santander. Esta línea tiene una longitud de 101 km, 95 MW de capacidad de transporte e interconectará 4 subestaciones a 115 kV ubicadas en los municipios de San Gil, Oiba, Suaita y Barbosa. Según la ingeniería de detalle, la remuneración por unidades constructivas que recibirá la Electrificadora de Santander por la construcción de esta línea de trasmisión está por debajo del costo real de inversión del proyecto. Por tal razón, se espera que al replantear las curvas de utilización de las estructuras y otras consideraciones se reduzcan los costos de inversión no remunerados de estos proyectos, para que el operador de red se motive a ejecutarlos y que, en segunda instancia, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, reevalúe la metodología de remuneración por unidades constructivas propuesta en la resolución antes mencionada.
Elaboración de un procedimiento para la estimación de las variaciones rápidas de tensión, flujos de potencia y pérdidas en conductores en el punto de conexión común para redes de baja tensión debidas al comportamiento fluctuante de la radiación solar
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Balaguera Castro, Néstor Alejandro; Osma Pinto, Germán Alfonso; Duarte Gualdrón, César Antonio; Ordóñez Plata, Gabriel
Este trabajo de aplicación tiene como objetivo proponer un procedimiento para estimar el impacto de las variaciones rápidas de la irradiancia solar en el perfil de tensión, flujos de potencia y pérdidas de los conductores en las redes de baja tensión de un sistema de distribución de energía eléctrica, a partir de la caracterización del recurso solar y el efecto de la nubosidad intermitente en sitio. El procedimiento para la estimación de estas variaciones, además de la realización de los modelos, se establece a partir de información relevante encontrada en la literatura técnica. Se toma como caso de estudio la red eléctrica de baja tensión y el sistema fotovoltaico del Edificio de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Industrial de Santander, utilizando su sistema de medición inteligente como base para obtener los datos necesarios en la caracterización de la irradiancia solar y de las cargas propias del sistema de distribución del edificio. Una vez obtenidos estos modelos, se realizó una simulación de flujo de potencia en estado estable para cada minuto, mediante cálculos iterativos en MATLAB, lo cual permitió llevar a cabo un análisis básico del comportamiento de las variables eléctricas estudiadas bajo las condiciones de inyección potencia generada por un sistema fotovoltaico y la intermitencia por nubosidad en la curva de irradiancia dada.
Estimación de pérdidas económicas ante la ocurrencia de hundimientos de tensión en usuarios de tipo industrial conectados a sistemas de distribución de energía eléctrica utilizando registros reales de señales de tensión
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-07) Peinado Serrano, Cristina Isabel; Blanco Solano, Jairo; Petit Suárez, Johann Farith; Duarte Gualdrón, César Antonio
Este trabajo de aplicación, titulado “Estimación de pérdidas económicas ante la ocurrencia de hundimientos de tensión en usuarios de tipo industrial conectados a sistemas de distribución de energía eléctrica utilizando registros de señales de tensión” tiene como objetivo principal implementar y aplicar un método de estimación de pérdidas económicas asociadas a la ocurrencia de hundimientos de tensión presentados en un usuario tipo industrial conectado al sistema de distribución de energía eléctrica utilizando registros de medidas de tensión. Los hundimientos o caídas de tensión son una disminución en el valor eficaz de la tensión entre 0,1 y 0,9 en p.u. que se presenta en un punto del sistema eléctrico durante 0,5 ciclos a 1 minuto. Se caracterizan por su duración y por la magnitud de la caída [11]. Según lo anterior, cada industria puede presentar un comportamiento diferente ante la ocurrencia de un hundimiento de tensión, lo cual dificulta plantear una metodología general para la estimación de pérdidas económicas, así como, establecer criterios regulatorios nacionales. Adicionalmente, dependiendo del método el tipo y cantidad de información de entrada puede variar, la cual para muchos escenarios resulta complejas de determinar ya que para esto se requiere de información puntual e histórica. Es por esto, que resulta importante contar con metodologías para la estimación de las pérdidas económicas por la ocurrencia de hundimientos de tensión, información útil para el diagnóstico de los impactos en el sector productivo por problemas de calidad de la potencia. Para lo anterior, se realizará una revisión de la literatura para la identificación de metodologías de estimación de pérdidas económicas ante la ocurrencia de hundimientos de tensión en sistemas de media tensión de clientes tipo industrial conectados a sistemas de distribución. Se seleccionará un método a partir de la revisión de literatura considerando criterios de información necesaria para la aplicación, limitaciones del método y nivel de inversión. Se obtendrán medidas de tensión acorde con el método seleccionado registradas en un cliente tipo industrial de un sistema de distribución, se implementará el método seleccionado y finalmente se analizarán los resultados obtenidos del método de estimación de pérdidas económicas por hundimientos de tensión, comparando los resultados obtenidos con el costo real de la parada del proceso del cliente por este tipo de hundimientos.
Estudio de viabilidad técnica y financiera del plan de expansión del sistema de transmisión regional en la zona sur de la Electrificadora de Santander SA ESP
(Universidad Industrial de Santander, 2022-03-29) Pérez Quitián, Sergio Fernando; Solano Martínez, Javier Enrique; Quiroga Quiroga, Óscar Arnulfo; Serna Suárez, Iván David
Este trabajo de aplicación se enfoca en el estudio técnico y financiero que permita eliminar la conexión radial del Sistema de Transmisión Regional-STR con el que se atiende actualmente la demanda de energía eléctrica en las provincias Guanentina, Comunera, García Rovira y Vélez del sur de Santander, proponiendo la expansión del sistema eléctrico con una configuración en anillo, conectando las subestaciones San Gil y Barbosa a través de una línea de 115 kV, mejorando así la calidad del servicio a más de 200.000 clientes que Electrificadora de Santander SA ESP tiene en las provincias mencionadas. Se evalúa el comportamiento de la red de expansión propuesta en condiciones normal de operación y contingencias sencillas, específicamente a partir del flujo de carga y perfil de tensión en diferentes escenarios operativos, en el corto, mediano y largo plazo; de otra parte se analiza el marco regulatorio Colombiano aplicable a los Operadores de Red en materia de formulación y ejecución de planes de expansión en el STR en lo referente al proceso de planteamiento del proyecto y remuneración de la inversión, administración, operación y mantenimiento de los activos. Finalmente se realiza una evaluación financiera del plan de expansión propuesto, analizando la viabilidad de la ejecución del proyecto a partir del resultado de los indicadores Valor Presente Neto-VPN y Tasa Interna de Retorno - TIR.
Gestión de flujos de potencia en microrredes eléctricas híbridas con integración del vector energético hidrógeno
(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-07) Coronel Sánchez, Jesús Joaquín; Solano Martínez, Javier Enrique; Ordóñez Plata, Gabriel; Osma Pinto, Germán Alfonso; Rey López, Juan Manuel
Esta tesis propone la implementación y evaluación de una estrategia de gestión de energía (EMS) para microrredes eléctricas híbridas, considerando la integración del vector energético hidrógeno como sistema de almacenamiento de energía para garantizar el respaldo requerido en un sistema eléctrico aislado. El EMS determina la distribución de potencia entre las fuentes disponibles en un horizonte temporal definido para satisfacer la demanda de carga, considerando restricciones operativas y minimizando una función de costo que considera el costo del consumo de combustible y degradación de la celda de combustible, el electrolizador y las baterías. Se emplea una metodología de búsqueda exhaustiva para encontrar la combinación de parámetros EMS que minimice la función costo. Se utiliza un caso de estudio para evaluar el EMS propuesto, mediante la comparación de su desempeño en tres esquemas de microrredes eléctricas híbridas basadas en energía fotovoltaica y baterías. Como respaldo se tiene un generador diésel y/o el vector energético hidrógeno (pila de combustible + electrolizador). El análisis económico se realiza en base al costo nivelado de la energía y al costo de operación. Por último, las simulaciones fueron realizadas en el banco de pruebas de microrredes de los autores (Solano et al., 2020), que ha sido validado por la comunidad científica.
Método basado en máquinas de soporte vectorial para el control tensión-reactiva en sistemas de distribución de energía eléctrica a partir de cambia tomas en transformadores y bancos de condensadores
(Universidad Industrial de Santander, 2024-04-20) Blanco Solano, Yeison Isnardo; Malagón Carvajal, Gabriel Alexis; Petit Suárez, Johann Farith; Vargas Torres, Hermann Raúl
En este trabajo de investigación aplicada se implementa y evalúa el desempeño de un control de tensiónreactiva basado en máquinas de soporte vectorial (SVM) del tipo regresión. El proceso de entrenamiento de las SVMs se realiza con datos de simulación obtenidos de la implementación de un algoritmo PSO para el control de tensiónreactiva y la ejecución de flujos de carga en el sistema de distribución modelado en el software OpenDSS. Los descriptores de entrada corresponden a los valores potencia activa, reactiva, valores eficaces de tensión y corriente en la subestación, así como a los valores eficaces de tensión y corriente en los reconectadores conectados a la red. Posteriormente, se obtienen los ajustes óptimos de los taps de los SC (Capacitores) y el OLTC (On Load Tap Changer) en el sistema de distribución, considerando diferentes escenarios de demanda, junto con los resultados del flujo de cargas en los puntos de medición seleccionados. La evaluación de desempeño del control se realiza con los lineamientos del IEEE Std 1885-2022. Se destaca una disminución del 20% en las pérdidas, así como una reducción del 11% en la potencia suministrada por la subestación del sistema de distribución. En cuanto a las valores de tensión en los nodos de conexión de los usuarios, cuando el control está inactivo se tiene que, para todos los peridos de demanda, el mayor porcentaje encontrado es de 51,3% de los nodos que incumplen las restricciones técnicas. Con el control de tensiónreactiva en funcionamiento, el mayor porcentaje es de 3,66%. Una ventaja destacable en el uso de las SVMs es que en el sistema de distribución bajo estudio, el tiempo de ejecución necesario para obtener los ajustes óptimos de los Taps del SC y OLTC es del orden de 0,15 segundos. Este hallazgo resalta la eficacia de la SVMs como método de control, validando su utilidad en aplicaciones prácticas en el ámbito del control de tensión-reactiva en sistemas de distribución de energía eléctrica.
Metodología de búsqueda heurística para determinar la cantidad y ubicación de dispositivos de conmutación en redes de distribución de energía eléctrica para mejorar índices de confiabilidad del sistema de distribución
(Universidad Industrial de Santander, 2018) Camacho Martínez, Juan Rafael; Duarte Gualdrón, César Antonio
Este trabajo de aplicación propone un algoritmo híbrido de búsqueda voraz complementado con búsqueda profunda para determinar un conjunto con mejores opciones, para la ubicación de dispositivos de conmutación (DDC) en sistemas de distribución de energía eléctrica, con el fin de mejorar la calidad del servicio (confiabilidad). Se evalúan los indicadores de calidad: SAIDI (System Average Interruption Duration Index), SAIFI (System Average Interruption Frequency Index), Duración total de Interrupciones para cada Usuario (DIU), Frecuencia total de Interrupciones para cada Usuario (FIU) y EENS (Electrical Energy Not Supplied). La herramienta desarrollada puede ser utilizada de dos modos: 1) Determinar la ubicación del menor número de DDC para llevar alguno de los indicadores por debajo de un valor de referencia o 2) Identificar la mejor ubicación de una cantidad determinada de DDC minimizando alguno de los indicadores. La búsqueda inicia con la ubicación del mínimo número de DDC que garanticen que las redes con construcción mallada operen de modo radial. Después, si es necesario, se agregan DDC, uno a la vez, probando todas las opciones de ubicación para escoger la mejor (búsqueda voraz). Este proceso iterativo continúa hasta satisfacer el criterio del modo de uso seleccionado. Finalmente, es posible realizar pruebas combinando las mejores opciones encontradas en cada iteración, para seleccionar la mejor (búsqueda profunda). Se consideran las siguientes restricciones: operación radial, garantizar un valor máximo en la regulación de tensión y evitar sobrecarga de los generadores distribuidos, en caso de que el sistema los tenga. La metodología propuesta se prueba en tres sistemas de distribución, y los resultados se comparan con los reportados en la literatura para otros métodos, obteniendo los mismos en sistemas con pocas opciones de restauración del servicio y reducciones hasta del 5,7% en los indicadores de calidad para sistemas con varias opciones de restauración. 1
Metodología para la selección de transformadores de potencia considerando costos de pérdidas técnicas de energía eléctrica
(Universidad Industrial de Santander, 2024-08-25) Magdaniel Rueda, Jorge David; Duarte Gualdrón, César Antonio; Petit Suárez, Johann Farith; Chacón Velasco, Julio César
La toma de decisiones para adquirir un nuevo transformador en una empresa prestadora de servicios de energía eléctrica puede ser una tarea dispendiosa, considerando toda la gama de opciones que puede ofertar el mercado actual. En muchas ocasiones las empresas no cuentan con herramientas técnicas que faciliten la toma de decisiones de compra, pudiendo ocasionar que se adquieran equipos más económicos que a largo plazo pueden representar costos más elevados. Una metodología que facilita el análisis de compra es la basada en el TOC (Total Ownership Cost), o costo total de propiedad. Esta metodología permite estimar los costos del transformador incluyendo el costo de adquisición y el costo futuro de las pérdidas. De esta forma, se pueden realizar comparaciones y tomar mejores decisiones para adquirir un equipo. Este trabajo de grado tiene como objetivo evaluar la aplicación de metodologías para el cálculo del costo total de propiedad (TOC) considerando las pérdidas técnicas para la adquisición de un nuevo transformador de potencia. Para esto, se realiza un análisis comparativo de las metodologías identificadas en un caso de estudio y se recomienda así una metodología para tal caso, con el fin a su vez, de identificar los parámetros técnicos relevantes que pueden afectar el costo total de propiedad (TOC) de transformadores de potencia.
Procedimiento para estimar la potencial afectación en el esquema la de venta de energía de los operadores de red ante la eventual masificación de la generación solar fotovoltaica en redes de distribución nivel de tensión 1 en colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Rueda Becaria, Enrique Javier; Osma Pinto, Germán Alfonso
La Ley 1715 de 2014 promueve el desarrollo y la utilización de fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el Sistema Energético Nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, participación en las zonas no interconectadas y en otros usos energéticos como medio necesario para el desarrollo sostenible. Ante este nuevo escenario regulatorio y la nueva realidad energética nacional, uno de los problemas que enfrentan hoy los Operadores de Red (OR) es, sin duda, la incertidumbre en cuanto a la afectación que pueda, en las ventas de energía, la eventual masificación de la generación a partir de sistemas fotovoltaicos (SFV) en el nivel de tensión 1, dada la facilidad de su instalación, la estimulación en su incorporación a la red y la falta de información sobre la disminución del consumo de los usuarios por el uso de esta tecnología, entre otros La realización de un procedimiento que permita estudiar las variaciones en las ventas de energía de los operadores de red en su nivel de tensión 1, debidas al efecto de la masificación de la generación FV en Colombia, considerando las disposiciones de la Ley 1715 de 2014 y la Resolución CREG 030 de 2018, tendrá efectos favorables para los operadores de red ya que podrán aprovechar los impactos de la generación distribuida y la autogeneración a su esquema de ventas de energía en oportunidades de mercado.
Proyección de la expansión de la red de distribución eléctrica del departamento de La Guajira en los niveles de tensión 3 y 4 para el área de influencia de Riohacha, Manaure, Ballenas y Uribia
(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-13) Arango Verbel, María Carolina; Quiroga Quiroga, Óscar Arnulfo; Petit Suárez, Johann Farith; Duarte Gualdrón, César Antonio
La red de distribución eléctrica de los niveles de tensión 3 y 4 del departamento de La Guajira en el área de influencia de Riohacha, Manaure, Ballenas y Uribia, presenta problemas para operar debido al agotamiento de la capacidad instalada, así como a deficiencias en la configuración y al mal estado de los activos que la componen. La red actual presenta una baja confiabilidad, además, en horarios de máxima demanda se presentan altas cargabilidades en sus activos y bajas tensiones en las subestaciones. Todo esto se resume en la mala calidad del servicio prestado, lo cual afecta el bienestar y desarrollo de las comunidades de la región, e impacta en la imagen del operador de red de la zona. En este trabajo de aplicación se proponen alternativas para la expansión de la red eléctrica en esa zona en los niveles de tensión 3 y 4, que solucionen a mediano plazo la problemática de la región, considerando diferentes escenarios en la demanda. Se emplea el software especializado Power Factory DigSilent como principal herramienta para la validación técnica de las alternativas, mientras que para la evaluación financiera se realiza un análisis de beneficio costo y se tienen en cuenta las unidades constructivas definidas por la CREG. Los resultados indican que le mejor alternativa representa una inversión de 27.912 MCOP, y tiene un beneficio- costo de 34,06.
Reconfiguración optima de redes de distribución considerando la reducción de pérdidas técnicas y el mejoramiento de la confiabilidad
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Tibaduiza Rincón, Edgar Efrén; Duarte Gualdrón, César Antonio; Blanco Solano, Jairo
En este trabajo de aplicación, se implementa un método de reconfiguración óptima con un alcance multiobjetivo para ser empleado en sistemas de distribución de energía eléctrica, considerando la minimización de las pérdidas técnicas de potencia y mejorando los índices de confiabilidad: SAIDI, SAIFI y ENS. Se aborda la solución del problema de optimización mediante un enfoque en el cual un algoritmo de enjambre de partículas binarias (BPSO) permite encontrar configuraciones candidatas, que serán usadas siempre que pertenezcan a un frente de Pareto inferior. La determinación del frente de Pareto se ha implementado en el software GAMS y el cálculo de los índices de confiabilidad se realiza mediante la simulación de Montecarlo. Como aporte de este trabajo de aplicación sobresale la evaluación de desempeño de un método de reconfiguración que aprovecha la relación lineal de los índices de confiabilidad con el número de interrupciones del servicio en el punto de carga. Se ha evaluado el desempeño del método de reconfiguración mediante la implementación en varios sistemas de prueba, resaltándose la aplicación a un sistema de distribución real, de propiedad de un operador de red colombiano; en el cual además de la implementación de la técnica de reconfiguración, fue necesario recopilar información técnica del sistema de distribución. Con la ayuda del software OpenDSS, se modela el sistema de distribución de 9 circuitos, 13,2 kV, tres subestaciones que atienden 43068 usuarios con cargas diversas del tipo residencial, industrial y comercial. El sistema de distribución resulta apropiado para probar la reconfiguración óptima multiobjetivo debido a que presenta 22 interruptores de enlace. Para el sistema reconfigurado se consigue una reducción de pérdidas técnicas en un 38,33%, la ENS mejora un 17,70%, el SAIFI se reduce 11,90%, mientras que el SAIDI ha mejorado en 13,06%, respecto de los valores calculados para el sistema sin reconfigurar.
Selección de solución técnica para la operación de bombas sumergibles de pozo profundo con variadores de frecuencia - VFD
(Universidad Industrial de Santander, 2022-04-20) Ruiz Maldonado, Ivonne Astrid; Solano Martínez, Javier Enrique; Mantilla Villalobos, María Alejandra; Blanco Solano, Jairo
Empresas Públicas de Medellín, empresa de servicios públicos, produce mensualmente alrededor de 22 millones de m3 de agua potable para abastecer a sus usuarios, siendo el principal costo para su operación el consumo de energía eléctrica que puede alcanzar hasta 5000 MWh con un costo de hasta $1.600 MCOP, mensualmente. La función objetivo de la organización es garantizar la menor tasa de kWh/m3 , para lo cual, a lo largo de los años se han venido madurando principalmente dos tecnologías, el uso de variadores de frecuencia para mejorar la eficiencia de los motores y las condiciones operativas, y las bombas sumergibles de pozo profundo por su eficiencia hidráulica y menor costo de inversión inicial; sin embargo, el uso conjunto de estas dos tecnologías sin un análisis a profundidad, implicó un siniestro en una de las instalaciones, donde la vida útil de los motores integrados en estas bombas se vio disminuido de años a unos cuantos meses con el impacto operativo que esto conlleva [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8]. En este trabajo de aplicación se realiza un diagnóstico eléctrico de la tecnología de las bombas sumergibles de pozo profundo y sus motores y se selecciona la mejor solución técnica disponible en el mercado para lograr la integración de las bombas sumergibles de pozo profundo con los Variadores de Frecuencia – VFD, de acuerdo con las normas IEC.
Sistema de gestión de demanda energética aplicado a pequeñas industrias
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Sandoval Martínez, Gloria Esmeralda; Jiménez Manjarréz, Yulieth; Castro Casadiego, Sergio Alexander
El crecimiento sostenido de la demanda conduce en la actualidad a procesos de transformación energética, donde se tiene por objetivo fundamental, garantizar el acceso de energía a un precio razonable para todos los sectores de la sociedad. El término Gestión de la Demanda es utilizado para definir una estrategia de mejora del sistema de energía en el lado del usuario, a partir de acciones de optimización dirigidas a modificar los patrones y perfiles de consumo, permitiendo la reducción de costos asociados al uso de energía eléctrica. Este trabajo de profundización está enmarcado en el estudio de programas de gestión de la demanda de energía y su implementación en pequeños usuarios industriales en Colombia. Se realiza una propuesta metodológica que permite la selección del mecanismo de gestión de la demanda partir de la valorización de preferencias de usuario, adicionalmente, a partir de modelos matemáticos se obtiene de manera cuantitativa los beneficios económicos en cuanto a la reducción de consumos y funcionamiento del sistema eléctrico del lado de la demanda, y mediante el desarrollo de una herramienta de simulación, se evidencia mejoras notables en las curvas de demanda horaria del usuario, logrando una reducción de los consumos en los periodos punta. Los resultados obtenidos muestran un escenario favorable para la implementación de programas de gestión de la demanda ajustados al marco regulatorio colombiano vigente, a partir de la implementación de tarifas por tiempos de uso, o adaptando la metodología de demanda desconectable voluntaria propuesta por la CREG, y de este modo se da una visión sobre el desarrollo de mercados secundarios de servicios complementarios, donde el usuario final tenga una participación activa y la demanda sea el eje central.
Sistema híbrido de generación a gas y fotovoltaico para el suministro de energía en locación de pozos de petróleo con carga hasta 2mw
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Pisciotti Abello, Mitchel Stevenson; Solano Martínez, Javier Enrique
Este trabajo de aplicación se elaboró en un ámbito de programación con la herramienta Matlab mediante un algoritmo iterativo utilizando la técnica de búsqueda exhaustiva. Su objetivo es el dimensionamiento de un sistema híbrido de generación a gas y fotovoltaico interconectado a una red de distribución local para el suministro de energía en carga hasta 2MW. El proceso toma en cuenta los criterios y metodologías de dimensionado de las fuentes de generación, se adapta y describe el método para el dimensionado del sistema híbrido considerando dos criterios, una parte inicial evalúa el mínimo del costo nivelado de energía (LCOE) y la otra parte evalúa la mínima probabilidad de pérdida de suministro de potencia (LPSP). La metodología evalúa con un módulo seleccionado y una matriz de generadores comerciales, la generación a gas, la generación fotovoltaica y su grado de penetración por área; Realiza la gestión de energía para determinar un factor equipo para incremento de la capacidad de generación a gas según el déficit en la demanda máxima y valora el aporte de la red de distribución al sistema híbrido a través del cálculo del costo total que contempla el precio de bolsa promedio diario de la región. Finalmente, se propone el sistema híbrido bajo los criterios definidos, con la capacidad y la cantidad de generadores a gas, la capacidad y número de paneles del generador fotovoltaico, y la capacidad del inversor, con estimación de los costos de generación. Trabajo de maestría Facultad de Ingenierías Fisicomecánicas. Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones. Maestría en sistemas de distribución de energía. Director: Javier Enrique Solano Martínez, Ph.D. en Ingeniería

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