Impacto de las Restricciones de Inercia en el Despacho Hidrotérmico

Rodriguez Rico, Laura Marcela; Camargo Cuesta, Natalia Sandrith

Impacto de las Restricciones de Inercia en el Despacho Hidrotérmico

dc.contributor.advisor	Serna Suarez, Ivan David
dc.contributor.advisor	Parada Mayorga, Pilar Tatiana
dc.contributor.author	Rodriguez Rico, Laura Marcela
dc.contributor.author	Camargo Cuesta, Natalia Sandrith
dc.contributor.evaluator	Orozco Henao, Cesar Agusto
dc.contributor.evaluator	Diaz Florez, Guillermo Andrés
dc.date.accessioned	2025-08-27T12:46:07Z
dc.date.available	2025-08-27T12:46:07Z
dc.date.created	2025-08-25
dc.date.embargoEnd	2030-08-25
dc.date.issued	2025-08-25
dc.description.abstract	Este trabajo analiza el impacto de las restricciones de inercia en el despacho hidrotérmico cuando se integran Energías Renovables No Convencionales (ERNC) al sistema eléctrico. Para esto se implementó un modelo matemático desarrollado en AMPL que incorpora ecuaciones para garantizar la estabilidad de frecuencia, considerando factores como la Tasa de Cambio de Frecuencia (RoCoF), el estatismo de los generadores y los desbalances de potencia. Se estudia cómo la creciente penetración de energías renovables, que no aportan inercia al sistema, afecta la estabilidad de frecuencia y los costos operativos. La metodología implementa secuencialmente un Despacho Económico (DE), un modelo de Unit Commitment (UC) y finalmente un redespacho considerando restricciones de inercia. Se evaluaron cuatro escenarios con distintos niveles de penetración renovable sobre el sistema de pruebas RTS de 24 barras de la IEEE (0%, 25%, 35% y 55%), analizando para cada caso el requerimiento de inercia, los costos operacionales y la potencia adicional requerida para mantener la frecuencia del sistema. Los resultados demuestran que a medida que aumenta la penetración de ERNC, se incrementan los requerimientos de inercia y los requerimientos de regulación de frecuencia. Para escenarios con alta penetración, se evidenciaron las limitaciones técnicas para integrar elevados porcentajes de generación renovable sin comprometer la estabilidad. Adicionalmente, se identificó que la ubicación topológica de los recursos de generación convencional tiene un impacto determinante en la magnitud de la fluctuación de frecuencia que puede presentarse en un nodo cualquiera, ya que los generadores que no se encuentran conectados directamente a barras con demanda o generación, no presentan un valor de potencia significativa en el redespacho.
dc.description.abstractenglish	This work analyzes the impact of inertia constraints on hydrothermal dispatch when integrating Non-Conventional Renewable Energy Sources (NCRES) into the electrical system. For this purpose, a mathematical model developed in AMPL was implemented, incorporating equations to guarantee frequency stability by considering factors such as Rate of Change of Frequency (RoCoF), generator droop characteristics, and power imbalances. The study examines how the increasing penetration of renewable energies, which do not contribute inertia to the system, affects frequency stability and operational costs. The methodology sequentially implements an Economic Dispatch (ED), a Unit Commitment (UC) model, and finally a redispatch considering inertia constraints. Four scenarios with different renewable penetration levels were evaluated on the IEEE 24-bus RTS test system (0%, 25%, 35%, and 55%), analyzing for each case the inertia requirements, operational costs, and additional power required to maintain system frequency. The results demonstrate that as NCRES penetration increases, both inertia requirements and frequency regulation requirements increase. For high penetration scenarios, technical limitations were evidenced for integrating high percentages of renewable generation without compromising stability. Additionally, it was identified that the topological location of conventional generation resources has a determining impact on the magnitude of frequency fluctuation that may occur at any given node, since generators that are not directly connected to buses with demand or generation do not present significant power values in the redispatch.
dc.description.degreelevel	Pregrado
dc.description.degreename	Ingeniero Electricista
dc.format.mimetype	application/pdf
dc.identifier.instname	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponame	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourl	https://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.uri	https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/46029
dc.language.iso	spa
dc.publisher	Universidad Industrial de Santander
dc.publisher.faculty	Facultad de Ingeníerias Fisicomecánicas
dc.publisher.program	Ingeniería Eléctrica
dc.publisher.school	Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones
dc.rights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coar	http://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommons	Atribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.license	Atribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)
dc.subject	Inercia
dc.subject	Despacho Hidrotérmico
dc.subject	Sistema de Potencia
dc.subject	Energía Renovable
dc.subject.keyword	Inertia
dc.subject.keyword	Hydrothermal Dispatch
dc.subject.keyword	Power System
dc.subject.keyword	Renewable Energy
dc.title	Impacto de las Restricciones de Inercia en el Despacho Hidrotérmico
dc.title.english	Impact of Inertia Constraints in Hydrothermal Dispatch
dc.type.coar	http://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.type.hasversion	http://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.local	Tesis/Trabajo de grado - Monografía - Pregrado