Tesis - Maestría en Electricidad Mención Sistemas Eléctricos de Potencia
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Recent Submissions
- ItemDiseño y simulación de un controlador MPPT basado en PID adaptativo por ganancias programadas para el seguimiento del punto de máxima potencia en una central fotovoltaica que tiene como carga una batería(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC), 2024-02) Gualotuña Loachamín, Darwin Javier; Freire Martínez, Luigi OrlandoUno de los problemas más importantes dentro de los sistemas fotovoltaicos (FV) es el seguimiento del máximo punto de potencia en un módulo FV, el objetivo de este trabajo es desarrollar la simulación de un controlador MPPT con PID adaptativo para mejorar el desempeño en comparación con controladores convencionales como el MPPT P&O (perturbar y observar) y el controlador MPPT Incremental Conductance. Luego de la validación del modelo de módulo FV, se utiliza el modelo FV proporcionado por la librería de simulink, además, el sistema FV también consta de un conversor DC/DC reductor para alimentar una batería de 24V. La sintonización de PIDs se realiza para irradiancias en el rango de 0 a 1000[W/m2] en pasos de 100[W/m2] mientras que los controladores MPPT P&O y el controlador MPPT Incremental Conductance se implementan con sus respectivos algoritmos. El sistema FV ha sido sometido a referencias de irradiancia tipo rampa y tipo escalón, ante una referencia tipo rampa los controladores siguen la referencia sin dificultades, sin embargo, ante todas las referencias tipo escalón el controlador con mejor desempeño resulta ser el MPPT con PID adaptativo, seguido por el MPPT Incremental Conductance, el controlador MPPT P&O presenta el peor desempeño. Finalmente, los resultados son presentados en una interfaz gráfica en tiempo real con la posibilidad de modificar el nivel de irradiancia, así mismo se visualizan los índices de desempeño en gráficos de barras para una rápida interpretación de resultados.
- ItemCoordinación de protecciones en la central hidroeléctrica Río Verde Chico(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC), 2024-02) Molina Salazar, Carlos Andrés; Proaño Maldonado, Xavier AlfonsoEn el presente trabajo de investigación realizado en la Central Hidroeléctrica Río Verde Chico, se analizan las condiciones actuales de operación, simulando diferentes escenarios en las que la central puede trabajar, adicional se simuló flujos de carga, corrientes de cortocircuito, y la operación de los equipos de protección con los ajustes actuales, de esta manera se pudo conocer como está trabajando el sistema de protecciones, donde se pudo identificar problemas de protecciones mal configuradas en los IEDs lo que no permite tener una protección selectiva y se tiene disparos erróneos en las líneas de transmisión en especial cuando trabaja en malla, esto quiere decir cuando se conecta a la sub estación Baños y Agoyán.. Con estos antecedentes, en el capítulo 3, se propone realizar nuevos ajustes a las protecciones, específicamente en las líneas de protección, para solventar a mediano y largo plazo los problemas identificados, para la protección de distancia de líneas se elimina la zona 2 debido a que al ser líneas cortas no es necesario tener habilitada, de las simulaciones realizadas, cuando existan fallas a más del 80% de la línea de transmisión van a actuar las protecciones de la subestación de llegada que es la manera correcta de trabajar; para la protección de sobre corriente se cambió la característica no direccional, por direccional para evitar disparos erróneos y la central pueda trabajar en malla, adicionalmente se realizó una simulación de flujo de carga considerando un crecimiento del 5% de la demanda, donde se pudo determinar que los trasformadores de corriente de las líneas no están diseñados para soportar la corriente nominal de la línea cuando trabaje a plena carga; y para los generadores se propone activar la protección sobrecorriente controlada por voltaje ANSI 51V debido a que es la recomendación típica y recomendada para generadores eléctricos, así se puede garantizar que la protección actúe ante cualquier desbalance en operación normal. Con estos nuevos ajustes en los IEDs y después de realizar todas las simulaciones necesarias en todos los escenarios posibles de operación se pudo obtener una coordinación de protecciones selectiva, confiable y rápida frente a fallas en el sistema.
- ItemEstimación de la demanda de una estación de carga para vehículos eléctricos en la Ciudad de Ambato mediante la aplicación de métodos probabilísticos.(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC)., 2024) Lascano Vásquez, Julio Santiago; Saraguro Ramírez, Roberth AlcidesEn el presente artículo se presenta el estudio de la estimación de demanda de una estación de carga de vehículos eléctricos basado en el uso de simulación de Montecarlo. La modelación del sistema eléctrico se lo realiza a través del software de PowerFactory, por otra parte, para el desarrollo de las simulaciones de Montecarlo y el procesamiento de la información, se lo realiza a través del uso del software de Python. El análisis en general está enfocado en determinar el impacto de la integración de vehículos eléctricos en la red eléctrica, de forma que se generan escenarios que emulen la operación de la electrolinera, teniendo en cuenta la demanda de vehículos eléctricos dentro de sus puntos de carga, de forma que se generan escenarios aleatorios considerando el número de vehículos conectados y el porcentaje de carga de los vehículos. Otro aspecto que se considera es la integración de sistemas de generación fotovoltaica, de forma que se realiza el análisis de su impacto en la operación de la red eléctrica teniendo en cuenta la operación aleatoria de la electrolinera.
- ItemReconfiguración óptima de redes de distribución de energía eléctrica.(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC)., 2024) Segovia Albarrasín, Edwin Oswaldo; Freire Martínez, Luigi OrlandoEl estudio propone una metodología para abordar la reconfiguración de las redes de distribución eléctrica, formulándola como un modelo de optimización no lineal de enteros mixtos. La complejidad surge de los seccionadores, de comportamiento binario, y de las ecuaciones no lineales de flujo de potencia. Se destaca la falta de programas eficientes y fiables para resolver estos retos. Se propone un enfoque solucionable como modelo convexo inte-ger mixto, implementado en Julia con JuMP para la optimización y los solucionadores Ipopt y CPLEX. Se compara con el funcionamiento estándar del sistema para validar las formulaciones propuestas, incluyendo modelos relajados de naturaleza convexa. La implementación se valida en dos casos de estudio, uno creado para la investigación y otro utilizando un sistema radial IEEE de 118 barras. Los resultados muestran ventajas significativas en velocidad computacional y calidad de respuesta, mejorando el coste de operación del sistema de distribución entre un 1% y un 12%. Es importante destacar que la modificación de los seccionadores no implica costes adicionales en la operación del sistema. Este trabajo aporta modelos convexos eficientes para resolver problemas de reconfiguración en redes eléctricas.
- ItemSistema de gestión de energía dentro de una micro - red aislada basada en un problema de optimización estocástica.(Ecuador: Latacunga: Universidad Técnica de Cotopaxi (UTC), 2023-10) Chasi Cajas, Christian Paúl; Jiménez, DiegoEn la última década el uso de las fuentes de energía no convencionales (ERNC) como la solar y eólica, ha crecido de manera exponencial, para generar energía eléctrica en microrredes, con el objetivo de mitigar las emisiones de 𝐶𝑂2, reducir el uso de combustibles fósiles, minimizar los costos de adquisición de equipos de generación convencionales y abastecer la demanda. En este contexto es necesario analizar el despacho económico (ED) como un problema de optimización estocástica debido a la variabilidad del recurso solar, la fuente de energía eólica no se consideró debido a las bajas velocidades del viento. Con relación al sistema almacenamiento de energía se utilizó baterías de Ion-Litio, por sus características técnicas como alta potencia, alta eficiencia, longevidad y seguridad. El sistema de simulación diseñado está basado en tres etapas la primera la red neuronal artificial (ANN) que utiliza 18 entrada, el mes, el día, la hora, y los datos de los 15 días anteriores de irradiación, para predecir los valores del recurso solar, el modelo fue validado con el cálculo del RMSE con valores menores o iguales al 5% y con valores del R superiores a 0.8 en todas las pruebas. La segunda etapa consistió en utilizar los datos predicho como entrada al problema de optimización MILP, donde se evidencio que la energía solar aporta con el 59% de energía, el excedente permitió cargar las baterías y cuando entran en modo descarga aportan con un 25% de potencia, que permitió que el generador diésel se encienda en intervalos pequeños de tiempo aportando un 16%, abasteciendo de esta manera la demanda analizada. Finalmente, en la etapa tres, se realizó la comparación de costos entre el enfoque estocástico y determinista. En el horizonte de 24h no existió cambios, en el horizonte de 48h el determinista fue mejor con un ahorro de $0.42. Sin embargo, en el horizonte de 168h se ahorró $0.44 utilizando el método estocástico, concluyéndose que mientras más amplio es el horizonte de tiempo. El enfoque estocástico es mejor, entendiéndose que los costos de operación son menores, el generador diésel reduce su desgaste mecánico, la utilización de combustible fósil es menor y se prioriza las ERNC.