En este espacio se encuentran alojadas las "Tesis de posgrado, Trabajos Finales, Trabajos Integradores Finales" correspondientes a "Eléctrica". http://huru.unsj.edu.ar/handle/123456789/443 2026-11-05T19:43:35Z 2026-11-05T19:43:35Z Villarroel Gutíerrez, Héctor Alejandro http://huru.unsj.edu.ar/handle/123456789/913 2026-11-05T14:48:52Z 2025-10-06T00:00:00Z

Mitigación de eventos de tensión mediante control dinámico adaptivo implementando en inversores fotovoltaicos vinculados a redes eléctricas Villarroel Gutíerrez, Héctor Alejandro Entre todo el catálogo de perturbaciones que afectan a los sistemas eléctricos de potencia (SEP), los huecos de tensión constituyen uno de los eventos más relevantes por sus efectos sobre los usuarios y por las pérdidas económicas que provocan en los operadores del SEP. Estos huecos (sags para EE.UU. y dips en Europa) se manifiestan como reducciones breves de la tensión eficaz, usualmente originadas por cortocircuitos, energización de transformadores, arranque de motores de gran potencia y sobretensiones transitorias. Su impacto se evidencia tanto en redes de media como de alta tensión, donde las variaciones de la tensión en barras de 33 kV y 132 kV pueden comprometer la operación de dispositivos sensibles y la estabilidad general del sistema. Bajo la hipótesis de una elevada penetración de generación solar, la utilización de estrategias de soporte dinámico de tensión mediante inversores fotovoltaicos surge como una alternativa eficaz para mitigar perturbaciones en distintos niveles de tensión. En este marco, se implementan dos esquemas complementarios: una curva de disparo o tolerancia y una curva de inyección de reactivo. Sin embargo, se han identificado limitaciones en estas estrategias cuando se producen escenarios particulares como islas voluntarias, huecos sucesivos o retardos en la recuperación de la tensión asociados a cargas dinámicas. En este trabajo, estas limitaciones se analizaron rigurosamente mediante una metodología basada en simulaciones dinámicas y sistemas de prueba que incluyeron modelos IEEE de 14 y 33 barras, así como un sistema real a nivel de 33 kV y 132 kV. Se empleó software especializado para reproducir fallas típicas, modelar cargas dinámicas y evaluar la respuesta de inversores fotovoltaicos ante distintos eventos. A partir de estos estudios, se propone una estrategia de soporte adaptivo de tensión, basada en un algoritmo capaz de reconocer la naturaleza de las fallas y ajustar automáticamente los parámetros de ambos esquemas de soporte dinámico. Los resultados obtenidos corroboran la efectividad del control adaptivo implementado en inversores fotovoltaicos. La principal contribución de esta tesis es el desarrollo y la validación de una estrategia adaptativa de soporte de tensión para inversores fotovoltaicos, superando las limitaciones de los esquemas FRT actuales

2025-10-06T00:00:00Z Jurado Egas, Mauro Fabricio http://huru.unsj.edu.ar/handle/123456789/911 2026-11-05T13:51:10Z 2024-07-02T00:00:00Z

Estimación y planificación de la operación de corto plazo en redes activas de distribución Jurado Egas, Mauro Fabricio La incorporación masiva de recursos energéticos distribuidos como la generación distribuida, respuesta de la demanda y vehículos eléctricos conectables, conlleva cambios en los paradigmas de la planificación y operación de los sistemas eléctricos de distribución. En este sentido, las empresas distribuidoras se encuentran inmersas en profundas transformaciones tales como la implementación de nuevas herramientas o metodologías de planificación capaces de brindar soluciones inteligentes para una adecuada y eficiente gestión coordinada del sistema. En esta tesis se propone una metodología integral estocástica de planificación de la operación de corto plazo, específicamente con un día en adelanto, que tiene como objetivo la minimización del costo total diario de operación. Para ello, la metodología propuesta integra entre las posibles soluciones los cambiadores de tomas bajo carga, los bancos de capacitores y la carga flexible que participa en un programa de respuesta de la demanda, con el fin de reducir las pérdidas y gestionar las violaciones de tensión y congestiones por las ramas, mientras se considera los costos asociados con la operación y uso de los recursos controlables. El esquema propuesto es resuelto a través de una estrategia eficiente de dos etapas basado en algoritmos genéticos y programación dinámica. Además, para abordar las incertidumbres de la demanda y generación fotovoltaica de pequeña escala, se ha desarrollado un método de optimización estocástico basado en escenarios, junto con un modelo de pronóstico probabilístico que utiliza técnicas de aprendizaje profundo (inteligencia artificial). La programación estocástica puede ayudar a los operadores del sistema de distribución a tomar decisiones operativas frente a un entorno con incertidumbres. Los resultados numéricos basados en los sistemas de distribución IEEE 13 nodos modificado y un sistema típico de América Latina 37-nodos, en conjunto con mediciones reales del proyecto “Red Inteligente Caucete”, validan la robustez, escalabilidad y eficiencia computacional de la metodología propuesta.

2024-07-02T00:00:00Z Quispe Huarcaya, Juan Carlos http://huru.unsj.edu.ar/handle/123456789/909 2026-11-04T18:06:34Z 2024-03-22T00:00:00Z

Esquema de protección ultra-rápido mediante morfología matemática considerando el efecto de generación basada en inversores conectada al sistema de transmisión Quispe Huarcaya, Juan Carlos Este trabajo desarrolla un nuevo algoritmo de protección a distancia para líneas de transmisión utilizando señales transitorias de alta frecuencia generadas por fallas mediante una nueva técnica de filtrado digital basada en la teoría de morfología matemática y energía espectral. Además, este método determina el comportamiento de las señales en el dominio tiempo-frecuencia mediante un análisis multirresolución con una ventana de tiempo de 5 ms, lo que hace de este muy rápido y evite el efecto de las fuentes de energía renovables en comparación con los sistemas de protección tradicionales. Por lo tanto, el desarrollo de esta tesis proporciona las siguientes contribuciones: Un estudio detallado de las características de respuesta ante cortocircuitos de los generadores basado en inversores y su influencia en las principales funciones de protección de las líneas de transmisión (distancia, diferencial, sobre corriente, direccional). Un estudio detallado del comportamiento de las señales transitorias de alta frecuencia causadas por las señales de onda viajera de cortocircuito en las líneas de transmisión. Por último, se presenta una metodología novedosa para la protección de distancia utilizando señales transitorias de alta frecuencia mediante el desarrollo de un nuevo filtro morfológico digital y técnicas de comparación basado en umbrales de frecuencia y energía espectral.

2024-03-22T00:00:00Z Leiva Roca, Daniel Alejandro http://huru.unsj.edu.ar/handle/123456789/908 2026-11-04T17:39:03Z 2024-07-29T00:00:00Z

Mejoramiento de la respuesta inercial de sistema eléctricos con alta penetración de generación no convencional Leiva Roca, Daniel Alejandro La continua búsqueda de fuentes de energía limpias y renovables, ha impulsado la conexión de gran cantidad de tecnologías de generación no convencionales. Esta conexión se lleva a cabo mediante convertidores electrónicos de potencia convencionales, cuyo funcionamiento está limitado a los algoritmos de control programados en ellos. Esto ocasiona problemas en el sistema de suministro de energía eléctrica SSEE, comprometiendo la seguridad de operación del mismo. Entre los principales inconvenientes causados por la generación conectada electrónicamente destaca su impacto en la respuesta inercial de los SSEEs. Esto se debe a que los convertidores desacoplan eléctricamente al generador de la red, provocando una disminución de la constante de inercia, en detrimento de la estabilidad de frecuencia. Entre las alternativas para mejorar la respuesta inercial, la emulación de inercia se presenta como una solución sustentable y escalable. La emulación de inercia implica replicar el comportamiento inercial de los generadores convencionales, para lo cual es necesario contar con reserva de potencia instantánea. Pero, un servicio seguro y confiable sólo es posible si se dispone de reservas de potencia adecuadas. En virtud de lo expresado y, con el objetivo de mejorar la respuesta inercial de SSEEs con alta penetración de generación no convencional, en este trabajo se determina la reserva de potencia instantánea imprescindible en función de la programación de la asignación de generadores del día siguiente. Para ello, se desarrolla una metodología fácilmente programable y flexible que utiliza un modelo lineal extendido del sistema eléctrico. Dicho modelo también es desarrollado en el marco de este trabajo. Los resultados demuestran que se mejora la respuesta inercial del sistema eléctrico ya que la metodología permite determinar la reserva de potencia requerida con gran precisión y velocidad. Por lo tanto, sirve como respaldo para la toma de decisiones en lo referido al despacho de reserva de potencia y favorece la incorporación de mayor cantidad de fuentes de energías renovables sin comprometer la seguridad de operación de los SSEEs.

2024-07-29T00:00:00Z