Máster en Sistemas de Energía Eléctrica

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Compensador Dinámico de Tensión en Redes de Distribución Desequilibradas mediante un AC-link ShSPFC
(2024) Heredia Macías, Pablo; Barragán-Villarejo, Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
En este proyecto se amplía lo expuesto en el anterior trabajo de fin de grado y se propone el uso de la topología AC-Link ShSPFC basada en el convertidor VeSC para diseñar un compensador dinámico de tensión que sea capaz de mantener la tensión nominal en los puntos de conexión de las cargas a la red de distribución tanto en operación equilibrada como en operación desequilibrada. Para tal fin se mejora el control en cascada propuesto en el trabajo anterior para que también sea capaz de mitigar las tensiones en secuencia inversa. Se darán tres propuestas de topología, cada una con su propia estrategia de control, que serán validadas mediante simulación, con el fin de demostrar la idoneidad de estas topologías para mitigar las tensiones en secuencia inversa y garantizar siempre una operación equilibrada en el punto de conexión en la carga.
Análisis de la viabilidad económica del desarrollo de la generación renovable en Ecuador
(2024) Guevara Arias, Ronnie Israel; Roldán Fernández, Juan Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Ecuador es un país con limitadas opciones de generación de energía, ya que la prioridad histórica ha sido la creación de centrales hidroeléctricas debido a la abundancia de ríos a lo largo de su superficie. Sin embargo, el cambio climático y la irregularidad en las lluvias hacen necesario un análisis sobre la conveniencia de añadir otras fuentes de generación eléctrica para reducir la dependencia de la hidráulica y a su vez conseguir una transición energética hacia un modelo más sostenible. Por ese motivo, este trabajo tiene como objetivo evaluar la viabilidad económica del desarrollo de la generación renovable en Ecuador. Para ello, se llevará a cabo una comparativa entre el actual modelo de generación eléctrica renovable, principalmente basado en energía hidráulica, y otros modelos como la integración de energía eólica y fotovoltaica. Se busca determinar si la implementación de estos modelos energéticos podría ofrecer ventajas económicas o de generación eléctrica significativas en comparación con el modelo actual. Para este análisis se va a comenzar por identificar los lugares más adecuados para implementar proyectos de generación renovable. En el caso de la energía fotovoltaica, se llevarán a cabo análisis de irradiación y temperatura en toda la geografía ecuatoriana con ayuda de “PVsyst”. En cuanto a la energía eólica, se utilizará el software “OpenWind” para determinar los lugares apropiados para la instalación de parques eólicos, empleando datos como latitud y velocidad del viento, entre otros. Para estudiar el comportamiento de dichas tecnologías en el país se realizarán simulaciones energéticas con ayuda de “EnergyPlan”. De esta manera, se obtendrá una estimación aproximada de la capacidad energética del territorio ecuatoriano en caso de implementar estas tecnologías.
Cosimulación de redes de distribución utilizando la plataforma HELICS
(2024) Mármol Carrión, Elvis Junior; Marano-Marcolini, Alejandro; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
En el apasionante ámbito de los sistemas de energía eléctrica, la optimización y análisis de los sistemas de distribución son cruciales para garantizar un suministro confiable y eficiente. Una solución innovadora que ha surgido en este contexto es la 'co-simulación', que permite la combinación de diferentes simuladores para obtener análisis más avanzados y precisos en sistemas de energía eléctrica complejos. En lugar de depender de un solo programa para comprender todo el sistema, se fragmenta el problema en partes más pequeñas que se analizan con programas especializados. Posteriormente, se conectan y se establece una comunicación en tiempo real entre estos programas, recreando así la totalidad del sistema. Hoy en día, la co-simulación ha captado la atención de la comunidad de investigadores, no solo en el ámbito de los sistemas de energía eléctrica, sino en múltiples disciplinas de la ingeniería. Esto se debe a su potencial para construir plataformas digitales que modelan y operan sistemas de ingeniería más complejos. A raíz de eso, en el presente trabajo se realiza una revisión exhaustiva del estado del arte de la co-simulación en el ámbito de los sistemas eléctricos. El análisis de la literatura se inicia con una presentación de los fundamentos teóricos relacionados con la co-simulación, este abarca múltiples aspectos y características relevantes sobre esta técnica. Se engloban todos los conceptos y elementos que componen esta técnica, para luego analizar las principales herramientas y/o plataformas de co-simulación existentes, destacando especialmente HELICS (Hierarchical Engine for Large-scale Infrastructure Co-Simulation). También se proporciona un resumen de los resultados obtenidos en diversos casos de estudio y/o prácticos donde HELICS ha sido implementado con éxito como una herramienta y/o plataforma de co-simulación. Finalmente, se presenta las conclusiones derivadas de este estudio.
Sensores de corriente inalámbricos para líneas eléctricas aéreas
(2024) Villaman Payamps, Osvaldo Bienvenido; Cruz-Romero, Pedro Luis; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El presente Trabajo Fin de Máster, titulado "Sensores de corriente inalámbricos para líneas eléctricas aéreas", aborda una problemática relevante en la monitorización y medición de corriente en líneas aéreas de sistemas de energía eléctrica. Tradicionalmente, se ha recurrido a sensores de corriente que requieren contacto directo con los conductores, pero estos presentan limitaciones en cuanto a instalación, mantenimiento y seguridad. Este trabajo se centra en el análisis y evaluación teórica de sensores de corriente sin contacto, ofreciendo una alternativa segura y no invasiva. Se realizó una revisión exhaustiva de la literatura, describiendo los principios de funcionamiento de diferentes sensores (efecto Hall, sensores de inducción, sensores magnéticos) y realizando una evaluación comparativa de sus sensibilidades, precisión y viabilidad técnica. Se identificaron aplicaciones potenciales y limitaciones de cada enfoque. Los resultados destacan las ventajas y desventajas de diferentes metodologías, como la instalación sobre torres de transporte, en el suelo, o el uso de bobinas sin núcleos enterradas, permitiendo una elección más informada de la tecnología en función de las necesidades específicas del sistema eléctrico.
Estudio de Métodos de Estimación Puntual para Formato de Publicación de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería el Análisis del Flujo de Cargas Probabilístico en Redes de Baja Tensión
(2023) Valenzuela de la Mata, Sergio; Romero Ramos, Esther; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Enesteproyectosepresenta unanálisis probabilístico de sistemas de distribución trifásicos desbalanceados con conexión de generadores distribuidos. Para este análisis, se hace uso de la técnica del Método Estimado de Dos y Tres Puntos para el cálculo del comportamiento probabilístico de las variables aleatorias del sistema. Para validar la eficiencia de los modelos de algoritmo propuestos, se usará la "Red Comercial de Baja Tensión" del sistema de pruebas proporcionado por Cigré. Los resultados probabilísticos logrados serán comparados con aquellos resultados obtenidos usando el Método de Monte Carlo. Para ello, se definirán como variables aleatorias todas las cargas del sistema, generación fotovoltaica (PV) y el consumo de carga dado por la introducción del vehículo eléctrico (VE). La incertidumbre de todas estas variables de entrada se modelarán como una función de probabilidad normal estándar. Para cada entrada, los datos de salida analizados (tensiones, intensidades y pérdidas) se obtendrán a partir de un flujo de cargas probabilístico definido para un intervalo horario concreto dentro de las 24 horas de un día. El objetivo final será analizar estos resultados, comparando los tres métodos de flujo de cargas probabilístico mencionados anteriormente. Además se realizará un estudio sobre el comportamiento de la red ante la presencia de desequilibrios tanto en consumos como en generación. El estudio se divide en dos partes. La primera parte se enfoca en la definición de los conceptos de Flujo de Carga Determinista y Flujo Probabilístico, junto con la introducción al modelado de distribución probabilística de cada una de las variables aleatorias de entrada. También se aborda en detalle el desarrollo de métodos analíticos, tales como el Método Estimado de Dos y Tres Puntos, destinados a calcular el comportamiento de las variables aleatorias del sistema. La segunda parte del estudio se dedica a examinar las simulaciones y resultados obtenidos al aplicar y comparar todos los modelos mencionados en un flujo de carga probabilístico, en comparación con el método numérico de Monte Carlo. Se busca determinar las diferencias, ventajas y desventajas entre todos ellos. Además, se realiza un análisis eléctrico más específico sobre el comportamiento de la red en este contexto probabilístico. Este documento sigue la siguiente estructura: los dos primeros capítulos introducen a los nuevos actores en redes de baja tensión que generan incertidumbre, además de presentar la metodología que se empleará para abordar el problema del flujo de cargas. El tercer capítulo se centra en el proceso para llevar a cabo un Flujo de Cargas Probabilístico (PFL). Aquí, se define el modelado de distribución probabilística de cada una de las entradas, y se describen los algoritmos de Simulación de Monte Carlo (con énfasis en el algoritmo de Box-Muller) y Métodos Estimados de Dos y Tres Puntos (utilizando el Modelo de Hong). En el cuarto capítulo, se ofrece un detalle completo de la red de estudio empleada, así como de cada uno de los datos de entrada, que incluyen el modelado de las cargas, la generación fotovoltaica (PV) y el consumo de vehículos eléctricos (VE). El quinto capítulo se dedica a la realización de simulaciones utilizando los tres modelos de Flujo de Carga Probabilístico, y se procede a analizar los resultados obtenidos. Finalmente, en el sexto capítulo, se presentan las conclusiones relevantes y se definen los posibles aspectos a abordar en futuros trabajos.
Análisis, estimación y evaluación de pérdidas de producción en una planta fotovoltaica de 50 MW
(2023) Caldera Sudano, Luis Alejandro; González Cagigal, Miguel Ángel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Este trabajo final de máster se centra en la presentación de los elementos físicos tangibles e intangibles que componen una planta fotovoltaica de 50 MW, haciendo un mayor énfasis en el estudio de los factores que influyen en la generación de energía eléctrica a partir de esta, afectando consecuentemente la tasa de rendimiento o PR. El objetivo principal es analizar las pérdidas de producción de energía eléctrica en esta planta de 50 MW y verificar si las diferencias entre la energía producida en 2022 y la esperada tienen sentido en función de las desviaciones en las pérdidas esperadas. Se identificaron con detalle los factores que afectan al rendimiento óptimo de la instalación, acotando este estudio al impacto ocasionado por la suciedad, temperatura y diferencias en los niveles de irradiación solar. La afección de estos sobre la producción se obtuvo para diferentes escalas de tiempo, por lo que fue posible estimar en base a datos reales, las pérdidas totales ocasionadas por los factores objeto de estudio, llevando a cabo posteriormente un análisis comparativo con las pérdidas estimadas por los estudios de ingeniería previos a la construcción de la planta. Adicionalmente, se consideraron las pérdidas debidas al mantenimiento preventivo y correctivo, que a menudo no se incluyen explícitamente en los estudios de ingeniería, pero que también influyen en el rendimiento y la cantidad de energía generada. Los métodos utilizados implicaron la obtención de datos reales a partir de sensores disponibles en la instalación fotovoltaica y a través del SCADA. Posteriormente, se llevó a cabo un procesamiento de estos datos para adaptarlos a las horas de producción de la planta y aumentar la fiabilidad del estudio. Se utilizaron ecuaciones proporcionadas por los fabricantes de los distintos sensores para estimar las pérdidas, comparándolas posteriormente con los valores obtenidos en los estudios de ingeniería previamente mencionados. Finalmente, se verificó la coherencia de los resultados obtenidos. Las conclusiones principales de este estudio revelan que existen factores que afectan el funcionamiento óptimo de la planta en una medida mayor con respecto a la esperada. Se demostró que, en situaciones en las que se depende de variables meteorológicas independientes, no es posible predecir con alta precisión y exactitud las pérdidas de producción. Por otra parte, se obtuvo que el tratamiento de datos reales y la consideración de las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo son esenciales para mejorar la fiabilidad de las estimaciones. La diferencia total entre la producción real y la esperada puede ser significativa y equivalente a la producción de varios meses en función de la estación del año. En última instancia, esta investigación concluye que no es realista esperar que los valores reales de producción y pérdidas durante la fase de operación de una planta fotovoltaica sean idénticos o con desviación nula con respecto a los valores esperados en estudios previos, lo cual debe ser tenido en cuenta en el momento de proyectar la planificación de un proyecto fotovoltaico.
Advanced Non Inverting Rogowski Integrator Design for SMART Tokamak Current Measurement
(2023) Vicente Torres, Pablo; Martín Prats, María de los Ángeles; Ayllón Guerola, Juan Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Mecánica y de Fabricación
En el último siglo el enorme consumo energético basado en combustibles fósiles ha causado un gran impacto en el medio ambiente. Las energías renovables juegan un papel protagonista en la transición energética. Sin embargo, su alta dependencia de las condiciones climáticas impide que sean la solución definitiva. La entrada de nuevas centrales como base en la matriz energética es unos de los mayores intereses actuales. La fusión nuclear podría ofrecer una solución en este campo, tratándose de una energía que no genera gases de efecto invernadero, no genera residuos radiactivos de vida larga y su combustible es abundante. En las próximas décadas se espera poder tener disponibles plantas de fusión nuclear para la generación comercial con las que generar energía de forma deslocalizada. La posibilidad de construir reactores de fusión nuclear como fuente de energía desde fue considerada desde mediados el siglo XX. Los reactores de tipo tokamak han permitido realizar numerosos experimentos en este campo. En su aplicación, es necesario un adecuado control sobre el confinamiento del plasma de acuerdo con las restricciones impuestas por el experimento y las restricciones de seguridad a las que está sometida la máquina, ya que fluctuaciones o inestabilidades del plasma ponen en riesgo el funcionamiento normal de la máquina. Los sistemas de adquisición de datos son responsables de recopilar toda la información en tiempo real de los parámetros en estudio, estos permiten evaluar el estado del plasma y tomar decisiones instantáneas para ajustar los campos magnéticos y otros parámetros del tokamak. Los sistemas desempeñan un papel fundamental en la optimización y estabilización del plasma, así como mantener las condiciones necesarias para que la fusión nuclear ocurra de manera sostenible y eficiente. Además, los datos recopilados son esenciales para investigar y comprender mejor el comportamiento del plasma en condiciones extremas, lo que a su vez contribuye al avance en la investigación de la fusión nuclear como fuente de energía limpia y abundante. El tokamak SMART requiere nuevos diseños para los sistemas de adquisición y adaptación de señales. Se ha realizado una revisión de la bibliografía existente sobre métodos y arquitecturas de integración de señales y su instrumentación electrónica. Se han construido integradores analógicos para medidas de corriente de plasma en tiempo real, que serán incluidos en los lazos de control que modifican la forma y posición del plasma. Se han definido las características básicas del integrador analógico para su aplicación y se ha reducido el número de componentes activos con respecto a las arquitecturas ya planteadas, ofreciendo una solución más económica y compacta con las mismas prestaciones. Se ha creado un modelo genérico en Matlab y se han realizado simulaciones en LSpice sobre el ancho de banda y el nivel de ruido de un prototipo de circuito. Finalmente, se ha construido la placa de circuito impreso para su instalación y prueba.
Análisis económico de hibridación de planta solar fotovoltaica y eólica
(2023) Robles Velotti, Rogelio Gabriel; Roldán, Juan Manuel; Burgos Payán, Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Las energías renovables son importantes porque nos ayudan a mitigar el cambio climático y a reducir el uso de combustibles fósiles, es por ello, que la generación a partir de energías renovables ha tomado un mayor protagonismo. Esto ha causado que nos enco ntremos con amplio desarrollo en todos los países alrededor del mundo, pudiéndose traducir a que estas son hoy en día tecnologías maduras. Sin embargo, dado su intermitencia poseen algunas limitaciones de estacionalidad, que pueden ser solventadas con el u so de instalaciones de generación híbrida. La hibridación de plantas de generación, no es más que la configuración que utiliza dos o más tipos distintos de generación de energía eléctrica en un mismo emplazamiento, donde estas compartes los activos para interconectarse a la red eléctrica. Se debe r esaltar que hasta unos años atrás este tipo de instalaciones no se contemplaban debido a que había poca instalación de renovables y no existían limitaciones técnicas en la conexión de estas instalaciones. El uso de este tipo de instalaciones eléctricas puede mejorar el factor de carga de la planta, haciendo que su generación sea más fiable además permite integrar más renovable con las instalaciones existentes salvando el problema actual de conseguir permiso s, capacidad adicional para conectarse a la red y disminuir costes en la construcción de las infraestructuras. Este Trabajo de Fin de Máster, tiene como objetivo principal evaluar la rentabilidad financiera de proyectos de hibridación de planta solar fotovoltaica y eólica, donde se buscará a partir de los indicadores económicos; como Valor Actual Neto, Tasa Interna de Retorno y Payback time, la cantidad de potencia optima que se podría instalar de solar fotovoltaica y eólica con la limitante de que solo se podrá inyectar a la red 50 MW. Se presentarán dos casos principales de análisis, el primero presenta una planta ya existente y se hibrida una vez ya la planta existente se encuentre amortizada y un segundo caso partiendo desde la premisa que se instale desde cero una nueva instalación h íbrida. Se debe mencionar que el segundo caso no es lo que se esperaría como lo más común, dado que una de las principales versatilidades de hibridar plantas es el beneficio que se obtiene para conseguir permisos y la capacidad adicional para conectarse al sistema. De este se podrán derivar un sin número de conclusiones. Se reflejará como al utilizar la hibridación de plantas se presentarán mayores ganancias para xii el inversionista. Además, se resalta, como la utilización de esta configuración aumenta el uso el inversionista. Además, se resalta, como la utilización de esta configuración aumenta el uso de los elementos de conexión a la red, visualizado el aumento de horas equivalentes de uso. de los elementos de conexión a la red, visualizado el aumento de horas equivalentes de uso. Por último, es muy importante señalar lo beneficiosa que es esta ya Por último, es muy importante señalar lo beneficiosa que es esta ya que nos permite conseguir que nos permite conseguir esa complementariedad entre distintos perfiles de generación.esa complementariedad entre distintos perfiles de generación.
Potenciales aplicaciones de la tecnología blockchain al sector eléctrico
(2023) Parra Parra, Francisco Javier; Cruz Romero, Pedro L.; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Los sistemas eléctricos se encuentran actualmente expuestos a grandes cambios. Están inmersos en un proceso de descarbonización, donde las centrales de generación térmica convencionales están siendo reemplazadas por generación renovable, con gran parte distribuida en pequeñas instalaciones. Además, han surgido nuevos actores, como los prosumidores (consumidores que también generan energía) o el vehículo eléctrico. Estos nuevos elementos se encuentran generalmente distribuidos y en manos de usuarios finales y pequeñas entidades, haciendo necesario un cambio de paradigma en la forma de gestionar y operar los sistemas eléctricos. Así, se está pasando de modelos de gestión centralizados a modelos cada vez más descentralizados, tomando las redes eléctricas de distribución mayor relevancia y donde las microrredes y las comunidades energéticas podrían jugar un papel importante. Todo esto, junto con la digitalización de las redes eléctricas, transformándose progresivamente en smart grids, requiere la búsqueda de soluciones innovadoras para garantizar y mejorar su funcionamiento. Este trabajo se centra en explorar posibles aplicaciones de la tecnología blockchain para abordar estos desafíos. En el primer capítulo, se introducen los fundamentos técnicos de blockchain, una tecnología disruptiva que en los últimos años ha atraído gran atención. En el segundo capítulo, se exponen potenciales aplicaciones de blockchain en sistemas eléctricos. Estas aplicaciones se han dividido en tres categorías: - Ciberseguridad - Mercados eléctricos - Gestión, operación y control de redes eléctricas Para cada una de estas categorías, se comienza identificando los desafíos que los sistemas eléctricos manifiestan en el área correspondiente. Posteriormente, se expone como la aplicación de blockchain puede contribuir a resolver estos desafíos. Finalmente, se examinan casos de estudio que ilustran aplicaciones concretas de blockchain. En el tercer capítulo, se presenta una aplicación innovadora que propone utilizar blockchain para mejorar la gestión de comunidades de autoconsumo solar colectivo. En primer lugar, se define el concepto de comunidad energética y autoconsumo solar colectivo, y se explica el marco normativo que actualmente establece su funcionamiento en España. A continuación, se introduce el modelo propuesto y se exponen las ventajas que su implementación supondría frente al mecanismo actual. Por último, se incluyen los pasos que se han seguido y las herramientas utilizadas para simular el funcionamiento del modelo propuesto. La simulación ha consistido en el desarrollo de una blockchain local y el diseño de una comunidad de autoconsumo colectivo formada por 10 viviendas y una instalación fotovoltaica compartida. Para ello, se han utilizado datos de consumo y generación correspondientes a un año. Por último, el código de programación utilizado durante la simulación se ha incluido en el Anexo A.
"Conservation Voltage Reduction": Revisión del estado del arte
(2023) Moscoso Romo, Juan Francisco; Romero Ramos, Esther; Marano-Marcolini, Alejandro; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
En el presente trabajo se realiza una revisión exhaustiva del estado del arte acerca de la temática de ahorro energético por reducción de tensión, conocida también como CVR (del inglés Conservation Voltage Reduction). El análisis de la literatura se inicia con una presentación de los fundamentos teóricos relacionados con la técnica de CVR, que engloba información esencial sobre el tema. Se aborda tanto las aplicaciones como los métodos de evaluación y los métodos para cuantificar los efectos de la técnica de CVR en sistemas eléctricos convencionales y modernos, resaltando su importancia en los sistemas de distribución. Asimismo, se examina la relación entre la técnica de CVR y la generación distribuida. Además, se ofrece un resumen de los resultados de ocho casos de estudio prácticos en los que la técnica de CVR se ha implementado con éxito. Finalmente, se presenta las conclusiones y recomendaciones derivadas de este estudio.
Estudio comparativo de producción eléctrica fotovoltaica para autoconsumidores y comunidad energética
(2023) Sempértegui Moscoso, María Emilia; Riquelme Santos, Jesús Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El presente trabajo muestra una comparación de producción eléctrica fotovoltaica para 20 consumidores residenciales; en primer lugar, cuando las instalaciones están dimensionadas para suplir las demandas individuales de cada usuario de la forma más óptima posible, luego cuando bajo estas condiciones deciden conformar una comunidad energética, y; finalmente se analiza el escenario cuando deciden consolidarse como una comunidad energética y la instalación se dimensiona para la demanda del conjunto de usuarios. El capítulo 2 presenta el marco teórico sobre las instalaciones fotovoltaicas, la clasificación y sus componentes. En el capítulo 3 se desarrolla el marco teórico acerca de las comunidades energéticas, las actividades que éstas pueden desarrollar, ventajas, barreras, cómo son las comunidades energéticas en España y, su marco regulatorio. El capítulo 4 muestra la metodología empleada para el dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos y las consideraciones adoptadas donde se analizan los perfiles de demanda de energía eléctrica de los usuarios y se determina la potencia de instalación en función de la viabilidad económica de las mismas (valor actual neto), que se calcula con el coste de energía eléctrica comprada a la red eléctrica, el coste de la energía inyectada, además de un presupuesto referencial que supone el emplazamiento de las instalaciones y el coste de mantenimiento de los mismos. Asimismo, se calcula la tasa interna de retorno y el periodo de recuperación de la inversión. El capítulo 5 presenta un análisis de los resultados obtenidos para los casos de estudio: sistema fotovoltaico para autoconsumo y sistema fotovoltaico para comunidad energética (usuarios que tienen una instalación fotovoltaica y quieren formar una comunidad, y usuarios que no tienen una instalación fotovoltaica y quieren formar una comunidad). Finalmente, el capítulo 6 trata sobre las conclusiones generales del trabajo.
Técnicas de predicción aplicada a la demanda desagregada con variables exógenas
(2023) Jácome García, Jaime Fernando; Riquelme Santos, Jesús Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El progreso de los mercados eléctricos liberalizados ha revolucionado la industria energética en los últimos años. La necesidad de predecir la demanda desagregada de electricidad se ha vuelto crucial para la toma de decisiones y la ventaja competitiva. A pesar de los enfoques tradicionales, la predicción de demanda desagregada ha emergido como una solución para abordar patrones complejos en el consumo eléctrico. Este estudio se enfoca en la predicción de la demanda eléctrica desagregada en centros de transformación. Se ha aplicado un riguroso proceso de tratamiento de datos destinado a abordar la presencia de valores faltantes y anomalías en los conjuntos de datos. Se implementa modelos, como ARIMA y redes neuronales de memoria a largo plazo (LSTM), con el fin de realizar una comparación de su capacidad predictiva. La selección del modelo óptimo desempeña un papel fundamental en la mejora de la toma de decisiones en el sector energético. Con miras a mejorar la robustez y la precisión de las predicciones, se ha propuesto la utilización de modelos ensambladores. Estos ensambladores tienen la finalidad de aprovechar y fusionar las mejores características de los modelos individuales, permitiendo así una respuesta predictiva aún más precisa y confiable. El objetivo de este estudio es proporcionar un análisis detallado de la predicción de demanda desagregada en centros de transformación, lo que puede contribuir significativamente a la planificación estratégica en la industria energética
Un modelo sostenible para un mercado eléctrico basado en renovables. Aplicación para el caso español.
(2023) Dorado Galatoire, Erick Andrés; Arcos Vargas, Ángel; Núñez Hernández, Fernando; Universidad de Sevilla. Departamento de Organización Industrial y Gestión de Empresas I
El objetivo de la reforma regulatoria en la industria eléctrica alrededor del mundo es alcanzar mayor eficiencia en la provisión de servicios de generación a través de la competencia de mercado, debido a que en el pasado se tuvieron inversiones ineficientes aprobadas bajo la regulación de una franquicia monopólica, donde los incentivos en el tiempo real eran secundarios, y el sistema eléctrico estaba diseñado y enfocado para cubrir sus costes antes que dar incentivos. Sin embargo, el diseño original de los mercados de electricidad, fue pensado para grandes centrales térmicas centralizadas, lo que hoy en día no provee señales efectivas de operación e inversión para los diversos participantes en el mercado. Se estudió bibliografía especializada: en fundamentos teóricos de la economía de los mercados eléctricos; estado del arte de los mercados eléctricos, haciendo énfasis en los desafíos actuales a solventar para construir un diseño de mercado eléctrico eficiente y analizando las propuestas de diseño para un mercado eléctrico eficiente; y normativa del mercado eléctrico de España. Se analizó la evolución de los precios horarios del mercado diario, de la energía total desglosada del mercado diario, de los precios del gas como producto diario, de los precios de los derechos de emisión de CO2, de la liquidación de las partidas de costes de las actividades reguladas del sector eléctrico de España, y de las curvas agregadas de oferta y demanda del mercado diario del MIBEL. Se realizó una propuesta de solución con la implementación de un doble mercado, en el mercado diario del MIBEL, donde los productores que cuenten con generadores no gestionables operen en el “primer mercado”, y puedan despachar sus unidades conforme a su disponibilidad de recurso y su pago se realice al precio de su coste nivelado de la energía; y los productores que cuenten con generadores gestionables operen en el “segundo mercado”, y puedan despachar sus unidades conforme al requerimiento y su pago se realice en las mismas condiciones actuales de mercado. Esta propuesta está en línea con los fundamentos de un mercado eléctrico eficiente, donde los precios reflejan toda la información disponible, y los inversores no deben preocuparse por la valoración de sus bienes y servicios, porque estos están perfectamente valorados por el propio mercado. Los resultados de la propuesta del doble mercado, muestran que el precio de la energía eléctrica del mercado diario se mantiene prácticamente igual a lo ocurrido en los años de estudio (2021 y 2022); se expande el mercado al aumentar ligeramente la cantidad de energía eléctrica generada; la intensidad de emisiones reduce al despachar toda la energía de las renovables intermitentes en el primer mercado; se obtiene un excedente para el regulador del sistema de 6.249,08 M€ en el año 2021 y 10.632,81 M€ en el año 2022, que sería utilizado para reducir las partidas de costes de las actividades reguladas del sistema eléctrico, significando un ahorro de 40,39% para el año 2021 y 75,31% para el año 2022 en el caso de España. En conclusión, la implementación del doble mercado para el mercado diario del MIBEL, muestra la obtención de beneficios medioambientales al asegurar la sostenibilidad económica de la producción de electricidad a través de fuentes de energías renovables intermitentes con un contrato de largo plazo que remunere su coste nivelado de la energía, y da señales para la inversión a largo plazo en el despliegue de almacenamiento que pueda competir a los precios del segundo mercado, que a su vez, permitará mejorar la controlabilidad del balance de energía y también mejorar la operación física de la red, con lo cual se estarían rediseñando los sistemas de potencia eficientemente.
Caracterización eléctrica de cables eléctricos submarinos a diferentes frecuencias
(2022) Núñez Moral, Álvaro; Cruz-Romero, Pedro Luis; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
Debido a la constante evolución de las necesidades energéticas, la generación ha sufrido una serie de adaptaciones al escenario cambiante de consumo. Esto, unido a los criterios de desarrollo sostenible, ha derivado en una proliferación de las fuentes renovables de energía eléctrica. Una de las más novedosas es la captación de energía del aire en terrenos alejados de la costa, o lo que es lo mismo, la generación eólica off-shore. Este tipo de generación plantea una serie de retos técnicos aun en constante proceso de estudio. Este trabajo trata el desafío derivado de la conexión de estos puntos de generación con el resto del sistema eléctrico, centrándose en la solución ofrecida por los cables submarinos trifásicos de longitud elevada. Particularmente se realiza un análisis de las fórmulas de cálculo de los parámetros de cables dependientes de la frecuencia, con el objetivo de aplicarse en modelos para el estudio de armónicos y fenómenos de resonancia. Estos fenómenos son muy característicos ya que el sistema de control de los aerogeneradores incorpora dispositivos electrónicos los cuales generan una serie de distorsiones que dan como resultado unas condiciones de diseño especialmente adaptadas a los mismos. Todo ello persigue el fin de adecuarse de forma correcta a las condiciones planteadas por el sistema de distribución eléctrica en términos de calidad del suministro y control de la tensión.
Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras
(2022) Domínguez Monge, Olivia Mariela; Roldán Fernández, Juan Manuel; Burgos Payán, Manuel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
La alta penetración de energía renovable en sistemas eléctricos que no disponen de robustez y con infraestructura diseñada para operar con centrales térmicas convencionales, amerita de análisis permanente para integrar tecnologías de generación con alta variabilidad e incertidumbre. En lo cual, enfoco este trabajo de estudio de escenarios para optimizar la generación renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras, como muestra de idoneidad de la herramienta informática EnergyPlan. Inicialmente se procedió a modelar el escenario base para el año 2022 con una proyección para la demanda del sistema de 10,87 TWh/año, se simuló sin requerimiento técnico para estabilizar a la red y posteriormente con requerimiento. Analizando los resultados del escenario base y con el objetivo de visualizar el comportamiento del sistema a un corto plazo con el mayor aprovechamiento en la generación renovable, se proyectó un sistema para el año 2025 con demanda de 12,4 TWh/año, con mayor capacidad en potencia renovable y reducción en las centrales térmicas, siendo la referencia para modelar tres escenarios de estudio a fin de ir evaluando en cada escenario si se obtendría un ahorro para el sistema, mediante el valor actualizado neto de la inversión (V.A.N) a una tasa de descuento del 9%, y 5% en un período de 25 y 30 años. El primer escenario se incorpora un sistema de almacenamiento con baterías conectado a la red, el segundo se adiciona una central con gas natural y finalizando con un parque de generación donde la rentabilidad en los costes sea producto del ahorro en los combustibles. Para cada escenario se analizó el comportamiento del sistema con el 10% de la capacidad de potencia para regulación y un mínimo de generación térmico de 200 MW. Se espera que éste trabajo sea referente para acciones que optimicen la producción renovable cumpliendo con los criterios de calidad y seguridad para el suministro eléctrico.
Diseño de una red a escala de baja tensión y de un sistema de control y supervisión
(2022) González Muñoz, Álvaro; Romero Ramos, Esther; Maza Ortega, José María; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El presente Trabajo de Fin de Máster está enmarcado en el proyecto de investigación titulado “HySGrid+: Desarrollo de comunidades locales energéticamente positivas con sistemas híbridos de generación renovable y almacenamiento”. El avance en la transición hacia sistemas de energía eléctrica libres de emisiones forma parte de los objetivos principales del proyecto, por lo que ahondar en el conocimiento teórico y práctico de los sistemas de gestión de redes de distribución resulta fundamental para tal fin. Por ello, en este trabajo se modelará y caracterizará una red de baja tensión que sirva como escenario de red de distribución y que podrá sumarse a la infraestructura de redes disponibles en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Sevilla. Por otro lado, se diseñará un sistema que permita la supervisión y control de las redes en tiempo real, facilitando el análisis de los sistemas en operación.
Inclusión de almacenamiento de energía para la optimización del uso de generación renovable en la industria
(2022) Quintanilla López-Manzanares, Fernando; Escaño González, Juan Manuel; Rouzbehi, Kumars; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería de Sistemas y Automática
En este trabajo se presenta una metodología para incorporar óptimamente en una instalación industrial un sistema de almacenamiento de energía que permita la integración óptima de recursos renovables, y una reducción del coste de operación de la planta. En primer lugar, se hace un recorrido por la literatura evaluando el espectro de tecnologías de almacenamiento para determinar qué sistema es el más viable en cuanto a limitaciones técnicas y asequibilidad económica. Las baterías electroquímicas ofrecen una respuesta inmediata y una versatilidad a un precio cada vez menor. En segundo lugar, se plantea el problema de optimización de la gestión de energía de la planta. En tercer lugar, se propone el modelo de degradación de la batería propuesta, del que se obtiene el coste asociado a su operación. Por último, se presentan los resultados de la optimización de la gestión energética de la planta en varios escenarios.
Análisis del déficit del sistema eléctrico español debido a la entrada en vigor de las nuevas tarifas eléctricas
(2022) Fernández Díaz-Granados, Natalia; Trigo García, Ángel Luis; Villa Jaén, Antonio de la; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
En este Trabajo Fin de Máster se detalla información sobre el nuevo régimen tarifario del sector eléctrico español que empezó a operar en junio de 2021. Así mismo analiza la influencia de las nuevas tarifas sobre los ingresos del sistema y por lo tanto provee las bases necesarias para determinar si al finalizar el ejercicio fiscal el sistema se encontrará en una situación deficitaria a nivel financiero. Haciendo un recorrido por los componentes de los costes e ingresos del sistema eléctrico, se analiza cómo históricamente se ha comportado el equilibrio entre ambos factores y las medidas implementadas en el pasado y en el presente para atajar el déficit. Se han planteado diferentes hipótesis sobre el comportamiento del sistema eléctrico y cómo en cada caso las nuevas tarifas afectarán los ingresos del sistema por concepto de ATR (Acceso de Terceros a la Red, peaje pagado por todos los usuarios del servicio de energía eléctrica por uso de la red de transporte y distribución). Los casos de estudio son: cambio en la curva de carga, es decir desplazamiento de consumo de energía a las horas donde es más barato el kWh, aumento del autoconsumo en los hogares, posicionamiento del vehículo eléctrico en la sociedad y combinación de las variables anteriores. Finalmente, se hace un repaso de la situación mediática que ocupa los titulares de prensa y las conversaciones cotidianas sobre los altos precios de la energía en los últimos meses, las principales causas de esta situación y en este contexto las medidas del gobierno para paliar estos altos costes a través del Fondo de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico (FNSSE).
Aplicación de técnicas de Inteligencia Artificial para definir una metodología de predicción de carga en transformadores MT/BT no observables
(2022) Carmona Pardo, Rubén; Villa Jaén, Antonio de la; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
En este Trabajo Fin de Máster (TFM) se presenta el desarrollo de una metodología de predicción de curvas de potencia en transformadores MT/BT instalados en las redes de distribución eléctrica y para los que no existe ningún equipo de medida ni sensor instalado en él o en el Centro de Transformación donde se aloje, es decir, transformadores no observables. En primer lugar, se hace una breve introducción sobre las redes de distribución eléctrica, los transformadores de potencia MT/BT y una revisión del estado del arte de las diferentes técnicas de predicción de potencia o carga relacionadas con transformadores MT/BT. Posteriormente se describe el caso de uso principal del TFM y el entorno del Smartcity Málaga Living Lab cuyos datos se han utilizado. Asimismo se detalla en profundidad todos los datos que se han considerado. En segundo lugar, se introducen los conceptos básicos de Inteligencia Artificial (IA), y se describen con detalle los modelos evaluados en este TFM así como otras técnicas de analítica de datos y Machine Learning que se han utilizado. A continuación se presentan los resultados obtenidos en las dos pruebas realizadas, una con el conjunto de datos original y otra con datos procesados con clustering. Todos los resultados de estas pruebas se han evaluado tanto gráfica como numéricamente utilizando las métricas MAE (del inglés Mean Average Error) y MSE (del inglés Mean Squared Error). Finalmente, se comparan los resultados obtenidos con los que se obtendrían con otros procedimientos más deterministas. Además, se aplica esta misma metodología en la predicción de potencia a futuro y se presentan los resultados.
Análisis del mercado eléctrico español. El rol de la generación hidráulica y nuclear
(2022) Serrano Lasunción, Manuel; Martínez Ramos, José Luis; González Cagigal, Miguel Ángel; Universidad de Sevilla. Departamento de Ingeniería Eléctrica
El mercado eléctrico es foco de gran controversia hoy en día. Esto hace que resulte interesante analizar los detalles sobre el mismo, y las posibles maneras de optimizarlo. Comenzando por el funcionamiento de los distintos mercados eléctricos para ubicar el contexto del estudio, centraremos el foco en el mercado eléctrico ibérico, sus detalles y problemas. Es en este ámbito en el que se desarrolla el análisis de optimización técnica del mercado. Se buscarán soluciones técnicas a las subidas de precios causadas por, entre otros factores, el aumento de los precios de determinados combustibles fósiles, utilizando motores de cálculo, predicción y herramientas de programación. En primer lugar y como foco del trabajo se analiza la influencia de la generación hidráulica del país y su interacción con el mercado eléctrico. A partir de aquí se planteará la idea de optimizar el uso de la generación hidráulica, alterando su participación dentro del mercado eléctrico tanto en remuneración económica como en su forma de competencia. En este aspecto se analizan dos modelos de optimización del uso de la generación hidráulica basados en el análisis de datos facilitados por OMIE utilizando herramientas de cálculo y predicción de Python. Posteriormente se aborda el devenir nuclear del país, y los distintos escenarios que pueden vislumbrarse ante el cierre inminente de varias centrales nucleares en la Península Ibérica. Cómo puede afectar esto al mix de generación, y por tanto al cierre de mercado. En este caso se comparará la situación actual del mercado con una aproximación predictiva basada en modelos de consumo creados por ENTSO-E, el conjunto de operadores de red europeos. Esto permitirá adaptar el sistema actual español, cuyos datos son públicos y facilitados por OMIE, creando mercados futuros ficticios gracias a Python, para predecir las casaciones económicas en 2030 dadas las posibles variaciones en los escenarios de generación del país. Por último, se reflexionará sobre las diversas conclusiones a las que se han llegado a lo largo del trabajo, dejando libertad al lector para escoger cuál es el camino energético que más le ha convencido. En un asunto de tan difícil predicción no se pretende sentar cátedra, sino dar la posibilidad al lector de reflexionar sobre la realidad actual y posibilidades de desarrollo futuras del mercado eléctrico ibérico.

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