http://hdl.handle.net/11531/45041 Wed, 08 Apr 2026 19:10:53 GMT 2026-04-08T19:10:53Z http://hdl.handle.net/11531/102375 Título : MV grid discovery via Phasor Measurements Units (PMUs) Autor : Pérez López, Maximiliano Resumen : Este proyecto de tesis estudia la localización de fallas basada en PMU en redes de distribución de media tensión, con un enfoque en soluciones que una empresa de servicios públicos podría implementar realmente. El núcleo del trabajo busca determinar si un estimador de impedancia de un solo extremo, apoyado por un pequeño conjunto de PMUs estratégicamente ubicadas, puede ofrecer ubicaciones fiables sin instrumentar todo el alimentador. Para mantener los costos en un nivel realista, se asume la instalación de PMUs en emplazamientos donde ya existían dispositivos de monitoreo previos. Esta elección está vinculada a la calidad del servicio, dado que una localización más rápida y confiable acorta los tiempos de aislamiento y restauración. Como caso de estudio se emplea una sección de 43 nodos de un alimentador urbano de Milán. Se simulan fallas en nueve familias de escenarios que combinan tres tipos de falla con tres niveles de resistencia de falla de 0, 1 y 5 Ω. Se extraen fasores, se calculan impedancias aparentes, y cada PMU genera una probabilidad de ubicación a lo largo de la red. Estas estimaciones individuales se combinan después mediante una regla bayesiana bajo una distribución previa uniforme. El rendimiento se evalúa mediante la tasa de clasificación correcta, las probabilidades posteriores y el error de distancia, tanto en metros como como proporción de la longitud del alimentador. Como referencia, se evalúa también un caso base que utiliza únicamente el sensor de cabecera junto al método fusionado. El método produjo tres hallazgos principales. Con baja resistencia, el desempeño es sólido: en varios casos de 0 Ω identifica 41 de 43 eventos, y las probabilidades posteriores asociadas son altas. A medida que la resistencia aumenta, la confianza y la tasa de aciertos disminuyen, lo que coincide con lo descrito en la literatura sobre métodos de impedancia de un solo extremo, donde la caída de tensión adicional en la falla se interpreta como una mayor longitud de línea. Aun así, el grupo de 5 Ω muestra errores espaciales promedio que se mantienen locales, alrededor del 3,2 % de la extensión del alimentador, lo que permite que las operaciones de maniobra y patrullaje se concentren cerca de la sección real. En comparación con la referencia de un solo sensor, las clasificaciones correctas se reducen aproximadamente en una cuarta parte para 0 y 1 Ω, y los errores de distancia aumentan ligeramente. Los resultados apuntan a una vía creíble para las empresas distribuidoras: despliegue incremental de PMUs en emplazamientos heredados, un estimador de impedancia transparente y una fusión basada en probabilidades.; This thesis project studies PMU-based fault location in medium-voltage distribution networks with a focus on solutions that a utility could actually deploy. The core of the work aims to discover if a single-ended impedance estimator, supported by a small set of well placed PMUs can deliver reliable locations without instrumenting the entire feeder. To keep costs realistic, PMUs are assumed at sites where previous monitors already exist. The choice is tied to quality of service, since quicker and more trustworthy location shortens isolation and restoration. A 43-node section of an urban Milan feeder serves as the case study. Faults are simulated across nine scenario families that combine three fault types with three fault-resistance levels of 0, 1, and 5 Ω. Phasors are extracted, apparent impedances are computed, and each PMU produces a location probability over the network. These per-sensor views are then combined through a Bayesian rule under a uniform prior. Performance is reported using correct classification rate, posterior probabilities, and distance error both in metres and as a share of feeder length. For context, a baseline using only the head-end sensor is evaluated alongside the fused method. The method resulted in three main findings. At low resistance the method performs strongly, in several 0 Ω cases it identifies 41 of 43 events, and the associated posteriors are high. As resistance increases, confidence and hit rate decline, which accords with established accounts of one-ended impedance methods, where the additional voltage drop across the fault is read as extra line length. Even so, the 5 Ω group shows average spatial errors that remain local, roughly 3.2 percent of feeder extent, keeping switching and patrol efforts near the true section. Against the single-sensor baseline, correct classifications fall by about a quarter at 0 and 1 Ω, and distance errors rise slightly. The results suggest a credible path for DSOs: incremental PMU deployment at legacy sites, a transparent impedance estimator, and probability-based fusion. Descripción : Master in Smart Grids Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/11531/102375 2025-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/11531/100371 Título : Multicentrality Analysis for Vulnerability Assessment in Network Topology Archetypes Autor : Pineda Salcedo, Beatriz Resumen : A medida que las redes de distribución eléctrica se vuelven más complejas, debido a factores como la electrificación de la demanda o la integración de generación distribuida, garantizar su resiliencia y fiabilidad representa un desafío creciente para los operadores de redes de distribución. Este proyecto evaluó la eficacia del análisis de centralidad múltiple (MCA) para la detección de vulnerabilidades en redes de distribución eléctrica, considerando tanto métricas de centralidad puramente topológicas como métricas híbridas que incorporan algunas propiedades eléctricas. Se han estudiado cuatro redes de distribución reales de Scottish Power Energy Networks (SPEN), de distintos tamaños y niveles de mallado, realizando simulaciones bajo condiciones de demanda máxima. El análisis de contingencias, realizado con OpenDSS, proporcionó el punto de referencia, mientras que las métricas de centralidad se calcularon principalmente con NetworkX. El estudio muestra que la centralidad de intermediación, pese a basarse únicamente en datos topológicos, ofrece un rendimiento sólido como herramienta de cribado rápido, aunque presenta una ligera tendencia a sobreestimar la criticidad de algunos nodos. Las métricas híbridas, en particular la centralidad de intermediación por flujo de corriente en líneas, superan generalmente a las métricas puramente topológicas en la identificación precisa de nodos vulnerables. Ambas métricas de intermediación destacan en la detección de los nodos más críticos, mientras que la discriminación en nodos menos críticos resulta menos precisa, aunque de menor relevancia práctica. La metodología propuesta logra ahorros computacionales significativos respecto a métodos tradicionales como el análisis de contingencias, permitiendo una identificación de vulnerabilidades más rápida, escalable y aplicable en la operación de redes de distribución.; As electricity distribution networks become increasingly complex due to factors such as the electrification of the demand or the integration of distributed generation, ensuring their resilience and reliability is a growing challenge for DNOs. In this project, the effectiveness of Multiple Centrality Analysis (MCA) in assessing vulnerabilities in electrical distribution networks was evaluated. It focuses on both purely topological centrality metrics and hybrid ones, that incorporate electrical properties. Using four real SPEN distribution networks of varying sizes and meshing levels, simulations were conducted under peak demand conditions. Contingency analysis was performed with OpenDSS to provide a benchmark, while NetworkX was used to calculate most centrality metrics. The study reveals that betweenness centrality, despite relying only on topological data, performs robustly as a rapid screening tool but tends to overestimate the criticality of some nodes. Hybrid metrics, particularly current-flow line betweenness centrality, usually outperformed purely topological metrics in identifying vulnerable nodes with improved accuracy. Both betweenness metrics effectively identify the most critical nodes, whereas discrimination among less critical nodes is less precise but less relevant practically. The methodology achieved significant computational savings compared to full contingency analysis, enabling efficient and scalable vulnerability screening for DNOs. Descripción : Máster Universitario en Ingeniería Industrial + Máster in Smart Grids Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/11531/100371 2025-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/11531/99738 Título : Automatic Single-Line Diagram Generation for LV Networks from GIS Data Autor : Bermejo Villaescusa, Pablo Resumen : Las redes de distribución de baja tensión están evolucionando rápidamente por la creciente penetración de recursos energéticos distribuidos, que transforma redes antes pasivas en sistemas activos y bidireccionales. Aunque los operadores mantienen modelos de la red detallados en sistemas de información geográfica (GIS), no transmiten de forma efectiva e intuitiva la conectividad y la topología. Los diagramas unifilares siguen siendo la herramienta más adecuada para esto, pero su elaboración manual no es escalable a redes de distribución. Este proyecto cubre esa brecha automatizando la generación de diagramas ortogonales y estándar directamente a partir de modelos de datos de GIS heterogéneos. Se propone un proceso modular que, dado un modelo de GIS de una sección de la red de distribución, crea un grafo equivalente y genera el diagrama en cuatro fases: (1) clasificación y simplificación del grafo, con parámetros de entrada configurables; (2) normalización para imponer un patrón estándar de nodos; (3) disposición por capas mediante una adaptación del marco de Sugiyama incluyendo una asignación fija de capas y minimización de cruces; y (4) trazado y exportación con simbología unifilar estándar en formato SVG. La implementación se ha realizado con datos de ScottishPower Energy Networks (SPEN) y es aplicable a otros conjuntos de datos con ajustes menores en la primera fase. Ocho casos reales, con redes de tamaño y grado de mallado crecientes, se utilizan para demostrar el método: se obtuvieron diagramas válidos sin cruces en seis redes; en dos, la asignación fija de capas generó subestructuras no planares por niveles, que impidieron eliminar todos los cruces. Los tiempos de ejecución oscilaron entre ~0,1–1,6 s para las redes de tamaño reducido y ~5–21 s para las redes más complejas. También se trazó con éxito una red de media tensión, mostrando la versatilidad del enfoque.; Low-voltage (LV) distribution networks are being reshaped by high penetrations of distributed energy resources, turning formerly passive feeders into active, bidirectional systems. Utilities already maintain rich network models in geographic information systems (GIS), yet raw geospatial representations do not conveniently convey connectivity and topology at a glance. For this purpose, single-line diagrams (SLDs) remain the most intelligible tool, but manual drafting does not scale well to utility-sized datasets. This thesis addresses that gap by automating the generation of standard, orthogonal SLDs directly from heterogeneous GIS data. The thesis develops a reproducible, modular, end-to-end pipeline that, given a GIS-based model of an LV distribution grid section, generates an SLD of the underlying network through four phases: (1) graph classification and simplification, producing a parameter-controlled simplified network graph that preserves key characteristics; (2) normalization to enforce a standard node pattern compatible with diagram rendering; (3) layered layout via a custom implementation of the Sugiyama framework for layer assignment and crossing minimization; and (4) plotting using standard single line diagram symbols and exporting in SVG format. The implementation is focused on ScottishPower Energy Networks (SPEN) data but can be generalized to other network datasets through minor adjustments to the first phase. Eight case studies with real LV network sections (increasing in size and meshedness) are used to demonstrate the method. The algorithm produced valid diagrams with no symbol overlap for six networks; and two invalid diagrams caused by non-level-planar substructures produced by fixed layer assignment. Runtime was ~0.1–1.6 s for smaller, radial sections and ~5–21 s for larger, more complex networks. One medium-voltage network outside the main LV scope was also laid out successfully, illustrating the versatility of the method. Descripción : Máster Universitario en Ingeniería Industrial + Máster in Smart Grids Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/11531/99738 2025-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/11531/99718 Título : Development of an Interactive Web-Based Platform for Energy Network Trace Analysis and Visualization Autor : Lastra Aragoneses, Álvaro Resumen : Esta tesis presenta el desarrollo de NAVI Trace Toolkit, una plataforma web diseñada para modernizar los flujos de trabajo de análisis de traces en redes de distribución de energía. El análisis de traces es una técnica muy útil para visualizar y diagnosticar la estructura y el comportamiento de las redes eléctricas. Sin embargo, la ausencia de un entorno especializado para el desarrollo de traces ha limitado su adopción en Scottish Power Energy Networks (SPEN). Actualmente, los flujos de trabajo dependen de la ejecución manual de scripts en Python, lo que supone una falta de retroalimentación en tiempo real, flexibilidad y accesibilidad para los desarrolladores. NAVI Trace Toolkit combina el análisis de redes eléctricas con el desarrollo moderno de software web y un enfoque de diseño centrado en el usuario para superar estas limitaciones. Construida con Python, Flask, HTML5, CSS3 y JavaScript, la plataforma ofrece una interfaz interactiva que permite ejecutar traces en tiempo real, aplicar estilos dinámicos y trabajar con una arquitectura modular. Los desarrolladores pueden cargar múltiples subredes, personalizar la visualización de las redes y crear la lógica de traces mediante funciones integradas, todo ello en un entorno ágil e intuitivo. La base teórica de la herramienta se apoya en el marco teórico de traces de Hoel et al., adaptado a redes eléctricas. Este trabajo amplía dicho marco con una nueva función que identifica caminos críticos a través de una función de ponderación personalizada. La plataforma utiliza GeoJSON para la codificación de datos geoespaciales e integra MapLibre GL JS para una renderización cartográfica de alto rendimiento. El caso de uso Camino de Instalación Crítico (CIC) muestra dos enfoques: uno basado en DFS y otro escalable basado en Dijkstra, logrando un equilibrio entre profundidad analítica y viabilidad computacional. Este caso de uso real valida las capacidades de la plataforma y ejemplifica la utilidad práctica de la función de camino crítico. Asimismo, se han considerado las limitaciones propias del entorno industrial para garantizar su compatibilidad con la infraestructura corporativa de SPEN. La aplicación se ejecuta localmente, no requiere privilegios administrativos y reduce el tiempo de instalación a menos de cinco minutos. La evaluación de la experiencia de usuario mostró una eficiencia de 1,64 tareas por minuto y una efectividad del 100% en la finalización de tareas, con encuestas que reflejaron un alto nivel de satisfacción por parte de los usuarios.; This thesis presents the development of the NAVI Trace Toolkit, a web-based platform designed to modernise trace analysis workflows within energy distribution networks. Trace analysis is a powerful technique to visualise and diagnose the structure and behaviour of electrical grids. However, the lack of a dedicated trace development environment has limited its implementation at Scottish Power Energy Networks (SPEN). Existing trace development workflows rely on executing manual Python scripts, which lack real-time feedback, flexibility, and accessibility for trace developers. The NAVI Trace Toolkit integrates energy network analysis with modern web software development and a user-centred design approach to address these limitations. Built using Python, Flask, HTML5, CSS3, and JavaScript, the platform provides an interactive interface that supports real-time trace execution, dynamic styling, and modular architecture. It allows the developers to load multiple subnetworks, customise visual outputs, and develop trace logic using built-in functions within a responsive and intuitive environment. The theoretical foundation of the toolkit is based on Hoel et al.’s trace framework, adapted to energy networks with rich attribute metadata. This project contributes to the trace framework by integrating a new function for identifying critical paths using a custom weight function. The platform leverages GeoJSON for geospatial data encoding and integrates MapLibre GL JS for high-performance map rendering. The Critical Installation Path (CIP) use case demonstrates a DFS-based and a scalable Dijkstra-based approach, balancing analytical depth with computational feasibility. This realistic use case validates the platform’s capabilities and illustrates a practical application of the critical path function. Industrial constraints were considered to ensure compatibility with SPEN’s corporate environment. The application runs locally, requires no administrative privileges, and reduces setup time to under five minutes. A user experience evaluation assessed the platform’s efficiency, achieving 1.64 tasks per minute, and effectiveness, reaching 100% task completion. User survey feedback from participants reflected high customer satisfaction. Descripción : Máster Universitario en Ingeniería de Telecomunicación Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/11531/99718 2025-01-01T00:00:00Z