El diseño del sistema regulador de velocidad es una característica fundamental en las mini centrales hidroeléctricas, debido que al transcurrir el tiempo la demanda de la comunidad, donde está ubicada la mini central, va en aumento en función al crecimiento de la población. Es por eso que el mejoramiento de la eficiencia de las centrales hidroeléctricas es un factor importante, para satisfacer la demanda y mejorar la calidad de energía que se entrega a la comunidad. El presente informe presenta el diseño de un sistema de control de velocidad de una turbina Pelton en la central hidroeléctrica Buenos Aires Niepos usando algoritmo PI digital a través de la herramienta informática Matlab. El proceso de diseño de este modelo abordará desde la información de la ficha técnica hasta la obtención de parámetros necesarios para el diseño. Se realiza en primer lugar la obtención de parámetros para el cálculo del diámetro de la válvula , un vez hallado, se procede a plantear un modelo cascada de la central hidroeléctrica de Buenos Aires Niepos, una vez planteado el modelo se dará lugar a las ecuaciones de transferencias tanto en el servomotor, turbina y generador; y se procederá al desarrollo de la arquitectura del diseño del controlador , en esta etapa se emplea el Matlab para simular y comprobar el comportamiento del diseño y una vez desarrollado se pasará al cálculo de los parámetros del controlador PI (Controlador Proporcional-Integral ) digital. Los cálculos se realizarán mediante hojas de cálculo de Excel, se procederá a evaluar el modelo de la central hidroeléctrica, mediante Matlab, para obtener los parámetros para el algoritmo PI (Controlador Proporcional-Integral) digital. De esta manera concluir con el diseño final del sistema. / Tesis

Los Servicios Auxiliares en Centrales Hidroeléctricas están destinados a establecer y mantener las condiciones normales de operatividad y servicio que aseguren el correcto funcionamiento de las instalaciones o sistemas primarios. La Automatización de los mismos permitiría simplificar y aumentar la rapidez en la toma de decisiones de los procesos de conmutación de interruptores, movimiento de válvulas, apertura de compuertas, etc. lo que conllevaría a un mejor aprovechamiento de las aguas por parte de las centrales. Este trabajo de título persigue el estudio de la Automatización y posterior Optimización de la Operación de los Servicios Auxiliares Eléctricos de las Centrales Hidroeléctricas del Laja que pertenecen a ENDESA S.A., situadas en la Región del Bio-Bio y que abarca a las Centrales Antuco, El Toro y Abanico. Para ello, se desarrolla una revisión del estado del arte en torno a conceptos de servicios auxiliares, automatización y norma técnica. A partir de esto, se plantea una metodología para el modelamiento del sistema existente, el cual se realizó en formato DigSilent para así poder estudiar y analizar diferentes condiciones de operación; considerando parámetros de generación y demanda en el escenario demanda alta. Con los resultados obtenidos de este punto se realiza una propuesta que incluye una actualización e incorporación de equipos y dispositivos, además de dos automatismos en diferentes sectores. Al ser instalado lo expuesto en éste trabajo se lograría una mayor robustez y confiabilidad en el sistema en estudio, lo que tiene gran valor dada la importancia de este complejo eléctrico a nivel nacional y por su participación en la recuperación del sistema ante un eventual apagón total o parcial. Debido a los cambios sugeridos en éste estudio se tocan algunos aspectos considerados en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio cumpliendo de mejor manera lo exigido por ésta, lo que trae consigo una disminución de posibles sanciones y/o multas que pudiesen existir.

Ingeniero Civil Mecánico / Alrededor de 20% de la energía del mundo es generada por turbinas hidroeléctricas. Como el mercado energético y la disponibilidad de los recursos hídricos son muy variables, las turbinas suelen funcionar con rangos de operación amplios. Sin embargo, estas son diseñadas sólo para un punto óptimo. La operación fuera de las condiciones de diseño puede causar perdida de eficiencia, cavitación o vibraciones excesivas, dañinas para la instalación. Los fenómenos antes mencionados son los que motivan este estudio: Generalmente el operador de una unidad hidroeléctrica ajusta el caudal para cumplir con los requerimientos de potencia impuestos por el ente regulador, dentro de lo que el recurso permite, manteniendo la velocidad de giro de la turbina constante para generar a 50Hz. Este tipo de control pasa por alto el deterioro que puede sufrir la unidad al operar en ciertos rangos de caudal o altura. El objetivo de este trabajo es detectar mediante análisis de vibraciones, la ocurrencia de eventos de cavitación o vibraciones excesivas que acortan el tiempo medio entre fallas de la unidad. Para lograrlo se estudió una instalación de laboratorio en múltiples condiciones de carga para obtener patrones. Luego, en base a estos se tomaran datos en una central hidroeléctrica y se evaluará su condición. El resultado final del trabajo es definir una forma de detectar incipientemente episodios de cavitación en la central, pudiendo evitar los regímenes de carga responsables de ellos y así prevenir la acumulación de daños o desgaste prematuro. El trabajo comprendió: pruebas en una turbina de laboratorio, cambiando carga, caudal y RPM de operación. Posteriormente, para aplicar este modelo se tomaron datos, siguiendo el mismo protocolo, en la Central Chiburgo del grupo Colbún. A partir de los datos de laboratorio se observa que, comparando medidas a distintas condiciones de operación, la cavitación es claramente identificable. No obstante, para establecer un patrón que permita determinar en base a una sola medida la condición del flujo, se requiere analizar diferentes variables y parámetros estadísticos como: Skewness, Kurtosis, aceleración global o crest-factor. El análisis de emisiones acústicas permite de igual manera -y directamente en tiempo real- detectar problemas. Los parámetros que permiten identificar cavitación son monitoreables en tiempo real y permiten realizar un diagnóstico por parte del operador. La Kurtosis resultó ser una herramienta potente ya que permite detectar la aparición de cavitación incipientemente, antes de que los otros parámetros la revelen. La variación de RPM permite mejorar una condición de cavitación cuando se trabaja con caudal cercano al mínimo técnico, y podría permitir generar de forma segura aunque no se alcancen las condiciones establecidas por el fabricante.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el presente trabajo se propone una metodología para evaluar el beneficio asociado a la utilización de una unidad de almacenamiento por bombeo en el complejo Colbún considerando las restricciones de riego asociadas a la operación y bajo distintos escenarios de penetración eólica y solar, como también para distintas condiciones hidrológicas. La metodología se basa en un modelo tomador de precios que optimiza la gestión del recurso hidráulico para cada una de las centrales del complejo Colbún. Dado el tamaño del problema de optimización, se proponen aproximaciones que permiten acelerar la ejecución del cálculo, permitiendo a su vez realizar varios estudios en un tiempo eficiente, y manteniendo un bajo margen de error. La metodología y el modelo desarrollado pretenden determinar y cuantificar el beneficio asociado a la utilización de una unidad de bombeo considerando restricciones de riego y distintos escenarios de penetración eólica y solar e hidrologías en el parque nacional chileno. Para determinar el impacto de las condiciones de riego en dicho beneficio, se han considerado dos escenarios que concitan mayor interés por ser analizados. El primer escenario de capacidad instalada, denominado Escenario Base CNE 2030, corresponde al declarado por dicho organismo para el año 2030 en el SIC y SING en los Informes Técnicos Definitivos para fijar Precios Nudos, en su versión Abril 2015. El segundo escenario, corresponde a un escenario denominado Escenario Expansión Solar 25%, el cual plantea que la matriz SIC-SING esté compuesta por un 25% de capacidad solar fotovoltaica. Por otro lado, para determinar el impacto de una mayor penetración de energía renovable, se han escogido diez escenarios de penetración solar fotovoltaica y eólica, de forma de determinar el comportamiento del beneficio ante el aumento de la capacidad instalada de estas tecnologías en el sistema eléctrico. Los resultados de este trabajo muestran que, en presencia de restricciones que involucren dotaciones de riego, la utilización de una unidad de almacenamiento por bombeo resulta más atractiva en términos económicos, que la situación en la cual no existieran dichas restricciones, para los escenarios y condiciones hidrológicas analizadas. El trabajo realizado también permite concluir que una mayor penetración solar en el sistema eléctrico contribuye también a un aumento en el beneficio por la utilización de la unidad de bombeo, siendo más favorable este beneficio en condición hidrológica seca que en condición hidrológica húmeda. Del mismo modo, los resultados evidencian que una mayor penetración eólica en el sistema no tiene relación directa con un aumento del beneficio por utilizar centrales de bombeo. Finalmente, en términos de factibilidad económica de llevar a cabo el proyecto de instalación de una unidad de almacenamiento de energía por bombeo en Colbún, los resultados muestran que es necesario considerar otras vías de ingreso adicionales al arbitraje de energía, de forma de hacer más atractivo este tipo de proyectos para inversionistas.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniero Civil Electricista / Las Centrales Micro-Hidráulicas son pequeñas unidades hidroeléctricas de potencia no superior a 100 \emph{kW} y que, en presencia del recurso hidráulico adecuado, representan una interesante alternativa de generación eléctrica en lugares alejados de la red eléctrica dada su alta confiabilidad, bajos costos de operación e impacto ambiental menor. Sin embargo, existen dificultades técnicas que un proyecto micro-hidráulico debe resolver para operar exitosamente como generador aislado. Una de estas dificultades es la capacidad de entregar una buena calidad de suministro, para lo cual es necesario mantener en sus valores nominales la tensión y frecuencia eléctrica. Este problema ha sido tradicionalmente abordado en la forma de control de tensión y control de frecuencia por separado, bajo el supuesto que ambas variables son aproximadamente independientes, situación que es particularmente cuestionable en pequeños sistemas eléctricos autoabastecidos y sometidos a variaciones bruscas de carga. En este trabajo de tesis se propone una estrategia de control de tensión y frecuencia para una Central Micro-Hidráulica, basado en Control Predictivo No-lineal, y que busca optimizar la respuesta dinámica de la planta ante variaciones de carga. Se desarrolla un modelo fenomenológico completo de una Central Micro-Hidráulica de laboratorio, enfocado en reproducir el comportamiento electromecánico ante perturbaciones en la carga eléctrica. Se obtiene un modelo de orden tres que, desde el punto de vista del control, representa un sistema múltiple entrada múltiple salida (MIMO) no-lineal, en donde las variables controladas están fuertemente acopladas. Se propone una metodología para el cálculo de los parámetros del modelo basada en pruebas experimentales sencillas, y se aplica al modelo de la planta de laboratorio. El modelo se valida experimentalmente mediante pruebas en lazo abierto, comprobándose que reproduce satisfactoriamente la dinámica de la tensión y frecuencia tanto en régimen permanente, así como en condiciones transitorias de desbalance de potencia. Posteriormente, se desarrolla una estrategia de Control Predictivo No-lineal realimentado en el estado para el control de tensión y frecuencia de la Central Micro-Hidráulica de laboratorio, en donde se utiliza como modelo interno el modelo fenomenológico desarrollado, y se define como función de costo una suma ponderada de los errores cuadráticos de tensión y frecuencia. Además, se plantea una estrategia de seguimiento de error para compensar los errores de predicción del modelo, y se propone la aplicación de un Filtro Extendido de Kalman para la estimación del estado del sistema, el cual es parcialmente observado. La estrategia de control propuesta se implementa en la planta de laboratorio, utilizando rutinas provistas por MATLAB para la resolución numérica del problema de optimización. Se realizan pruebas de tomas y rechazos bruscos de carga, en distintos puntos de operación, obteniéndose siempre respuestas en lazo cerrado estables y con error permanente cero. El análisis de las respuestas en lazo cerrado permite comprobar que la capacidad de predicción de la salida de la planta en el cómputo de las entradas óptimas, así como la consideración de la característica no-lineal y multi-variable del sistema, permiten obtener mejores respuestas dinámicas ante perturbaciones. Se mide la pérdida de precisión del modelo conforme se aumenta el horizonte de predicción, y se analiza el efecto de ésto en la calidad del control. Finalmente, se comparan la respuesta en lazo cerrado de la estrategia de control propuesta con la de dos lazos proporcional integral (PI) independientes para la tensión y frecuencia, obteniéndose siempre mejores respuestas dinámicas en términos de la función de costo y, en general, en términos de tiempo de estabilización y sobreoscilación máxima.

Ingeniero Civil / La implementación de tecnologías de almacenamiento de energía en sistemas eléctricos es uno de los temas más relevantes actualmente en países donde se busca mejorar aumentar la diversificación de fuentes de energía y la seguridad del sistema eléctrico. Dentro de las alternativas de almacenamiento de energía eléctrica de la red, las centrales hidroeléctricas de acumulación por bombeo (CHAB) (pumped-storage hydropower plants) son las más utilizadas actualmente alrededor del mundo. Hasta la fecha, en Chile no se han implementado tecnologías de este tipo que permitan almacenar los excedentes de energía de la red. Además, en el país no existe el conocimiento suficiente sobre las características y los beneficios de las CHAB en los sistemas eléctricos. El presente trabajo de título tiene como objetivo principal, identificar y analizar los factores técnicos y económicos más relevantes que podrían condicionar la implementación de un proyecto de CHAB. Adicionalmente, tomando en cuenta las características del sector eléctrico chileno, se realiza una evaluación, cualitativa y no exhaustiva, de estos factores en el país. Se encontró que los factores más relevantes que condicionan en una primera instancia la implementación de un proyecto de CHAB tienen relación con las características del sistema eléctrico dónde se pretende implementar el proyecto, la disponibilidad de lugares de emplazamiento apropiados para la instalación de este tipo de centrales y las características del mercado eléctrico que harían rentable un proyecto de este tipo. Dentro de los factores que inciden en la determinación del lugar de emplazamiento de una CHAB se tienen: la disponibilidad del recurso hídrico, la existencia de un gran desnivel y una corta distancia entre ambos reservorios, la existencia de reservorios artificiales o naturales aptos para ser utilizados como reservorio inferior de la central, condiciones geológicas y geográficas adecuadas y una ubicación cercana a los centros de consumo y líneas de transmisión. En cuanto a los factores relacionados con las características del sistema eléctrico, están: la presencia de excedentes de energía en la red y características apropiadas de la curva de carga diaria y semanal. Finalmente, respecto a los factores económicos asociados al sistema eléctrico se desea que: existan grandes diferencias de precios entre horas valle y horas punta, y se realicen pagos por capacidad y por servicios complementarios. En cuánto a la evaluación, preliminar y no exhaustiva, de estos factores en el caso chileno, se encontró que el SIC presentaría, a priori, mejores características para considerar la implementación de un proyecto de CHAB, debido principalmente a la disponibilidad del recurso hídrico, a que existen lugares con potencial para implementar esta tecnología, a las características de la curva de carga en este sistema y a la matriz de generación que lo compone. Sin embargo, y a pesar de que el sector eléctrico chileno considera pagos por potencia firme y servicios complementarios, las limitaciones de la implementación de esta tecnología irían por el lado de los ingresos que recibirían los proyectos por concepto de venta de energía, debido a las diferencias de precios entre horas valle y horas punta observadas, ya que se tienen precios de energía en horas valle que son sólo un 15 25% más bajos que los precios de energía en horas punta, siendo que se recomienda que esta diferencia sea de un 25 30% (Deane et al, 2009). Otra limitación podría ir, también, por el lado de los altos valores de ciclo de eficiencia requeridos para estas centrales en el país (entre un 80 90%), siendo que actualmente en el mundo se logran ciclos de eficiencia para CHAB entre un 70 80% (Wilde, 2011).

Ingeniero Civil / La escasa disponibilidad del agua es un tema de primera importancia a nivel nacional y mundial, es por este motivo que se evalúa el desarrollo de un proyecto de micro central de pasada de generación hidroeléctrica en el Fundo Santa Isidora de Coibungo, Comuna de Villa Alegre, Séptima Región del Maule. El objetivo de este tema a desarrollar, es mejorar la eficiencia del uso al agua, logrando así beneficios en el sector agrícola, con recursos actualmente desaprovechados. Los caudales para la central de pasada corresponden a caudales de los canales Quinilahue o La Finca, Bustamante, Cunaco, Coibungo, Rosas Fabry que son canales de riego y el estero Lun Tornicura. Para poder estimar el caudal disponible se realizaron aforos de los canales existentes, con el propósito de relacionar las acciones de derechos de aguas inscritas en los canales, con los caudales reales que circulan en los distintos canales. Los derechos disponibles para el proyecto suman un máximo de 2,25 m3/s en el mes de Abril y un mínimo de 0,95 m3/s en el mes de Octubre. Además se tiene una caída neta de 4,5 metros. La central tiene un caudal de diseño de 1,35 m3/s y un factor de planta de 0,89. Con estos parámetros se puede instalar una central de potencia máxima de 51,6 kW. La central, genera ingresos por venta de energía, venta de potencia y por venta de certificados de Energía Renovable No Convencional. La inversión necesaria para la realización del proyecto es de USD 334.112. Además el proyecto es viable económicamente y tiene un TIR estimado de 9,46%.

El cambio climático es una realidad preocupante, cada vez hay mayores coincidencias entre los científicos sobre sus causas y sus efectos. Con la ratificación del Protocolo de Kioto de 1997 los países firmantes aceptaron la necesidad de reducir la emisión de gases causantes del cambio climático, aun cuando esta reducción signifique costos para las empresas y naciones. El efecto invernadero es un fenómeno natural que ocurre en nuestro planeta, pero se ha visto alterado por las actividades de los seres humanos, los científicos señalan que una de las principales razones es la emisión excesiva de dióxido de carbono (CO2) generado en el consumo de recursos fósiles como el petróleo, carbón y gas natural. En los inicios de los años 70 ocurrió la llamada Primera Crisis de la Energía cuando los precios del petróleo subieron de manera importante, entonces la sociedad constató que la dependencia de los hidrocarburos como fuente de energía debía cambiar, iniciándose una corriente de investigaciones tecnológicas para su sustitución. Posteriormente en el año 1992, en la Convención de las Naciones Unidas de Río de Janeiro hubo consenso en que el uso de los hidrocarburos es una de las la principales fuente de emisión de CO2 convirtiéndose en una necesidad la reducción de esas emisiones para enfrentar el cambio climático y sus posibles consecuencias negativas para la humanidad. Uno de los mecanismos para combatir el cambio climático establecido en el Protocolo de Kioto (1997) es el Mecanismo de Desarrollo Limpio, en el que pueden participar los países en vías de desarrollo como el Perú a través de proyectos que eviten o reduzcan la emisión de dióxido de carbono. Estos proyectos generan Certificados de Reducción de Emisiones que pueden ser utilizados para conseguir financiamiento de las empresas o países que los necesitan para acreditar sus metas de reducción de gases contaminantes. En nuestro país, este mecanismo representa una oportunidad para obtener financiamiento en condiciones muy favorables, como por ejemplo en proyectos hidroenergéticos que pueden contribuir al desarrollo de manera sustentable. En el capítulo I de la investigación se establecen los aspectos metodológicos y marco teórico, en el capítulo II se abordará el tema de los problemas ambientales, sus causas y efectos, la preocupación mundial por enfrentarlos y el Protocolo de Kioto; en el Capítulo III se abordará el tema del consumo y la producción de electricidad, el potencial hidroeléctrico, los recursos energéticos utilizados y la emisión de CO2; y en el capítulo IV se abordará el tema del financiamiento de los proyectos hidroeléctricos, sus dificultades y oportunidades mediante el Mercado de Carbono y los Certificados de Emisiones Reducidas (CERs).

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Hidroeléctrica Santa Rosa 1 es una central de pasada que emplea una turbina Francis doble de 1,33 MW. Desde su puesta en operación, la máxima medición de potencia eléctrica registrada en los bornes del generador está 14% por debajo de la potencia eléctrica de placa. Por otra parte, la medición de caudal muestra que el caudal disponible está 12% por encima del caudal de placa; por lo que el valor de la potencia eléctrica debería ser incluso mayor que la de placa. La empresa efectuó el cambio del rodete de la turbina con el propósito de aumentar la potencia de la central y/o eficiencia de la turbina, sin éxito. La propuesta solución que se planteó fue hacer una evaluación energética del sistema hidroeléctrico evaluando los parámetros relevantes que contribuyen con el problema como son: la longitud de la tubería de presión, el salto neto, el caudal y la geometría del rodete. Asimismo, se consideró que la eficiencia del grupo turbogenerador se mantenía constante. En primer lugar, se cuantificó teóricamente la energía hidráulica específica de la central, para lo cual se determinó que la longitud de la tubería de presión no era lo suficientemente larga para garantizar que el flujo dentro de la tubería de presión sea desarrollado. Posteriormente, se determinó que la diferencia entre la energía hidráulica específica de placa y la energía hidráulica específica teórica era de aproximadamente 33 J/kg. Con el valor de la energía hidráulica específica teórica, se determinó que la potencia eléctrica de la central cuando emplea el caudal de placa es de 1,13 MW, y para aumentar esta potencia se planteó aumentar el diámetro del tramo recto de 1,2 m a 1,5 m; observándose una ganancia de aproximadamente 70 kW. Asimismo, se determinó que la energía anual de la central y los ingresos aumentarían en 351 MWh y S/. 56 699 respectivamente. Luego, se recomendó efectuar el cambio de la tubería ya que el tiempo de recuperación de la inversión sería de 3 años. Finalmente, se efectuó el cambio de manómetro en la tubería de presión encontrándose que en el 77% de las mediciones de presión, la correspondiente potencia medida en los bornes del generador estaba por debajo de su respectiva potencia teórica esperada. En el 23% restante de las mediciones, sucedía lo contrario por lo que se recomendó que la toma de datos sea digital. En segundo lugar, se evaluó la medición del caudal disponible, para lo cual se graficó el perfil vertical de velocidades en el canal, encontrándose que la velocidad teórica (al 60% de profundidad de la superficie libre) es 4% mayor que la velocidad medida. Seguidamente, se determinó que el caudal teórico es un 30% mayor que el caudal disponible. Sin embargo, se estimó que la incertidumbre de la medición es de 13,3 %, esto debido a que se encontró los dos siguientes errores en la medición: en primer lugar, se consideró el mínimo número de líneas verticales (7 puntos en vez de 12) y en segundo lugar, que la medición de la velocidad se efectuó una vez en cada línea vertical cuando se debió hacer al 20% y 80% de profundidad de la superficie libre respectivamente. Efectuados dichos cambios, la incertidumbre se reduciría en aproximadamente 50%. Asimismo, se observó que la sección del canal considerado en la evaluación del caudal disponible, luego de efectuado las mediciones de la velocidad, era rectangular cuando debió ser trapezoidal; con lo cual el caudal disponible podría disminuir en casi 4%. Por todo lo mostrado anteriormente, el caudal disponible no debe ser tomado como un valor confiable sino que se la empresa deberá realizar futuras mediciones. En tercer lugar, se compararon las geometrías de: el rodete actual, el segundo rodete y el rodete teórico; encontrándose que el segundo rodete corresponde a una turbina más radial. De la misma manera, se comparó los triángulos de velocidades en los rodetes, encontrándose que la pérdida por choque en el segundo rodete era mayor. De la misma forma, la superficie mojada por álabe para el segundo rodete es mayor en aproximadamente 30% respecto al álabe del rodete actual, y por ende las pérdidas por rozamiento del flujo. Se concluyó que el rodete actual es el que más semejanza guarda con el rodete teórico para las condiciones nominales de la central. Se concluye que es posible aumentar la energía generada en la central hidroeléctrica Santa Rosa 1 aumentando el diámetro del tramo recto de la tubería forzada a 1,5 m, con lo cual se aumentaría en 351 MWh la energía generada anual lo que significa un aumento de los ingresos anuales por 56 699 nuevos soles. Asimismo, es importante verificar el tipo de flujo que se obtiene con el trazado de la tubería de presión, ya que de acuerdo al tipo de flujo la energía hidráulica específica disponible en la central hidroeléctrica es diferente. / Tesis