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Ingeniero Civil Eléctrico / El actual interés mundial por incentivar el uso de energías renovables ha gatillado una apertura masiva a los medios de generación no convencionales, lo que conlleva a una evolución de los sistemas eléctricos de potencia (SEP). En efecto, ya no son sólo las empresas de generación quienes pueden proveer de energía al sistema, sino también los consumidores a través de medios de generación denominados Generación Distribuida (GD). En vista de los incentivos actuales a nivel país para la instalación de GD, como lo es la reciente ley de facturación NetBilling, sumado a la disminución de los costos de inversión de dichas tecnologías, es posible prever que en un futuro existan altos niveles de penetración de GD residencial conectados al Sistema Interconectado Central (SIC). En vista de lo anterior y la carencia de estudios que indiquen los efectos dinámicos de la GD sobre el SEP, resulta indispensable realizar estudios de estabilidad a nivel sistémico frente a escenarios de alta penetración de GD de forma tal de mantener la seguridad del sistema. En el marco anterior, el objetivo general del presente estudio es determinar el desempeño dinámico del sistema frente a altos niveles de penetración de GD residencial fotovoltaica conectados en el mayor centro de consumo del SIC: la Región Metropolitana. Asimismo, se busca establecer para qué tipo de estudios es adecuado modelar la GD de forma dinámica en vez de considerarla como carga negativa . De forma tal de alcanzar dichos objetivos, se llevan a cabo simulaciones dinámicas para diferentes escenarios de penetración de GD, mediante el programa computacional DigSilent Power Factory en un modelo del SIC proyectado al año 2020. Concretamente, se definen escenarios de penetración de GD del 0%, 10%, 20% y 30% con respecto a la demanda total del sistema. Adicionalmente se evalúa la respuesta dinámica para distintos requerimientos de desconexión de la GD durante contingencias en el sistema. Los resultados indican que la situación más crítica para la estabilidad de frecuencia del sistema se presenta cuando la GD es desconectada debido a fuertes caídas de tensión en la red. Se determina que en el escenario de 30% de penetración, la GD debe ser reconectada a más tardar 2,2 segundos después de que las variables del sistema (tensión y frecuencia) se restablezcan dentro de la banda de operación de los inversores de la GD, con el fin de evitar la inestabilidad de frecuencia. Con respecto a la modelación de la GD, se valida la pertinencia de considerar la GD como carga negativa en estudios donde ésta esté obligada a permanecer conectada durante el transcurso de una contingencia, aun cuando la tensión y frecuencia estén fuera de las bandas de operación de los inversores de la GD. Finalmente, como trabajo futuro se propone realizar estudios de estabilidad de ángulo de rotor frente a altas penetraciones de GD, como también considerar en detalle el efecto de los elementos que componen las redes de distribución. Se propone igualmente el estudio de estabilidad frente a eventos transitorios propios de la tecnología fotovoltaica, tal como variaciones abruptas de potencia debido a eventos meteorológicos que produzcan cambios intempestivos de la radiación solar.

Ingeniero Civil Eléctrico / La interconexión del sistema interconectado central (SIC) con el sistema interconectado del norte grande (SING) en Chile, ha sido el tema más comentado del 2013 en el sector eléctrico. El debate comenzó a inicios de este año al presentarse dos alternativas de conexión de forma paralela: un enlace de corriente alterna en 500 kV impulsado por el grupo GDF- SUEZ como un proyecto privado, y una unión en corriente continua incluida en el estudio de transmisión troncal por la Comisión Nacional de Energía (CNE), órgano regulador del gobierno de Chile encargado de la planificación del sistema eléctrico chileno. Ambos proyectos presentan importantes diferencias en términos eléctricos en lo que respecta a la tecnología y a los puntos de conexión. Sin embargo, pocos estudios técnicos se han realizado a la fecha para determinar el efecto de una interconexión de esta envergadura. En el presente trabajo se estudia un fenómeno físico recurrente en interconexiones en corriente alterna de larga distancia, denominado oscilaciones de baja frecuencia (LFO por sus siglas en inglés). Para esto se crea un modelo en DIgSILENT, donde se proyecta el sistema SIC-SING al año 2019. Se estudian dos casos de operación, uno en el cual el SIC envía 1000 MW hacia el SING (N1000) y otro en el que el SING envía 800 MW hacia el SIC (S800). Se realiza un análisis modal para cada flujo de potencia con dos alternativas de conexión distintas, un HVAC como el presentado por SUEZ y un HVDC como el propuesto por la CNE. Se identifica al conectar ambos mediante el HVAC oscilaciones inestables en pequeña señal de frecuencia ∼ 0.5 Hz independiente de la dirección del flujo. Estas tienen su origen en el SING en la gran cantidad de máquinas térmicas a vapor que oscilan a raíz de la interconexión. Este modo desaparece completamente al interconectar ambos sistemas mediante un HVDC, lo que confirma que debe su existencia a la interconexión síncrona entre las redes. Se simulan grandes perturbaciones para corroborar la existencia de otros posibles modos interárea (entre 0.1 y 1 Hz) en el dominio del tiempo solo para la interconexión en HVDC, al ser el enlace en alterna inestable en pequeña señal y se observa que el sistema es estable. Sin embargo, el nivel de amortiguamiento es bajo en el SING al enviar 800 MW hacia el SIC, debido a la lenta respuesta de las máquinas térmicas. Se concluye que es factible realizar una interconexión SIC- SING con un enlace HVDC, mientras que realizar un proyecto en HVAC puede comprometer la calidad y seguridad de suministro del sistema para grandes intercambios de potencia, llevando al sistema al colapso por LFOs no amortiguadas.

Hybrid renewable energy systems (HRESs) have become increasingly popular, especially for isolated regions. This thesis describes the design of a HRES for the isolated Ha'apai Island group in Tonga following a devastating cyclone which happened in 2014. Several renewable power generation and storage possibilities were investigated; solar, wind and battery were found to be feasible for Ha'apai. The conceptual design of a new energy storage system, the Subterranean Ocean Energy Storage System (SOESS), is also discussed as a possible alternative to batteries and a more viable substitute for an ocean renewable energy storage (ORES) system. For the proposed Ha'apai system, the optimum system configuration (solar 450 kW, wind 550 kW, battery 1,216 kAh/4,864 kW) with 90% renewable penetration was obtained using the HOMER software. Based on the optimum system configuration, load flow simulations of both the previous system and the proposed HRES were performed in DIgSILENT PowerFactory. The results of the load flow analysis show that all the transformers and transmission lines in both systems operate safely in both peak and nominal load conditions, and that the voltage levels of all LV buses are within the acceptable range of ±5%. The detailed system topology of the proposed HRES is discussed from the system implementation point of view. A unique set point control algorithm for the start-up/shut-down of the diesel generators was developed. The system dynamic performance was simulated according to the control logic during the three main switching events in DIgSILENT PowerFactory. The dynamic simulation results indicate that the proposed system would operate safely with acceptable voltage and frequency oscillations. This thesis could be used as a template for the design of other isolated HRESs with high renewable penetrations.

Submitted by Morgana Silva (morgana_linhares@yahoo.com.br) on 2016-09-27T17:05:15Z No. of bitstreams: 1 arquivototal.pdf: 2911484 bytes, checksum: a40eec3093de5890811339c6b3e86fa7 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-09-27T17:05:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 arquivototal.pdf: 2911484 bytes, checksum: a40eec3093de5890811339c6b3e86fa7 (MD5) Previous issue date: 2016-02-29 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES / This work presents a method of sizing photovoltaic panels using modified Particle swarm (MPSO) in order to reduce power losses and improve the voltage profile. For implementation was used the PowerFactory® software, specifically programing language DIgSILENT (DPL). The proposed method was applied at the first time in the IEEE 13-bus system. After validating, it was applied to a real system, Federal University of Paraíba (UFPB). The results show that the proposed method have the ability to provide the best dimensions of photovoltaic panels distributed at the University, improving of the voltage profile and reducing energy losses / Este trabalho apresenta um método de dimensionamento de painéis fotovoltaicos usando enxame de partículas modificado (MPSO), a fim de reduzir as perdas de energia e melhorar o perfil de tensão. Para a implementação é utilizado o software PowerFactory®, especificamente a linguagem de programação em DIgSILENT (DPL). O método proposto foi aplicado inicialmente no sistema IEEE 13-barras. Após a validação, foi aplicada a um sistema real, Universidade Federal da Paraíba (UFPB). Os resultados mostram que o método proposto tem a capacidade de proporcionar as melhores dimensões de módulos fotovoltaicos distribuídos na micro rede da Universidade, melhorando o perfil de tensão e reduzindo as perdas de energia.

“METODOLOGÍA PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN CONSIDERANDO LA ESTABILIDAD DE TENSIÓN DEL SISTEMA” La planificación de la expansión en transmisión busca anticipar las eventuales restricciones de capacidad que puedan afectar el sistema, y en esa línea, una adecuada localización y cuantificación de la compensación reactiva permite asegurar una reserva de potencia reactiva apropiada para hacer frente a las perturbaciones o fallas que pudiesen ocurrir. En este trabajo se propone y aplica una metodología de análisis de estabilidad de tensión con el fin de determinar, en un horizonte de 10 años, la compensación reactiva que requerirá el Sistema Interconectado Central (SIC) para lograr un adecuado control del nivel de tensión del sistema en situaciones indeseadas de operación. En base a la demanda proyectada y las obras de expansión en transmisión y generación que se prevén serán puestas en servicio durante aquel periodo, se desarrolla en el programa computacional DIgSILENT un modelo de 50 barras del SIC para el año 2021. Al modelo se le aplica la metodología propuesta, basada en la determinación de los márgenes de potencia de las curvas P-V y V-Q de las barras del sistema ante la ocurrencia de distintas contingencias. Una vez identificadas las barras que requerirán de una mayor reserva de reactivos, se evalúa la magnitud de la compensación reactiva a instalar en aquellas barras. Los resultados derivados de la aplicación de la metodología establecen que la zona centro del país posee el menor margen de estabilidad, no obstante, sus barras principales poseen una amplia reserva de reactivos. La zona norte también presenta un margen de estabilidad pobre, siendo el peor escenario de operación aquel con demanda alta e hidrología seca, sin embargo, la inclusión de las líneas de 500 kV al norte y la instalación del nuevo dispositivo CER en S/E Cardones proporcionarán una mayor robustez a la zona. La compensación reactiva cuya instalación fue propuesta a partir de los resultados obtenidos concuerda en gran parte con las obras de compensación reactiva recomendadas por la Comisión Nacional de Energía. Se concluye que el empleo conjunto de las curvas P-V y V-Q, a través de la metodología propuesta, entrega resultados apropiados para identificar el grado de estabilidad de tensión del sistema, siendo una metodología de fácil aplicación. Finalmente, se cree que una adecuada reserva de potencia reactiva junto con la correcta aplicación del plan de defensa frente a contingencias extremas, permitirán afrontar exitosamente las contingencias que puedan hacer peligrar la estabilidad de tensión del sistema.

Ingeniero Civil Electricista / Actualmente el observatorio ALMA se encuentra aún en su etapa de construcción. Por este motivo, el sistema eléctrico con el que cuentan sus instalaciones se considera provisorio y se está migrando paulatinamente a un sistema eléctrico permanente. En este proceso resulta de vital importancia realizar un acucioso análisis de estabilidad con el fin de detectar problemas que pudieran verificarse en la implementación del diseño definitivo. Dicho análisis corresponde al foco de la presente Memoria de Título. Todo análisis de estabilidad requiere de un modelo. En el caso de este sistema , el modelo se construye usando el software DigSILENT® en base a diagramas unilineales, planos CAD, datos de placa de equipos, estudios de protecciones y estudios de consumo de las antenas instaladas actualmente. Este modelo proporciona los medios para implementar el análisis modal del sistema, el cual consiste en determinar los modos de oscilación, amortiguamiento y la actividad relativa de las variables de estado cuando un modo en particular del sistema es excitado. Específicamente, para este fin se determinan las matrices que se asocian a una representación en variables de estado del sistema linealizado; todo lo anterior mediante el software DigSILENT®. Los resultados indican que el sistema eléctrico es estable frente a pequeñas perturbaciones y que, en los escenarios de carga estudiados, los cambios en los polos del sistema no son significativos. Tampoco se observan inestabilidades de voltaje o frecuencia o problemas con los niveles en las frecuencias de los modos oscilatorios. En conclusión, el sistema eléctrico es estable frente a pequeñas perturbaciones. Sin embargo, el tiempo de amortiguamiento es muy alto para los modos oscilatorios, situación que puede ser mejorada con la implementación de un control suplementario como el POD, el cual modifica la parte del modo oscilatorio correspondiente al coeficiente de amortiguamiento.

Due to increasing penetration of decentralized variable renewable energy generators and the increasing demand of electrical power due to the electrification of the heat and transport sectors, low voltage grids are facing critical problems. Deviation of the permitted voltage range and local overloads of the grid equipment, are the two main issues that are compromising a smooth distribution grid operation. An intelligent integration of distributed generators, heat-pumps and electric vehicles into a Smart Grid, allows the flexibility that they intrinsically provide, to be used by distribution system operators to avoid critical grid conditions. Smart grid suppliers currently available on the market, have been categorized into Local, Decentralized and Centralized Smart Grid Concepts. Their main difference is represented by the level of control, communication and coordination that they make use of. The aim of the thesis was to evaluate the effectiveness of solution of the Smart Grid Concepts implementation in specific low voltage grids, especially in term of voltages and loadings mitigation capabilities, to be used as a decision making tool for future smart grid implementations. A control architecture that emulates the way the analyzed Smart Grid Concepts operate, has been implemented in Python and tested on three different low voltage distribution networks in DigSILENT PowerFactory. The control architecture is an algorithm that communicates to DigSILENT PowerFactory how the Smart Grid needs to operate in response to detected critical grid conditions. The flexibility that the Smart Grid Concepts make use of, are battery storage, active power curtailment and reactive power compensation from photovoltaic inverters and demand side management by means of electric vehicles and heat pumps. In particular, in order to make most use of the available flexibility, an intelligent electric vehicles charging strategy has been implemented as well as an intelligent heat pump operation. Both static worst-case simulations and time-dependent simulations, over a winter and a summer day, for different penetration scenarios, have been carried out. The summary of the simulation results showed that while the Decentralized Smart Grid Concept, if the flexibility is available, is always able to keep voltages and loadings between their critical values, the Local Smart Grid Concept is not able to do the same for the loadings. / På grund av ökad penetration av decentraliserade variabla förnybara energikällor och den ökande efterfrågan på elkraft på grund av elektrifiering av värme- och transportsektorn, står lågspänningsnätet inför kritiska problem. Avvikelse av det tillåtna spänningsområdet och lokala överbelastningar av nätutrustningen är de två huvudproblemen som äventyrar en smidig nätdrift. En intelligent integration av distribuerade generatorer, värmepumpar och elektriska fordon i ett smart nät, tillåter flexibiliteten som de egentligen tillhandahåller, för att undvika kritiska rutnätförhållanden. Smartnätleverantörer som för närvarande är tillgängliga på marknaden har system som kategoriserats som lokalt, decentraliserat och centralt Smart Grid Concepts. Deras huvudsakliga skillnad representeras av den nivå av kontroll, kommunikation och samordning som de utnyttjar. Syftet med avhandlingen var att utvärdera effektiviteten av lösningen av implementeringen av Smart Grid Concepts i specifika lågspänningsnät, särskilt när det gäller spänningar och belastningsreducerande förmågor, som ska användas som beslutsverktyg för framtida smarta nätverksimplementeringar. En reglerarkitektur som emulerar hur ett analyserat Smart Grid Concepts fungerar, har implementerats i Python och testats på tre olika lågspänningsdistributionsnä i DigSILENT PowerFactory. Kontrollarkitekturen är en algoritm som kommunicerar med DigSILENT PowerFactory hur Smart Grid bör fungera som svar på detekterade kritiska gridförhållanden. Den flexibilitet som Smart Grid Concepts använder sig av är batterilagring, aktiv strömavbrott och reaktiv effektkompensation från fotovoltaiska omvandlare och efterfrågesidan hantering med elbilar och värmepumpar. I synnerhet för att på bästa sätt utnyttja den tillgängliga flexibiliteten har en intelligent laddningsstrategi för elfordon implementerats liksom en intelligent värmepumpsoperation. Både statiska wärsta fall simuleringar och tidsberoende simuleringar, över en vinter och en sommardag, för olika penetrationsscenarier har utförts. Sammanfattningen av simuleringsresultaten visade att medan det decentraliserade Smart Grid Conceptet, om flexibiliteten är tillgänglig, alltid kan hålla spänningar och belastningar mellan sina kritiska värden, kan det lokala Smart Grid Concepts inte göra samma för belastningarna.

Ingeniero Civil Eléctrico / Actualmente las políticas energéticas en todo el mundo están apuntando al uso de fuentes de energías más limpias y eficientes, debido a múltiples factores tales como la escasez de combustibles fósiles como gas natural o petróleo diesel; aumento sostenido del precio del crudo a nivel mundial; y la incipiente contaminación atmosférica derivada de su uso. Es por ello que la energía hidráulica cumple un rol fundamental en la matriz energética de cualquier país, y en especial de Chile, debido a su gran cantidad del recurso hídrico. Bajo este contexto, la empresa "Hidroeléctrica Río Huasco S.A. ha solicitado efectuar el estudio de impacto sistémico debido a la conexión de la nueva Central hidroeléctrica al sistema interconectado, verificando que cumpla con las características exigidas por la Norma Técnica de Seguridad y calidad de servicio (NT SyCS). El proyecto contempla la inyección de una Potencia nominal de 5,7 [MVA] 5,12 [MW]. Dicho proyecto se emplazará en la región de Atacama, específicamente entre las localidades de Vallenar y Alto del Carmen, a la fecha de mayo de 2013. La Central Huasco, se compone de dos generadores síncronos que, a través de un conductor, lleva su energía a una subestación elevadora y mediante un Transformador de Poder de 5,7 [MVA], se aumenta la tensión de 6,6 [kV] a 110[kV] aportando energía a la línea que une Alto Del Carmen con Vallenar. En cuanto a la conexión de la Central, esta es realizada por una línea de circuito simple de 190 [m] de longitud, con una tensión nominal de 110 [kV], voltaje en la cual se encuentra la línea Alto Del Carmen El Edén que es donde se ubicará el punto de conexión a través de un Tap off. El objetivo del presente trabajo de título consiste en establecer la factibilidad de conexión de la Central al tramo Alto del Carmen - El Edén, para ello se analizaron los estudios solicitados por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SIC) para la conexión al Sistema Interconectado Central. Dichos estudios comprenden análisis sobre los Flujos de Potencias Activa y Reactiva, revisión de los niveles de tensión y capacidades de líneas de transmisión, definición de los niveles de cortocircuito, revisión de las Capacidades de Ruptura de interruptores, estudio del comportamiento dinámico de las máquinas síncronas a través del diseño de controladores de tensión y velocidad, además de un esquema de protección para los elementos de la Central en cuanto a criterios de ajuste y coordinación se refiere. Los resultados obtenidos mediante la simulación en el software Power Factory DIgSILENT, indican que la conexión mediante Tap-Off es completamente factible desde el punto de vista sistémico, al no observarse repercusiones negativas al sistema adyacente Atacama debido a la puesta en servicio del proyecto microhidráulico Huasco. De las diversas simulaciones realizadas se concluye que todos los elementos presentes diseñados cumplen con la Norma establecida; las cartas de operación de los generadores tienen capacidad de compensación, las líneas tienen el dimensionamiento necesario para los flujos en diversas condiciones de operación, los controladores estabilizan la central ante contingencias de diversa severidad, los interruptores soportan las distintas corrientes de falla y las protecciones aíslan de forma selectiva, coordinada, rápida y confiable, además de tener la sensibilidad adecuada para detectar condiciones anormales de operación.

Studies regarding the development of a new hydropower plant exploiting the water resources offered by the upper Tinguiririca river, located about 150 km south-east of the capital Santiago in Chile, has been done by Pacific Hydro Ltd from Australia and Lahmeyer International from Germany. These studies have resulted in proposals to construct two Hydropower Stations, �La Higuera� and �Confluencia�. Both hydropower stations will have a total installed capacity of 300 MW. When setting up a new hydropower plant, it is important to foresee how the hydropower plant would affect the existing transmission grid in different situations during operation as well as how events in the grid may affect the La Higuera and/or Confluencia hydropower stations. In this report three kind of analysis are highlighted, which are static analysis, large signal stability and rotor angle stability. To perform these analyses a simulation tool named DigSilent is used. DigSilent is used to perform these analyses in a simulated network of the studied transmission system. These two hydropower stations as shown in the results will improve the existing transmission system by enhancing the stability margins in the presence of a fault. When performing the simulation of the existing transmission system with the newly installed hydropower plant we could see that it had a poor damping after a disturbance; this might be due to the large distance between production plants and the existing loads. This phenomenon can be alleviated if a power system stabilizer (PSS) is integrated in the hydropower plant. The final conclusion is that the integration of the two hydropower plants will improve the existing transmission system in Chile.