Los nuevos proyectos energéticos que se planifica desarrollar en la XI región de Aysén han planteado el desafío de transportar grandes bloques de potencia a través de largas distancias, hacia los centros de consumo que se concentran en el SIC. La tecnología que permite viabilizar esto de manera eficiente es la transmisión en corriente continua en alto voltaje, conocida como HVDC (“High Voltage Direct Current”), que utiliza válvulas de tiristores para concretar la conversión AC-DC y viceversa. La tecnología HVDC se puede considerar como una tecnología madura. Sin embargo, en nuestro país es un tema nuevo que se debe abordar para entender el funcionamiento del enlace y los problemas asociados. Un aspecto importante del funcionamiento de los conversores HVDC es la ocurrencia de fallas de conmutación. Los tiristores usados en estos sistemas necesitan ser expuestos a un voltaje inverso por un tiempo suficiente para que dejen de conducir y permitir así una conmutación de corriente exitosa. Durante la falla de conmutación la transmisión de potencia es interrumpida, afectando de este modo al sistema AC conectado en el lado inversor. Esta memoria tiene como objetivo estudiar y mostrar las causas que originan las fallas de conmutación, discutir sus efectos en la calidad y seguridad de la potencia suministrada y entregar dos estrategias de mitigación de fallas de conmutación a nivel del control del enlace: la función de control VDCOL (“Voltage Dependent Current Order Limits”) y el módulo de mitigación CFPREV (“Commutation Failures Prevention”). Para lograr los objetivos planteados, se utiliza la plataforma MATLAB/SIMULINK que simula en tiempo discreto un enlace monopolar de 12 pulsos y 1000 MW (500 kV, 2 kA). A través de este enlace de prueba se estudian dos casos: sistemas AC interconectados fuertes y débiles. Ambos sistemas AC son caracterizados por su razón de cortocircuito efectivo, ESCR. Los resultados muestran que las principales causas que originan fallas de conmutación son: perturbaciones en el sistema AC conectado, especialmente las fallas monofásicas; y las operaciones de maniobra en la barra inversora. Los efectos en la calidad de la potencia suministrada dependerán de la duración de la falla de conmutación y de la razón de cortocircuito efectivo del sistema AC-DC. Con respecto a las estrategias de mitigación, se concluye que la función VDCOL ayuda a la recuperación del sistema cuando se producen las fallas de conmutación. El módulo CFPREV permite mejorar el desempeño del sistema pues mitiga las fallas de conmutación para caídas de tensión en la barra inversora, cuando ocurre una falla monofásica a tierra o una falla trifásica simétrica. Su desempeño es mejor cuando el sistema AC conectado en lado inversor es débil.

Ingeniero Civil Electricista / Para el sector industrial resulta de suma importancia la calidad y continuidad del suministro eléctrico. Principalmente debido a la alta sensibilidad de diferentes equipos a las variaciones rápidas de voltaje, ocasionando cuantiosas pérdidas monetarias por paradas intempestivas del proceso productivo. Una depresión rápida de la tensión o hueco de tensión se define como una caída momentánea del valor rms de voltaje, que puede producir la operación errónea o desconexión total de un equipo o sistema. Estimar la magnitud y frecuencia de estos fenómenos en las instalaciones del sistema interconectado central chileno se vuelve de gran utilidad a la hora de decidir invertir en nuevas instalaciones o seleccionar puntos de conexión para éstas. El objetivo de este trabajo es estimar estocásticamente la ocurrencia de huecos de tensión en las barras del sistema troncal del SIC. La estimación estocástica emplea datos de falla de las instalaciones y pronostica la ocurrencia de los huecos a través de simulaciones de falla en el sistema, esto último requiere mucho menos tiempo que estimar los huecos de tensión mediante el monitoreo del sistema. Para realizar esta estimación estocástica se calculan las magnitudes del voltaje durante fallas en diversos puntos del sistema y se combina esta información con la tasa de falla de las posiciones de falla consideradas. Los resultados permiten caracterizar el sistema en términos frecuencia y magnitud de huecos de tensión en las distintas barras. De igual manera se encontraron las áreas donde al ocurrir una falla se afecta a barras sensibles del sistema, conocidas como áreas de vulnerabilidad, se contempló una para cada zona norte, centro y sur del sistema. Los resultados muestran que la zona norte del sistema interconectado es la que experimenta más huecos de tensión de severidad media a profunda durante un año, y que la zona sur es la que menos se ve afectada por huecos severos. Lo anterior justificado por la topología del sistema en la zona norte, líneas largas de un circuito y poca generación. Las áreas de vulnerabilidad encontradas son extensas para las tres barras estudiadas, siendo las fallas en el sistema de transmisión de 500 kV las que afectan a mayores zonas geográficas en términos de huecos de tensión. Con esta información la planificación del sistema tiene otra herramienta para tomar decisiones técnico-económicas que ayuden al correcto desarrollo del sistema eléctrico.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el marco de una creciente demanda eléctrica global, es inminente la búsqueda de soluciones tecnológicas eficientes para reducir costos y mantener una operación del sistema eléctrico segura y confiable, y de esta forma, satisfacer este aumento de requerimiento energético. Ante esto, el uso de equipos de compensación serie en líneas de transmisión, es una medida óptima, la cual incrementa la capacidad de transferencia de potencia por las líneas a un costo mínimo en comparación con la construcción de nuevas líneas. Pero esta instalación, conlleva ciertos fenómenos transitorios como el alto contenido de frecuencia subsincrónica y elevado contenido de componente de decaimiento DC, afectando directamente a la localización de fallas. Sabida es la importancia de la ubicación de fallas en líneas de transmisión, ya que para fallas con tiempos de retardo mayores en su despeje, disminuye el tiempo de restauración del suministro eléctrico. Adicionalmente, tal como lo establece la ley, para toda falla se deben determinar sus causas, por lo que la localización de fallas aporta en reducir el rango de búsqueda de las brigadas de operación, ahorrando tiempo y recursos. Por lo tanto, este trabajo se enfocará en atenuar la influencia de estos problemas, y así, obtener la localización de falla con un mínimo error. Expuesto lo anterior, la presente memoria se centra en la localización de fallas en líneas de alta tensión con compensación serie, empleando información de las líneas de 500 [kV] de Transelec, las cuales comprenden gran parte del sistema de transmisión troncal chileno debido a sus grandes longitudes (incluso mayores a 200 kilómetros). Primero, se desarrolla un algoritmo que determine la ubicación de falla, que aplicado a ciertos parámetros variables, como la frecuencia de corte de los filtros y el método de resolución, entregará la localización con menor error. Aun así, la búsqueda de un error mínimo, lleva a realizar un problema de optimización estadístico que minimice la distancia a la ubicación real de las fallas. Luego, este algoritmo resolutivo es validado mediante el procesamiento de fallas simuladas en Digsilent, donde los escenarios de simulaciones dinámicas corresponden al tipo de falla y la ubicación de la falla con respecto a la compensación serie, con tal de abarcar la totalidad del largo de la línea. En general, los resultados obtenidos demuestran bajos errores promedio en la ubicación de fallas. Para fallas reales, se obtiene un 8.98% de error promedio para el algoritmo sin optimización, pero una vez minimizado el error, este desciende a 3.74%. En cuanto a las fallas simuladas en Digsilent, los errores corresponden a 8.01% y 3.95% respectivamente, lo que verifica los resultados alcanzados y permite ampliar la estadística para la corrección del error de la localización.

El objetivo principal de este trabajo es crear una herramienta computacional que permita guiar y predecir el plan de mantenimiento e inversiones de una empresa distribuidora eléctrica. Es necesario obtener datos históricos de la empresa para que esta herramienta pueda obtener mayor confiablidad en sus resultados. Las medidas a tomar para esta herramienta son los modelos dinamicos tantos del alimentador como de los indices de continuidad de suministro electrico de la red, asi poder cargar en el software cualquier alimentador que este dispuesto de forma radial y asi poder predecir el comportamiento de fallas historicas frente a las nuevas reconfiguraciones de la red. Se determinaron algoritmos orginales, derivados de trabajos anteriores, para la optmización de inversiones y reposicionamientos de equipos en la red, pudiendo asi determinar el costo de energía no suministrada en los momentos de interrupción y los costos de inversiones asociados, para asi poder calcular la cantidad óptima de equipos y disposición de estos, en una red de media tension. Tambien se modelaron los índices de continuidad de suministro de forma real, por lo que el programa adquiere un sentido de simular fallas en condiciones nuevas. La determinación de estos indices de forma real, fue dado por el modelo de alimentador ocupado, utlizando algoritmos recursivos. El modelo computación usado fue de arboles de busqueda de N hijos. Como resultado se obtiene la solución óptima del posicionamiento de equipos e integración de ellos en la red, pudiendo asi determinar las variaciones en los índices de continuidad de suministro cuando se le aplican los algoritmos propuestos de búsqueda directa. Además se obtienen los nuevos indices de continuidad para las nuevas configuraciones. Se concluye que los modelos ocupados tratan de modelar una red de distribución de forma real, y optmizarla de forma que se cumplan las restricciones de mínimo costo para la empresa y mayor disminución de los indices de continuidad.

Ingeniero Civil Electricista / Los huecos de tensión corresponden a desviaciones en la tensión con respecto a sus valores nominales o esperados que afectan a los sistemas de potencia, incluyendo redes de distribución. Estos fenómenos provocan que los generadores se desconecten del sistema para proteger sus equipos. Así, los requerimientos frente a huecos de tensión obligan a éstos a permanecer conectados durante ciertos períodos de tiempo, proporcionando una operación más segura del sistema. Lo anterior se aplica generalmente a grandes generadores. Sin embargo, en Chile también se incluyen los Pequeños Medios de Generación Distribuida, conocidos como PMGD. Ahora bien, la generación distribuida en baja tensión, o doméstica, no posee reglamentación con respecto a los huecos de tensión, por lo que tomando esto en cuenta además del gran crecimiento que han experimentado estas tecnologías (especialmente la fotovoltaica) en los últimos tiempos, es pertinente estudiar el comportamiento de los requerimientos frente a huecos de tensión en redes de distribución que incluyan generadores descentralizados. Para realizar el estudio se escogió un alimentador promedio, tipo rural, utilizando para esto el alimentador Gabriela Mistral de Conafe. En este sistema se incluyó generación distribuida en media y baja tensión, PMGD y doméstica, respectivamente, debido a los requerimientos existentes para la primera, conectándose en los mismos puntos que los consumos. Se definieron ocho escenarios de penetración de la generación distribuida, incluyendo distintos porcentajes de PMGD. Además se escogieron tres distribuciones de ésta a lo largo del alimentador. Para generar un hueco de tensión que representara el peor caso, se utilizó un cortocircuito trifásico en la primera barra del sistema, y se estudiaron dos tiempos de despeje distintos. También se encontraron los tiempos críticos de despeje del sistema. Entre las conclusiones principales destaca el hecho de que los escenarios de penetración y las distribuciones de la generación distribuida afectaron las tensiones previas y posteriores a las perturbaciones estudiadas, siendo las diferencias entre éstas mayores al momento en que la penetración es mayor y en la distribución Creciente. Los requerimientos frente a huecos de tensión para los PMGD obligaron a la generación distribuida a permanecer conectada luego del cortocircuito con despeje a los 150 ms, aportando a la respuesta del sistema; esto se verificó ya que los tiempos críticos de despeje fueron mayores cuando la generación distribuida doméstica se regía por éstos requerimientos. Finalmente, en el caso de un cortocircuito con un despeje a los 300 ms, se produjo una desconexión masiva de la generación distribuida del sistema.

Ingeniero Civil Eléctrico / El diseño de las subestaciones primarias de distribución se realiza actualmente de acuerdo al criterio determinístico de seguridad denominado N-1, el cual se basa en la salida intempestiva de uno de los transformadores de la subestación debido a un evento de falla. Sin embargo, este criterio no contempla eventos más graves de carácter catastrófico y producido, por ejemplo, por algún desastre natural (tormentas, inundaciones, terremotos, etc.). Además, este criterio actualmente utilizado no contempla la contribución de capacidad de tecnologías inteligentes, en específico, la que dota a la demanda la capacidad de participación activa (Demand Side Response o DSR) en los sistemas eléctricos. En esta memoria se propone un modelo probabilístico para el diseño robusto y eficiente de una subestación primaria de distribución que contempla el uso de transformadores y cables a subestaciones vecinas, como también el uso de DSR y generación distribuida de respaldo. El modelo determina la proporción óptima entre la capacidad de los transformadores, el número de cables a subestaciones vecinas, el monto DSR a contratar y la capacidad de la generación de respaldo. La optimización se realiza en base a una enumeración completa de los estados de la subestación, según la disponibilidad o indisponibilidad de cada elemento, y utilizando la demanda de un año según datos de una subestación real ubicada en el Reino Unido. La función objetivo incluye el valor de inversión y utilización de cada equipo como también el costo esperado de la energía no suministrada. Además, se incorpora a la optimización una restricción de la medida de riesgo CVaR(Conditional Value at Risk), la cual restringe la exposición al riesgo frente a eventos catastróficos, de baja probabilidad y alto impacto (HILP, High Impact Low Probability Events). Con el modelo probabilístico se estudian las distintas soluciones de diseño determinadas frente a distintos tipos de eventos catastróficos que pueden llegar a afectar a transformadores y equipos DSR, como falla de causa común debido a inundaciones y condiciones climáticas extremas. Del análisis se puede concluir que los equipos DSR son capaces de desplazar capacidad de transformación con respecto a la capacidad de diseño según el criterio N-1, y también, disminuyen la exposición al riesgo de eventos catastróficos como también los costos de capital de la subestación. Además, se deduce que la diversificación en la inversión de varios activos y tecnologías de red (transformadores, cables de transferencia y equipos DSR) producen una reducción de la exposición a altos niveles de energía no suministrada y también una disminución en los costos totales (capex, opex y energía no suministrada). Este trabajo busca determinar el aporte de la demanda en términos de su capacidad para desplazar potencia firme de unidades de transformación y representa un avance hacia la incorporación de equipos DSR en las futuras normas de distribución.

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Un alto porcentaje de fallas en las líneas en transmisión es producido por impactos de rayos. A su vez, en líneas con cables de guardia, las fallas más comunes producidas por descargas atmosféricas son las causadas por arco inverso, las cuales se deben a una elevación de potencial en la torre provocada principalmente por la corriente de rayo circulante por la estructura o que se drena vía la resistencia de puesta a tierra. En función de lo anterior, el objetivo principal de esta memoria es determinar el valor de diseño de la resistencia de puesta a tierra a pie de torre en líneas de transmisión de alta tensión con el fin de reducir la tasa de fallas producidas por arco inverso, como parte de la coordinación de aislamiento. La metodología llevada a cabo en este trabajo consistió en realizar una búsqueda bibliográfica especializada, para luego implementar un método de cálculo de la tasa de fallas producida por arco inverso en función del valor de la resistencia de puesta a tierra. El método fue desarrollado en VBA (Visual Basic for Applications), lenguaje de macros de Microsoft Excel. Los resultados que se obtuvieron con el programa fueron comparados con datos de operación reales de líneas de transmisión, donde se obtuvieron resultados aceptables. Además, se revisaron otros métodos para mejorar el desempeño de una línea de transmisión con respecto al impacto de rayos y se realizó un caso de estudio para una línea de transmisión de 345 kV ubicada en zonas cordilleranas altiplánicas del norte de Chile. Como conclusión, se logró comprobar que el programa de cálculo de la tasa de fallas producidas por arco inverso es adecuado para dar una estimación del valor de la resistencia de puesta a tierra, con el fin de obtener un desempeño aceptable para la aislación de una línea en relación al fenómeno de arco inverso. Como trabajo futuro se podrían realizar mejoras al programa, ya sea incluyendo más variables, o agregando la tasa de fallas de blindaje de las líneas.