Ingeniero Civil Electricista / La instalación de una central PMGD en un alimentador de distribución con mayor consigna de generación que demanda del alimentador, lejana de la cabecera y con una importante concentración de carga en los sectores aledaños, invierte el flujo de potencia activa implicando una fuerte dependencia del control de voltaje con el despacho de la central. La central solo puede controlar la tensión estableciendo un despacho de potencia reactiva que mantenga la magnitud de las tensiones en niveles dentro de la franja normativa. Esto disminuye los ingresos de la central debido a las ventas de energía y potencia. Cuando la central es desconectada abruptamente, se pierde la capacidad de control de tensión en el alimentador provocando desconexiones automáticas de cargas debido al bajo voltaje. La solución desarrollada para resolver estos problemas es instalar de forma anexa a la central un compensador estático de reactivos para sistemas de distribución (DSTATCOM) que inyecte o absorba de forma independiente los reactivos necesarios para controlar la magnitud de las tensiones en las barras en el alimentador. Para evaluar la factibilidad técnica de la instalación del DSTATCOM se comprueba que ante los problemas señalados, la normativa chilena referente a niveles de tensión y suficiencia de elementos serie se cumple al conectar el dispositivo. Para evaluar la factibilidad económica, se compara el aumento de las ganancias por mayor venta de energía con el monto total de inversión. Como resultado del trabajo de titulo, se concluye que la instalación del dispositivo DSTATCOM permite controlar la magnitud de la tensión en barras manteniéndolas dentro de la franja normativa. Además, el beneficio de instalar un dispositivo DSTATCOM posibilita el incremento de las ventas de potencia y energía al permitir regular el voltaje a través del dispositivo estático. Así, la central generadora puede despachar su unidad a su potencia activa máxima y con un factor de potencia igual a uno (f.p =1). En el caso práctico revisado en el presente trabajo, la central El Diuto conectada a la red de distribución de Coopelan, todas las inversiones son recuperadas en el quinto año luego del aumentar el punto de operación de la unidad generadora a su capacidad nominal máxima.

Ingeniero Civil Elctricista / Esta memoria está enfocada en el estudio de conexión de una central eólica al sistema de distribución y la compensación de los reactivos necesaria para que no se produzcan impactos negativos en la operación de una red de distribución. Las restricciones técnicas presentes en las redes de distribución limitan los puntos de conexión para medios de generación distribuido, por eso la necesidad del desarrollo de estudios avanzados del cumplimiento de las normas vigentes al momento de conectarse a una red eléctrica de distribución. En este trabajo se estructura los pasos a seguir para los análisis de las diferentes variables a considerar al momento de conectar un Pequeño Medio de Generación (PMG) a una red de distribución, en este caso específico un parque eólico con compensación de reactivos. Para esto, el trabajo se divide en 3 etapas; primeramente se realiza la investigación de las diferentes tecnologías disponibles para un parque eólico junto con la planificación futura esperada en Chile para este tipo de Energía Renovable No Convencional (ERNC). En la segunda etapa se efectúan los estudios estáticos del alimentador, el cual se proyecta sin el parque eólico por un periodo de 15 años utilizando la tasa de crecimiento enviada por la distribuidora; con esto se busca establecer si existe la necesidad de realizar mejoras o ampliaciones en éste. Por último se realizan los estudios de impacto en el año de conexión del parque y su influencia sobre la red de distribución, para ver las implicancias de la conexión e inyección de potencia y energía, bajo diversos escenarios de estudios que considera casos extremos del alimentador. Se analizó el impacto en los niveles de tensión, en la carga de la línea, los reactivos, factor de potencia y reemplazo de equipos. En conclusión, el análisis permitió corroborar que sí existen impactos en la red de carácter negativo, y por medio de la instalación de un banco de condensadores de 100 kVAr, en el mismo punto de conexión, se logra mantener el factor de potencia en el rango establecido en la NTSyCS. Se proponen como estudios futuros los análisis de Coordinación de protecciones, Estudios de cortocircuito y Estabilidad transitoria.

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.

No description available.