Ingeniero Civil Eléctrico / Resulta imposible reducir a cero la cantidad de fallas que ocurren en un sistema eléctrico, lo cual es más difícil aun cuando están involucradas las líneas de transmisión que se encuentran totalmente expuestas y enlazando todos los puntos de un sistema como el Sistema Interconectado Central en Chile. Sabiendo lo anterior y considerando que tampoco se pueden predecir las contingencias en líneas eléctricas, para minimizar su impacto solo queda actuar rápidamente cuando ocurre una falla. Este trabajo muestra un posible camino hacia la automatización en el diagnóstico y análisis de fallas mediante el diseño de un sistema experto. El desafío se aborda tomando en cuenta una serie de etapas y analizando cada una de ellas para una resolución global. El objetivo es mostrar rápidamente la causa de falla probable ante una contingencia. Primero se entiende el problema revisando lo que existe, en este caso se analizan los Estudios de Análisis de Falla del año 2016, informes que detallan cada falla que significó pérdida de consumo en el SIC. Luego, se realizan simulaciones para caracterizar las fallas típicas que podemos encontrar en las líneas de transmisión del sistema eléctrico, la idea es conformar una base de datos con información valiosa en líneas de 220 y 500 [kV], puesto que en el futuro se pretende que la información de las protecciones de las líneas de esos niveles de tensión llegue automáticamente a una plataforma online. El sistema experto se desenvuelve en Excel por simplicidad, y este requiere de datos simples pero precisos para ser procesados por las reglas de inferencia y para determinar qué falla ocurrió junto con la causa y su probabilidad, por tanto, se realiza una etapa de pre procesamiento para pasar del dominio del tiempo al estadístico en los datos obtenidos con las simulaciones. Generar las reglas de detección de fallas implica el mayor esfuerzo porque se necesita conocer el comportamiento de las corrientes, esta etapa es el centro del trabajo, y es totalmente perfectible. Por último, es importante relevar que para encontrar la causa con su probabilidad se realizan resúmenes estadísticos de la historia de las líneas falladas en 220 [kV] y 500 [kV].

El objetivo general del presente trabajo de titulo es realizar un análisis técnico, económico y regulatorio a las centrales térmicas de respaldo diesel que se están incorporando durante este año 2008 producto de la incertidumbre en que se encuentra el sector eléctrico en relación a la posibilidad de que ocurra un racionamiento eléctrico para este o los años venideros, y de esta forma se espera proveer información acerca de la factibilidad y conveniencia de este tipo de proyectos. Para esto se ha considerado como central representativa de este grupo a la central Olivos, ubicada en las cercanías de Los Vilos y que se encuentra operando en el Sistema Interconectado Central desde enero del 2008, sobre la cual se realizaron los análisis pertinentes con el fin de cumplir con los objetivos planteados. Se analizó la situación actual del mercado eléctrico en términos de la probabilidad anual que ocurra un déficit, obteniéndose altas probabilidades de que esto ocurriese, lo que da pie al ingreso de este tipo de centrales de respaldo de forma de ayudar a dar seguridad en el abastecimiento eléctrico del país. Del análisis regulatorio se determinó que no le corresponden beneficios en materia de peajes, en base a la normativa vigente se estimó la potencia de suficiencia definitiva y el pago de peajes, valores que fueron utilizados luego en la evaluación económica. Se determino que a la central le corresponde presentar una declaración de impacto ambiental y se detallan las principales restricciones medioambientales que se deben respetar. Se Realizó además un estudio de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio con el fin de determinar los estudios necesarios para garantizar el cumplimiento por parte de la central de los estándares allí establecidos, para lo anterior además se realizaron simulaciones con el programa DigSilent, de la operación en sincronismo de la central con el resto del SIC y se hicieron análisis de cortocircuito, flujo de potencias y estabilidad transitoria, de forma de enunciar el procedimiento y verificar el cumplimiento de la NTdeSyCS. Finalmente se Realizó una evaluación económica de la cual se determino el valor actual neto y la tasa interna de retorno para la central Olivos junto con un análisis de sensibilidad con el objetivo de establecer el nivel de variación de los resultados económicos en función de los componentes más significativos del flujo de cajas y estimar la rentabilidad del proyecto. Se concluye que la incorporación de este tipo de centrales térmicas de respaldo durante el año 2008 es una iniciativa rentable y factible de realizar dado que aprovecha la coyuntura del momento, sin embargo la incorporación a futuro de estos proyectos se ve como una iniciativa riesgosa desde el punto de vista de la rentabilidad, debido al escenario distinto que se presenta.

Ingeniero Civil / El hydropeaking, un esquema de operación fluctuante de las centrales de embalses, se ve acentuado en la medida en que aumenta la incorporación de ERNC fluctuantes en la matriz de sistemas eléctrico hidrotérmicos. Entre estos tipos de energías fluctuantes se encuentra la eólica y la solar, de las cuales esta última se encuentra en pleno desarrollo en Chile, acaparando interés internacional. Para comienzos de 2018 se proyecta que estará puesto en marcha el proyecto de interconexión del SIC y SING, los dos principales sistemas eléctricos del país. De este modo, centrales de embalse del SIC entrarán en directa relación con centrales del norte del país mediante el Coordinador Eléctrico Nacional. Esta interconexión, sumado al potencial que tiene la zona del Norte Grande para la instalación de energía solar y los antecedentes de ERNC fluctuantes en sistemas hidrotérmicos vuelve pertinente la pregunta de cuánto aumentará el hydropeaking al aumentar la instalación de energía solar en la matriz. Para responder a ello se realiza una modelación en Ameba, un modelo comercial que permite simular problemas de optimización que lleva a cabo el Coordinador Electrico Nacional (organismo que planifica el despacho de carga). Se configuran escenarios de distinta penetración masiva de energía solar y dos casos base: uno con y otro sin interconexión y se obtienen las series potencia horaria de las centrales de embalse para tres distintos escenarios hidrológicos. Estas series son llevadas a caudal y posteriormente analizadas mediante Indicadores de Alteración Hidrológica. Los principales resultados son que, en general, la interconexión de los dos sistemas, por si sola, no trae consigo grandes variaciones sobre el sistema y que la incorporación masiva de energía solar, dada la interconexión SIC-SING, lleva a las centrales de embalse a un esquema donde más capacidad solar se traduce en más tiempo sin generar, produciendo que, respecto del caso base, el hydropeaking aumenta en las centrales que actúan como base del sistema y disminuye en aquellas que en el caso base operan con un alto hydropeaking. Como trabajo futuro queda propuesto el desarrollar una metodología que permita obtener mejores indicadores para evaluar el hydropeaking, el estudio de restricciones operacionales y de un contra-embalse como medidas de mitigación al aumento del hydropeaking bajo escenarios de incorporación masiva de energía solar y establecer una relación cuantitativa entre la alteración de sistemas acuáticos y los indicadores de alteración hidrológica utilizados en el trabajo.

En los últimos años el SIC ha presenciado complejos escenarios energéticos, como por ejemplo poca disponibilidad de gas y altos precios de combustible, escenarios que sumados a la poca diversificación de la matriz energética se traducen en que la potencia instalada del SIC está muy cercana a su demanda actual. Lo anterior conlleva a una alta dependencia de fuentes energéticas extranjeras y a la necesidad de contar con nuevos proyectos masivos de generación como Hidroaysén y/o de otras fuentes energéticas, como energías renovables no convencionales, energía nuclear, etc. Eventualmente todos estos grandes proyectos llevan a cambios sustanciales en la planificación y la operación del sistema, por lo que en este trabajo de memoria se presenta un nuevo modelo de planificación de largo plazo del SIC basado en la resolución estocástica de su hidrología con el software Plexos, y también se realiza una confrontación operacional entre dos situaciones: la entrada del proyecto Hidroaysén versus una alta entrada de centrales en base a ERNC en el SIC, situaciones de gran probabilidad de ocurrencia para cumplir con el continuo aumento de la demanda. La metodología desarrollada consta de tres etapas. En la primera etapa se recopila la información necesaria para desarrollar el trabajo de tesis, es decir, se colecciona la información general de operación del SIC, los manuales del modelo PLP y del software Plexos y los proyectos futuros de generación y demanda. En la segunda etapa se crea el modelo en Plexos a partir de PLP y este se sincroniza con la modelación que tiene actualmente la DO del CDEC-SIC. En la tercera etapa se ajusta el modelo anterior a los objetivos buscados, ingresando los proyectos en el horizonte de evaluación y se realizan las dos modelaciones: una con sólo el proyecto Hidroaysén y otra intercambiando esta potencia por generación en base a ERNC. Finalmente se presenta un análisis de los resultados y una comparación de los dos casos propuestos anteriormente, llegando a la conclusión general de que la futura operación del SIC no depende de una solución en particular, sino de una mezcla de distintas soluciones: diferentes fuentes de generación y eficiencia energética. Lo anterior se infiere dado que no surgen demasiadas diferencias operacionales globales entre las dos soluciones, como se verá en el cuerpo de este documento. Adicionalmente para los futuros estudios más detallados, se proponen algunas mejoras específicas a incorporar al actual modelo, como por ejemplo: incluir restricciones de riego de las dos cuencas y actualizar permanentemente la nueva información de las centrales, líneas, consumos y cambios en la normativa, entre otros.

No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / Los esquemas de desconexión automáticos de carga (EDAC) por señal específica se definen como recursos generales o especiales de control de contingencias, que operan al detectar un cambio de estado predefinido en el Sistema Interconectado (SI). Estos automatismos se definen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT) y son de gran importancia para preservar la seguridad del SI. El presente trabajo busca contribuir en el desarrollo de estos esquemas, evaluando distintas aplicaciones en un modelo reducido del Sistema Interconectado Central (SIC). Adicionalmente, se propone una metodología para valorizar el Servicio Complementario que se provee al sistema. En esta memoria se consideran cuatro casos: EDAC por colapso de tensión, por límite térmico, por salida en cascada y por colapso en isla. Se simulan contingencias simples en todos los elementos donde son aplicables, y a partir de los estándares de recuperación dinámica, definidos en la NT, se procede a determinar los puntos críticos del modelo reducido del SIC, a los cuales se aplica una evaluación técnico-económica para determinar la conveniencia de implementar un EDAC por señal específica. Desde el punto de vista económico, se busca establecer si la operación del SI con uno de estos esquemas minimiza los costos de operar la red con un criterio N-1, el cual se refiere a una metodología de planificación y operación del SI, donde la ocurrencia de una contingencia simple no afecta a las restantes instalaciones del mismo. Los resultados obtenidos muestran que los EDAC por señal específica son un complemento válido al criterio N-1, ya que permiten utilizar el sistema de transmisión por sobre la limitación técnica establecida, lo que hace posible aumentar las transferencias hasta las cercanías del límite por colapso de tensión o el límite térmico. Por otro lado, estos automatismos permiten operar líneas de transmisión con elevados niveles de carga en sectores caracterizados por tener una topología enmallada, ya que evitan una salida en cascada al presentarse una contingencia simple en este lugar del SIC. Por consiguiente, centrales ubicadas en lugares remotos, y con menores costos variables, pueden aumentar sus inyecciones al SI, disminuyendo el costo de operación sistémico, con lo cual el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) cumple con el mandato legal de operar el sistema con una confiabilidad prefijada y a mínimo costo. Finalmente se evalúa numéricamente la propuesta de valorización para los distintos escenarios desarrollados. Se consideran las siguientes componentes de la valorización: la anualidad por inversión, el costo de falla, el valor de restablecer los consumos desconectados, reducción en las pérdidas del sistema y los costos de operación y mantenimiento. Se concluye que el valor del Servicio Complementario está fuertemente influenciado por la topología del sector, ya que las componentes fundamentales son la anualidad por inversión, costo de falla y valor de la energía no suministrada luego de que el sistema restablece el máximo de clientes posibles. Como trabajo futuro, se propone la implementación de múltiples escenarios utilizando el método de Monte Carlo, con lo cual se puede realizar una valorización más precisa de los EDAC por señal específica.

“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.

Esta memoria está dentro de la línea de investigación de confiabilidad y seguridad de sistemas eléctricos, orientada a la evaluación y verificación de la suficiencia a mínimo costo en los estudios de planificación y operación de redes de transmisión. Las restricciones físicas, técnicas y medioambientales han limitado fuertemente el desarrollo de las redes eléctricas en todos los niveles. De lo anterior se desprende la necesidad de aumentar la eficiencia en el uso de las instalaciones a través de: mejores tecnologías, mejor monitorización, mejor gestión y planificación de las redes. En este trabajo se pretende estructurar los lineamientos teóricos y prácticos que permitan gestionar de manera eficiente las redes de subtransmisión. Para esto, el trabajo se divide en tres etapas: Investigar las actuales tecnologías disponibles, definir la potencialidad de las diferentes alternativas y el desarrollo de nuevas metodologías de planificación y operación que asuman mayor nivel de riesgo en las instalaciones para, en consecuencia, hacer un uso más eficiente de los activos. Se realiza una descripción y diagnóstico de la red en el que se determina que existe un margen para mejorar el factor de utilización en equipos mayores del sistema como son los transformadores de interconexión. A continuación, se realiza un levantamiento de las tecnologías, metodologías y nuevos proyectos desarrollados alrededor del mundo, que están impulsando significativas mejoras en la gestión las redes de alta tensión, en el marco de las redes inteligentes en transmisión. Luego, se define un plan de desarrollo para la implementación en forma progresiva de las redes inteligentes en la alta tensión, conforme a nuestra realidad país, en el que se destaca una fuerte promoción al desarrollo de los sistemas de información y comunicación. Un objetivo central de este trabajo es formular un modelo de optimización que permita realizar análisis de escenarios estáticos, capacitado para entregar configuraciones que permitan mejorar el factor de utilización de los activos, y que debe ser capaz de integrar al análisis, eventos de contingencia en líneas y las combinaciones de apertura del anillo. Finalmente, a través del estudio de las redes inteligentes se elevaron tres propuestas para mejorar la gestión de las instalaciones de la Red de Subtransmisión: Monitoreo de Líneas, Inclusión de Generación Distribuida (Cogeneración) y Reconfiguración de Redes (Radialización). Los resultados del modelo no resultaron ser del todo satisfactorios, si bien da respuesta a los objetivos planteados, la velocidad con que se resuelve el algoritmo hace que su uso sea inviable, por lo que se sugiere la creación de un modelo que logre un mejor manejo de datos que el desarrollado en este estudio.

Ingeniero Civil Electricista / En el marco de los altos precios de la energía eléctrica en Chile, en particular en el Sistema Interconectado Central (SIC), realizar un estudio sobre las capacidades máximas de transmisión resulta de vital importancia para poder descongestionar las líneas de transporte de energía eléctrica, haciendo la operación del sistema eléctrico más económica. Dado que el CDEC SIC tiene como obligación operar el sistema eléctrico a mínimo costo, la Dirección de Operaciones (DO) tiene la facultad de aumentar la capacidad de transmisión a través de esquemas de desconexión automático de carga (EDAC) y de generación (EDAG) haciendo uso de la capacidad de sobrecarga de los elementos serie del sistema de transmisión, cuando las líneas ya se encuentran operativas. Esta memoria de título se centra en el aumento de capacidad del sistema de transmisión troncal del SIC con esquemas de desconexión automático de carga (EDAC) y de generación (EDAG). Primero se hace un análisis del estado actual del sistema de transmisión troncal para encontrar las líneas que presentan congestión. Luego se procede a justificar económicamente que la solución con sistemas EDAG/EDAC es la adecuada. Se comprueba que los niveles de seguridad, usando dichos sistemas, se mantienen considerando cuatro escenarios que consisten en distintos niveles de transferencia de energía eléctrica proveniente del sur de subestación Charrúa (octava región) hacia el centro de consumo. Para cada escenario el sistema se somete a dos contingencias ocurridas en la línea de doble circuito Charrúa Ancoa 500 [kV] (línea que manifiesta congestión) que consisten en la desconexión intempestiva de uno de los circuitos y en un cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla ocurrida en la mitad de uno de los circuitos. La modelación de estas dos contingencias para los cuatro escenarios se realiza en DigSilent. Los resultados que se obtienen permiten concluir que sí es posible aumentar la capacidad de transmisión de la línea Charrúa Ancoa 500 [kV] sin comprometer la seguridad del sistema ante la ocurrencia de las contingencias descritas anteriormente. Sin embargo los márgenes admitidos en la Norma Técnica para la tensión en barras de 500 [kV] se ven violados y además presentan oscilaciones (estas últimas pueden ser superadas sintonizando los P.S.S. del sistema eléctrico) en el último escenario, cuando la línea está más sobrecargada. Luego, un aumento en la capacidad de transmisión con esquemas EDAG/EDAC es posible, pero se debe realizar en conjunto con una adecuada sintonización de los P.S.S. del sistema eléctrico.

Ingeniero Civil Eléctrico / En la actualidad, el CDEC-SIC incorpora en sus modelos del SIC las relaciones horarias de las generaciones eólicas y fotovoltaicas, aunque sin un fundamento metodológico lo suficientemente acabado que compruebe una representación más fiel de la generación esperada. El objetivo del presente trabajo consiste en probar la validez de la metodología actualmente empleada, incorporando en ella los cambios que mejor se ajusten a representar la volatilidad eólica y fotovoltaica de largo plazo del SIC, e integrar dicha modelación a las planillas usadas en las revisiones anuales del Estudio de Transmisión Troncal, efectuadas por el CDEC-SIC. La metodología desarrollada, comienza con un análisis estadístico de datos de generación eólicos y fotovoltaicos reales, considerando la estructura que requiere el software de Programación de Largo Plazo (PLP). Posteriormente, se plantean una serie de modelaciones distintas para representar los factores de planta y peaks de generación de estas tecnologías, con el objeto de elegir una para el caso eólico y otra para el caso fotovoltaico. Finalmente, se realizan simulaciones para comparar el método actual con las modelaciones propuestas y apreciar las diferencias que se introducen en la operación esperada del sistema eléctrico. Mediante el mínimo error cuadrático, se escogen las modelaciones que mejor representen al factor de planta y a los peaks de generación. Las mejoras en este ámbito para el caso eólico, corresponden a una disminución en un 71% del error al calcular el factor de planta, y de un 25% al representar los peaks de generación. Para el caso fotovoltaico, si bien aumenta el error de los factores de planta en un 2,6%, el error de la representación de peaks disminuye en un 8%. Por otra parte, la nueva modelación incluye las variaciones estacionales, al calcular el factor de planta mensualmente, mientras que con el método actual, al ser calculado anualmente, variaciones intra-anuales no quedan bien representadas. De las simulaciones realizadas, se logra que la modelación propuesta contenga todos los casos de la modelación actual y agrega escenarios con mayor influencia de las centrales ENRC que antes no eran considerados.Estudios futuros en esta materia debieran considerar la mejora de las modelaciones propuestas, basándose en datos reales de nuevas centrales generadoras e investigar, en profundidad, la relación entre la ubicación de una central eólica y su respectivo factor de planta, a medida que nuevas unidades se vayan incorporando al sistema interconectado central.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el marco de la creciente inserción de energías renovables no convencionales en los sistemas eléctricos de Chile, específicamente en el sistema interconectado central (SIC), los parques eólicos lideran el plan de nuevas instalaciones. La información disponible en el servicio de evaluación ambiental (SEA) da cuenta de la gran cantidad y magnitud de proyectos eólicos en estudio, que pretenden comercializar energía en el SIC, lo cual induce modificaciones sustantivas en la estructura del parque generador. Como consecuencia, resulta necesario realizar estudios dinámicos a fin de analizar los efectos que una inserción masiva de estas nuevas tecnologías podría provocar en la operación del sistema; y las posibilidades de atenuar eventuales efectos negativos. En particular, es un hecho comprobado que la respuesta inercial del sistema se ve deteriorada frente a la introducción de generadores eólicos debido a la inyección de potencia mediante convertidores de electrónica de potencia. En razón de lo expuesto, este trabajo busca analizar la estabilidad de frecuencia del SIC proyectado al año 2019 frente a un escenario de alta penetración eólica. El análisis se complementa con la incorporación de un método que provee de respuesta inercial a los generadores eólicos mediante control de conversor, y les otorga la posibilidad de contribuir en la respuesta inercial del sistema frente a contingencias. El método utilizado consiste en un lazo de control que modifica la consigna de potencia entregada al conversor, en un valor proporcional a la derivada de la frecuencia del sistema, a fin de que la inyección de potencia activa sea sensible a las fluctuaciones de frecuencia. El estudio es realizado mediante el software Digsilent, modelando cada uno de los componentes del SIC, los parques eólicos y el esquema de control señalado. Además, dada la matriz hidro-térmica del SIC, el estudio incluye el planteamiento de dos escenarios hidrológicos extremos, que redundan directamente en la cantidad de centrales térmicas e hidráulicas en servicio. Los resultados obtenidos muestran un deterioro importante en el desempeño de la frecuencia del sistema frente a una gran penetración eólica en el caso en que los aerogeneradores no cuenten con control de respuesta inercial. Además, se evidencia una recuperación de la respuesta en frecuencia del SIC al incluir el control desarrollado. En particular, para el escenario húmedo se observa una mejora de un 60% en los índices evaluados, con respecto al caso de estudio que no incorpora métodos de respuesta inercial en los aerogeneradores, gracias a la capacidad de regulación primaria que proveen las centrales hidráulicas. Sin embargo, en el escenario de sequía se observa un peor desempeño, debido a la limitada capacidad de regulación del sistema.