Ingeniero Civil Eléctrico / El presente estudio tiene como objetivo principal proponer una metodología de evaluación para determinar el tamaño eficiente de un sistema de acumulación de energía para una planta termosolar y se presentan los resultados y conclusiones de un estudio de caso basado en un proyecto concreto pensado en el Sistema Interconectado Norte Grande SING. Para la formulación de la metodología, se realizó una revisión bibliográfica que abarcó el estado del arte de la tecnología termosolar, las condiciones climatológicas y regulatorias presentes en el SING y sus proyecciones de crecimiento, y una revisión de los métodos existentes para la determinación de tamaño óptimo de este tipo de proyectos. La metodología propuesta consta de cuatro pasos: Levantamiento de información, definición de casos de estudio y escenarios, simulación y análisis de resultados. El proyecto que se evaluó fue la central termosolar Pampa Camarones de 100 MW proyectada para entrar en operación el 2019. Se contemplaron dos escenarios para el parque generador, un caso base tomando en cuenta el plan de expansión declarado por la CNE y un caso optimista en penetración de centrales ERNC al 2019 y se simuló horariamente la operación del sistema durante dicho año en cada escenario donde la variable de optimización fue el tamaño del campo heliostático de la central. Los resultados muestran que independiente del tamaño del sistema de acumulación, el proyecto no es rentable dado sus altos costos de inversión, sin embargo se constató que dicha rentabilidad es altamente sensible al costo de inversión del campo heliostático el cual representa del orden del 30% de la inversión actualmente. Esto lleva a que el resultado con menos pérdidas en rentabilidad sea el con menor sistema de acumulación y consecuentemente con menor tamaño de campo heliostático. Se ve además que el tamaño del sistema de acumulación no afecta fuertemente los costos marginales del sistema a pesar de su fuerte influencia sobre el factor de planta de la central. Los resultados permiten concluir que es conveniente evaluar este tipo de proyectos a través de herramientas de simulación horaria en largos horizontes de plazo para poder visualizar de manera correcta el riesgo del precio spot al cual se somete el proyecto y que una manera eficiente de hacer esfuerzos por rentabilizar este tipo de proyectos es reducir los costos de inversión del campo heliostático.

Ingeniero Civil Electricista / En el marco de la inminente masificación del uso de energías renovables no convencionales en los sistemas eléctricos nacionales, y en específico en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), y considerando que en el sistema de evaluación de impacto ambiental (SEIA) ya se encuentra más de 1 GW en proyectos eólicos, resulta de vital importancia la realización de estudios dinámicos con el fin de analizar los efectos de la incorporación de esta tecnología en la estabilidad del sistema. En particular, y considerando la poca flexibilidad del parque generador existente en el SING, resulta de especial interés estudiar el control primario de frecuencia (CPF). En el marco anterior, el presente trabajo se centra en analizar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado al año 2020 frente a diferentes estrategias para el CPF en generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). Las estrategias analizadas son el control deload vía conversor, el control droop y un control de frecuencia mediante baterías (BESS). El análisis anterior se realiza para 4 escenarios de penetración de energía eólica y mediante el software DigSilent. El trabajo incluye la modelación dinámica de cada uno de los componentes del SING proyectado al año 2020, de los parques eólicos (considerando modelos agregados) y de las distintas estrategias de control. En general, los resultados obtenidos demuestran que las tres estrategias de control evaluadas apoyan en forma efectiva al CPF mejorando el desempeño del sistema. En particular, para el escenario con mayor penetración de energía eólica (15% de la capacidad instalada) en el caso en que los parques no participan del control de frecuencia, se observa la activación de ciertos esquemas de desconexión automática de carga (EDAC) en el sistema. En el caso en que los parques participen en el CPF con alguna de las tres estrategias estudiadas, dicha situación no ocurre. Finalmente, las simulaciones realizadas muestran un desempeño destacado del control deload y el control con baterías, alcanzando ambos, mejoras por sobre el 50% en el escenario de mayor penetración de energía eólica.

Ingeniera Civil Electricista / El presente trabajo tiene como objetivo principal evaluar las consecuencias a producirse en el sistema eléctrico del norte del SIC por el ingreso de grandes bloques de generación renovable no convencional (ERNC). Dicho análisis se inició con una investigación acerca del estado del arte de las ERNC en Chile, al respecto se recopiló información sobre dichas tecnologías, normativa y características que rodean el tema central. En el estudio se proponen para análisis tres niveles de penetración de ERNC a saber, 300, 840 y 1240 MW de potencia instalada. Con dichos bloques de potencia se pretende observar el comportamiento operacional del SIC entre los años 2013 y 2018, previo a la ampliación del sistema, poniendo especial atención en los efectos que se producen en el sistema de transmisión, en los costos marginales y en la operación del complejo Guacolda. Con la finalidad de representar en forma fiel la operación del SIC ante la entrada de bloques relevantes de ERNC, las centrales de este tipo se modelan de tal forma de incluir el efecto de la variabilidad del recurso primario en los resultados. La evaluación permite concluir que el sistema de transmisión, así como la nueva demanda que pueda ingresar, juegan un papel fundamental en el impacto que los bloques de ERNC tendrán en la operación del SIC. En efecto, grandes bloques de generación impondrán limitaciones en las transferencias, de igual forma la demanda local minera, por cuanto ésta utilizará parte de la nueva generación de ERNC, produciendo un balance de inyecciones/retiros locales. En los casos de mayor criticidad, esto es, grandes bloques de inyección de ERNC y sin nuevos proyectos mineros, por ende líneas de transmisión con altas transferencias, se registra un importante impacto en la operación de la central Guacolda. En relación con los efectos económicos producidos, se concluye que dadas las limitaciones en la transferencia, el mayor aporte de las centrales ERNC, provoca un descenso de los costos marginales, con mayor impacto en aquellas barras donde se conectan, llegando incluso a valores nulos. Con dichas señales de precios, se provocará un efecto adverso en el interés de los inversionistas, por cuanto podrían no llegar a recuperar su inversión debido al bajo valor de cada MWh inyectado. La forma que los efectos comentados no resulten perjudiciales para los actores del sector y que se logre que las ERNC sean efectivamente una solución de desarrollo, es que la entrada de estas inyecciones ingresen al SIC de acuerdo con volúmenes previamente determinados y no como se ha estado registrando en la actualidad, que aparecen intenciones de incorporar en forma desordenada bloques de ERNC.

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.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el marco de la pronta masificación del uso de energías renovables no convencionales en los sistemas eléctricos chilenos y en especial el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y considerando además que en el sistema de evaluación ambiental (SEA) ya se encuentran más de 87 proyectos fotovoltaicos (FV) informados de los cuales 67 ya se encuentran en estado de aprobados con una potencia instalada total de 3287 [MW], resulta de suma importancia la realización de estudios dinámicos con el fin de analizar los efectos de la incorporación de este tipo de tecnología en la estabilidad del sistema. Este trabajo se enfoca en el estudio del desempeño de una estrategia de control de efecto nube (EN) en las centrales FV, con el fin de mitigar el efecto provocado por el paso de nubes. En particular y considerando la poca flexibilidad del SING, resulta de especial interés el estudio en el periodo de febrero, donde se manifiesta el fenómeno climático invierno boliviano en la zona del norte de chile con mayor intensidad. El presente trabajo se centra en analizar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado al año 2020 frente a distintos niveles de penetración de energía FV. También se incorpora una estrategia de control (control de EN) en las plantas FV, vía conversor, con el fin de mitigar el efecto nube. Para incorporar el control de EN, fue necesario sectorizar cada central FV en 4 subcentrales FV más pequeñas con las mismas características internas. Además se realiza una incorporación de la operación deloaded o de reserva para cada central FV y por tanto para cada subcentral FV, con el objetivo de que entre las 4 subcentrales de cada central FV se brinden apoyo en potencia empleando sus respectivas reservas. Se realiza un estudio comparativo para los dos niveles de penetración FV mediante el software DigSILENT. Para lograr esto se modeló el sistema y cada uno de sus componentes, además de las centrales FV y el control mencionado anteriormente. En general, los resultados obtenidos muestran una mejora del desempeño del sistema al incorporar el control EN en los dos escenarios antes descritos. En particular para el escenario con menor penetración FV existe una mejora en la variabilidad de la frecuencia del sistema cercana a un 20% según los indicadores evaluados, en comparación para el caso con y sin control EN incorporado. Entre más baja sea la penetración FV, la mejora en frecuencia será mayor.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo muestra las limitaciones que existen en los modelos actuales del SING para el cálculo de peajes en las líneas de transmisión troncal. Esto dado porque las intermitencias características de cada central eólica y solar son obviadas, simplificando las centrales ERNC a centrales de generación constante dada por su potencia nominal ponderada por su factor de planta. El trabajo contempla alternativas para representar, tanto el sistema interconectado como la forma de generar de las centrales eólicas y solares. El objetivo está en evaluar el desempeño de las representaciones propuestas, junto al impacto inducido en los peajes por las líneas de transmisión troncal del SING. A la vez se entrega en forma clara y detallada la metodología empleada para encontrar los perfiles de generación de cada central eólica y solar, en base a la información disponible de sus generaciones, junto a las configuraciones necesarias en el software Plexos. Dentro de las propuestas de representación están las de pasar desde una curva de duración a una curva cronológica para la demanda del sistema, con distintas resoluciones, de 2 y 4 horas. Para la generación de las centrales eólicas y solares se proponen perfiles de generación diarios, pudiendo representar el año con perfiles trimestrales o por un par de clusters de las 365 muestras. En los resultados puede apreciarse el impacto en la determinación de peajes troncales para centrales ERNC, al mejorar significativamente la fiel representación del sistema, en particular para los flujos de cada línea del sistema troncal. Finalmente se concluye presentando el modelo óptimo, dado por una demanda cronológica con resolución de 4 horas, junto a perfiles diarios de generación, los cuales son trimestrales para las centrales solares, y de 2 clusters anuales para las centrales eólicas. Este modelo es el que mejora significativamente el resultado de los flujos por las líneas del sistema, y por tanto permite obtener peajes certeros, tanto para las centrales ERNC como para todas las inyecciones y retiros del sistema.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Ingeniería Eléctrica / El trabajo de tesis compara en forma sistemática las diferencias de rendimiento entre las principales metodologías de solución del problema de Predespacho (UC) y muestra la aplicación de la relajación lagrangeana a casos reales del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se propone una metodología para la creación de casos sintéticos de UC que permitan obtener diversidad a distintas escalas sin que resulten alejados de la realidad, siendo ésta la principal contribución del presente trabajo junto con los resultados estadísticos que favorecen MIP por sobre LR para sistemas de medianas dimensiones. La relajación lagrangeana (LR) y la programación entero mixta (MIP) son los métodos de solución que han encontrado el mayor número de aplicaciones prácticas al UC. Sin embargo, las comparaciones de rendimiento y calidad entre ambas, aunque propuestas conceptualmente y cuyas nociones intuitivas se encuentran dispersas en la bibliografía especializada, adolecen de falta de generalidad, escasa representación de la realidad, ausencia de especificaciones computacionales o, inclusive, éstas pueden haber quedado obsoletas. Ante la escasez de librerías de modelos de UC o, al menos, de métodos de creación de casos de aplicación, en el presente trabajo se propone y aplica un generador de casos sintéticos de prueba de UC. Este método formula casos basados en la combinación de datos estandarizados con la generación aleatoria de parámetros. De esta forma, los problemas de UC creados adquieren diversidad (universalidad) sin que las instancias se alejen demasiado de la realidad. La diversidad de las instancias generadas es controlada mediante los parámetros de las funciones de distribución de probabilidades, tanto para la selección de unidades candidatas como para la variedad en los parámetros técnicos característicos. Estas instancias son resueltas por los métodos para resolver el UC en una misma plataforma computacional. El método de LR encuentra soluciones factibles para 429 instancias de las 480 (89,4%), cumpliendo con el gap objetivo de 0,01% en tan sólo 90 casos (18,8%), mientras que el MIP encuentra la solución óptima para el 98,3% de los casos. Los resultados obtenidos verifican que para el rango de 10 a 100 unidades, la mejor solución entera factible alcanzada por LR tiene una menor calidad (valor mayor de la función objetivo en problemas de minimización) que la encontrada por el optimizador MIP. Los resultados permiten determinar que el sobrecosto (respecto al MIP) esperado de las soluciones mediante LR fue de 6,03%. El aumento de la dispersión en los parámetros técnicos beneficia ambos métodos al obtener la mejor solución factible en menores tiempos de ejecución. De esta forma se muestra que no sólo la calidad de la solución por LR se ve afectada por unidades similares, sino que también afecta al método MIP. Se comprueba que a medida que los problemas son más difíciles (juzgando por la adaptabilidad y por el número de unidades), la cota inferior de LR resulta en promedio mayor (mejor) a la cota inferior promedio por MIP. Respecto al caso práctico inspirado en el SING, la calidad de la solución por LR se ve especialmente deteriorada cuando las restricciones de mínimos técnicos de las unidades obligan que la solución óptima entera se aleje de la relajación lineal. Si bien para este caso la resolución mediante MIP también se dificulta requiriendo de hasta un 60% más tiempo de ejecución, este efecto es comparativamente menor al deterioro de la calidad de la solución observada mediante LR (que resulta hasta 4.5% mayor que MIP). Conceptualmente, este hallazgo se explica por los valores de actualización de los multiplicadores en LR, lo que se traduce en imposibilidad para explorar zonas del espacio de soluciones. Como conclusión general, el estudio entrega evidencia práctica a favor de la tendencia observada en la revisión bibliográfica en relación a privilegiar desarrollos de tipo MIP, la cual es aplicable a sistemas medianos como el caso real en estudio basado en el SING chileno. Esta conclusión no se extiende para otros sistemas reales de grandes dimensiones (eg. CAISO, MISO, UCTE). Como futuros desarrollos se sugiere explorar esquemas integrados LR-MIP explotando las mejoras de la cota inferior que proporciona LR en comparación con la relajación lineal del MIP y la creación de soluciones factibles por el método LR para inicializar el MIP.

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.

Ingeniero Civil Eléctrico / El objetivo principal de este trabajo es analizar y determinar el impacto que tiene la modelación de cargas en estudios sistémicos realizados en el Sistema Interconectado Norte Grande, SING. Para lograr el objetivo se revisa la literatura y se implementan casos de estudio donde se visualiza el impacto que tiene la modelación de cargas en las variables eléctricas del SING. Mediante estudios de estabilidad transitoria se analiza la respuesta en Tensión y Frecuencia para los distintos modelos de cargas. Se verifica la influencia que los modelos de carga tienen en el diseño y operación del sistema. Además, se identifican y comparan las influencias que tienen la dependencia de la Frecuencia, dependencia de Tensión y la constante de inercia asociada a la carga motriz. Las conclusiones del estudio realizado indican que los modelos de cargas eléctricas son relevantes para identificar la respuesta de las variables eléctricas del sistema ante diversas contingencias. Sin embargo, se destaca que la elección del modelo de carga debe tomar en cuenta el objetivo del estudio. En este sentido, en ocasiones se aceptan discrepancias menores, las que otorgan mayor seguridad en la toma de decisiones de operación, debido a la incertidumbre en las variables de simulación involucradas.

Ingeniero Civil Electricista / En el siguiente trabajo se realiza un análisis técnico económico de la aplicación de compensación serie controlada por tiristores (TCSC) en la interconexión en corriente alterna del sistema interconectado central con el sistema interconectado del norte grande. Para ello, se presenta el marco teórico de la estabilidad, específicamente referida a la estabilidad angular frente a fallas y perturbaciones (transitoria y permanente, respectivamente) . Más tarde se entrega la solución tradicional a los problemas de estabilidad transitoria, la compensación serie fija, pero destacando sus posibles efectos negativos en la estabilidad permanente(peligro de resonancia subsíncrona). Frente a esto se presenta una solución basada en compensación serie controlada por tiristores, su base teórica, una reseña de las experiencias que se han tenido a nivel mundial con este tipo de tecnologías y un costo aproximado para comparar ambas alternativas. A continuación se exponen los estudios realizados, que incluyen flujos de potencia, simulaciones RMS para el análisis de estabilidad transitoria y análisis modales para la estabilidad permanente. Lo anterior se llevó a cabo para dos horizontes de transferencia de potencia a través del sistema de transmisión a construir y para tres casos que variaron en el origen de la generación y el sentido de la transmisión. Los resultados de los flujos de potencia permitieron verificar el cumplimiento de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio y asegurar una operación dentro de los límites técnicos de las instalaciones. Se pudo, además, dimensionar la compensación paralela de reactivos necesaria para asegurar una tensión aceptable de acuerdo a los criterios de la NTSyCS. Las simulaciones RMS permitieron determinar el nivel de compensación serie necesario para lograr una amortiguación de las oscilaciones producidas por fallas en la línea que se encuentre dentro de los establecido para la estabilidad transitoria en la norma técnica vigente, el cual llegó a un 67% en el caso estudiado de mayor transferencia (1200MW). Los estudios de estabilidad permanente, realizados mediante un análisis modal, arrojaron la presencia de oscilaciones inter-área, las cuales se encuentran subamortiguadas según la NTSyCS, y que representan una situación que debe ser corregida. Ante el peligro de resonancia subsíncrona que significa un aumento del nivel de compensación (al ampliar la tranferencia) y la subamortiguación detectada en la estabilidad permanente, se estima necesario del punto de vista técnico la aplicación de compensación serie controlada por tiristores en el sistema de transmisión proyectado para la interconexión SIC-SING. Se calculó sin embargo, que instalar la totalidad de la capacitancia necesaria costaría entre 8 y 16 millones de dólares con compensación serie fija y entre 17 y 43 millones de dólares con TCSC, alrededor del doble de la inversión. Finalmente, a estos argumentos se suma la experiencia vivida en otros lugares del mundo, la cual respalda el buen desempeño de los dispositivos TCSC y plantea la posibilidad de mezclar esta tecnología con la compensación tradicional, lo cual usualmente se tiene en proporciones 1:3 o 1:4, lo que implica un costo tan sólo 33 o 25% (respectivamente) más caro. A manera de conclusión, se justifica y recomienda la utilización de TCSC, y se sugiere considerarlo desde un comienzo del proyecto, para evitar las complicaciones vividas en otros países al querer modificar tardíamente las obras.