Ingeniero Civil Electricista / Durante el último año ha sido posible presenciar un importante aumento en la instalación de energías renovables no convencionales a lo largo de Chile, el cual ha sido liderado por centrales eólicas. Sin embargo la energía solar no se ha quedado atrás y ya se han producido las puestas en marcha de las primeras etapas de proyectos fotovoltaicos en el sistema interconectado del norte grande (SING) de Chile. Una mirada por el servicio de evaluación ambiental (SEA) da cuenta de la gran cantidad de proyectos solares (tanto fotovoltaicos como de concentración solar) que se encuentran en carpeta. Frente a esta situación se hace necesario realizar estudios dinámicos de manera de enfrentar de manera correcta la entrada de este tipo de energías, sobre todo en un sistema con las características del SING. Peculiaridades, tanto del parque generador como de la demanda y control de frecuencia, lo hacen un sistema débil y poco flexible. En base a lo anterior, este trabajo se enfoca en estudiar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado al 2020 frente a distintos escenarios de penetración fotovoltaica. Además se incluye un método de incorporación de respuesta inercial mediante control de conversor, el cual permite a los generadores solares participar con respuesta inercial frente a contingencias. El método utilizado consiste en realizar una operación deloaded de la central fotovoltaica y luego un control droop de manera que su generación de potencia activa sea sensible a cambios en la frecuencia del sistema. Se realiza un estudio comparativo para tres niveles de penetración fotovoltaica mediante el software DigSILENT. Para esto se modeló el sistema y cada uno de sus componentes, además de las centrales fotovoltaicas y el control antes mencionado. Los resultados obtenidos muestran una notable mejora del desempeño del sistema al incluir el control desarrollado en todos los escenarios. En particular para el caso de mayor penetración se observa una mejora de un 30% para los indicadores evaluados, en comparación al caso sin respuesta inercial por parte de las centrales fotovoltaicas. La mejora que significa la incorporación del control disminuye conforme la penetración es menor. Se observa como la respuesta de parte de estas centrales es más rápida que las convencionales, lo que adelanta la respuesta del sistema en el tiempo. Las simulaciones muestran, a su vez, que el sistema está bien preparado para recibir una penetración pequeña (8%) de este tipo de energía sin incluir controles ni métodos de incorporación de respuesta inercial.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniera Civil Electricista / A nivel mundial se aprecia un interés creciente en promover el desarrollo y penetración de energías renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos, tendencia que implica importantes cambios en la forma en que los sistemas son operados. A medida que la generación en base a energía eólica y solar aumenta, se produce un incremento en los requerimientos de rampa del sistema y de reserva operativa, como también un mayor ciclaje de las unidades térmicas. Consecuentemente, para lograr integrar altos niveles de generación renovable variable de manera eficiente, se necesitaría incluir equipamiento que aumente la flexibilidad del sistema, lo cual debería estar reflejado en los modelos de planificación. Las herramientas actuales de planificación no logran capturar el valor de la flexibilidad ya que ignoran los efectos de la operación de corto plazo, obteniendo resultados sub-óptimos o poco realistas. Por lo tanto, si se quieren lograr sistemas costo-eficientes, seguros y con altos niveles de penetración de renovables, es fundamental reformular los modelos de planificación, lo cual requiere, al menos, representar la operación mediante un predespacho económico de sus unidades de generación. El modelo resultante es un problema con gran cantidad de variables binarias que se vuelve intratable, en términos computacionales, al considerar sistemas reales y horizontes de planificación de varios años. En este contexto, esta tesis propone una herramienta de planificación de largo plazo, denominada CG-GEPUC, que incorpora las restricciones de la operación de corto plazo y utiliza el algoritmo de Generación de Columnas con el objetivo de reducir la complejidad del problema y disminuir los tiempos cómputo versus la formulación directa GEPUC. La herramienta propuesta es validada para 3 casos de estudio de distinto tamaño. Los resultados indican que el algoritmo converge, llegando a una solución objetivo con un gap menor o igual al 0.5\%. Además, cuando el tamaño del problema crece, el modelo desarrollado llega a ser 4 veces más rápido que el modelo GEPUC y utiliza una menor cantidad de memoria RAM. Por otra parte, al considerar los fenómenos de corto plazo se obtienen soluciones con un buen balance entre generación variable y flexibilidad que se traduce en sistemas costo-eficientes y con bajo recorte de generación renovable. Para evaluar el desempeño de la herramienta en un problema de tamaño real, se lleva a cabo la planificación de la expansión del SING para el período 2012-2030. El modelo CG-GEPUC encuentra una solución factible con un gap de 0.49\% en 15 días, en cambio, después de 30 días en ejecución la metodología GEPUC no encuentra una solución óptima. Se concluye que la herramienta desarrollada permite reducir significativamente los tiempos de cómputo y es eficiente en resolver problemas de planificación multi-etapa. Por último, como trabajo futuro, se discuten estrategias para disminuir el tiempo de ejecución y otras extensiones del modelo.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniero Civil Eléctrico / El dinamismo asociado al desarrollo de la generación Chile y el incremento constante de la demanda, ponen un acento especial en la tarea de planificar la expansión del sistema de transmisión, dado que las redes eléctricas centrales (SIC y SING) deben ser capaces de cumplir con su tarea de transportar la energía desde donde se producirá hasta donde se consumirá en el horizonte planificado, de forma técnica y económicamente eficiente. Entendiendo que las inversiones en el ámbito de la red principal de transmisión son fuertes y los esfuerzos requeridos para la obtención de servidumbres y las consiguientes compensaciones son complejos, en este trabajo se propone la inclusión de equipos FACTS en la planificación del sistema, de modo que esta inversión sea más flexible e implique un menor costo en elementos tradicionales de expansión (líneas y transformadores). La solución del problema de planificación de la expansión para un horizonte fijo (problema estático) se obtiene mediante un algoritmo genético propuesto sobre un modelo lineal de la red eléctrica en corriente continua con re-despacho de carga y que considera pérdidas eléctricas. La validación de este algoritmo se hace por medio de dos sistemas de pequeño y mediano tamaño ampliamente estudiados en la bibliografía internacional. Finalmente, se aplica el algoritmo propuesto sobre un modelo de 50 barras del Sistema Interconectado Central proyectado en demanda y generación al año 2022. Los resultados obtenidos tanto en la validación como en la aplicación sobre el modelo del SIC muestran la efectividad del algoritmo para encontrar una solución óptima (conocida en el primer caso), y que la utilización de equipos FACTS permite determinar planes de inversión en líneas, e incluso total, de menor costo, tanto en el caso con cómo sin pérdidas. En este sentido, el principal aporte de este trabajo es la integración de las pérdidas y equipos FACTS a los elementos y modelos tradicionales del problema de planificación de la expansión del sistema de transmisión.

Ingeniero Civil / En sistemas hidrotérmicos la rápida respuesta de las centrales hidroeléctricas de embalse a variaciones de potencia es importante para la estabilidad y flexibilidad del sistema eléctrico, esta capacidad se puede traducir en una operación de generación fluctuante ( hydropeaking ). Este tipo de esquema de generación tiene un impacto directo sobre los caudales turbinados, induciendo fluctuaciones de caudales a nivel. Para mitigar los efectos del hydropeaking sobre el cauce del rio aguas abajo existen diversas medidas que es posible tomar, las más comunes son imponer restricciones de caudal mínimo y/o una rampa máxima de caudales entregados al río. En el presente trabajo de título se estudiará además la incorporación de una re-regulación de los caudales turbinados mediante la incorporación de un contraembalse ubicado aguas debajo de la central. Para analizar el efecto de las restricciones y la incorporación de un contraembalse se implementan dos modelos de optimización a un nivel horario para un día, el primero consiste en una maximización de los ingresos por venta de electricidad de la empresa considerando el precio de la energía en el mercado spot. El segundo modelo de optimización es una minimización de la suma de rampas absolutas, también con las restricciones del primer modelo mencionado. Las restricciones de operación producen una reducción significativa de los beneficios percibidos por la central debido a que la obliga a tener una operación sub-optima. Por otro lado, la incorporación de un contraembalse, produce un mejoramiento de los ingresos, incluso llegando a mitigar cualquier reducción de ingresos. En cuanto a los índices de alteración hidrológica, la incorporación de un contraembalse ayuda a mejorar significativamente estos índices para restricciones de caudales mínimos, y para rampas máximas su efecto es menor para escenarios restrictivos. Se observa que con restricciones altamente restrictivas el contraembalse mitiga las pérdidas inducidas y mejora los índices de alteración hidrológica, en tanto que para restricciones más relajadas su efecto no es tan notorio.

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Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de almacenamiento, en particular las baterías, son equipos que permiten entregar un alto grado de flexibilidad tanto en la planificación como en la operación de los SEP. La energía almacenada permite que estos dispositivos sean capaces de prestar numerosos servicios complementarios como recorte de potencia de punta, seguimiento de carga, mejoramiento de los perfiles de tensión y descongestionamiento de las redes de transmisión. Durante los últimos años se ha hecho mucha investigación respecto de estos servicios para evaluar la relevancia de incorporar los equipos BESS en los sistemas eléctricos. En efecto, estos estudios han permitido demostrar que la flexibilidad que proveen estos medios de almacenamiento no solo es beneficiosa, sino que necesaria en sistemas eléctricos con alta penetración de ERNC, para hacer frente por ejemplo a la variabilidad e incertidumbre de recursos como la velocidad del viento y la radiación solar. Sin embargo, muy poca investigación se ha hecho entorno a la contribución que pueden prestar las baterías a la estabilidad de los SEP. La mayor parte de estos análisis se han concentrado principalmente en el dimensionamiento óptimo de potencia y energía, dejando completamente de lado el aporte que puede significar una localización estratégica de estos equipos en la estabilidad de los sistemas eléctricos. El objetivo de esta tesis es desarrollar una metodología para localizar de forma óptima equipos BESS, de forma tal de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico. Esto último es un aspecto a la fecha no evaluado en la literatura, y representa un beneficio de bajo costo (elementos necesarios para la conexión de baterías en subestaciones) que en la actualidad no se está aprovechando. La hipótesis consiste en que la localización tiene un impacto directo en como las baterías mejoran la estabilidad. De ser así, la apuesta está en que es posible encontrar un conjunto acotado de buenas soluciones de localización que pueden tener una contribución determinante desde la perspectiva de estabilidad de los SEP. Los resultados obtenidos confirman la hipótesis. Mediante una optimización en base a algoritmos genéticos, y considerando indicadores de estabilidad de voltaje, se determinan dos localizaciones de equipos BESS en un sistema de prueba con altos niveles de penetración de generación renovable. Ambas localizaciones obtenidas con el algoritmo permiten mantener la estabilidad del sistema para tres fallas críticas, las cuales en un escenario sin BESS generan inestabilidad en el SEP. Adicionalmente se demuestra que una localización arbitraria, concentrando todas las baterías en la barra menos robusta del sistema, tiene un peor desempeño que el caso sin baterías. Esto permite concluir que una buena localización de los equipos BESS permite mejorar la estabilidad del SEP, lo cual no se ha considerado a la fecha. De esta forma, se define una metodología y un algoritmo para abordar el problema de optimización, para definir una buena localización de los sistemas de baterías.

Magíster en Gestión de Operaciones / Ingeniero Civil Industrial / Las compañías dedicadas a la distribución de energía eléctrica incurren en altas inversiones para mantener una operación continua. Este tipo de condiciones hace aún más necesario el contar con una correcta proyección de demanda que permita precisar las inversiones, tratando de no incurrir en sobre ó sub inversión, lo que puede llevar a la implementación de una red sobre-dimensionada (si se sobreestima) ó a arriesgar la calidad del servicio y la compra de energía a un mayor precio, en el caso de la subestimación. El presente trabajo de tesis tiene como objetivo construir modelos de pronóstico de demanda de energía y potencia eléctrica con el fin de mejorar la proyección que realiza CHILECTRA S.A. Se realizaron experimentos con redes neuronales artificiales support vector regression y métodos estadísticos de series de tiempo (SARIMA y SARIMAX) para desarrollar cinco modelos predictivos que pronostiquen en un horizonte de 5 años las siguientes series: demanda de energía en el sistema, demanda residencial, demanda comercial, demanda industrial y potencia máxima mensual. El enfoque utilizado para los modelos corresponde a uno con variables explicativas y rezagos, utilizando tres conjuntos de variables: Climatológicas, Macroeconómicas y de Sistema (red). Se realizó un pre-procesamiento a las series a ingresar a los modelos, donde destaca una transformación aplicada a la serie de potencia eléctrica, en la cual se elimina el efecto de un patrón intrínseco asociado a las diferencias de demandas diarias dentro de cada semana. Para la selección de variables se utilizó el método de análisis de regresión para luego ingresar los atributos a los modelos, entregándole de esta forma variables (con rezagos incluidos) que tuvieran una relación lineal y que además cumplían, bajo esta óptica, con la homocedasticidad e independencia temporal de los errores. Se utilizaron cinco horizontes temporales para evaluar el desempeño los modelos de redes neuronales, support vector regression, SARIMA y SARIMAX, obteniendo las redes neuronales un mejor desempeño, registrando un MAPE de un 2,78% para la demanda de energía, y un 3,74% para la potencia máxima de cada mes, siendo estos valores el promedio de los errores en cada horizonte. Estos valores implican una disminución del error respecto de los modelos previamente utilizados en la empresa de un 3,44% para el pronóstico de energía, y de un 1,44% para el caso de la potencia, logrando de esta forma el objetivo inicial planteado. Los modelos de demanda sectoriales obtuvieron los siguientes errores en el largo plazo: 3,50% para el que trata la demanda residencial, 4,02% para el de demanda comercial, y 3,81% para el de industrial. Estos valores fueron obtenidos mediante redes neuronales, y nuevamente mostraron un mejor desempeño que los otros métodos. Los resultados en el largo plazo fueron satisfactorios para todos los modelos finalmente establecidos, considerando en que un 10% de error en este ámbito es evaluado como bueno. Debido a la alta dependencia de los modelos con la variable IMACEC, demostrada mediante un análisis de sensibilidad, se realizó un experimento de minería de textos para pronosticar los cambios en las expectativas del producto interno bruto, utilizados para pronosticar ésta variable explicativa, en base a las noticias de meses anteriores. Se entrenó un modelo clasificador de support vector machine que logró tener un máximo de desempeño de 60% de accuracy, lo que no es un buen resultado dado que todavía está abierto a mucha incertidumbre. No obstante aporta evidencia sobre la información que contienen las noticias para predecir posibles cambios futuros en la economía. Los objetivos de esta tesis fueron cumplidos, al confeccionar e implementar modelos predictivos de las demandas de energía y potencia eléctrica que mejoran la predicción de la demanda a la que se ve enfrentada CHILECTRA. Por otra parte, la implementación de la metodología de minería de textos se transforma en un primer paso para que la empresa pueda adelantarse a cambios macroeconómicos a ocurrir en el país.

Dado el creciente uso de sistemas alternativos de generación operando a velocidad y frecuencia variable, surge la necesidad de incorporar elementos a la red de distribución que sean capaces de hacer de interfaz entre el sistema de generación, la carga, y/o la red, como son los rectificadores, inversores, variadores de frecuencia, y otros, etc. Entre estos elementos se encuentra el conversor matricial de cuatro piernas que como su nombre lo indica, posee una “cuarta pierna” (o fase extra), que actúa como "neutro", en caso de que la carga sea desequilibrada y sea necesario proporcionar un camino de retorno para las corrientes de secuencia cero. Este conversor posee muchas aplicaciones útiles en distintas áreas, entre las cuales están los sistemas de conversión eólicos, los sistemas diesel de generación, sistemas eólico diesel, etc. En estos sistemas la eficiencia puede aumentar considerablemente al operar a velocidad variable, ya que las máquinas se operan en puntos óptimos dependiendo de la carga conectada. Con el fin de compensar las caídas de tensión en el filtro de salida, agregado para disminuir la distorsión de armónicas producida por la conmutación de los switches del conversor (y/o carga no lineal), es que se requiere un lazo cerrado de control de tensión para proporcionar un funcionamiento ajustado a los requerimientos del sistema. El principal objetivo de esta memoria es comparar los desempeños de dos alternativas de control a lazo cerrado, aplicado a conversores matriciales de cuatro piernas y así poder elegir aquel que se ajusta mejor a los requerimientos. Durante el desarrollo de este trabajo se diseñan e implementan controladores para regular la tensión en una carga trifásica. Estos controladores son validados experimentalmente bajo diversas condiciones de operación, entre las cuales están: operar con impactos de conexión y desconexión de carga, sistemas balanceados y desbalanceados, cambios del tipo escalón de cargas resistivas, capacitivas, reactivas y no lineales. Se obtiene como resultado de este trabajo, una caracterización del desempeño, de un conjunto de reguladores de tensión cuando son sometidos a distintas pruebas experimentales, tales como las mencionadas anteriormente. Posteriormente, la caracterización del desempeño realizada en este trabajo se utiliza para definir bajo qué condiciones de operación cada familia de sistemas de control opera adecuadamente. Por ejemplo, el controlador resonante logra una reducción de un 15% en la distorsión total de armónicas (THD) cuando el sistema alimenta una carga altamente no lineal, llegando a un THD de 6%. Se concluye que el sistema de control más adecuado para regular la tensión en la carga cuando se utiliza un conversor matricial, es el controlador resonante. Esto se debe a que esta familia de controladores posee las cualidades de: fácil diseño e implementación, baja carga computacional, excelente regulación ante diversas perturbaciones, capacidad de eliminar la distorsión de armónicas y versatilidad en aplicaciones de generación a velocidad variable. En paralelo a este estudio se están realizando las pruebas experimentales necesarias para implementar un controlador resonante de alto orden que regule la tensión en una carga trifásica desbalanceada no lineal, conectada a un sistema de generación a velocidad variable.

Ingeniero Civil Electricista / En el marco de un estudio desarrollado por el Centro de Energía CE-FCFM, este trabajo persigue el estructuración e implementación de una metodología para evaluar la pertinencia de la instalación de dispositivos de monitoreo dinámico para la determinación de la capacidad de líneas de transmisión en un sector del sistema eléctrico chileno. Para ello, se desarrolla una revisión del estado del arte de los métodos de repotenciación existentes (tanto tradicionales como dinámicos) y las características de los dispositivos de monitoreo dinámico. A partir de la metodología desarrollada por el Centro de Energía para el estudio antes mencionado, se propone una extensión para establecer los efectos de implementar sistemas de monitoreo dinámico de la capacidad de líneas de transmisión, incorporando los métodos de repotenciamiento tradicionales. Esta metodología contempla tanto análisis de las condiciones meteorológicas (determinantes para la determinación de la capacidad de transmisión de líneas) como de los efectos económicos y de seguridad en la operación del sistema. Para la aplicación de la metodología se utilizan los datos obtenidos a partir del estudio del Centro de Energía. En este estudio se integran datos meteorológicos, proporcionados por el departamento de Geofísica de la Universidad de Chile, determinándose los sectores más críticos de la zona en estudio. Luego, con la información meteorológica más la demanda del sistema se simula la operación para cada hora en escenarios con capacidad dinámica y con capacidad estática, considerando 3 hidrologías, lo que involucra 17.500 despachos simulados. De los análisis se observa que las líneas cercanas a la costa son aquellas que poseen mayor capacidad dinámica, mientras que las líneas extremas que se internan en el continente son las de menor capacidad. Además, se determina la ubicación y número de sensores óptimos necesarios para estimar la capacidad dinámica de transmisión para cada línea del tramo. De las simulaciones se observa que existen impactos considerables en la seguridad del sistema y se hace un análisis para la implementación de repotenciación mediante métodos tradicionales. Finalmente, considerando las mejoras en la seguridad y los efectos en los costos de operación del sistema estimados en este trabajo, se concluye que es pertinente la instalación de dispositivos y se propone realizar una segunda iteración a la metodología, considerando repotenciación de algunos tramos con métodos comunes, para luego continuar con un estudio de factibilidad para un sistema de monitoreo de la capacidad dinámica de transmisión de la zona estudiada.

El presente trabajo muestra la forma de generar un procedimiento para la implementación de enclavamientos en sistemas de Control & Protecciones de subestaciones eléctricas usando el protocolo de comunicación IEC 61850 y Mensajes GOOSE. El objetivo de esto es presentar un nuevo estándar en los sistemas de Control y Protecciones facilitando su implementación, disminuyendo costos de ingeniería y manteniendo su confiabilidad. En particular este procedimiento se implementa en el sistema de Control y Protecciones de la Subestación Principal Esperanza en 220 kV, perteneciente al Sistema Interconectado del Norte Grande. Se presenta un marco teórico de los tópicos relacionados con los Sistemas de Control y Protecciones, que incluye la filosofía de Control y Protecciones, una reseña de los IED, los sistemas de comunicaciones para subestaciones y el protocolo IEC 61850, de modo de contextualizar el funcionamiento de los sistemas. Además se describe el proyecto de la Subestación Principal Esperanza 220 kV. A continuación se detalla el procedimiento para implementar los enclavamientos de manera genérica, válida para cualquier aplicación. Se diseñan 2 aplicaciones para el sistema de Control y Protecciones de la Subestación Principal Esperanza. La primera aplicación consiste en crear un enclavamiento para controlar los movimientos de los equipos de patio, enviando la posición de uno de estos equipos por Mensajes GOOSE, lo cual reduce las interconexiones de cableado. La segunda aplicación consiste en dar un respaldo a la función de recierre automático, mostrando la factibilidad de crear aplicaciones no consideradas en la ingeniería inicial. Se presentan las simulaciones realizadas a las aplicaciones descritas. Con éstas se demuestra que las aplicaciones son confiables para reemplazar enclavamientos por hardware del sistema de Control y Protecciones. Adicionalmente se analiza el comportamiento de los Mensajes GOOSE verificando sus características y usos como herramienta de comunicaciones. Finalmente se detallan las ventajas y restricciones para el uso de Mensajes GOOSE en sistemas de Control y Protecciones. Se concluye que el uso del Protocolo IEC 61850 y Mensajes GOOSE es una herramienta innovadora que contribuye a la simplificación de los sistemas de Control y Protecciones, modifica su filosofía, y que, adicionalmente, su estandarización llevará a una mayor automatización de los Sistemas Eléctricos.