Ingeniero Civil Electricista / Con la publicación de la Ley Corta 1, se realiza una disociación entre los sistemas de transmisión troncal, de subtransmisión y adicional, dejando a los sistemas de subtransmisión sin una estructura tarifaria de peajes definida que permita distribuir los costos de inversión, operación, mantenimiento y administración de dichos sistemas. Con el DS 320, se definió esta estructura tarifaria dejando a cada CDEC responsable de definir la metodología de distribución del diferencial de pérdidas eficientes y las pérdidas reales. Lo anterior motiva el objetivo principal de esta memoria, el cual es desarrollar y aplicar una metodología que permita asignar las pérdidas de energía y potencia de forma eficiente entre distintos propietarios de instalaciones de subtransmisión. Cabe señalar que este tema es particularmente relevante de resolver en sistemas enmallados y crecientes en cantidad de empresas participantes, como es el caso del sistema de subtransmisión en estudio: SIC5. El estudio comienza presentando una revisión de los mercados eléctricos, las características que tienen los sistemas de transmisión y la importancia que tiene la regulación de la transmisión para permitir un correcto funcionamiento de un mercado eléctrico. Luego se señala el proceso de tarificación de sistemas de transmisión y las cualidades que son deseables que éste posea. Se realiza posteriormente una síntesis de cómo ha sido tarificada la subtransmisión en Chile en los últimos años y qué metodología se usa hoy en día para la asignación de perdidas en los sistemas de subtransmisión. La metodología utilizada en el presente trabajo, identifica los tramos comprometidos basándose en un análisis topológico de la red y el principio de proporcionalidad. En ella se identifican los caminos por los que es abastecido cada consumo desde una barra del sistema troncal. De esta forma se obtiene una estimación del comportamiento del sistema de subtransmisión, lo que permite desenmallar el sistema y analizarlo como si fuera un sistema radial. Luego se consideran dos alternativas que internalizan el análisis obtenido anteriormente; la primera utiliza el comportamiento caso a caso; y la segunda toma en cuenta un comportamiento proporcional en base a las proyecciones esperadas. Para evaluar las alternativas, éstas se aplican a un sistema reducido de 6 barras y al sistema de subtransmisión elegido (SIC5). Este último con datos utilizados en el estudio de subtransmisión 2007-2010. De los resultados obtenidos se aprecian errores altos para algunas barras y errores bajos para otras, evidenciando que se debe trabajar aún en mejorar el modelo para los casos con errores relativos altos (cercanos a los nodos radializados). Por otro lado, se demuestra que la metodología propuesta entrega correctas señales de localización, información más detallada que la metodología actual y puede ser utilizada de forma simple en sistemas enmallados y de múltiples propietarios, sin embargo, es más compleja en sistemas de mayor envergadura y produciendo restricciones al momento de implementarla en el sistema de tarificación chileno. Se propone para futuros trabajos abordar el pago de centrales generadoras que inyectan su producción en subtransmisión.

Ingeniero Civil Eléctrico / En cualquier sistema eléctrico de potencia, sea éste complejo o no, existen perturbaciones o contingencias que pueden causar inestabilidad angular, de frecuencia y/o de tensión. El no poder recuperar el estado de equilibrio inicial se puede traducir en una segregación del sistema en dos o más partes, masivas pérdidas de suministro eléctrico o, lo que es peor aún, un apagón total. En los últimos años los sistemas de medición dinámica han experimentado un importante avance gracias a mediciones sincronizadas, éstas permiten adquirir varias muestras por segundo y proveer información coherente entre los ángulos de las medidas, haciéndolas comparables entre sí. Estas medidas otorgan información suficiente para evitar inestabilidades luego de ocurrida una perturbación, realizando acciones correctivas de protección sistémica tales como desprendimientos de carga, desprendimientos de generación y segregación en islas eléctricas de forma controlada. Considerando que esta tecnología puede ser aplicada en Chile, y particularmente en el sector sur del Sistema Interconectado Central (SIC), este trabajo propone un esquema de detección de inestabilidad para operación en isla eléctrica utilizando mediciones sincrofasoriales, con el objetivo de mantener el suministro eléctrico en la Isla Grande de Chiloé cuando el colapso del sistema es inminente luego de ocurrida una contingencia. El esquema verifica que tanto la diferencia angular, la primera y segunda derivada entre dos puntos del sistema permanezcan en una región estable o controlable. En caso de que alguna variable presente valores fuera de los límites establecidos se determina que el colapso del sistema es posible y que la segregación del sector seleccionado del resto de la red permitiría mantener el suministro eléctrico. Para la construcción de este esquema se simulan, en el software DIgSILENT y con la base del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC actualizada a la fecha, tres contingencias reales y seis contingencias extremas para cuatro escenarios de operación. El esquema logra tener una exactitud de 88,9% y una sensibilidad de un 66,7% por otro lado, la operación en isla eléctrica sería posible en solo un escenario de operación, siendo necesaria la implementación de Esquemas de Desconexión de Carga y de Generación para que sea posible en otros dos.

Ingeniero Civil Eléctrico / Las microrredes se presentan como un tema que rompen con los paradigmas de transmisión de energía tradicionales. Esto se debe a que las microrredes incorporan la generación eléctrica en cercanía de los consumos, mediante redes en media y baja tensión, y en algunos casos, de forma aislada de los sistemas eléctricos de potencia. Este genera grandes desafíos tanto en operación de régimen permanente como en situaciones de contingencia. Entre estos desafíos se pueden destacar: la mayor variación temporal de la demanda y de la generación dada la significativa variabilidad de los recursos renovables; mayores niveles de pérdida y acoplamiento entre variables eléctricas y el déficit inercial debido a la baja presencia de máquinas rotatorias conectadas a la microrred. En microrredes, el control droop con pendiente fije es aplicado sobre los inversores de las unidades de generación y es el encargado de mantener una operación segura, confiable y correcta del sistema. Sin embargo, existen ocasiones en que el margen de potencia disponible para realizar el control droop no es constante dada la variabilidad de los recursos renovables de las unidades de generación. Bajo este desafío es que en esta memoria se realiza el estudio de una estrategia de control droop con pendiente variable aplicado a microrredes aisladas, con el objetivo de ajustarse ante las variaciones del margen de potencia disponible. En esta memoria se estudian los modelos de pequeña señal de una microrred específica, el impacto de los puntos de operación en cuanto a módulo de la impedancia de las cargas y de las pendientes del control droop para las variables de tensión y frecuencia; se obtiene una zona de operación estable que es utilizada posteriormente en simulaciones dinámicas, donde el sistema mide variaciones de carga para la elección de las pendientes máximas que garanticen la estabilidad del sistema. Finalmente se demuestra que es posible aplicar una estrategia de control con pendiente variable y compararla con una de pendiente fija, obteniendo resultados estables e inestables, para ciertas condiciones de operación del control droop variable. Además se presentan diferencias menores al 0,4% para el caso de frecuencia y 1,5% para el caso de tensión entre la estrategia de pendiente variable respecto a la de pendiente fija, para cuando el sistema operó de forma estable. Con lo anterior se plantea que la estrategia de control variable es limitada en cuanto a variaciones del punto de operación y es efectiva al momento de establecer criterios de elección de una pendiente para un punto de operación sabiendo niveles de generación disponibles.

Ingeniero Civil Eléctrico / En este trabajo de título, se estudia el fenómeno de Resonancia Subsincrónica (SSR) que podría generarse producto de la línea de 617 km de longitud con compensación serie que unirá el Sistema Interconectado Central (SIC) con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se determinan modos de resonancia subsincrónica en el conjunto SIC-SING, y su nivel de amortiguamiento, a través de un análisis modal, para luego analizar si los generadores sincrónicos cercanos a la interconexión presentan riesgos de sufrir SSR. Se utiliza el modelo de interconexión propuesto por Engie (ex GDF Suez), que corresponde a una línea de 500 kV de corriente alterna (HVAC), que unirá las subestaciones Nueva Cardones, en el SIC, con Los Changos, en el SING, pasando por Cumbres, que será la subestación de compensación intermedia. Se busca identificar los riesgos que involucran dichos modos de resonancia en los generadores sincrónicos, determinando las medidas de mitigación necesarias para evitarlos, en el caso que ocurran. Se realiza una revisión bibliográfica para introducir el tema, que involucra teoría de compensación serie en Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), resonancias, fenómenos oscilatorios en SEP y mitigación de SSR. Se utiliza el software DIgSILENT PowerFactory, programa dedicado a la realización de estudios eléctricos de potencia ampliamente utilizado en Chile, como herramienta de simulación, obtención y comprobación de resultados. Del análisis modal realizado para llevar a cabo este estudio, se desprende que no existen modos de resonancia subsincrónica peligrosos, puesto que todos tienen un amortiguamiento sobre el 30%, muy por encima del mínimo de 5% que la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) exige. Se comprueba el carácter inofensivo de dichos modos mediante un análisis RMS, concluyéndose que el fenómeno de SSR no se produce, debido a que el sistema es lo suficientemente enmallado, y por tanto, suficientemente robusto como para que la resonancia subsincrónica no ocurra. Tras realizado este trabajo, se recomienda tener especial cuidado en la operación del sistema en la primera fase de la interconexión, cuando haya una máquina dedicada en el SING inyectando hacia el SIC, ya sea CTM3 o alguna IEM. Además, es importante corroborar y actualizar los modelos de las máquinas, sus controladores y PSS asociados, dado que son críticos en la obtención de resultados que se apeguen a la realidad (a la fecha, los CDEC siguen homologando modelos).

Geólogo / Las fuentes de energía renovable como el sol y el viento, presentan variabilidad e intermitencia en la intensidad y disponibilidad del recurso, por lo que para poder integrarlas a los sistemas eléctricos de potencia, es necesario recurrir a tecnologías o sistemas de almacenamiento que permitan gestionar y aprovechar la energía (solar y eólica) en conformidad con la demanda energética. Los sistemas de almacenamiento de energía mediante aire comprimido (CAES) corresponden a una tecnología probada, comercialmente viable y medioambientalmente amigable. El proceso consiste en comprimir aire que se encuentra a presión atmosférica, utilizando energía (renovable) en los periodos de baja demanda energética, y almacenarlo dentro de reservorios subterráneos (cavernas de sal, acuíferos confinados, minas abandonadas). Luego, en los periodos de mayor demanda, el aire comprimido se libera y se expande a través de turbinas que generan energía eléctrica. Actualmente existen dos plantas CAES en funcionamiento (Alemania y Estados Unidos), en ambas el aire es almacenado en cavernas construidas dentro de formaciones salinas profundas (halita) y han operado de forma exitosa durante más de dos décadas. El objetivo de esta investigación es evaluar el escenario geológico para la implementación de sistemas CAES en Chile, país en el cual dado la existencia de un enorme potencial de energías renovables intermitentes, distribuido en diferentes zonas a lo largo de su territorio, presenta el escenario propicio para el desarrollo de sistemas de almacenamiento energético. Para llevar a cabo el estudio en primer lugar se realizó una extensa revisión de la literatura especializada en esta materia, con el fin de presentar el estado del arte de la tecnología CAES, analizar las ventajas técnico-económicas y detallar los criterios geológicos requeridos por cada una de las litologías que han sido reconocidas como útiles para almacenamiento de aire comprimido. En una segunda etapa se recopilaron los antecedentes geológicos de salares, acuíferos, reservorios de hidrocarburos y minas abandonadas, identificando las formaciones o sitios que cumplen con los requisitos estratigráficos y litológicos esenciales para el desarrollo de la tecnología, y en base a estos, se elaboró un catastro de los potenciales sitios para CAES a nivel país. Finalmente se propuso una metodología para la evaluación y caracterización geológica de formaciones salinas, y se realizó, a modo de ejemplo, la modelación conceptual de una caverna de almacenamiento de aire comprimido dentro de una formación salina (Salar de Atacama). A partir de los resultados obtenidos se identificó que en Chile existen formaciones geológicas con características adecuadas para el desarrollo de la tecnología CAES, siendo algunas más favorables que otras, ya sea por ventajas geológicas o por el potencial de energía renovable de la zona, donde destaca el sector del Salar de Atacama, que particularmente reúne ambas condiciones. Este trabajo, pretende contribuir a las futuras y exhaustivas investigaciones que se deben realizar tanto para la evaluación como para la caracterización geológica de sitio, lo que permitirá determinar la real factibilidad de implementar sistemas de aire comprimido en el territorio nacional.

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Ingeniero Civil Electricista / Debido al constante incremento en la demanda de energía y al actual nivel de carga de las líneas de transmisión, se hace cada vez más necesaria la expansión del sistema de transmisión. En ocasiones la instalación de líneas de transmisión aéreas no es posible o conveniente. Esto ocurre cuando el trazado de la línea pasa por zonas donde existen obstáculos muy difíciles de sortear, como ríos, cruces de aeropuertos, zonas expuestas a avalanchas o zonas densamente pobladas. En estos casos una alternativa viable es la instalación de líneas subterráneas. En este trabajo se realiza un estudio de las distintas tecnologías de cables de potencia disponibles para líneas subterráneas en alta tensión AC, identificando los principales parámetros que permiten obtener una estimación preliminar de la capacidad de la línea directamente enterrados. Posteriormente se implementa una línea de transmisión de este tipo en el Sistema Interconectado Central entre las subestaciones Lo Aguirre y Cerro Navia. Para lograr una estimación de la capacidad de la línea subterránea, en primer lugar se determina los parámetros de diseño de los cables de potencia AC, con los que se modela una línea subterránea. Luego, identificando las condiciones de operación y ambientales que influyen en la capacidad de la línea, se busca establecer una relación entre la potencia activa que es posible transmitir a través de la línea subterránea en función de su longitud. Al tener una estimación de la capacidad de las líneas subterráneas, se realiza un estudio de flujo de potencia, con la herramienta computacional DigSILENT Power Factory y la base de datos del SIC del año 2010, con la intención de evaluar el comportamiento de la línea subterránea que conectara las subestaciones Lo Aguirre y Cerro Navia. De los resultados se concluye que la capacidad de la línea subterránea difiere considerablemente dependiendo de la tecnología del cable. La cargabilidad y longitud máxima de la línea queda restringida térmicamente, y eventualmente por variación de tensión. Se verifica que los cables son una fuente de reactivos que está sujeta al nivel de carga de la línea. Por lo que la implementación de una línea subterránea directamente enterrada a 220 kV en el SIC es factible hasta unos 33 km, pero se debe tener en consideración que su cargabilidad depende de la longitud de la línea y que la compensación de reactivos podría ser necesaria en algunas condiciones de operación.

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