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

Doctor en Ingeniería Eléctrica / El estudio de estabilidad en Sistemas Eléctricos de Potencia consiste en determinar la condición de operación del sistema luego de ocurrida una perturbación. El enfoque clásico considera tres tipos de análisis: Angular, Frecuencia y Voltaje. Los eventos de interés para la planificación y operación corresponden a salidas repentinas de unidades de generación y/o consumos, fallas en líneas de transmisión o transformadores, etc. En el estudio clásico de estabilidad angular de régimen permanente, las ecuaciones diferenciales y algebraicas que representan la dinámica del sistema, se linealizan en torno a un punto de operación estable. En tal caso, el análisis consiste en determinar los autovalores del sistema lineal equivalente, estableciendo como condición de operación estable aquella en que todas las partes reales estén en el semiplano complejo izquierdo. En este tipo de estudio se considera la ocurrencia de perturbaciones que afectan al sistema en un solo instante de tiempo, donde se determinan los autovalores y a partir de la ubicación de sus partes reales más cercanas al origen, se determina la condición de operación del sistema. En este trabajo se presenta una nueva metodología que permite generalizar el concepto de estabilidad de régimen permanente para el caso en que las perturbaciones son aleatorias y autosostenidas en el tiempo, descritas por un proceso estocástico tipo Markov. Dependiendo de la naturaleza de la perturbación, se proponen dos modelos de análisis: Multiplicativo y Aditivo. El Modelo Multiplicativo tiene como objetivo presentar una generalización del concepto de autovalor en sistemas lineales estocásticos, donde el Exponente de Lyapunov representa el equivalente de la parte real más cercana al origen de los autovalores en sistemas lineales deterministas. En este caso, se proponen e implementan métodos numéricos para calcular el Exponente de Lyapunov en sistemas lineales estocásticos. En esta representación se considera que las perturbaciones autosostenidas afectan la dinámica de las variables de estado del sistema. En base al Teorema Ergódico, en el Modelo de perturbación Aditivo se proponen tres indicadores que permiten caracterizar las perturbaciones aleatorias y autosostenidas que afectan la operación de régimen permanente: Desviación Angular, Rango de Desviación Angular Permanente y Costo de Pérdidas de Energía. Como aplicación de estos indicadores, se propone una metodología de ajuste a las ganancias de los controladores estabilizadores de potencia (PSS en inglés), considerando como criterio de diseño minimizar las pérdidas de potencia activa producto de las oscilaciones de régimen permanente. En esta representación se considera que las perturbaciones autosostenidas afectan los sistemas de comunicación y control durante la operación. Se presentan resultados para los sistemas de prueba con 3, 4 y 10 máquinas descritos en la literatura internacional. Para el caso del modelo Multiplicativo se implementan tres métodos numéricos que permiten determinar el Exponente de Lyapunov en sistemas eléctricos de potencia. Se identifica como aplicación el cálculo del tamaño máximo de la perturbación que hace al sistema inestable. Respecto al modelo Aditivo se utiliza el indicador Costo de Pérdidas de Energía para ajustar las ganancias de los controladores PSS en los sistemas de 3 y 10 máquinas. Los resultados obtenidos muestran que se reduce el Costo de Pérdidas de Energía, sin deteriorar la respuesta dinámica obtenida a partir de las técnicas deterministas. El trabajo de esta tesis presenta un nuevo enfoque para realizar estudios de estabilidad en sistemas eléctricos de potencia, sometidos a perturbaciones aleatorias y sostenidas en el tiempo. Como trabajo futuro se identifica mejorar los métodos de cálculo desarrollados, con el fin de realizar estudios de estabilidad en sistemas eléctricos con un elevado número de variables de estado.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniero Civil Eléctrico / Hoy en día la tarea de obtener un modelo de un sistema se ha vuelto fundamental en la teoría de control, y es en dicho ámbito donde los modelos difusos de Takagi-Sugeno han destacado debido a su capacidad de aproximar dinámicas no lineales. No obstante, para el diseño de controladores no basta sólo predecir el comportamiento de una planta, sino que el modelo debe heredar la propiedad de controlabilidad del sistema original. Dicha propiedad puede entenderse como la capacidad de un sistema para alcanzar un estado deseado a partir de cualquier estado inicial, y por lo tanto es una característica fundamental para el diseño de estrategias de control, debido a que si el modelo no posee dicha propiedad, es posible que las acciones de control inferidas sean erróneas, afectando el rendimiento en lazo cerrado del sistema. Luego, el principal objetivo de este trabajo es diseñar métodos de identificación difusa que permitan obtener modelos controlables (o en su defecto que aumenten el espacio de controlabilidad), de tal forma de poder diseñar adecuadamente estrategias de control. Para ello se plantean dos enfoques: incluir restricciones de controlabilidad en el procedimiento de identificación, e incluir términos de orden superior en los consecuentes del modelo difuso. La metodología a seguir para el diseño del algoritmo de identificación con restricciones de controlabilidad se basa en analizar la aproximación de primer orden del modelo difuso en cada punto de operación, y a partir de dicha aproximación imponer las restricciones de controlabilidad al momento de identificar los parámetros de las consecuencias del modelo difuso. Por otro lado, en la metodología para obtener modelos difusos con términos de orden superior se consideran aproximaciones de segundo orden en cada consecuente del modelo. Una vez obtenidas las representaciones matemáticas controlables se diseñan estrategias de control predictivo difuso, las cuales son aplicadas a distintas plantas de estudio para validar las metodologías propuestas. Como resultados de este trabajo, se logra implementar exitosamente un procedimiento de identificación difusa capaz de generar modelos controlables, los cuales permiten un diseño adecuado de controladores predictivos, mejorando la respuesta de los sistemas en comparación a utilizar un modelo no controlable. A su vez, el principal aporte de esta tesis se remonta al planteamiento de métodos de identificación difusa que no han sido reportados en la literatura, con las cuales se pueden obtener modelos controlables, y cuya metodología puede ser extendida a otro tipo de restricciones, con el fin de garantizar otras propiedades del sistema original.

Ingeniero Civil Eléctrico / Sistemas eléctricos de potencia - Administración / El cambio en la legislación referente a los requerimientos de energías renovables no convencionales (ERNC) en Chile y los precios más competitivos han incentivado fuertemente su inserción, planteando interrogantes sobre la operación técnica y económica de los sistemas eléctricos debido a la variabilidad de las ERNC y el requerimiento de redespachos intrahorarios. Ante la necesidad de mejores herramientas con resolución horaria o menor, en esta memoria de título se estudia un modelo de predespacho en base a polinomios de Chebyshev con resolución continua, permitiendo incorporar de mejor manera la variabilidad de fuentes renovables y ciertas restricciones técnicas como rampas y balances hidráulicos en comparación al método tradicional con resolución horaria. Esta formulación es fácilmente extensible a otros problemas de operación eléctrica, como microredes y coordinación hidrotérmica. En esta memoria se estudian las propiedades numéricas de los polinomios, destacando el uso de los puntos extremos de Chebyshev y el método one-side para aproximación de perfiles temporales no negativos. Posteriormente se estudia el uso de matrices operacionales de Integración y Derivación para representación de restricciones técnicas de la operación eléctrica en el continuo. Adicionalmente, se elabora un modelo uninodal y monoembalse que incorpora diversas restricciones, proponiendo una solución al tratamiento de los puntos extremos de Chebyshev en variables binarias con el fin de realizar un equivalente al modelo horario. Este modelo se compara con un predespacho horario elaborado previamente, validando así la formulación propuesta. En este trabajo, se demuestra que es posible modelar mediante polinomios de Chebyshev, obteniendo resultados de costos totales similares al modelo horario (con diferencias menores a un 0.1 %), respetando el orden de mérito, recuperando los costos marginales y valores del agua de manera equivalente. También es posible modelar mediante reducción de coeficientes (dos tercios de la totalidad de las variables de generación), pudiendo de igual forma recuperar resultados similares al despacho horario, donde fundamentalmente se recupera el mismo valor del agua, lo cual permite la extensión a modelos de coordinación hidrotérmica.

Ingeniero Civil Eléctrico / El constante aumento de la demanda de energía eléctrica ha supuesto un gran desafío para los operadores de sistemas eléctricos, puesto que deben proveer energía a través del sistema de forma económica y confiable. Por suministro confiable se entenderá que éste sea continuo, independiente de si el sistema se encuentra en su estado intacto (planificado) o con fallas. Actualmente existen dos grandes criterios de seguridad para operar sistemas eléctricos, el criterio probabilístico y el determinístico. El criterio probabilístico minimiza costos de operación, de acciones de control y de demanda no suministrada en base a todos los estados posibles del sistema. El criterio determinístico por otro lado, define un conjunto de fallas creíbles que no afectan al sistema (no generan demanda no suministrada) para luego operar bajo este paradigma. Ninguno de estos modelos incorpora una medida de riesgo para la operación, existiendo por ende una incertidumbre respecto a la vulnerabilidad que presentaría el sistema frente a posibles fallas, razón por la cual se propone abordar esta deficiencia. Una métrica comúnmente usada como medida de riesgo es el Valor en Riesgo Condicional. Esta medida considera eventos en la cola de la curva de probabilidad, es decir, aquellos eventos que tienen una muy baja probabilidad de ocurrencia pero alto impacto. Esta memoria examina los modelos determinísticos y probabilísticos clásicos, para luego proponer un modelo que considera la energía no suministrada como índice de riesgo mediante un Valor en Riesgo Condicional. El Valor en Riesgo Condicional considera eventos en la cola de la curva de probabilidad, que si bien tienen una baja probabilidad de ocurrencia, pueden tener un alto impacto en la operación del sistema. Con esto se le exige un mínimo de confiabilidad a la operación, limitando el riesgo asociado a los eventos catastróficos (i.e. de baja probabilidad y alto impacto). Se evaluará la confiabilidad que aportan las restricciones de límites de riesgo a nivel sistémico (disminuir el riesgo de demanda no suministrada del sistema como conjunto) y límite de riesgo a nivel nodal (disminuir el riesgo de demanda no suministrada por nodo). Los resultados confirman que la integración de estas restricciones permite operar el sistema de una manera más segura y confiable. El modelo propuesto disminuye sustancialmente el efecto de los eventos catastróficos. La versión de limitaciones de riesgo nodal, muestra que el corte de demanda equitativo (corte que se realiza nodo a nodo en proporción a la demanda conectada) se puede lograr en base a una correcta administración post-falla. Asimismo, los tiempos de cómputo son extremadamente bajos por lo que el modelo puede ser aplicado en sistemas complejos.

Ingeniero Civil Eléctrico / El problema de flujo de carga óptimo con restricciones de seguridad (o en inglés Security Constrained Optimal Power Flow -SCOPF-) en un sistema eléctrico de potencia (SEP) es un problema que consiste en determinar el despacho de cada máquina de la red, satisfaciendo los consumos de la misma, al menor costo posible y considerando soluciones que respeten las capacidades de los componentes eléctricos tanto antes como después de la ocurrencia de posibles fallas en el sistema. La solución a este problema significa, en la mayoría de los casos, una operación que subutilice la infraestructura de la red, elevando el costo de la operación del sistema. En este contexto, las tecnologías de control correctivas permiten operar un sistema eléctrico más cercano a las restricciones impuestas por su propia capacidad. Así, evaluar el efecto de la implementación de uno de estos esquemas correctivos y del tiempo de acción/latencia del mismo originada por posibles retrasos en la comunicación entre los diversos mecanismos que conforman el esquema, e implementar un método de resolución al problema de despacho óptimo económico con consideraciones de estabilidad angular, son los principales objetivos del trabajo. Esto se realiza mediante un modelo de optimización novedoso que incorpora explícitamente las ecuaciones diferenciales que representan la dinámica del sistema post-falla. Para la resolución del problema propuesto se utilizó un algoritmo PSO (Particle Swarm Optimization, por sus siglas en inglés) que permite lidiar de manera heurística con las complejidades de la formulación. Al estudiar el efecto del mecanismo de acción correctiva en sistemas de distinto tamaño sometidos a una falla trifásica cercana a bornes de uno de sus generadores de bajo costo se evidenció el notable aumento sobre el uso de la capacidad de la red, cuando la latencia de la acción correctiva es del orden de 0,2 segundos, aumentando notablemente la generación desde la zona exportadora hacia la importadora (hasta en un 35% en los ejemplos particulares de este trabajo).. En cuanto al algoritmo PSO propuesto para la resolución del problema de despacho óptimo se comprobó su exactitud en base a comparaciones con una búsqueda exhaustiva de la solución óptima sobre todo el dominio del problema. En los ejemplos de este trabajo, el algoritmo propuesto es capaz de entregar una solución en 0,46% del tiempo utilizado por la búsqueda exhaustiva (0,08 horas comparado con 18 horas) con el mismo nivel de exactitud.

Ingeniero Civil Eléctrico / En Chile, además del Sistema Interconectado Central (SIC) y del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) existen sistemas cuya potencia instalada va desde los 1,500 kW hasta los 200 MW y que abastecen localidades apartadas o regiones en donde la interconexión a estos grandes sistemas no es posible. Lo anterior debido a las grandes distancias que los separan y que a diferencia de los grandes sistemas no cuentan con un coordinador cuya responsabilidad central sea operarlos de manera económica. En este trabajo se desarrolla un modelo de despacho económico para sistemas medianos. Se inicia con una revisión bibliográfica de los conceptos generales de la operación económica para los sistemas eléctricos, para luego mostrar los resultados del trabajo de investigación donde se identifican las características técnicas, operacionales y particularidades del Sistema Mediano de Aysén, el que es operado por EDELAYSEN, empresa filial del Grupo SAESA. Adicionalmente, se presenta una revisión de algunos modelos de despacho y como éstos han ayudado a mejorar la operación de los sistemas para finalizar con una propuesta de modelo de despacho económico que considera dentro de sus restricciones algunas de las particularidades del Sistema Mediano de Aysén. Se diseña un caso académico compuesto por tres barras conectadas entre sí por un conjunto de líneas de transmisión en 33 kV e iguales y dos unidades generadoras de distintas tecnologías, las que abastecen la demanda del sistema. Se propone un modelo matemático que incorpora restricciones de pérdidas producidas en el sistema de transmisión, reservas zonales y curva de costos que admite dos zonas de operación para las unidades generadoras térmicas, cuya fuente primara de energía es el petróleo diésel. El modelo de despacho económico propuesto en este trabajo es sometido a pruebas y validación utilizando el caso académico para distintos escenarios. El análisis de los distintos casos muestra las variaciones de las simulaciones con el modelo de despacho propuesto respecto del modelo convencional. Posteriormente, el modelo de despacho económico propuesto es utilizado en el caso de estudio que consiste en reproducir la operación real correspondiente del mes de mayo de 2015 del sistema de Aysén. El caso base es sometido a sensibilidades que buscan conocer la respuesta del modelo a las variaciones en la función de costos, reservas zonales, aumento y diminución de afluentes asociados a las centrales hidráulicas y el caso de nula generación eólica. Los resultados muestran la coherencia con la operación real y se identifican opciones de mejoras en la estrategia de operación. Como trabajo futuro se recomienda la incorporación de la función de costo futuro con el fin de poder determinar el valor del agua y que el modelo decida el nivel de cota al final del horizonte de estudio. Asimismo, se propone el desarrollo de una interfaz que permita la modelación de los sistemas eléctricos y realizar análisis detallados de los resultados del modelo de despacho económico.

Ingeniero Civil Electricista / Actualmente el observatorio ALMA se encuentra aún en su etapa de construcción. Por este motivo, el sistema eléctrico con el que cuentan sus instalaciones se considera provisorio y se está migrando paulatinamente a un sistema eléctrico permanente. En este proceso resulta de vital importancia realizar un acucioso análisis de estabilidad con el fin de detectar problemas que pudieran verificarse en la implementación del diseño definitivo. Dicho análisis corresponde al foco de la presente Memoria de Título. Todo análisis de estabilidad requiere de un modelo. En el caso de este sistema , el modelo se construye usando el software DigSILENT® en base a diagramas unilineales, planos CAD, datos de placa de equipos, estudios de protecciones y estudios de consumo de las antenas instaladas actualmente. Este modelo proporciona los medios para implementar el análisis modal del sistema, el cual consiste en determinar los modos de oscilación, amortiguamiento y la actividad relativa de las variables de estado cuando un modo en particular del sistema es excitado. Específicamente, para este fin se determinan las matrices que se asocian a una representación en variables de estado del sistema linealizado; todo lo anterior mediante el software DigSILENT®. Los resultados indican que el sistema eléctrico es estable frente a pequeñas perturbaciones y que, en los escenarios de carga estudiados, los cambios en los polos del sistema no son significativos. Tampoco se observan inestabilidades de voltaje o frecuencia o problemas con los niveles en las frecuencias de los modos oscilatorios. En conclusión, el sistema eléctrico es estable frente a pequeñas perturbaciones. Sin embargo, el tiempo de amortiguamiento es muy alto para los modos oscilatorios, situación que puede ser mejorada con la implementación de un control suplementario como el POD, el cual modifica la parte del modo oscilatorio correspondiente al coeficiente de amortiguamiento.

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.

Ingeniero Civil Electricista / En el presente trabajo de titulación se realiza una investigación de los métodos de reducción de sistemas eléctricos de potencia, para estudios de estabilidad transitoria, presentes en la literatura. Dicha investigación da como resultado la elección de una metodología de reducción que es aplicada el Sistema Interconectado del Norte Grande y previamente validada con el Sistema P. Kundur de dos áreas. La metodología se basa en el enfoque de coherencia. La identificación de la coherencia se realiza utilizando la técnica de coherencia lenta, basada en el análisis modal. La formación de las barras de generación equivalentes se realiza utilizando el método del circuito equivalente de REI y los grupos de máquinas coherentes son representados mediante una máquina equivalente que mantiene sus características dinámicas. Las máquinas del sistema son representadas por un modelo de tercer orden. Finalmente, la reducción estática de los elementos pasivos de la red se realiza utilizando el equivalente de Ward. La implementación de la metodología es realizada en el software DigSILENT Power Factory. Se realizaron estudios de estabilidad transitoria sobre el modelo reducido obteniéndose una reducción aproximada en los tiempos de simulación del 40%. La validez del modelo está sujeta a las características de la perturbación aplicada.