La finalidad de esta investigación es la aplicación del Método probabilístico de Simulación Montecarlo en los alimentadores de la Subestación Chiclayo Oeste (SECHO), en el periodo comprendido entre 2015 – 2016. Este nuevo enfoque permite demostrar los índices de confiabilidad lo que justifica la realización de esta investigación como la que se presenta; cuya finalidad ha sido analizar y valorar la calidad de los servicios del sistema eléctrico en la región Lambayeque tomando como muestra dos alimentadores de SECHO, aplicando este nuevo método. En el desarrollo del marco teórico se ha propuesto la realización de un estudio comparativo con el Método de Markov, que ha permitido analizar el índice de confiabilidad propuesto por el método aplicado en esta investigación; para ello se ha realizado análisis en las ventajas que ofrece cada método con respecto a la limitada base de datos con la que se trabajó. En el último capítulo o anexos se adjuntan o incluyen los cuadros comparativos de los resultados obtenidos que se relacionan con una aproximación mínima demostrando la efectividad de Método aplicado, que orienta a nuevos enfoques contribuyendo a la mejora de un buen servicio del sistema eléctrico. / Tesis

El presente documento aborda la investigación para plantear el modelo de migración de una red industrial destinada al control y monitoreo de una subestación eléctrica al protocolo IEC 61850 como estándar en la comunicación interna de equipos y concentrando la información en un sistema SCADA. Para un mejor entendimiento de la investigación, el trabajo realizado se divide en cuatro capítulos, los cuales son detallados a continuación: i. El Capítulo 1 describe la problemática que motiva la realización del estudio, la cual consiste principalmente en la incompatibilidad de protocolos utilizados para la automatización de una subestación eléctrica. ii. El Capítulo 2 abarca los conceptos teóricos involucrados en la investigación realizada. Se describen los conceptos básicos de redes industriales que permiten la automatización en el sistema eléctrico, enfocándose al campo de las subestaciones eléctricas. De la misma manera, se introduce el protocolo IEC 61850 y lo que éste propone para los sistemas y redes de comunicación en subestaciones. iii. El Capítulo 3 desarrolla el modelo de migración del sistema de comunicación convencional de una subestación eléctrica al protocolo IEC 61850. Para ello, se realiza la selección e ingeniería de equipos adecuados que cumplan con el estándar y se plantea la arquitectura del nuevo sistema de comunicación siguiendo el modelo definido en el estándar. iv. El Capítulo 4 complementa el análisis del modelo realizado en el capítulo anterior. Se evalúan los resultados esperados y las respectivas pruebas de validación que deben ser realizadas. Además, se realiza la comparación de la disponibilidad de un sistema convencional con otro basado en el estándar IEC 61850. / Tesis

No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / El presente trabajo aborda el proyecto desarrollado para la modernización del sistema de control y protecciones de las instalaciones de la Empresa Eléctrica Puente Alto en 110kV, sistema que se encuentra operativo desde el año 1993. En la actualidad se ha hecho necesario su reemplazo debido a sus frecuentes fallas e indisponibilidades, además de no cumplir con los requerimientos de la actual norma técnica de seguridad y calidad de servicio, la que define una serie de exigencias que deben ser consideradas en el diseño de estos sistemas. Cuando el problema no es diseñar el sistema de control y protecciones de una S/E nueva, sino modernizar y encontrar la mejor solución para una S/E antigua o existente, se deben tener una serie de consideraciones especiales a la hora de definir la mejor solución. Ante esta disyuntiva es necesario considerar factores tales como la facilidad de adaptación a la instalación existente; el conocimiento técnico del personal de planta; y por supuesto el precio de la solución y disponibilidad de soporte, repuestos y capacitación. Una de las alternativas de solución es el uso de Controladores de Lógica Programable o PLCs, solución que, aunque no tradicional, tiene ventajas tales como su confiabilidad, flexibilidad, disponibilidad de soporte, repuestos y personal capacitado, lo anterior como consecuencia de su gran base instalada. Para resolver esta necesidad se diseñó un sistema basado en PLCs de última generación, el que ofrecía ventajas tales como una flexibilidad que facilitaban su adaptación a la instalación existente, una elevada capacidad y velocidad de procesamiento, disponibilidad de personal capacitado, relativamente bajo costo y disponibilidad de soporte y repuestos. El sistema implementado mostró ser funcional, sus resultados fueron satisfactorios, lográndose mejorar los tiempos de respuesta ante fallas y disminuyendo los tiempos de reposición del servicio, al contar los operadores con información confiable para la toma de decisiones. Por otra parte el uso de Controladores de Lógica Programable, le dio a la solución una flexibilidad que permitió abordar diversas necesidades de control, y en el proceso de su implementación pudo participar personal propio, lo que se tradujo en una gran autosuficiencia ante la necesidad de resolver emergencias, permitiendo buenos resultados operacionales. En resumen se pudo comprobar que los PLCs son una opción válida y eficaz para resolver la problemática de la modernización del sistema de control y protecciones de una S/E existente.

Este informe fue realizado con el fin de crear una hoja de cálculo en Microsoft Excel que les permita tanto a estudiantes de Ingeniería Mecánica Eléctrica y/o ramas afines acerca del diseño de subestaciones de transmisión de potencia convencional y sus parámetros necesarios para la selección de sus equipos. Cabe destacar que el diseño de subestaciones de potencia convencional está comprendido sólo para el área de la costa peruana y para los niveles de alta tensión más usados en el Perú, siendo 60, 138 y 220 Kv. En el apartado 1 contiene la información acerca del propósito de este informe, como lo son sus objetivos generales, específicos y las limitaciones. Seguidamente, el apartado 2, describe el marco teórico dividido en dos partes, la primera el cual describe al trabajo realizado para la creación de la hoja de cálculo, el segundo acerca de las consideraciones para el diseño y dimensionamiento de subestaciones. Para el apartado 3, corresponde al diseño, en esta parte se recogen conceptos claves para la comprensión del diseño de una subestación de potencia convencional y la metodología usada para la elaboración de la hoja de cálculo. El apartado 4, se obtuvieron los resultados a través de la herramienta computacional. Mientras el apartado 5 obtenemos las conclusiones de lo que fue la elaboración de la hoja de cálculo, basándose en los objetivos planteados al inicio. Finalmente, el apartado 7, ilustra capturas de pantalla de la hoja de cálculo funcionando y de los resultados obtenidos por esta. / Tesis

No autorizado por el autor paea ser publicada a texto completo / En Chile muchas plantas mineras están ubicadas a más 1.000 m sobre el nivel del mar, lo que genera una complicación en la especificación de la aislación de equipos en sistemas de distribución de energía eléctrica en media tensión, porque las prescripciones técnicas de estos deben realizarse con mayores parámetros eléctricos, lo que involucra salas eléctricas de mayor superficie que lo tradicional. Como solución a este problema surge la tecnología GIS, que corresponde a celdas donde la barra principal está aislada en gas SF6 (hexafloruro de azufre), en lugar de la tecnología tradicional correspondiente a Celdas AIS, donde la barra principal está aislada en aire. Como primera parte de este trabajo se realiza una investigación bibliográfica, con antecedentes que involucran a las celdas de media tensión, dentro de los cuales están: su definición técnica como equipo, los parámetros eléctricos fundamentales y las componentes de maniobra, protección y medida que las conforman. Finalmente los detalles de equipamientos AIS y GIS. En la segunda parte de esta memoria se presenta un diseño de un switchgear de media tensión de 40 MVA a 23 kV a 3000 m.s.n.m., indicando las componentes a utilizar, teniendo dos opciones de equipamiento: AIS Y GIS. Se da conocer para las dos soluciones las especificaciones técnicas y los parámetros eléctricos. En el estudio técnico se destacan las ventajas y desventajas de los equipos GIS y AIS, enfocándose en factores como: seguridad, mantención, espacios y continuidad de servicio en caso de falla. Se analizan los efectos que genera la disminución de presión externa por causa de la altitud, indicando las condiciones que deben cumplir los fabricantes para implementar celdas GIS a altitudes mayores a 1000 m, sin recurrir a parámetros eléctricos mayores. Se evalúan los proyectos diseñados considerando costos de inversión, mantención, sala eléctrica, puesta en marcha e instalación, obteniendo el valor actual neto y así se obtiene la mejor solución desde el punto de vista económico. Finalmente, como conclusión, se destaca que las celdas GIS son la mejor opción, si no requieren aumento en la clase de aislación, y el cliente no considere la posibilidad de falla. La mayor ventaja de equipos GIS sobre AIS es la reducción de espacio, con una disminución mayor al 50%. Sin embargo se indican las desventajas por parte de estos equipos a largo plazo, como el alto costo de inversión que debe realizarse cuando termine su vida útil, requiera de reemplazo y un destino final para el equipo desechado sin dañar el medio ambiente.

El presente documento es el resultado de la investigación realizada en la Subestación Eléctrica de San Juan y la Central Térmica de Chilca para el diseño de un enlace de comunicaciones privado entre ellas, que permita transmitir la información del sistema de teleprotección, del sistema SCADA y del sistema de telefonía privada. Dada la necesidad de interconectar las instalaciones eléctricas en cuestión, para gestionar de manera óptima el servicio de energía, automatizando y controlando a distancia dichas instalaciones eléctricas, se requiere de un enlace de comunicaciones de alta confiabilidad y económicamente factible. El contenido de esta investigación abarca la problemática de las instalaciones eléctricas, los problemas en la red eléctrica, las tecnologías empleadas en enlaces de comunicaciones privados; así como la elección y el diseño del enlace por fibra óptica entre la S.E. San Juan y la C.T. Chilca como solución a la problemática existente. Se concluye que el diseño del enlace de comunicaciones por fibra óptica es altamente confiable, se proyecta a necesidades futuras que se presenten y tanto el costo de instalación, montaje e ingeniería, así como el costo de mantenimiento, son económicamente factibles. / Tesis

Ingeniero Civil Electricista / El propósito de esta memoria es analizar los aspectos más relevantes relacionados con el reemplazo de subestaciones convencionales con aislamiento en aire por subestaciones con aislamiento en gas hexafluoruro de azufre (SF6). Se analizan distintas alternativas de equipamiento y esquema de suministro para los diferentes tipos de subestaciones, para las configuraciones de aislamiento en aire y aislamiento en SF6. En términos generales, la selección del reemplazo de una subestación convencional por una subestación con aislamiento en gas SF6, responde a las ventajas comparativas relacionadas con un mejor aprovechamiento del espacio, menor intervención al equipamiento debido a mantenimiento, flexibilidad en la operación, mayores niveles de confiabilidad, estandarización a máxima altitud de operación, menor accidentalidad y mayor disponibilidad del terreno, entre otros. En la actualidad, se observa una masificación en el uso de subestaciones con aislamiento en gas SF6, principalmente por la fuerte reducción en los costos de fabricación debido a su producción en serie. Con ello, están desplazando en los estudios de factibilidad a las subestaciones tradicionales con aislamiento en aire, particularmente en instalaciones de alta tensión (220 kV) ubicadas sobre los 1000 m.s.n.m., incidiendo en la toma de decisiones de las grandes empresas de minería y en las empresas de transmisión de energía eléctrica. Se realizaron las valorizaciones de los presupuestos para cada solución (GIS y AIS) en su vida útil, resultando interesante la utilización de equipamiento GIS para las subestaciones de alta tensión tanto en S/E O’Higgins como las Estaciones de Bombeo Nº 2, 3 y 4, principalmente debido a la estandarización de este tipo de equipamiento en las subestaciones eléctricas involucradas en el proyecto, las cuales se ubican hasta 2.400 m.s.n.m.. A esta valorización se debe adicionar como elemento de toma de decisión en la selección del equipamiento, el incremento en la robustez de operación y el mínimo mantenimiento que éstas tienen, reduciendo la necesidad de personal de operaciones y mantenimiento para este objeto, otorgando una gran flexibilidad operacional.

Ingeniero Civil Eléctrico / El diseño de las subestaciones primarias de distribución se realiza actualmente de acuerdo al criterio determinístico de seguridad denominado N-1, el cual se basa en la salida intempestiva de uno de los transformadores de la subestación debido a un evento de falla. Sin embargo, este criterio no contempla eventos más graves de carácter catastrófico y producido, por ejemplo, por algún desastre natural (tormentas, inundaciones, terremotos, etc.). Además, este criterio actualmente utilizado no contempla la contribución de capacidad de tecnologías inteligentes, en específico, la que dota a la demanda la capacidad de participación activa (Demand Side Response o DSR) en los sistemas eléctricos. En esta memoria se propone un modelo probabilístico para el diseño robusto y eficiente de una subestación primaria de distribución que contempla el uso de transformadores y cables a subestaciones vecinas, como también el uso de DSR y generación distribuida de respaldo. El modelo determina la proporción óptima entre la capacidad de los transformadores, el número de cables a subestaciones vecinas, el monto DSR a contratar y la capacidad de la generación de respaldo. La optimización se realiza en base a una enumeración completa de los estados de la subestación, según la disponibilidad o indisponibilidad de cada elemento, y utilizando la demanda de un año según datos de una subestación real ubicada en el Reino Unido. La función objetivo incluye el valor de inversión y utilización de cada equipo como también el costo esperado de la energía no suministrada. Además, se incorpora a la optimización una restricción de la medida de riesgo CVaR(Conditional Value at Risk), la cual restringe la exposición al riesgo frente a eventos catastróficos, de baja probabilidad y alto impacto (HILP, High Impact Low Probability Events). Con el modelo probabilístico se estudian las distintas soluciones de diseño determinadas frente a distintos tipos de eventos catastróficos que pueden llegar a afectar a transformadores y equipos DSR, como falla de causa común debido a inundaciones y condiciones climáticas extremas. Del análisis se puede concluir que los equipos DSR son capaces de desplazar capacidad de transformación con respecto a la capacidad de diseño según el criterio N-1, y también, disminuyen la exposición al riesgo de eventos catastróficos como también los costos de capital de la subestación. Además, se deduce que la diversificación en la inversión de varios activos y tecnologías de red (transformadores, cables de transferencia y equipos DSR) producen una reducción de la exposición a altos niveles de energía no suministrada y también una disminución en los costos totales (capex, opex y energía no suministrada). Este trabajo busca determinar el aporte de la demanda en términos de su capacidad para desplazar potencia firme de unidades de transformación y representa un avance hacia la incorporación de equipos DSR en las futuras normas de distribución.

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La finalidad de esta investigación es la aplicación del Método probabilístico de Simulación Montecarlo en los alimentadores de la Subestación Chiclayo Oeste (SECHO), en el periodo comprendido entre 2015 – 2016. Este nuevo enfoque permite demostrar los índices de confiabilidad lo que justifica la realización de esta investigación como la que se presenta; cuya finalidad ha sido analizar y valorar la calidad de los servicios del sistema eléctrico en la región Lambayeque tomando como muestra dos alimentadores de SECHO, aplicando este nuevo método. En el desarrollo del marco teórico se ha propuesto la realización de un estudio comparativo con el Método de Markov, que ha permitido analizar el índice de confiabilidad propuesto por el método aplicado en esta investigación; para ello se ha realizado análisis en las ventajas que ofrece cada método con respecto a la limitada base de datos con la que se trabajó. En el último capítulo o anexos se adjuntan o incluyen los cuadros comparativos de los resultados obtenidos que se relacionan con una aproximación mínima demostrando la efectividad de Método aplicado, que orienta a nuevos enfoques contribuyendo a la mejora de un buen servicio del sistema eléctrico.