Ingeniera Civil Eléctrica / En este trabajo de título se estudiará la ingeniería conceptual de sistemas de transmisión colectores para la integración de generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), considerando únicamente la energía geotérmica y mini-hidráulica. Inicialmente se realiza una recopilación de todos los proyectos en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental hasta el 18 de febrero del 2016, para contar con una primera visión de la potencia a instalar a corto plazo de este tipo de energía. Posteriormente, se estudia los potenciales futuros de las zonas, obtenidos mediante la actualización de la base de datos de Derechos de Aprovechamiento de Agua No Consuntivos (DAANC), y estudios realizados por el Centro de Excelencia Geotérmica de los Andes. Del cruzamiento de esta información se identifican los polos de desarrollo de estos tipos de generación en el Sistema Interconectado Central (SIC), con fines de producir economías de escala para su inyección en el Sistema Troncal de manera confiable. Una vez identificados los dos polos de desarrollo en las regiones VIII, IX, X y XIV, y sus capacidades energéticas actuales y futuras, se encuentran dos polos de desarrollo, denominados caso 1 y caso 2, que proceden de una combinación de proyectos de las regiones nombradas. Para cada uno se definen ubicaciones óptimas de las subestaciones colectoras mediante el método Fuzzy C-Means. Posteriormente se realizan los trazados de las líneas de transmisión que las conectan con el SIC, buscando generar una metodología de ubicación de la línea que disminuyera los costos. Luego se realiza la ingeniería conceptual de los proyectos, se definen las características de las líneas (conductor y tipo de aislación). Se define el modelo de subestación, la cantidad de paños y las características de los equipos primarios que los componen. Finalmente, se obtuvo el costo total de cada uno de los proyectos, mediante el valor de inversión de líneas y subestaciones de Transelec, resultando en USD 48.419.225 para el caso 1 y de USD 15.170.695 para el caso 2, correspondientes a 413 MW y 151 MW. Este este tipo de soluciones son tienen un menor coste que soluciones individuales de transmisión para cada proyecto, y además se suman los beneficios de evitar líneas de transmisión paralelas que responden solo a necesidades individuales de los proyectos.

Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / CONICYT

Ingeniero Civil Eléctrico / El sistema eléctrico nacional se encuentra actualmente en una etapa de desarrollo, enmarcado por el proceso de interconexión entre los sistemas interconectado del norte grande (SING) e interconectado central (SIC). Además, se vive un proceso de crecimiento de las energías renovables no convencionales (ERNC), gracias al desarrollo de las tecnologías de generación y a los cambios regulatorios del país. Así, es posible estimar la configuración del sistema eléctrico nacional en el mediano plazo y los nuevos desafíos que enfrenta el sistema, en particular, entre la Región Metropolitana y del Biobío que representa la zona de mayor intercambio de energía. Entonces, el objetivo de este trabajo es evaluar el impacto sistémico relacionado con la instalación de un enlace asincrónico en el corredor Alto Jahuel - Charrúa en la seguridad del sistema, analizando efectos en los niveles de cortocircuito y en el comportamiento dinámico de las tensiones (tensión transitoria de recuperación y su tasa de crecimiento). Para estudiar los efectos en el cortocircuito se desarrollan modelos estáticos en el software DigSilent. Luego, se exploran metodologías de reducción de redes, las cuales, se aplican a un conjunto de alternativas de transmisión para obtener modelos reducidos de red. Posteriormente, se desarrollan estos modelos en el software PSCAD que permite realizar simulaciones de transitorios electromagnéticos. Se presenta la configuración proyectada del sistema hacia el año 2024, considerando diversas alternativas de transmisión y se desarrollan modelos dinámicos detallados de las alternativas propuestas, utilizando metodologías de representación de elementos para fenómenos transitorios. En el estudio de cortocircuito se determina la ventaja en la instalación de un enlace HVDC por sobre las alternativas HVAC ya que el nivel de cortocircuito, en las instalaciones de 500 [kV] estudiadas, es menor en alrededor de 4 [kA] para estos casos. Para las subestaciones de 220 [kV] los enlaces HVDC presentan la misma ventaja sobre los enlaces HVAC en el extremo norte. Para el extremo sur el mayor impacto en el nivel de cortocircuito se relaciona a la instalación de reactores limitadores de corriente en Charrúa. En el estudio de transitorios electromagnéticos se aprecia que la disminución en el nivel de cortocircuito observada en los casos de enlace HVDC impacta positivamente en la respuesta dinámica de las tensiones. Esto se debe a que los interruptores pueden soportar mayores tensiones transitorias de recuperación y con una mayor tasa de crecimiento cuando la corriente de falla que circula por ellos es menor.

Ingeniero Civil Eléctrico / Resulta imposible reducir a cero la cantidad de fallas que ocurren en un sistema eléctrico, lo cual es más difícil aun cuando están involucradas las líneas de transmisión que se encuentran totalmente expuestas y enlazando todos los puntos de un sistema como el Sistema Interconectado Central en Chile. Sabiendo lo anterior y considerando que tampoco se pueden predecir las contingencias en líneas eléctricas, para minimizar su impacto solo queda actuar rápidamente cuando ocurre una falla. Este trabajo muestra un posible camino hacia la automatización en el diagnóstico y análisis de fallas mediante el diseño de un sistema experto. El desafío se aborda tomando en cuenta una serie de etapas y analizando cada una de ellas para una resolución global. El objetivo es mostrar rápidamente la causa de falla probable ante una contingencia. Primero se entiende el problema revisando lo que existe, en este caso se analizan los Estudios de Análisis de Falla del año 2016, informes que detallan cada falla que significó pérdida de consumo en el SIC. Luego, se realizan simulaciones para caracterizar las fallas típicas que podemos encontrar en las líneas de transmisión del sistema eléctrico, la idea es conformar una base de datos con información valiosa en líneas de 220 y 500 [kV], puesto que en el futuro se pretende que la información de las protecciones de las líneas de esos niveles de tensión llegue automáticamente a una plataforma online. El sistema experto se desenvuelve en Excel por simplicidad, y este requiere de datos simples pero precisos para ser procesados por las reglas de inferencia y para determinar qué falla ocurrió junto con la causa y su probabilidad, por tanto, se realiza una etapa de pre procesamiento para pasar del dominio del tiempo al estadístico en los datos obtenidos con las simulaciones. Generar las reglas de detección de fallas implica el mayor esfuerzo porque se necesita conocer el comportamiento de las corrientes, esta etapa es el centro del trabajo, y es totalmente perfectible. Por último, es importante relevar que para encontrar la causa con su probabilidad se realizan resúmenes estadísticos de la historia de las líneas falladas en 220 [kV] y 500 [kV].

Ingeniero Civil Eléctrico / Las interconexiones internacionales son un tema que está en boga hoy en día. Esto puede observarse en los diferentes estudios que realizan los coordinadores de operación eléctricos de diferentes países, tanto en Latinoamérica como en Europa. Estas interconexiones pueden generar beneficios en los países que realicen la conexión, tanto técnicos como económicos. Por lo mencionado anteriormente, realizar estudios que simulen las interconexiones internacionales son fundamentales para saber el comportamiento que tendrán los países conectados y qué beneficios puede traer para los involucrados. En particular estos estudios deben considerar un horizonte de simulación a largo plazo, para que de esta manera los países consideren las medidas necesarias que deben realizarse para que la interconexión, en caso de traer beneficios, sea lo más rentable y segura posible, generando los mayores beneficios. En el presente trabajo de título se presentan las características del sistema eléctricos nacional peruano (SEIN) simulado en el modelo PLP desde el año 2015 hasta el año 2030 para una posible interconexión con el sistema eléctrico chileno. Esta simulación considera la generación y el plan de transmisión actualizados para el año 2017 de Perú. Junto a lo mencionado anteriormente, este trabajo presenta una pequeña explicación del sistema eléctrico peruano incluyendo una breve explicación del funcionamiento de su mercado. Los resultados que contiene este informe son los obtenidos de la simulación uninodal y multinodal del SEIN. Estos incluyen un análisis de la generación, costos marginales y comportamiento de las centrales de mayor generación del país. A lo mencionado anteriormente se añade la identificación de las líneas de transmisión que generarán problemas a futuro en Perú. Todos estos resultados quedan sujetos a los supuestos que se tomaron para crear el modelo. Finalmente, para realizar un estudio de la posible interconexión, se comparan los costos marginales de Chile y Perú durante el horizonte de la simulación para entender el comportamiento de ambos sistemas en el largo plazo, logrando determinar que la conexión entre ambos países puede generar beneficios a ambos, llamando a realizar un estudio más profundo de la interconexión.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / En la actualidad, la flexibilidad en la operación de sistemas eléctricos, que consiste en la habilidad del sistema de adaptarse dinámicamente a los cambios de condiciones, por ejemplo, balanceando generación y demanda por horas o minutos, o desplegando nueva generación o recursos de transmisión en periodos de años, siendo especialmente atendida en los sistemas actuales con altos niveles de penetración de generación variables como solar y eólica. La flexibilidad de Sistema Eléctricos de Potencia (SEP) mezcla la operación económica y operación técnica, lo cual se ha abordado en esta tesis como una problemática de un proceso maestro-esclavo, siendo la operación económica descrita como el problema maestro y la operación técnica como el problema esclavo. Este último problema se responsabiliza de la estabilidad del sistema y de manejar los recursos para superar cualquier contingencia. Los fenómenos dinámicos que se presentan en los SEP tienen diferente naturaleza así como elementos que los causan, sin embargo lo que los expertos concuerdan es que para que un sistema sea estable, éste debe tener la capacidad de operar en todo instante de tiempo dentro de sus parámetros de tensión, ángulos y frecuencia controlables independientemente de la configuraciones del sistema, contingencias y/o parque generación para abastecer una demanda dada. Los adelantos en los dispositivos IGBT (del inglés Insulated Gate Bipolar Transistor) que son componentes relevantes de la transmisión HVDC-VSC (del inglés High Voltage Direct Current Voltage Source Converter) han introducido importantes mejoras en la estabilidad de SEP comparación a los sistemas HVDC basado en tiristores. En este sentido, la posibilidad de aportar reactivos al sistema y alimentar a redes pasivas ha sido un gran avance principalmente en redes débiles y en islas eléctricas (como los Sistemas Medianos en Chile), son algunos de los ejemplos de estas perfecciones. El objetivo general de esta tesis corresponde a diagnosticar el aporte de los enlaces HVDC-VSC en la flexibilidad de los sistemas interconectados como en el caso de futuras uniones regionales. Para ello primero se analiza de qué manera se debe modelar el enlace para capturar el fenómeno que se requiere estudiar y su respuesta dentro de varios componentes eléctricos. En segundo lugar la definición de estabilidad en SEP y cómo interactúan cada uno de los componentes eléctricos. En tercer lugar las formas actuales de tipo de conexiones existentes y todas las ventajas/desventajas de tomar conexión sincrónica, o en base a solo enlaces HVDC o híbridas. Por último, se presenta la metodología de incorporación de los enlaces HVDC-VSC en SEP para estudios dinámicos/estáticos realizando las simplificaciones y/o mejoras tanto al detalle del modelamiento de sus componentes físicas como de su control. Con lo anterior, se implementan 3 SEP en los cuales se incorporan los enlaces, observando una mejor respuesta dinámica y estática al tener presente los enlaces HVDC-VSC, permitiendo identificar las mejoraras en la flexibilidad. Los sistemas implementados se basaron en desplegar mayores recursos de control para el caso de las simulaciones dinámicas, lo que lleva a un mejor comportamiento dinámico del sistema (mejor coeficiente de amortiguamiento) y en el caso de las simulaciones estáticas se logra re-direccionar flujos lo que entrega una flexibilidad de red de transmisión. Las simulaciones dinámicas demuestran que la incorporación de los enlaces aumenta el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas incrementa la respuesta dinámica del sistema teniendo mayores recursos que aporte a la estabilidad del SEP, mientras que las simulaciones estáticas demostraron que la flexibilidad de red permite desplegar mayores recursos del sistema mejorando la utilización de sistema de transmisión y por consiguiente mejorar la seguridad del sistema para abastecer la demanda en cualquier línea temporal.

Ingeniero Civil Eléctrico / En esta memoria se analiza el comportamiento eléctrico de una futura interconexión entre Chile y Perú, identificando inversiones necesarias que permitan una integración eléctrica segura entre ambos sistemas eléctricos de potencia. Un enlace internacional como el mencionado, presenta desde una perspectiva técnica dos particularidades a considerar. En primer lugar, la diferencia de las frecuencias de operación de ambos países (60 Hz en Perú y 50 Hz en Chile) implica que necesariamente la conexión es del tipo asíncrona mediante tecnología en corriente continua. Por otra parte, el grado de desarrollo de la red cerca de la frontera por el lado de Perú, es mayor al de Chile, donde Perú cuenta con líneas de doble circuito en 500kV hasta Moquegua, inmediatamente al norte de Tacna (150 km a la frontera). Mientras que del lado chileno se cuenta con líneas de 220 kV de simple circuito hasta Parinacota (Arica) y de doble circuito en Tarapacá y Lagunas, y próximamente Nueva Encuentro Crucero en 500 kV (a 460 km de la frontera). Mediante el uso de una base en DIgSILENT que integre ambos sistemas, se simulan los principales modos de operación, determinando el comportamiento del sistema conjunto en estado normal y ante contingencias simples, identificando las inversiones y políticas operacionales para implementar, a fin de asegurar una operación confiable y que cumpla con las exigencias de las normas eléctricas de ambos países. Se unifican los modelos de los sistemas eléctricos SING, SIC y SEIN (Perú) con un enlace HVDC entre las subestaciones Montalvo y Kimal (Nueva Encuentro Crucero) y se crean 5 distintos escenarios de operación, bajo los cuales se simulan contingencias simples para evaluar la evolución del sistema conjunto, el desempeño del bipolo HVDC y el cumplimiento de las normas técnicas. El enlace HVDC, de algo más de 610 km, junto con los refuerzos para la convergencia del flujo, representan una inversión estimada de 610 MMUSD. Mientras que para mejorar el desempeño ante las contingencias simuladas, se propone reforzar el sistema de 500 kV en ambos países. Se identificaron como peores escenarios de operación, luego de refuerzos incluidos, el de transferencia de 1500 MW desde Perú hacia Chile, y el de transferencia de 1000 MW desde Chile hacia Perú, ambos bajo hidrología seca con demanda máxima. Operar con menos centrales hídricas despachando disminuye la inercia con la que cuenta el sistema conjunto, lo que se traduce en un comportamiento degradado de la operación conjunta de los sistemas eléctricos de ambos países frente a contingencias simples. El sistema unificado soporta la caída de un polo del enlace HVDC, incluso retorna a valores de estado Normal. También es capaz de reponerse ante la desconexión de generación en la mayoría de los escenarios de operación simulados

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Eléctrica / El presente trabajo tiene como objetivo conocer los aportes de los sistemas de almacenamiento a la resiliencia de los sistemas de distribución, ante un evento de baja probabilidad y alto impacto, en términos de profundidad y duración de la falla. Para lo cual, se ha escogido utilizar baterías conectadas a transformadores de distribución, evaluando su desempeño en la recuperación de suministro eléctrico, a través de las metodologías relacionadas con el manejo de cuadrillas de recuperación del sistema. Todas comienzan con la modelación del evento (en este caso sismos), utilizando una medida de aceleración sísmica (Peak Ground Aceleration o PGA) para evaluar el grado de afectación de los elementos de la red. Una vez calculado el PGA se evalúa el estado de daño de las estructuras del sistema a través de las curvas de fragilidad, lo que a su vez introduce la necesidad de realizar múltiples simulaciones, para lograr capturar la naturaleza estocástica del estado de daño de cada elemento. Para evaluar el aporte del almacenamiento al sistema de distribución, se utiliza un modelo aproximado de la red de Santiago, el cual, actualmente no cuenta con dichos sistemas, por lo tanto, se realiza el supuesto de que existen 2.000 sistemas de almacenamiento distribuidos, con una energía promedio almacenada de 12 horas y ubicados de manera aleatoria en la red. La memoria considera el estudio de tres metodologías, la primera es la metodología del Caso Base, la cual realiza el ruteo de cuadrillas utilizando una función de priorización de transformadores, basada en la energía no suministrada, la distancia y el tiempo de restauración según nivel de daño, sin embargo, no considera el uso de la energía almacenada para realizar dicho ruteo, por lo tanto, el aporte de las baterías podría ser ineficiente, cada vez que el algoritmo de ruteo considera reparar transformadores conectados a baterías con energía disponible. La segunda metodología corresponde al Caso 1, la cual, realiza el ruteo de cuadrillas a partir de la función de priorización del caso anterior y además, considera que se debe utilizar toda la energía almacenada en todas las baterías, imponiendo que la posición en el ruteo de los transformadores con baterías, sea inmediatamente después que se les haya agotado la energía, independiente de la distancia a la cual este la cuadrilla. En este caso, los resultados en cuanto a energía no suministrada son considerablemente menores, no así para el tiempo de restauración total del sistema, el cual aumenta en comparación al caso anterior. Finalmente, la metodología del Caso 2, es una combinación entre colocar los transformadores con baterías de manera eficiente en el ruteo, para aprovechar su energía almacenada y considerando las distancias entre transformadores, por tanto, los resultados de este caso son mejores que el Caso 1 en cuanto a tiempo de restauración, en desmedro de una mayor energía no suministrada. La metodología propuesta en el Caso 1, podría mejorar un 25% en promedio la energía no suministrada a cambio de una demora de 7 horas adicionales en corregir el sistema completo. Mientras que el aporte de los sistemas de almacenamiento propiamente tal esta directamente ligado a la capacidad energética de estos, sin embargo, tanto la propuesta del Caso 1, como la del Caso 2 logran ocupar porcentajes importantes de la energía almacenada (cercano al 100% en el Caso 1). Por otro lado, se observa un espacio de mejora relacionado con los algoritmos de clustering que busca que todas las cuadrillas se mantengan activas sin tiempos de inactividad.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el presente trabajo se estudia el impacto en la planificación de la expansión de los sistemas eléctricos de transmisión de modelar el riesgo a que se ve expuesta la infraestructura de generación y transmisión producto de la ocurrencia de sismos de gran magnitud. Para esto se formula un modelo de planificación de la transmisión como un problema de optimización con seguridad probabilística y control correctivo. El cálculo de la probabilidad de ocurrencia de las contingencias en las horas del año en que se producen sismos significativos se realiza a partir de una simulación tipo Montecarlo, donde se generan realizaciones aleatorias de eventos sísmicos, caracterizados por su ubicación, magnitud y atenuación, y para los cuales se determina el impacto en la infraestructura eléctrica a partir de curvas de fragilidad de los componentes considerados susceptibles de fallar (subestaciones, líneas de transmisión y centrales generadoras). El problema de optimización propuesto busca minimizar el costo total de la anualidad de inversión en transmisión, los costos variables de operación anuales y el costo esperado producto de la ocurrencia de contingencias. Lo anterior, sujeto a las restricciones del flujo de potencia DC, restricciones de seguridad que aseguran la operación del sistema en estado de contingencia y la posibilidad de hacer re-despacho correctivo de los generadores a partir de la utilización de sus reservas de subida y bajada. Desde el punto de vista del horizonte de planificación el modelo resuelve el problema estático (e.g. localización y capacidad de transmisión a instalar) y para la modelación de las líneas candidatas se utiliza el disjunctive approach. Con lo anterior se obtiene un problema de optimización lineal entero mixto (MILP, por sus siglas en inglés). Se analizan dos casos de estudio, en primera instancia una red de 4 nodos y posteriormente se utiliza una red de mayor complejidad que corresponde a una versión simplificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile modelado en 42 nodos. Se estudian 3 aproximaciones para la modelación de la amenaza sísmica, para las cuáles se obtienen diferencias en los planes de inversión y operación óptimos en escenarios de alta actividad sísmica. Posteriormente se estudia el impacto a nivel de los planes de inversión óptimos de considerar la resiliencia del sistema mediante el contraste con los casos en que solo se considera la confiabilidad endógena del sistema y cuando no se toman consideraciones de seguridad en las decisiones de inversión. Obteniendo diferentes planes óptimos en cada caso.