Con el propósito de obtener una metodología correcta así como los valores iniciales se deberá recopilar, analizar y evaluar la información relacionada con los factores de simultaneidad y demanda, tanto de las instalaciones eléctricas de utilización, así como los de suministro. Así mismo se deberán efectuar mediciones muestrales de campo, mediante toma de registros diarios en las instalaciones eléctricas del sistema de distribución (suministro) y del sistema de utilización de acuerdo a la muestra establecida en el Estudio Estadístico, estas mediciones se realizaran con el Equipo “POWER HARMONICS ANALYSER” modelo MI 2092 de marca Metrel. La muestra de Nivel Unidad Geográfica 1 se establecerá en base a los criterios de selección dentro de la selección del Sistema Eléctrico representativo ,la muestra de Nivel Unidad Geográfica 2 será establecidos a través de la estadística, pero también de forma grafica usando el programa MAPINFO para poner obtener la información grafica de la ubicación de las subestaciones a medir y así tener la seguridad que pertenezcan a una zonificación dada, los mapas de la zonificación serán digitalizados en este mismo software, los planos de zonificación urbana se obtienen del Instituto Metropolitano. Los diagramas de carga elaborados por cada zonificación urbana, se construyen en base a la medición muestral con el Equipo Analizador que se instalara en diversos domicilios que se ubiquen dentro de la zona de muestra y la zonificación respectiva durante un periodo de 24 horas y tomando registros cada 15 minutos de acuerdo a la establecido en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Con esta información se establecerá la metodología mas adecuada para el cálculo y actualización de estos factores tal como se detalla en los capítulos siguientes.

Actualmente existen en Chile numerosos proyectos de generación eólica en distintas etapas de desarrollo. La mayoría de éstos se conectarán al Sistema Interconectado Central (SIC), y en particular en el norte del país, por lo que se espera que en el mediano plazo exista una gran cantidad de generación eólica en dicha zona. Dada la naturaleza estocástica del recurso viento, estos parques eólicos inyectarían una potencia variable al sistema de transmisión, lo que podría producir fluctuaciones de tensión en las barras del sistema de transmisión pudiendo, eventualmente, salir de los rangos permitidos. De esta problemática surge el objetivo principal de esta investigación, que es disponer de una estrategia para efectuar el control de tensión de un sistema eléctrico con las características propias del SIC, en el que puede existir una elevada penetración de generación eólica. En este estudio, primeramente se identificaron las fluctuaciones de tensión esperadas para las distintas tecnologías de generación eólica actualmente utilizadas. Se observó que los parques eólicos formados por aerogeneradores de velocidad fija es la tecnología de la que se espera mayores fluctuaciones de tensión. A un sistema eléctrico de ensayo base se le realizaron pequeñas modificaciones, obteniéndose distintas topologías, y a su vez, para cada una de éstas se construyó sistemas de distintos niveles de tensión: 66, 110 y 220 [kV]. Mediante la herramienta de flujos de potencia, en cada uno de estos sistemas se buscó la generación eólica tal que ocasionara problemas de tensión en las barras del sistema. Se propuso una estrategia de control de tensión que solucionara dicho problema. Se construyó un modelo de la zona norte del SIC, desde la barra Quillota 220 [kV] hasta la barra Paposo 220 [kV], en el que se probaron con éxito las estrategias de control de tensión propuestas en el sistema eléctrico de ensayo. Finalmente, se determina que la inclusión masiva de generación eólica en un sistema eléctrico puede traer problemas de subtensión en el punto de conexión (PCC) de los parques eólicos y/o en barras aledañas a los parques eólicos. Se propone para esto una estrategia de control de tensión que mitiga las fluctuaciones lentas de tensión. Esta estrategia consiste en que a medida que aumenta la penetración eólica en el sistema; a) barras aledañas (centrales y elementos de compensación reactiva) aporten reactivos a los parques eólico del sistema eléctrico, cuando es insuficiente; b) elevar el tap de los transformadores de conexión de los parques eólicos; c) añadir compensación reactiva en barras aledañas a los parques eólicos y d) Añadir compensación reactiva en los PCC de los parques eólicos. Por lo demás, c) y d) pueden ser excluyentes o se puede dar una combinación de ambas.

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Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / La principal motivación de este trabajo nace del consenso existente en la comunidad científica respecto a lo evidente e inequívoco del cambio climático, entendido como la variación del clima, en el largo plazo, atribuida a la alteración de la composición atmosférica por la emisión de gases de efecto invernadero debido, principalmente, a la combustión fósil y la deforestación. Una de las manifestaciones de este cambio es el calentamiento global, el cual interactúa con muchos sistemas antropogénicos, entre ellos los sistemas eléctricos, con los que presenta una relación de impacto dual ya que, por un lado, éstos contribuyen al cambio climático mediante sus emisiones, y por otro lado, se ven afectados por él. La presente tesis se centra en evaluar el impacto del cambio climático sobre la demanda eléctrica en Santiago de Chile hacia fines del Siglo XXI. Se ha escogido esta ciudad por ser el principal núcleo urbano del país y el centro de mayor densidad de demanda del SIC. En este estudio se propone una metodología de determinación de la sensibilidad demanda-clima basada en un enfoque top-down, mediante un modelo de regresión lineal múltiple, incluyendo aspectos innovadores, respecto a la literatura, en lo referente a la construcción de la curva de sensibilidad. Este trabajo realiza también un aporte novedoso ajustando la sensibilidad actual a partir de una serie de modificaciones estructurales que surgen como adaptación al cambio climático y al crecimiento económico. En base a ello, se estiman las sensibilidades futuras hacia fines del Siglo XXI, evaluando distintos escenarios climáticos y diferentes sensibilidades. Se encuentra así, que la demanda eléctrica de Santiago es sensible al día de la semana, a las horas de luz solar, y a la temperatura ambiente, variables que se suman a la población y el crecimiento económico. En este contexto, se evalúa el impacto agregado del cambio climático en conjunto con sus cambios estructurales asociados, estimándose aumentos en la demanda a lo largo de todo el año, principalmente en verano, e identificando variables críticas en este impacto, tales como la penetración y eficiencia de los sistemas de aire acondicionado, la sustitución de combustibles, entre otras. Posteriormente, se analiza el efecto como señal aislada del cambio climático, determinándose aumentos en la demanda eléctrica en verano, y disminuciones en invierno, que se verían reflejados en la necesidad de aumentar en forma importante la capacidad instalada de los sistemas eléctricos y enfrentar la sub-utilización de tal capacidad durante gran parte del año debido a los disímiles efectos estacionales del cambio climático sobre la demanda eléctrica de la ciudad.

El objetivo de este trabajo de título, es exponer los criterios y pautas generales para llevar a cabo un proyecto de línea de transmisión de alta tensión y la determinación de los parámetros para el diseño de la misma. Al respecto, en este trabajo de título se ha volcado la experiencia del memorista, obtenida a través de su actividad profesional en empresas de servicios de ingeniería, de reconocido prestigio en el ámbito de sistemas de transmisión de alta tensión. Para cumplir con los objetivos, se ha dividido el trabajo de título en dos partes. La primera parte consiste en la presentación de técnicas para la determinación de los parámetros básicos para el diseño de una línea de transmisión, como son la determinación del conductor y cable de guardia, dimensionamiento de la aislación, las solicitaciones sobre el conductor, parámetros de diseño de estructuras, ubicación de las estructuras, etc. Adicionalmente, se revisan las técnicas de ingeniería y tecnologías que permiten repotenciar una línea de transmisión existente, con el objeto de aumentar su capacidad de transmisión de potencia. Este último tema adquiere gran relevancia si se considera el aumento sostenido de la demanda y las dificultades que se producen para obtener nuevas servidumbres de paso y a la carencia de corredores de líneas o espacio físico para implementarlas sin mayores restricciones. La segunda parte, aborda los aspectos más importantes del Proyecto de Ingeniería de una Línea de Transmisión, necesarios para llegar a concretar físicamente la construcción de la misma. Con este aporte, se pretende aclarar y revisar las etapas señaladas en la normativa técnica y legal, tales como aspectos reglamentarios de proyectos eléctricos en alta tensión (Normativa Eléctrica Chilena), la Concesión Eléctrica y la Servidumbre, el Estudio de Impacto Ambiental, la evaluación de los costos de inversión, el cronograma de actividades típico para este tipo de proyectos y aspectos técnicos a considerar en las especificaciones de materiales, equipos y en los documentos para la licitación de suministros y construcción de la línea. Las etapas aquí planteadas, relacionadas con los aspectos de diseño y de proyecto de una línea de transmisión, permitirán esclarecer y guiar las labores que deba realizar el ingeniero que incursione en un proyecto de línea de transmisión de alta tensión en Chile.

Los nuevos proyectos energéticos que se planifica desarrollar en la XI región de Aysén han planteado el desafío de transportar grandes bloques de potencia a través de largas distancias, hacia los centros de consumo que se concentran en el SIC. La tecnología que permite viabilizar esto de manera eficiente es la transmisión en corriente continua en alto voltaje, conocida como HVDC (“High Voltage Direct Current”), que utiliza válvulas de tiristores para concretar la conversión AC-DC y viceversa. La tecnología HVDC se puede considerar como una tecnología madura. Sin embargo, en nuestro país es un tema nuevo que se debe abordar para entender el funcionamiento del enlace y los problemas asociados. Un aspecto importante del funcionamiento de los conversores HVDC es la ocurrencia de fallas de conmutación. Los tiristores usados en estos sistemas necesitan ser expuestos a un voltaje inverso por un tiempo suficiente para que dejen de conducir y permitir así una conmutación de corriente exitosa. Durante la falla de conmutación la transmisión de potencia es interrumpida, afectando de este modo al sistema AC conectado en el lado inversor. Esta memoria tiene como objetivo estudiar y mostrar las causas que originan las fallas de conmutación, discutir sus efectos en la calidad y seguridad de la potencia suministrada y entregar dos estrategias de mitigación de fallas de conmutación a nivel del control del enlace: la función de control VDCOL (“Voltage Dependent Current Order Limits”) y el módulo de mitigación CFPREV (“Commutation Failures Prevention”). Para lograr los objetivos planteados, se utiliza la plataforma MATLAB/SIMULINK que simula en tiempo discreto un enlace monopolar de 12 pulsos y 1000 MW (500 kV, 2 kA). A través de este enlace de prueba se estudian dos casos: sistemas AC interconectados fuertes y débiles. Ambos sistemas AC son caracterizados por su razón de cortocircuito efectivo, ESCR. Los resultados muestran que las principales causas que originan fallas de conmutación son: perturbaciones en el sistema AC conectado, especialmente las fallas monofásicas; y las operaciones de maniobra en la barra inversora. Los efectos en la calidad de la potencia suministrada dependerán de la duración de la falla de conmutación y de la razón de cortocircuito efectivo del sistema AC-DC. Con respecto a las estrategias de mitigación, se concluye que la función VDCOL ayuda a la recuperación del sistema cuando se producen las fallas de conmutación. El módulo CFPREV permite mejorar el desempeño del sistema pues mitiga las fallas de conmutación para caídas de tensión en la barra inversora, cuando ocurre una falla monofásica a tierra o una falla trifásica simétrica. Su desempeño es mejor cuando el sistema AC conectado en lado inversor es débil.

Debido a la escasez de recursos energéticos cercanos a los centros de consumo y los avances tecnológicos de la electrónica de potencia es que la transmisión en corriente continua a altas tensiones (HVDC) ha ganado terreno en las últimas décadas. El objetivo general de esta memoria consiste en estudiar la operación de un sistema de generación AC -llamado sistema colector a lo largo del trabajo- que alimenta una estación rectificadora HVDC como única carga. La investigación realizada permite establecer que la naturaleza de una carga de este tipo, insensible a la frecuencia, obliga a realizar estudios estáticos y dinámicos para demostrar que los parámetros del sistema colector y que las medidas de control que pueden adoptarse ante contingencias permiten la operación del sistema AC bajo norma. El proyecto Energía Austral, que se encuentra aún en etapa de desarrollo, se usa como inspiración para crear un modelo sobre el cual se realizan estudios estáticos y dinámicos para observar su comportamiento ante los fenómenos que la literatura describe como relevantes. Los estudios estáticos se dividen en: flujos de potencia, que permite establecer un adecuado intercambio de reactivos entre los que aportan los filtros y los que provee el sistema colector para satisfacer los requerimientos de la estación rectificadora, además de verificar que los límites térmicos no son sobrepasados; autoexcitación, mediante el cual se determinan las reactancias de las unidades de generación con el fin de evitar este fenómeno; cortocircuitos, con los que se determina si el sistema es robusto ante interacciones AC/DC. Los estudios dinámicos permiten, mediante contingencias en el enlace, determinar rangos de parámetros para las inercias y reactancias subtransitorias con el fin de limitar las sobrefrecuencias y sobretensiones temporales respectivamente. Adicionalmente, mediante el control del enlace, es posible mitigar las caídas de frecuencia ante salidas intempestivas de generadores, dada la naturaleza aislada del sistema en que no existe reserva en giro y que la carga resulta insensible a la frecuencia. Finalmente, se propone una guía que permite establecer los estudios que demuestran la operación segura del sistema colector.

Ingeniero Civil Electricista / La presente memoria tiene por objetivo desarrollar una herramienta que permita estimar de forma simple y relativamente rápida el costo de un proyecto de línea de transmisión, dejando registrados en este documento los planteamientos matemáticos del problema de optimización que se modela, y los códigos computacionales usados en la herramienta. Para realizar la estimación se toman supuestos como, por ejemplo, el hecho de que la topografía de cada tramo de suspensión es similar a los demás, permitiendo repetir el tramo estudiado a lo largo de la ruta; además se supone que la línea no presenta singularidades en su trazado. Sirven al programa principal diversas rutinas computacionales menores que solucionan problemas geométricos, equilibrios térmicos en los conductores, cambios de estados mecánicos, además de otras rutinas específicas. En relación al modelo de cambio de estado, cabe mencionar que, para realizar estudios básicos de líneas de transmisión se suele ocupar el método del ruling span. Sin embargo, éste solo arroja resultados correctos para terrenos planos. En esta memoria, el modelo de cambio de estado utilizado es adecuado para todo tipo de terrenos y resulta ser una de las funciones más importantes dentro de la herramienta principal, ya que permite verificar las restricciones de distancias mínimas a tierra, las tensiones mecánicas máximas sobre los conductores en las condiciones climáticas más adversas, etc. En la memoria se valida el método de cambios de estado programado con el método del ruling span sobre un terreno plano bajo hipótesis idénticas arrojando un error de 0.035%. La herramienta desarrollada es probada mediante un análisis de sensibilidad para estudiar su comportamiento. Sobre el caso base (terreno plano, sin carga de hielo) las pruebas de sensibilidad corresponden a: terreno irregular, disminución del factor de seguridad de las torres y manguito de hielo de 20 mm2 de espesor alrededor del conductor. Se muestra cómo, cambiando sólo la forma del terreno, la herramienta desplaza 25 m la posición de una torre para salvar las distancias de seguridad; cuando se aumenta la capacidad de las torres (disminuyendo su factor de seguridad) se logra usar conductores de mayor sección disminuyendo las pérdidas y el costo en valor actual del proyecto; y cuando se tiene carga de hielo las pérdidas aumentan un 10% y se debe usar un conductor de menor sección. Como trabajo futuro se propone el estudio del uso de algoritmos de inteligencia computacional para explorar el espacio de soluciones factibles, y también se propone modificar la aplicación simplificando el modelo mecánico de cambio de estados en caso de que se requieran estudiar proyectos en terrenos exclusivamente planos.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente estudio tiene por objetivo cuantificar los efectos asociados a la operación en ciclaje de las unidades convencionales de generación dada la inminente inyección de energías renovables no convencionales (ERNC), en particular energía solar fotovoltaica (FV), en el sistema eléctrico chileno. Las herramientas de simulación de predespacho con representación detallada de los aportes de energía variable y restricciones técnicas de fuentes convencionales permiten estudiar el efecto en costos asociados a mantenimientos de la penetración de energía solar FV. Para esto se realizan simulaciones de operación a mínimo costo de corto plazo, unit commitment, del sistema eléctrico chileno, en representación uninodal, para diez escenarios distintos. Estos cubren situaciones previas a la interconexión (2015, 2018 y 2019), escenarios posteriores a la interconexión (2025 para dos planes de obra diferentes y cuatro escenarios de penetración solar) y un escenario 2025 sin interconexión. Para cada escenario propuesto se realizan cálculos asociados a la operación de las unidades térmicas de generación, en base a grupos de estudio, tales como: número de partidas, número de horas de operación, razón de ciclaje y seguimiento de carga. Luego se realiza un análisis de sensibilidad de la función de costo de manteniemiento, con el fin de entender la variabilidad en el número de horas de operación equivalente, los costos variables no combustibles (CVNC) y los costos asociados a mantenimiento. A lo largo del presente estudio se demuestra que la operación de las unidades de ciclo combinado y gas natural licuado (GNL) se hace cada vez más variable a medida que se inyecta energía solar FV en la matriz. Lo anterior se ve reflejado en el número de ciclos de encendido/apagado y seguimientos de carga realizado por las unidades, así como también en la disminución en su colocación de energía y número de horas de operación. Sin embargo, debido a la disminución en las horas de operación y energía generada de las unidades de ciclo combinado y GNL es que la cuantificación de este efecto no es directa. Se obtiene que los CVNC del grupo de estudio de unidades de ciclo combinado y GNL, constituido por 27 unidades que en conjunto alcanzan los 4.511 [MW] de potencia instalada, sufren un aumento de hasta 9 [USD/MWh] dependiendo del nivel de penetración FV y la función de costo de manteniemiento utilizada. Por otra parte, el análisis permite determinar que el aumento de los CVNC fluctúa entre los 0,05 y los 0,11 [USD/MWh] por cada 100 [MW] de energía solar FV agregados al parque generador. Asimismo, se demuestra que los costos asociados a mantenimiento del mismo grupo de estudio sufren un aumento superior a los 2.000.000 [USD] anuales dado el aumento en la frecuencia de los mantenimientos realizados por las unidades. Por último, se exponen recomendaciones estudiadas para mitigar los efectos asociados a la operación en ciclaje tales como la interconexión de sistemas, la presencia de energía hidroeléctrica en la matriz o la tecnología de concentración solar de potencia (CSP). De igual manera, como trabajo futuro se plantea el desafío de endogenizar la relación entre los costos de mantenimiento y la operación en ciclaje de las unidades térmicas de generación en el modelo de simulación.

El objetivo general del presente trabajo de título es determinar el impacto dinámico asociado a la conexión de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) sobre un sistema eléctrico, identificando su dependencia con distintas condiciones de la red y de la operación del PMGD. Se espera contribuir al proceso de integración de PMGD, indicando aspectos críticos a considerar en los estudios de conexión. Las razones para la conexión de un PMGD pueden ser múltiples, por ejemplo: disminuir el consumo desde el sistema eléctrico, economizar el suministro de energía ó aumentar la confiabilidad. Adicionalmente estos medios requieren menor capital de inversión y facilitan el uso de energías renovables. A nivel estático su impacto es conocido, encontrando implicancias sobre el nivel de pérdidas, capacidad térmica de equipos y regulación de voltaje; no así desde el punto de vista dinámico. En la actualidad existen leyes y normativas que incentivan y promueven su inserción, siendo las chilenas similares a las internacionales; sin embargo, en ellas no se entregan mayores acotaciones dinámicas, y sólo se indica la desconexión de las máquinas ante condiciones anormales de tensión o frecuencia. La evaluación del impacto se realizó con el uso del software Power Factory de DigSilent, mediante simulaciones sobre un sistema de prueba que busca representar en forma simplificada la interacción entre la red de transmisión y distribución. La metodología de trabajo se basa en la aplicación de contingencias definidas, identificando niveles de tensión y frecuencia para determinar el efecto sobre la red. Se analizan comparativamente las respuestas dinámicas considerando distintos casos, entre ellos, la dependencia con la ubicación y penetración de PMGD en el alimentador, condiciones de generación - demanda, potencia generada y factor de potencia. La conexión de un PMGD en una red de distribución tiene un impacto positivo sobre el voltaje ante contingencias externas al alimentador, acentuándose el efecto cuanto más alejado a la subestación primaria de distribución se conecte; a su vez, repercute negativamente en la frecuencia, originando mayores desviaciones. Las fallas más riesgosas son las producidas aguas arriba del punto de repercusión, ya que generan una isla eléctrica momentánea que puede producir sobretensiones elevadas, que se incrementan en condiciones de demanda mínima y mientras más capacitivo sea el generador. Cuanto más pequeña es la impedancia del conjunto de conexión del PMGD, menor será la desviación de tensión, pero a su vez esto se traduce en un mayor aporte de corriente de falla, lo que atenta contra un funcionamiento adecuado de las protecciones preexistentes en el alimentador. Por otro lado, mientras mayor sea el nivel de cortocircuito en el punto de conexión, la respuesta dinámica es menos sensible a una variación de capacidad del PMGD. Se destaca que los efectos asociados a la conexión de un PMGD dependen ampliamente de las características del sistema, lo que dificulta una generalización. El análisis llevado a cabo, arroja que el impacto no resulta peligroso para el sistema bajo las condiciones de desconexión que se exigen en la actualidad. Las variaciones respecto del escenario sin generador, son por lo general inferiores al 5% del valor nominal. Lo anterior sumado a que la NT SyCS y la NTCO de PMGD no indican rangos transitorios para las variables eléctricas a nivel de distribución, lleva a que el estudio dinámico sea de importancia relativa. La rápida salida del PMGD ante una contingencia resulta práctica y positiva, pero si la penetración en Generación Distribuida es significativa, una perturbación en el sistema de transmisión originaría la desconexión de las máquinas en distintos alimentadores. Por ende, la práctica actual de desconexión no será sostenible y las nuevas normativas deberán determinar claramente en qué casos se deben llevar a cabo estudios dinámicos y definir los rangos admisibles para las variables eléctricas.