Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / En la actualidad los sistemas eléctricos de potencia a menudo operan bajo condiciones de estrés, para satisfacer una demanda que es cada vez mayor, con una expansión de la red de transmisión relativamente limitada. Esto genera la necesidad de utilizar nuevos recursos de equipos, metodologías de análisis y herramientas computacionales para hacer frente a esta situación. En particular, la estabilidad de tensión ocupa un lugar preponderante dentro de los nuevos fenómenos que ponen en riesgo la seguridad del sistema, por ello reviste gran importancia el uso de indicadores que alerten de manera temprana sobre la posible ocurrencia de fenómenos que pudieran derivar en un colapso de tensión en la red. En este campo uno de los avances más promisorios es el uso de mediciones sincronizadas entregadas por los llamados Sistemas de Medición de Área Amplia (Wide Area Measurement Systems, WAMS en inglés), quienes obtienen la información de entrada para los indicadores de estabilidad de tensión en base a PMU (Phasor Measurement Unit). Al revisar el estado del arte en relación a estos índices de detección de estabilidad de tensión en tiempo real, se constata que la mayoría de los estudios e investigaciones evalúan los márgenes de estabilidad de tensión en el punto crítico (punta de la curva nariz), es decir, detectando la distancia al punto teórico de máxima transferencia de potencia del sistema. Este tipo de métodos, pueden llevar a análisis imprecisos ya que en el punto de máxima transferencia los niveles de tensión llegan a valores muy inferiores a los límites operacionales reales por lo que en la práctica se podría llegar a una situación de colapso de tensión sin ser detectado por esos indicadores. Por otra parte, para tener un análisis completo no basta con determinar la máxima trasferencia de potencia por el sistema de transmisión, sino que se debe verificar que el sistema tenga además los medios para proveer la cantidad de reactivos que dicha transferencia y carga requieren. Considerando que la estimación de estado en base a mediciones sincronizadas está disponible, este trabajo de investigación se dirige hacia el desarrollo de una mejora en la línea de índices de estabilidad de tensión usando dichas mediciones. Se propone un indicador llamado VSI-OC (Voltage Stability Index under Operational Conditions), el cual considera límites reales de operación y una evaluación de las reservas de reactivos del sistema. El indicador se obtiene de un problema de optimización propuesto, en el cual, se define el máximo incremento de carga en la barra como función objetivo, tomando como restricciones de igualdad las ecuaciones de flujo de potencia, y como restricciones de desigualdad los límites de reactivos de generación. Especialmente, el indicador considera límites de tensión de acuerdo a exigencias operativas, es decir, los estipulados en las respectivas normas técnicas. Para validar el método propuesto, se aplica a una simulación en un modelo del SIC de 114 barras, en el cual, se prueba el desempeño del índice propuesto bajo diferentes escenarios con el objeto de abordar un amplio espectro de estados de operación. Los índices cuantifican la seguridad del sistema en una escala de 0 a 1 , en donde, un valor cercano a 1 indica que la barra de carga dispone de un buen margen de estabilidad y un valor cercano a 0 indica que la barra esta cerca a violar los límites operacionales del sistema. Los resultados indican que el método cumple con el objetivo propuesto, permitiendo monitorear adecuadamente la proximidad de eventos que pueden derivar en un colapso de tensión. El índice VSI-OC da señales de alerta con mayor anticipación que los índices convencionales. De esta manera, el operador puede realizar una asignación de recursos de potencia reactiva en forma óptima y tomar las acciones de control necesarias para mantener el sistema en condiciones de operación normal, permitiendo una operación segura. Como trabajo futuro se propone extender la investigación a aplicaciones en tiempo real en base a WAMS, y enfrentar los mayores retos en el desarrollo de estas tecnologías, tales como manejo de congestiones en la red, control de flujos en tiempo real, control y protección en sistemas de área amplia (WAMPAC en inglés).

Dado el desarrollo en las telecomunicaciones y la necesidad de acceder a estos en el creciente numero de hogares en edificios, se desarrolla una investigación de la problemática y se plantea un solución que busca satisfacer la demanda de manera eficiente, dando una alternativa económica pero al mismo tiempo un producto comercial, el cual tendría un mercado asegurado para las necesidades actuales. / Tesis

Estágio realizado na EDP e orientado pelo Eng.º Rui Fiteiro e Eng.º Bruno Sérgio Silva / Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores (Major Energia). Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2008

Tese de mestrado. Engenharia Informática. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2005

Ingeniero Civil Electricista / El gran número de circuitos que posee el sistema de distribución en baja tensión de Santiago hace imposible contar con elementos de medición que monitoreen estas redes de forma continua, por lo que se emplean métodos indirectos que permiten predecir el comportamiento de los Transformadores de distribución MT/BT y circuitos BT. Este proyecto de titulación presenta un software o herramienta para simular el comportamiento eléctrico ante cambios que se realicen en el sistema de baja tensión radial que posee gran parte de la ciudad de Santiago. Para ello se realizó un análisis de métodos, criterios y planificación de la compañía Chilectra S.A.. Se analizó la base de datos de los elementos de Baja tensión que posee y se realizo reuniones con las áreas interesadas en el proyecto. Se desarrollo una interfaz visual y mejora de un motor de cálculo, que facilita el análisis de comportamiento del sistema de baja tensión ante cambios en la red; se desarrolló un nuevo método de modelación de cargas; se agregó información que ayuda a mejorar el método utilizado por la compañía en cálculo de pérdidas tanto en transformación como en redes y se agregó datos para un mejor análisis de la red. Además se implementó una nueva modelación de cargas que se basa en un estudio estadístico de los factores de carga a partir de mediciones de clientes con demanda máxima leída y de un estudio realizado en la compañía a clientes residenciales, con los cuales se obtuvo un modelo de cargas según tipo de tarifa de cada cliente Finalmente se generó un modelo de red de baja tensión que permite optimizar el tipo de conductor y el transformador que debe ser empleado de acuerdo a la demanda. A partir de este modelo, se obtienen conclusiones del factor de uso de los transformadores, de la regulación de tensión en el sistema, estrangulamiento de conductores y pérdidas de red por transformador. Por lo cual, con los resultados obtenidos del flujo de potencia de la red de baja tensión, y los criterios definidos por la compañía, se genera un programa que puede preever posible fallas y evaluar soluciones para el sistema de baja tensión radial de Santiago.

El objetivo general del presente trabajo de título es desarrollar los requerimientos tecnoeconómicos de un nuevo sistema de gestión de la energía, para incorporarlo a la oferta de la Compañía Americana de Multiservicios (Cam LTDA.); se espera ilustrar las necesidades, caracterizar el mercado y mostrar los argumentos necesarios, de modo que esta opción se evalúe en los comités correspondientes. Además, se desea enmarcar esta tecnología dentro del nuevo paradigma que plantea la evolución de las redes eléctricas actuales hacia redes inteligentes. Cam LTDA. es una empresa experta en implementar proyectos de gestión energética, que apuntan a un segmento del mercado que considera grandes empresas, por ejemplo, distribuidoras de energía eléctrica. Para abarcar a clientes menores, como cooperativas y mediana empresa, se requiere de un producto, de precio más accesible a los presupuestos que manejan estas organizaciones y que se perfile como un servicio que sea una herramienta diseñada para entrar en un ciclo de mejoramiento continuo, en la administración de los recursos energéticos. Se determinaron los requerimientos técnicos a incorporar en el software de EMH, tomando como base la actual propuesta que oferta Cam LTDA. Junto con esto, se realizó una evaluación económica del sistema, comparándolo con la inversión requerida para implementar el actual producto de Cam LTDA, mediante el análisis del Valor Actual Neto del proyecto. Al comparar las opciones, el sistema de gestión de la energía en base a medidores EMH entrega resultados favorables. Con esta evaluación, más los beneficios que entregaría el servicio, los clientes pueden justificar el costo que implica implementar este sistema en sus instalaciones. Sobre la base de estas propuestas, se concluye que se presenta una oportunidad comercial, que consiste en abordar a estos clientes, incorporando servicios y productos que entreguen una alternativa de altas características técnicas y que sea competitiva, para ser un referente de innovación con altos estándares de calidad para las grandes y medianas empresas latinoamericanas. El futuro desafío es incorporar esta nueva tecnología, la cual ya está siendo implementada en el sector de las generadoras, transmisoras y distribuidoras, en los otros actores del mercado eléctrico, es decir los consumidores industriales, comerciales y organizacionales. La evolución en Chile de las redes inteligentes sigue este camino, y en un futuro llegarán hasta los consumidores residenciales. Masificar los sistemas de monitoreo y gestión de la energía es un paso más que los actores del sector eléctrico deben dar, pues constituye parte fundamental para la implementación de las redes inteligentes, las cuales se perfilan como un nuevo paradigma para el mercado energético.

El cambio estructural experimentado por los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), a partir de la década de los 80, ha motivado el desarrollo de nuevas herramientas de análisis de mercados eléctricos. En el nuevo marco organizativo, las decisiones de operación y planificación de la expansión de SEP deben considerar el acoplamiento entre sus aspectos técnicos y económicos. Es así como surge la necesidad de crear o mejorar las herramientas de análisis y simulación de mercados eléctricos, con el fin de que sean capaces de representar en mayor detalle los aspectos técnicos propios de la operación de un SEP. En este contexto, se ha gestado el programa DeepEdit, desarrollado en el Área de Energía del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile. Este se orienta al análisis y a la simulación de mercados eléctricos, representando la operación de un SEP en estado estacionario. El presente trabajo está orientado al mejoramiento de herramientas preexistentes y la incorporación de nuevos elementos tecnológicos de sistemas eléctricos a DeepEdit. En este contexto, se propone incorporar un nuevo elemento de red: el transformador de tres enrollados; se agrega la alternativa de operación como desfasador del transformador de dos enrollados existente en el programa y; se realizan mejoras a la obtención de la carta de operación de un generador sincrónico. Todas estas implementaciones son integradas a las herramientas de análisis en estado estacionario tradicionales de DeepEdit, como son: matriz de admitancia nodal, flujo de potencia AC, flujo de potencia DC y flujo de potencia óptimo. Para ello se plantea en cada caso, un modelo matemático validado teóricamente y una inserción en las herramientas preexistentes de acuerdo a su modelación original. Los ejemplos de validación para los desarrollos propuestos son contrastados en términos teóricos y en el programa comercial DigSilent. Las diferencias calculadas en los casos analizados, para todas las herramientas de análisis contempladas en este trabajo, son menores al 1% para las tensiones y potencias netas en cada nodo, resultado que permite evaluar satisfactoriamente la operación de los nuevos elementos de red de DeepEdit. Por otro lado, las mejoras gráficas alcanzadas en la carta de operación para generadores sincrónicos y la simplificación del código computacional correspondiente, permiten obtener una herramienta computacional que entrega resultados confiables para todos los casos analizados. Se deja establecido que la calidad del diagrama depende de la experiencia y el nivel de precisión en la estimación numérica de los diversos parámetros de la máquina. En esta misma línea de investigación, se propone como trabajo futuro incorporar estas nuevas tecnologías a las restantes herramientas de análisis de DeepEdit, entre ellas: el estimador de estado, análisis de cortocircuito, análisis de sensibilidad y diversos optimizadores presentes en el programa.

En la problemática de abastecer de energía eléctrica a una localidad aislada, ha ido tomando fuerza el desarrollo de las llamadas micro-redes. Estas soluciones consisten en sistemas eléctricos pequeños, que cuentan con generadores de baja potencia nominal que abastecen consumos físicamente cercanos. Una ventaja que ofrecen las micro-redes frente a sistemas mayores viene justamente de esta proximidad entre generación y consumos, minimizando las pérdidas en las líneas. Sin embargo, la calidad de suministro tiende a ser menor debido a que no e factible aprovechar las ventajas de los sistemas interconectados: inercia, respaldo, diversidad de fuentes. De esta forma, es clave el desarrollo de esquemas de control adecuados que permitan asegurar niveles mínimos de calidad de suministro. Un elemento central de estos esquemas de control es su capacidad para determinar en forma confiable el estado del sistema eléctrico a partir de un número limitado de medidas de fácil adquisición. En este contexto, el objetivo de este trabajo de memoria es disponer de un modelo de estimación de estado para micro-redes, a través de un proceso de análisis, diseño e implementación a escala prototipo. La herramienta resultante debe ser capaz de analizar la micro-red del pueblo de Huatacondo, un pueblo al norte de Chile cuyo suministro eléctrico proviene en gran medida de fuentes de energía renovables no convencionales, como aplicación práctica. Asimismo, debe proyectarse como herramienta docente, para la estimación de estado de la micro-red del Laboratorio de Energía y Accionamientos del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile. El modelo estimador de estado que se desarrolla se basa en el método clásico de Mínimos Cuadrados Ponderados, que permite estimar la tensión fasorial en las barras de una micro-red, dando más importancia a las medidas más precisas entre las que se dispone. Las medidas que se consideran en este trabajo son módulos de tensiones, flujos de potencia activa y reactiva en líneas y potencia activa y reactiva en ciertas barras de consumo o generación. Se valida el funcionamiento del estimador de estado desarrollado mediante ejemplos disponible en la literatura especializada, con errores en torno a la tolerancia de 1,35%. Asimismo, se identifica un caso anómalo descrito en la literatura. Sin embargo, en este caso la convergencia del algoritmo si bien detecta la medición errónea, lo reporta a través de una solución no factible en términos físicos. Se ejecuta la aplicación diseñada en la micro-red del laboratorio y en la de Huatacondo, comparando las potencias calculadas a partir del estado encontrado con las potencias medidas, obteniéndose un error relativo porcentual promedio cercano al 2% en el caso del laboratorio y del 0,2% en el caso de Huatacondo. Dado esto, se concluye que la aplicación diseñada cumple el objetivo de obtener el estado de la micro-red de manera confiable. Cabe señalar que en el caso de la estimación de los ángulos de fase de las tensiones, la verificación en el laboratorio a través de mediciones obtuvo resultados con errores mayores. Estas diferencias pueden explicarse por errores en las mediciones o en los parámetros del sistema. Como trabajo futuro, se propone el desarrollo de la etapa de control que mantenga al sistema en el estado de operación normal, el estudio y comparación con otros modelos de estimación de estado y la integración del programa construido con la aplicación Deep-Edit desarrollada en el Departamento.

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Dado el inminente auge de la generación distribuida (GD), impulsado por los crecientes avances tecnológicos y su masificación a nivel mundial, resulta de suma importancia tener una noción exacta del impacto que un generador puede llegar a producir sobre las redes de distribución, para procurar mantener la calidad de servicio de los clientes y la seguridad del sistema. Junto con esto están también las iniciativas legislativas adoptadas por el Gobierno, que permiten y facilitan la conexión a la red de este tipo de generación, intentando darle un grado de competitividad dentro del mercado eléctrico. El objetivo general de esta memoria es el confeccionar una herramienta que permita maximizar la capacidad total de generación en un alimentador en las redes de distribución, mediante la asignación precisa del tamaño de cada generador en cada barra, considerando sus límites técnicos de operación. La metodología de asignación se fundamenta en la relación existente entre el incremento de generación distribuida y las restricciones técnicas de la red, tales como: la tensión en las barras; el nivel de cortocircuito en la subestación de bajada; y la razón de cortocircuito-generación en las barras. Como resultado, se obtienen señales de máxima generación y su disposición óptima en cada barra del alimentador, sin tener que incurrir en costos adicionales asociados a la realización de modificaciones en la red pre-existente. La implementación de la aplicación fue llevada a cabo en el programa DeepEdit desarrollado en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, de manera de poder ser operada sobre un alimentador cualquiera a nivel de usuario. Se realizaron pruebas para dos tipos de alimentadores, uno de una publicación de referencia con una demanda total de 6,5[MW] y otro utilizado en publicaciones IEEE con una demanda total de 18,9[MW]. En ambos sistemas se determinó la solución óptima mediante las linealización de las relaciones que existen entre la capacidad de generación y las variables eléctricas de las restricciones, obteniéndose capacidades totales de generación de 12,5[MW] y 23,3[MW] respectivamente. Ejecutado el programa se puede verificar que ciertas restricciones se encuentran fijadas en su máximo, pero aun así se ratificó lo óptimo de las soluciones con dos métodos: inhibición de generación y análisis de sensibilidad. Las aplicaciones que se le pueden dar a la propuesta son diversas, entre ellas: esclarecer los puntos donde se debe compensar tensión, o utilizarse como una herramienta de planificación, que considere la inserción de GD, permitiendo comparar las ventajas y desventajas sobre la asignación de máxima capacidad de GD en el tiempo. Se proponen mejoras a la aplicación en los ámbitos de incorporar una base de datos de las fuentes de recursos renovables referenciadas a su respectiva barra, o bien en redefinir la función objetivo ahora para minimizar pérdidas, lo que cambiaría el proceso de optimización a uno secuencial.