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.

El objetivo general de la presente memoria es diseñar y evaluar el desempeño de un Plan de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE) para el Sistema Eléctrico del Norte Grande (SING), con el fin de preservar, según se establece en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT) del año 2005, la Seguridad y Calidad de Servicio (SyCS) del mismo frente a contingencias de alta severidad para las cuales no es factible o conveniente adoptar medidas a nivel de la programación. El SING, como todo sistema eléctrico de potencia, es vulnerable a contingencias de alta severidad; pudiendo entonces derivar en situaciones de apagón total o parcial, de las cuales se puede o no tener registros previos, por ausencia de elementos de control dedicados. El PDCE contempla acciones de control de emergencia que sean capaces de contener al sistema frente a ese tipo de contingencias, basando su control en la formación inducida de islas eléctricas. La Dirección de Operación del CDEC-SING (DO), de acuerdo a lo establecido en la NT, ha definido criterios para seleccionar las contingencias a ser consideradas por el PDCE; los cuales permiten orientar inicialmente el diseño del PDCE a aquella contingencia caracterizada por la desconexión de los dos circuitos de la Línea 220 kV Central Tocopilla-Crucero. En ausencia de este elemento de control, los efectos en el SING, para condiciones de despacho específicas, se caracterizan por fuertes subtensiones en la zona de Chuquicamata y Calama, y la aceleración y pérdida de sincronismo de las unidades de la central Tocopilla. Un análisis detallado de los efectos de la contingencia indicada determina que es necesario que el PDCE integre un conjunto de esquemas de control independientes y supervisados, que sean capaces de formar una isla eléctrica entre las instalaciones de la Central Tocopilla y el consumo Chuquicamata, aliviar las subtensiones observadas en torno a la Zona Chuquicamata-Calama y establecer un equilibrio entre generación y consumo en la isla para distintas condiciones de operación del SING. Los esquemas utilizados corresponden básicamente a un Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por subtensión para la zona de Chuquicamata-Calama y un Esquema de Desconexión Automática de Generación (EDAG) para la Central Tocopilla. La evaluación del desempeño del PDCE mediante simulación digital en el software DIgSILENT entrega resultados satisfactorios para los 6 despachos analizados. Se concluye que el PDCE diseñado cumple con los requerimientos establecidos por la NT y además presenta ciertas conveniencias económicas para la operación del SING.

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.

Ingeniero Civil Electricista / En este trabajo se presenta un estudio de la protección diferencial de transformadores de poder. Se comienza con el estudio y cálculo de ajuste de parámetros para la protección de un transformador de potencia típico de las instalaciones de Chilectra; estudio y cálculos extensibles a equipos e instalaciones de cualquier empresa de distribución. Se presentan algunas discusiones, principalmente respecto del grupo de construcción y conexión que se encuentra en las instalaciones de la compañía ya citada. El ajuste de parámetros se realiza para relés electromecánicos y digitales. El estudio y desarrollo aquí presentado, se centra en particular en el relé modelo SEL587 del fabricante Schweitzer Electric Laboratories. Este relé corresponde a tecnología digital, tecnología que se emplea actualmente en la industria y constituye un estándar en nuevas instalaciones, desde esta perspectiva este trabajo es generalizable a cualquier modelo y fabricante. A partir de información entregada por el fabricante en sus manuales de operación, además de información recopilada en diversos papers, se estudia el método numérico a través del cual el relé obtiene los valores de corriente de operación(Iop) y corriente de retención(Irst). Este algoritmo se replica en una planilla de cálculo, en la que se limitan las variables de entrada, ya que se proyecta como herramienta de testeo, incluso en terreno por su sencillez. Se desarrolla entonces una planilla capaz de entregar valores de de corriente de operación(Iop) y corriente de retención(Irst), recibiendo como parámetro básicamente sólo la corriente de entrada al relé, es decir, la corriente de salida de los transformadores de corriente. De forma paralela al desarrollo descrito, se realizan pruebas de rutina al relé, con el auxilio de una maleta hexafásica, obteniendo una completa colección de registros entregados por el relé en las diversas situaciones planteadas. En particular se estudia los valores de de corriente de operación(Iop) y corriente de retención(Irst) entregados ante ingresos de corrientes equilibradas en condiciones de operación normal o estable, también en condiciones cercanas a la frontera de operación, y ante condiciones de falla. Se reportan también pruebas con ingresos monofásicos. De la comparación de los valores de corriente de operación(Iop) y corriente de retención(Irst) registrados en las pruebas descritas anteriormente, con los valores entregados por el algoritmo desarrollado en la planilla, se comprueba cuán ajustados son los resultados entregados por esta última, lo que permite utilizarla como herramienta de simulación o testeo. Se realiza finalmente trabajo en laboratorio, simulando las fallas más frecuentes en el comisionamiento y operación de relés diferenciales de transformadores de poder, proponiendo un protocolo de lectura e interpretación de los registros de corriente de operación y retención; y verificación del relé, con el apoyo de la planilla desarrollada durante este trabajo.

Ingeniero Civil Eléctrico / La tendencia a nivel mundial de explorar nuevos medios de generación no convencionales ha permitido el desarrollo de tecnologías como la eólica o la solar. A nivel nacional la energía solar fotovoltaica (FV) ha comenzado a mostrar los primeros signos de ser una alternativa de gran potencial para el norte del país, en especial para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). La energía FV se caracteriza por tener una gran variabilidad, la cual si bien puede ser bastante predecible como en amaneceres y atardeceres, también puede ser de carácter aleatoria producto de los efectos producidos por nubes. Lo anterior, sumado a las características del SING, un sistema aislado, puramente térmico y poco flexible, hace de la generación FV más que una alternativa alentadora en términos de la estabilidad del sistema una solución para la cual el sistema no está preparado. Considerando lo anterior, este trabajo se enfoca en proponer estrategias de control para plantas FV de gran escala que ayuden a disminuir el riesgo asociado a la variabilidad inherente en la generación de este tipo de tecnología. Se analizan dos estrategias, un control para el amanecer y atardecer (control A/A) el cual busca limitar las pendientes de potencia que se producen en amaneceres y atardeceres, y un control para el llamado efecto nube (control EN) que disminuya la variabilidad de la potencia de salida de una planta FV producto de disminuciones intempestivas en la radiación recibida. Ambos controles se basan en la operación deloaded de la planta FV, es decir, dejando un margen de reserva de potencia de forma tal de permitir un control de potencia en la planta. Los modelos son desarrollados en el software DIgSILENT, donde se evalúa el desempeño de los controles propuestos bajo diferentes escenarios de radiación. Los resultados muestran un comportamiento adecuado del control A/A, el cual solo es limitado por los niveles técnicos de operación del conversor y el nivel de reserva. Para el control de EN los resultados son alentadores para ciertos niveles de radiación, donde se ven disminuciones de hasta un 37% en la variabilidad de la potencia de salida en el escenario de radiación moderada con un 10% de deload. Para días con mayor nubosidad, con un aumento en el nivel de deload se logra disminuir la variabilidad de potencia en un 21% y con pérdidas de energía inferiores al 3%. El control de EN logra disminuir la variabilidad de potencia a la salida, disminuyendo así los niveles de reserva que serían necesarios en el sistema para compensar estas variaciones, producidas por fluctuaciones en la radiación. Como trabajo futuro se propone evaluar económicamente estas alternativas, contemplando las pérdidas que se generan por la operación deloaded de centrales FV, los beneficios a nivel sistema al disminuir los niveles de reserva, etc. Por otro lado, proponer un control que adapte el nivel de reserva a partir de pronósticos meteorológicos puede conseguir mejores resultados que un nivel de reserva predefinido.

Ingeniero Civil Electricista / El presente trabajo consiste en la realización de un estudio de la calidad de energía en la planta cementera Cerro Blanco de Cemento Polpaico, con la ayuda de la herramienta computacional Etap. Entendiendo con calidad de la energía a un conjunto de límites eléctricos que permiten que un equipo funcione de la forma prevista sin pérdida de rendimiento ni esperanza de vida. El estudio se centra en analizar un conjunto de variables eléctricas en régimen permanente como también en circunstancias particulares. Para ello se utilizan los módulos del programa tomando distintas consideraciones y respetando las recomendaciones dadas por la IEEE para este tipo de trabajos. Para el correcto cumplimiento de los objetivos, se compiló la mayor información posible del sistema en estudio complementándolo con la revisión de equipos en terreno, todo esto para crear un modelo fidedigno de la planta y cuyos resultados tengan un fin práctico. Unos de los módulos que contiene el programa es el flujo de carga, el cual es una excelente herramienta para analizar el estado de la planta en estado continuo y es la base para la realización de estudios más complejos. Otros módulos son análisis de cortocircuito y arranque de motor donde podemos ver cómo se comporta el sistema bajo estas exigentes condiciones. Esta memoria permite evidenciar y explicar una serie de problemas existentes en la planta, como lo es la subtensión en algunos puntos del sistema y su bajo factor de potencia en general. Además, el modelo en sí mismo constituye una base de datos actualizada que muestra información de gran utilidad como lo es el nivel de cortocircuito en las distintas barras del sistema eléctrico. Finalmente para complementar la información obtenida, se trabaja en un problema práctico que consiste en verificar la correcta coordinación de protecciones en un área de la planta, contrastar esultados con nuestra base de datos y verificar el dimensionamiento de los equipos de protección. Este módulo es muy completo y se verá el potencial de realizar este tipo de estudios. Siguiendo la línea de desarrollo, se puede mejorar del modelo creado incorporando mayor detalle en algunas partes del sistema eléctrico. Como trabajo futuro se propone profundizar aún más en cada módulo del programa, en el caso particular de flujo de carga se pueden hacer distintas configuraciones de interruptores y ver el comportamiento de la planta en distintas situaciones, para lo cual se puede relajar ciertas variables dependiendo de los objetivos.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los equipos FACTS cada día son más comunes en el mundo gracias al avance de la tecnología en electrónica y semiconductores, permitiendo así operar de manera más holgada los crecientes sistemas eléctricos. En especial, el Compensador Estático de Reactivos (CER), ha tenido gran utilidad en Chile debido a su eficaz control de voltaje en sistemas radiales. Ya se han instalado 5 de estos equipos, los 3 más recietes a partir del año 2000 cuyos nombres son SVC Puerto Montt , SVC Polpaico y SVC Cerro Navia , propiedades de Transelec. Bajo este contexto, el objetivo de este trabajo de título es instruir al lector sobre esta tecnología de compensación que se usa en el país explicando su funcionamiento teórico y práctico. Para eso se diseña y construye un CER a escala para laboratorio basándose en prototipos existentes en la literatura y utilizando un microprocesador vigente. Además el modelo a escala es capaz de operar en una red de comunicaciones bajo el protocolo Modbus. Previo al diseño se revisa el estado de arte de los compensadores estáticos de reactivos tanto a escala como para aplicaciones de potencia, estudiando también su funcionamiento y principales componentes. Se revisa específicamente el modelo del microprocesador a utilizar en el modelo a escala junto con su programación y manejo. El diseño empleado consiste en un banco trifásico de inductancias junto a dos bancos de condensadores, operados por tiristores y relés respectivamente, conectados a la red de baja tensión mediante un transformador trifásico y coordinados por un sistema de control electrónico. Se realiza un algoritmo de adquisición de variables para la medición de la tensión en las líneas mediante conversión análoga digital, además de implementar un algoritmo de disparo en las inductancias para control de potencia. De la construcción final se obtiene un banco de inductancias junto a las placas electrónicas de disparo, adquisición y alimentación que componen el CER a escala. Como desarrollo futuro se propone programar un control PI en el microprocesador y mejorar la interfaz de adquisición de datos realizada en Matlab-Simulink.