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Ingeniero Civil Electricista / En el actual escenario mundial, donde cada vez es más frecuente que pequeños generadores ERNC suministren energ ía el éctrica residencial, comercial e inclusive industrial, se prevee que los sistemas de el éctricos de potencia tradicionales migren a sistemas que incorporen pequeños generadores ERNC inyectando su energí a excedente directamente a la red de distribución. Frente a este nuevo escenario, el Estado ha tenido que legislar al respecto promulgando una ley que regula el ingreso de estas nuevas tecnologí as y desarrollando el reglamento correspondiente con la finalidad de hacer sustentanble y mantener de forma segura los sistemas eléctricos de potencia, exigíendolos cumplir con normas técnicas. Además la nueva legislación incentiva el ingreso de estos nuevos actores con el pago, de las empresas distribuidoras de la energía excedente inyectada. Para poder incorporar estos pequeños generadores dentro del sistema eléctrico, se propone la construcción de un dispositivo que amplí e la forma de operación de distintos tipos de estos pequeños generadores, y que además permita que estos cumplan con las nuevas normativas para que se incorporen al sistema eléctrico de distribución y sincronizarlos en forma segura. El objetivo del trabajo de título es desarrollar y construir un dispositivo, que cumpla la función de interfaz entre el generador y consumo-red, con una potencia de 10[kW], que sea autónomo y que permita operar con un consumo aislado o sincronizado, que busca obtener un mejor rendimiento uniendo fases para el caso de operación en isla con conexión monofásica, y además, evaluar la rentabilidad del dispositivo. Se contruye un conversor de 7 piernas que se compone principalmente de un DSP que controla su funcionamiento, placas de transductores que miden variables eléctricas necesarias para el control y la placa del conversor, la cual recibe las señales de control y controla los circuitos de potencia. Se acondiciona parte del laboratorio de electrónica de potencia para realizar pruebas controladas y seguras. Se diseñan los algoritmos de modulación y control del sistema, que corresponden a modulación de espacio vectorial en 3 dimensiones que permite tener una salida del inversor trifásica con neutro, lo que permite conectar carga directamente, y control resonante que tiene la característica de controlar en torno a una frecuencia específica de 50[Hz]. Se realizan las pruebas de algoritmos y se registran las salidas que verifica que el inversor mantiene una tensión de salida a 50[Hz], en vacío, con variación de carga e igualando fases. Se calcula una breve evaluación económica para estimar la rentabilidad del equipo. Finalmente se obtiene un dispositivo experimental que puede servir como referencia de diseño y construcción de un conversor, desarrollo de algoritmos de modulación y control. Además de una base de aprendizaje en uso software para programar DSP y hardware de electr onica de potencia.

Ingeniero Civil Eléctrico / La complejidad del análisis de seguridad de las redes eléctricas se origina, entre otras cosas, por el nivel de incertidumbre asociado a las contingencias que pueden ocurrir, lo cual requiere un gran número de restricciones en el problema matemático de optimización de flujo de potencia con restricciones de seguridad (SCOPF, Security Constrained Optimal Power Flow). En algunos sistemas eléctricos los problemas SCOPF son muy grandes, no siendo posible obtener, mediante la aplicación de métodos tradicionales de optimización, una solución en tiempos razonables. En esta memoria se analizan las propiedades de tres métodos que permiten reducir el tamaño de un problema SCOPF determinístico con contingencias en transmisión (mediante criterio N-1) a través de distintos algoritmos que aseguran obtener la misma solución del problema original no reducido. Además de este análisis se realizan mejoras sustanciales que entregan resultados exitosos en la reducción del problema (número de restricciones) y en los tiempos de ejecución. El primer algoritmo determina, mediante una técnica analítica, las regiones de factibilidad para eliminar restricciones innecesarias/redundantes, generando un conjunto de restricciones umbrales, siendo éstas las necesarias y suficientes que determinan la región del problema de despacho completo. Este método de literatura, se mejoró de manera que entregue además el despacho óptimo. Los otros dos algoritmos, mediante una técnica maestro-esclavo, realizan una búsqueda iterativa de conjuntos reducidos pero relevantes de estados de operación de la red eléctrica y de restricciones. Los elementos relevantes (estados de operación o restricciones) son los que reconstruyen el vértice de la región factible donde se encuentra la solución óptima. Los tres métodos son primeramente estudiados tanto en una red pequeña de prueba para ver su validez y funcionalidad, como en un sistema mediano para ver su desempeño computacional. En el caso de la red mediana IEEE RTS de 24 nodos, el primer método obtiene una reducción del 98% de la dimensión del problema, demorando 996[s] en encontrar el conjunto umbral. El segundo método de búsqueda de estados relevantes reduce en un 85% el tamaño original del problema, tardando 2,01[s]. Para el tercer método de selección de restricciones relevantes se logra reducir un 98% el conjunto original de restricciones en transmisión en 1,66[s], y un 99% el conjunto original de generación y transmisión, en 1,92[s]. Finalmente, una vez determinado el mejor algoritmo (tercer método), éste es mejorado resultando en el Método de Despacho Iterativo, testeado en la red IEEE de 300 nodos, el cual produce una reducción del problema en más de un 99% en términos del número de restricciones y tardando cerca del 20% del tiempo que tardaría un método tradicional. Los conjuntos reducidos pueden informar sobre contingencias y líneas críticas que debiesen ser relevantes para la operación y planificación de la infraestructura en transmisión.

Ingeniero Civil Eléctrico / El efecto corona es un fenómeno asociado a la conductividad del aire circundante a un conductor sometido a alta tensión que conlleva campos eléctricos muy intensos, lográndose la ruptura dieléctrica del aire. El inicio del fenómeno no solo depende de este último valor, sino de diversas condiciones atmosféricas, como temperatura, presión y humedad; condiciones ambientales, como presencia de sales y polución; y fallas en el conductor que originan un efecto punta. En este trabajo se presenta un modelo a escala que permite lograr el efecto corona con una tensión reducida en conductores desnudos de pequeño calibre. La alimentación se realiza a través de un transformador de potencial variable que se opera hasta los 40 [kV] mientras que los conductores se colocan a 0,2 [m] de altura dentro de una caja acrílica de 1,2 [m] de largo, 0,4 [m] de ancho y 0,4 [m] de alto, en la cual yace una placa metálica conectada a tierra y que simula el efecto de ésta. La caja cuenta con una tapa que permite aislar el aire en su interior, pudiéndose alterar la atmósfera que rodea al conductor, logrando seis condiciones: normal, conductor rociado con agua, conductor rociado con agua y sal, atmósfera con vapor de agua, atmósfera cálida y atmósfera con presencia de humo. Para detectar el fenómeno corona, se diseña una simple pero efectiva antena parabólica que se coloca en un costado de la caja. La señal de tensión inducida en ella es mostrada por un osciloscopio y permite deducir el comienzo de la descarga por las alteraciones que se generan en ella. En la situación normal se logra la descarga corona en la situación ideal, es decir, cuando el campo eléctrico entorno al conductor es equivalente a la ruptura dieléctrica del aire en los cinco conductores utilizados. La situación más adversa es la presencia de vapor de agua, que disminuye entre un 50% a un 60% el inicio del fenómeno, mientras que en aire cálido aumenta un 20%. Para las pérdidas, calculadas a través de la conductividad determinada experimentalmente, el caso con vapor aumenta entre 9 a11 veces las pérdidas con respecto a la situación normal, alcanzando los 50 [W/m] a los 25 [kV] y las restantes situaciones presentan pérdidas muy similares a las del caso normal, con valores de 20 [W/m] a 40 [kV]. Así, la condición ambiental más adversa es la humedad y presencia de neblina, lo que implica poner atención en las líneas que yacen en zonas costeras o valles con muy baja altitud geográfica. Las pérdidas, según la teoría, difieren solo en este último caso, mientras que en los demás, se obtiene una aproximación aceptable y comparando con un caso real para una línea de 500 [kV], se obtienen resultados en el mismo rango de valores.

Ingeniero Civil Eléctrico / La gran minería de Chile se encuentra localizada, en su mayoría, en la alta montaña lo que hace vulnerable al sistema eléctrico a distintas condiciones climáticas como nieve y viento. El presente trabajo de título pretende caracterizar los distintos efectos asociados a estos fenómenos naturales. Asimismo se mostrarán las opciones de mitigación existentes en el mercado para evaluar desde el punto de vista técnico y económico si resulta pertinente comprar e instalar dichas opciones. En este caso en particular se estudiará el complejo minero de El Teniente perteneciente a la Corporación Nacional del Cobre. Los dos grandes fenómenos que afectan a las líneas de alta tensión producto de nieve y viento son el efecto galloping y el ice jumping. Ambos, de características similares, tienen las mismas soluciones desde el punto de vista técnico, a través del uso de separadores. Se encontró durante el curso de la investigación, que los contrapesos también resultan útiles para evitar fallas por ice jumping. Consecuentemente se consideraron ambos dispositivos para el análisis. La metodología propuesta consiste en identificar las líneas que presentan fallas debido a estos fenómenos y luego calcular el costo de la eventual falla producida. Posteriormente este valor se contrasta con el precio de compra de los dispositivos, entregados por empresas proveedoras. Se concluye que los dispositivos evaluados resultan atractivos de instalar siempre y cuando se tenga bien identificado dónde ocurre el problema y los costos que los disturbios traen. En particular para la división El Teniente se considera que la instalación de separadores para la línea Sauzal Minero mitigaría de manera importante las fallas que se producen en invierno.. En el caso de la línea Coya Colina no resulta conveniente la instalación de dispositivos de mitigación por diversos factores. En primer lugar la antigüedad de la misma hace difícil cualquier tipo de trabajo de implementación Otro motivo es que no se tiene identificado de manera satisfactoria los vanos en los cuales se registran con mayor frecuencia las fallas y finalmente se tiene un sistema eficiente de mitigación para la acumulación de nieve en los conductores, que es la condición de derretidor de nieve.

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).

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Uno de los principales desafíos en el desarrollo futuro de los sistemas eléctricos es la incorporación costo efectiva de recursos renovables. En ese sentido, Latinoamérica cuenta con un alto potencial renovable; sin embargo, las metas esperadas por cada uno de los países de la región son aún conservadoras. La hipótesis de este trabajo es que la integración eléctrica entre los países de la región Latinoamericana puede permitir una mayor participación de generación renovable sin incrementar los costos totales. Este estudio incluye una revisión de otros estudios enfocados en Latinoamérica en relación con la integración eléctrica, con el objetivo de incluir enfoques metodológicos o elementos utilizados. Estos trabajos han sido también considerados como referencias para definir candidatos de interconexión. Por otro lado, para tener una mejor comprensión de la realidad en Latinoamérica, se ha llevado a cabo una revisión de los sistemas eléctricos actuales y proyecciones para cada país de la región. Adicionalmente, esta revisión es utilizada para completar la base de datos de cada país. Para validar la hipótesis planteada, este trabajo propone una metodología de escenarios incrementales donde puede ser comparado el costo total de cada caso. En todos los casos, es aplicado un modelo que minimiza el costo de inversión en generación y transmisión y el costo de operación del sistema eléctrico en un horizonte de 15 años. Para este propósito, se llevó a cabo e procesamiento de parámetros de entrada, la confección de series sintéticas de caudales hidráulicas y definición de su topología hidrográfica, definiciones de nuevas restricciones, y un marco de validación para cada país; los que fueron integrados a la herramienta de planificación. El escenario de referencia considera una proyección bussiness as usual, sin un mayor desarrollo en energías renovables y considerando las interconexiones actuales y planificadas. El segundo escenario es intensivo en generación renovable. Se establece una meta de generación renovable a cumplir para el final del horizonte, pero sólo las interconexiones actuales y planificadas son consideradas. Finalmente, el tercer escenario es un caso renovable integrado, donde, además de la meta renovable, se permite el desarrollo de nuevos candidatos de interconexión en la región. Con estos escenarios, es posible comparar el costo total de inversión y operación para concluir si el escenario renovable integrado permite una mayor participación renovable con un menor costo total para la región. Este trabajo permite concluir, en primer lugar, que la metodología de escenarios incrementales es apropiada para cuantificar los beneficios de una red integrada para alcanzar una matriz eléctrica altamente renovable en Latinoamérica. De acuerdo con los resultados obtenidos, es posible afirmar que un escenario con alta integración puede alcanzar una alta participación renovable sin incrementar el costo total. Este trabajo es parte de un proyecto financiado por el Banco Interamericano del Desarrollo, y desarrollado por un consorcio de cuatro consultoras: Energy Exemplar, AWS Truepower, Quantum America y el Centro de Energía de la Universidad de Chile. El autor de este documento es el ingeniero que desarrolló las principales tareas del proyecto como miembro del Centro de Energía. Todos los comentarios presentados en este documento son exclusiva responsabilidad del autor, y no representan necesariamente la opinión de las instituciones involucradas en este proyecto.

Ingeniero Civil Electricista / Con el proceso de introducción del modelo de mercados competitivos al segmento de generación eléctrica, el acceso a la información se ha vuelto vital en la toma de decisiones de empresas y entidades reguladoras. Las nuevas tecnologías de manejo de datos e Internet como plataforma de difusión, han dado cabida a sistemas que reúnen, almacenan y difunden información relevante acerca del estado de un sistema eléctrico. Uno de estos sistemas es el Sistema de Monitoreo de Mercado Energético implementado para el Ministerio de Energía. Esta herramienta, desarrollada por el Centro de Energía de la Universidad de Chile en conjunto con el Departamento de Computación de la Universidad Católica. El objetivo general de este trabajo es implementar un nuevo conjunto de indicadores para el módulo de seguimiento de proyectos del sistema de monitoreo. La estructura de la base de datos que respalda el funcionamiento del sistema, fue creada usando un modelo de inteligencia de negocios, facilitando la generación de nuevos reportes informes o gráficos. Este trabajo busca demostrar que con mínimos cambios y actualizaciones de los datos que usa el sistema, se puede generar reportes y gráficos de interés para los distintos agentes que participan del sector energético del país. La metodología utilizada comprende una revisión del estado del arte de los tipos de indicadores, que se diseñan utilizando la estructura e información contenida por el módulo de seguimiento de proyectos. Se analiza la actual capacidad de la base de datos para posteriormente incorporar información actualizada. Finalmente, se implementan los indicadores utilizando programas de inteligencia de negocios. Los indicadores desarrollados en este trabajo están orientados a extender la capacidad del sistema como plataforma de información del Ministerio. Los nuevos indicadores que se implementan proporcionan una vista global del conjunto de proyectos, complementando la vista individual con la que actualmente se cuenta vía formulario. Se implementan 36 indicadores entre tablas y gráficos que muestran el estado en el que se encuentra el conjunto de los proyectos eléctricos del país. Los indicadores tipo tablas entrega totales de número de proyectos y potencias lo que permite generar una vista del sistema. Los indicadores tipo gráfico muestran la tendencia de crecimiento de los proyectos y como impactan en el estado futuro de la matriz energética nacional.

Estágio realizado no INESC-Porto / Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores - Major Energia. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2008

Tese de mestrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores, Área de Especialização em Sistemas de Energia. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2005