Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2008

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 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 presente memoria se estudia la confiabilidad de arreglos de barras e interruptores como el de barra simple, arreglo de doble barra, arreglo de barra principal con barra de transferencia y arreglo de interruptor y medio. El estudio está orientado a interruptores en extra alta tensión por lo que se mencionan las diferentes tecnologías, tendencias futuras, modos de falla y confiabilidad para este nivel de voltaje. Además se da a conocer toda la teoría de confiabilidad y técnicas necesarias para cumplir con los alcances de la memoria. Para conocer la confiabilidad de los arreglos de barra e interruptores se aplica la técnica de árboles de falla, desarrollando una metodología de modelación que incorpora las características de cada configuración o arreglo. Luego de construido el árbol, este se resuelve mediante un algoritmo programado en el software Matlab, el que es validado basándose en estudios de confiabilidad anteriores. El algoritmo entrega la probabilidad de falla del sistema y otros parámetros que permiten hacer un análisis exhaustivo de la confiabilidad de cada configuración a estudiar. El análisis está orientado a la confiabilidad de sistemas como saber cuánto aporta la falla de cada componente a la falla total de un conjunto, modos de falla común que provocan indisponibilidad en más de un elemento simultáneamente, y la cuantificación de los diferentes modos de fallas de los interruptores. Por otra parte también se realiza un análisis enfocado en la normativa chilena actual incorporando el criterio N-1 y seguridad de suministro. El análisis lleva a determinar qué arreglo de barra e interruptores es más confiable, haciendo recomendaciones sobre futuras inversiones bajo este punto de vista. La aplicación del modelo se le puede dar a cualquier tipo de configuración, sin embargo se proponen trabajos futuros que permitirían una mejora en el modelo y mayor aproximación a resultados reales.

El crecimiento de la demanda del sector eléctrico, sumado al incremento de la generación eléctrica en base a energías renovables no convencionales, conforman las dos principales razones que convocan a la búsqueda de alternativas que permitan proporcionar seguridad y confiabilidad en los sistemas eléctricos. En este sentido, uno de los procesos importantes para mantener la seguridad operacional corresponde al control primario de frecuencia (CPF), que en la actualidad está determinado por la mantención de suficiente reserva en giro entre las unidades generadoras participantes. No obstante, al ser la generación un proceso electromecánico, el control de la reserva para regulación primaria es lento, y además hace incurrir al sistema en sobrecostos operacionales. En esta dirección, el presente trabajo busca como objetivo evaluar los beneficios de la integración de los Sistemas de Almacenamiento de Energía en sistemas eléctricos en el ámbito técnico del CPF. En la primera parte de este trabajo se establece el estado del arte de los principales sistemas de almacenamiento de energía (en lo que sigue proyecto, equipo o tecnología), las formas de regulación primaria de frecuencia y los requerimientos generales para el modelamiento dinámico de estas tecnologías en un sistema eléctrico, haciendo uso de las plataformas Matlab® y Simulink®. La segunda parte del trabajo presenta el desarrollo de una plataforma computacional que permite la elaboración sistemática de simulaciones con el objetivo de estudiar la implementación por separado de los dispositivos de almacenamiento de energía (BESS, CES, SMES y FES), todo lo anterior en base a tres escenarios de estudio: Estado Normal de operación del Sistema Interconectado (SI), Contingencia en Proyecto y Desconexión de Consumo o Generación del SI. De forma complementaria, el último escenario se realiza también para un Sistema Aislado (SA). Los análisis realizados en los SI (SIC y SING) muestran que el aporte a la regulación de los proyectos (BESS, CES, SMES y FES) ante variaciones naturales instantáneas de la demanda es nulo, pues éstas no perturbarían la frecuencia de los SI por fuera de la banda muerta asociada a los diferentes equipos. En efecto, este tipo de tecnología no podría reemplazar la reserva primaria destinada para atender aquellas perturbaciones. En cuanto a la inhabilidad para realizar CPF, que provocarían contingencias que afecten a las tecnologías, se prevé que éstas no afectarían la SyCS del SI. Finalmente, tanto para las desconexiones de bloques de generación como consumos, se obtiene que la interconexión de los proyectos permite mejorar las prestaciones dinámicas del SI, observándose una reducción en las desviaciones máxima de frecuencia en el transiente y los tiempos de estabilización de las variables eléctricas. Este trabajo permite concluir bajo una mirada puramente técnica, que la implementación de los medios de almacenamiento de energía para el apoyo del CPF en sistemas eléctricos evidencia mejoras a la situación actual, justificándose su uso limitado en reemplazo de reserva primaria. En este sentido, se destaca un beneficio económico de la propuesta, dado que la capacidad de reemplazo de reserva en giro podría generar una disminución de los sobrecostos operacionales actuales de los sistemas. Adicionalmente, este trabajo contribuye con un procedimiento que permite establecer los aspectos generales para la valorización y tarificación de los Sistemas de Almacenamiento de Energía como servicios complementarios (SS.CC.) de CPF. Donde se propone evaluar la conveniencia de adoptar uno u otro mecanismo, o combinaciones de ellos, a objeto de lograr que exista un interés claro de los inversionistas por entrar a este tipo de mercado. Finalmente, como trabajo futuro se sugiere estudiar la integración de estas tecnologías en conjunto con equipos FACTS, la implementación de un control óptimo a partir de técnicas avanzadas que considere los niveles de carga de los equipos y la propuesta de esquemas tarifarios en base a licitación de reserva primaria para los SS.CC. de CPF que proveen estas tecnologías.

Ingeniero Civil / En los sistemas eléctricos, las centrales hidroeléctricas poseen la capacidad de responder rápidamente a las demandas energéticas. Esto produce usualmente una operación muy fluctuante por parte de éstas, con potenciales impactos tanto a nivel hidrológico como ecológico. Por esta razón, en el presente Trabajo de Título se evaluaran los efectos de un contraembalse como medida de mitigación a las fluctuaciones intradiarias de caudal en la operación de centrales hidroeléctricas, mediante un modelo sistémico simplificado de despacho eléctrico de corto plazo. Para llevar a cabo el trabajo se define un sistema eléctrico simplificado que consiste en un embalse, un central termoeléctrica, una diésel y una eólica debiendo abastecer una demanda. Además se definen casos y escenarios a simular, se identifican restricciones que limiten la operación fluctuante e indicadores que permitan medir los impactos de estas. Posteriormente se definen todos los datos requeridos como entrada al modelo, basados en información real de Chile. Se elaboraron dos modelos de programación entera mixta (MIP), que minimizan los costos totales del sistema eléctrico. El primero sin contraembalse, que permite establecer una línea base, en donde se incorporan las restricciones de caudal, definidas como rampas máximas y entregas mínimas. El segundo modelo con contraembalse, permite evaluar sus efectos tanto económicos como hidrológicos. Se determinó la operación óptima del contraembalse para evaluar distintas capacidades de este. El impacto hidrológico se determina mediante el indicador de Richard-Baker por permitir cuantificar las rampas de operación. Los resultados del caso base indican que la incorporación de restricciones de caudal provoca un aumento significativo en los costos del sistema llegando a máximos de 91 %. Junto con esto, se aprecia una disminución del indicador de alteración hidrológica, de hasta un 97 %. Con respecto a la incorporación del contraembalse, este provoca una importante disminución en los costos del sistema bajo restricciones de caudal, al punto de que para las menores capacidades escogidas en muchos de los casos, la operación se hace independiente de las restricciones de caudal, sin aumento de costos. Por último se determinó que el contraembalse provoca una importante disminución de los indicadores de alteración haciéndolos en muchos casos nulos, funcionando efectivamente como medida de mitigación contra el hydropeaking.

Ingeniero Civil Electricista / La penetración de las fuentes de energía renovable, que generalmente se caracterizan por operar de manera intermitente, con velocidad y frecuencia variable, hace necesario el uso de conversores para conectar estas fuentes a la red eléctrica, que opera con tensiones y frecuencias constantes. La tecnología de conversores no ha dejado de evolucionar, nuevas topologías de conversores están ingresando a la industria, el objetivo de esta memoria es presentar las topologías multiniveles y profundizar en la topología del conversor de tres niveles de neutro enclavado por diodos (NPC). Las ventajas principales de estos dispositivos respecto a los conversores convencionales de dos niveles son: Mejor calidad de corriente que se refleja en menor THD y la posibilidad de reducir la frecuencia de switching y con ello aumentar la eficiencia en la conversión de energía. Estos inversores tienen aplicaciones en muchos ámbitos de la industria eléctrica, como en los sistemas de conversión eólicos, sistemas fotovoltaicos, mejora de la calidad del producto energía eléctrica, motores de velocidad variables, entre otras. El objetivo específico de este trabajo es operar un inversor de tres piernas usando la modulación SVM de vectores virtuales, a baja frecuencia de switching. El desarrollo del trabajo llevó a que lograr esto era bastante complejo, debido a desbalances inesperados de la tensión de los condensadores del DC-LINK lo que requirió modificar la modulación de vectores virtuales e implementar una estrategia de lazo cerrado para estabilizar la tensión de los condensadores, pero conservando el núcleo de la modulación de vectores virtuales. La lógica utilizada fue no suponer a priori que la modulación de vectores virtuales por si sola logra estabilizar la tensión, sino buscar un espacio de trabajo donde se pudiera sintetizar correctamente la tensión de salida y además lograr estabilizar la tensión de los condensadores del DC-LINK, para ello fue necesario definir las funciones de desviación de tensión y encontrar de manera veloz las soluciones de estas ecuaciones, utilizando técnicas de optimización lineal. Los resultados obtenidos fueron satisfactorios ya que se pudo sintetizar correctamente la tensión y además estabilizar la tensión de los condensadores operando a baja frecuencia de switching. El costo de esto fue que la complejidad computacional aumento ostensiblemente, pero un análisis matemático e informático más profundo podría simplificar la solución conservando sus cualidades.

Tomando en cuenta la reciente incorporación de varios parques eólicos al SIC y la naturaleza estocástica de la velocidad del viento, se hace imprescindible contar con una herramienta que sea capaz de pronosticar el nivel de generación en un parque eólico, de manera de facilitar y optimizar la programación diaria manteniendo la calidad de suministro por parte del CDEC; organismo encargado de garantizar la operación de las instalaciones del sector eléctrico en Chile. El objetivo general de este trabajo es desarrollar un predictor de potencia activa para el Parque Eólico Canela para un horizonte máximo de 36 horas, entregándose los resultados no sólo en términos del valor esperado de la predicción, sino también a través de la generación de intervalos del 95% confianza. Para realizar este trabajo, se han analizado datos históricos de velocidad de viento y potencia activa del Parque Eólico Canela provistos por ENDESA ECO, así como predicciones diarias de velocidad de viento provistas por la DGAC. Los datos han sido tomados con un tiempo de muestreo de 1 hora. Para el desarrollo del modelo predictor se han probado modelos lineales FIR y ARX, que consideran como variables de entrada la velocidad de viento, la potencia y sus retardos; y un modelo no lineal (red neuronal MLP), que considera como entrada sólo la velocidad del viento. Además se implementó un modelo de referencia (modelo de referencia de Nielsen). El modelo que mostró mejores resultados es la red neuronal MLP con una mejora de un 62% en el error cuadrático medio con respecto al modelo de referencia, superando ampliamente al modelo ARX, que mostró una mejora del 25% y al modelo FIR, que mostró una mejora del 10%. Para la calibración de estos modelos se asume conocida con exactitud la velocidad del viento en el futuro, condición que es posteriormente relajada para dar paso a la utilización de la predicción de velocidad de viento de la DGAC. Luego, se ha realizado una caracterización del error de predicción de la velocidad del viento entregada por la DGAC en función del horizonte de predicción y del valor de la predicción. Como entrada al predictor se ha utilizado la predicción de velocidad de viento provista por la DGAC, la cual es perturbada con realizaciones del proceso estocástico que caracteriza el error de predicción ejecutándose una simulación de Monte Carlo. La salida del predictor es el valor medio de las salidas de cada iteración de la simulación. El intervalo de confianza es calculado como el menor rango de potencia que acumule el 95% de probabilidad de ocurrencia en el histograma de salida. El predictor ha logrado un error absoluto medio en torno al 12% en un horizonte de 36 horas, mejorando al método simple en 2,3 p.p. Este valor es cercano a los obtenidos por los mejores modelos de predicción desarrollados por empresas que prestan el servicio de predicción de potencia para parques eólicos. Además, se ha realizado una comparación con una predicción simple que consiste en calcular la potencia utilizando como entrada al modelo directamente la predicción de velocidad de viento. El método implementado mejora en hasta un 7% al método simple. El nuevo método implementado es muy exacto con un error medio cercano al 0%, a diferencia del método simple que tiene un error medio de un -8%. El método es computacionalmente eficiente, se requieren menos de 10 segundos para obtener una predicción de potencia para las próximas 36 horas. Como líneas de investigación futuras se propone principalmente estudiar las fuentes de error de la predicción de velocidad del viento de la DGAC e incorporarlas al modelo desarrollado con el objetivo de lograr mejores predicciones de potencia.

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Ingeniero Civil Electricista / Actualmente existe un gran interés por el uso de tecnologías de generación renovable no convencionales, para así poder reducir tanto el impacto medioambiental de la generación eléctrica como también la dependencia de combustible fósiles en la matriz energética. Uno de los medios de generación no convencional que se perfila como altamente competitivo corresponde a la generación eólica y, dentro de esta, la tecnología predominante corresponde a las turbinas de velocidad variable con conversores. La integración masiva de energía eólica implica desafíos técnicos importantes desde el punto de vista del sistema, siendo el control de frecuencia uno de los más discutidos. Un aspecto importante corresponde a que las turbinas eólicas de velocidad variable que si bien tienen una cantidad significativa de energía cinética almacenada en sus aspas, estas no aportan respuesta inercial al sistema debido a que el conversor de potencia desacopla el generador de la red haciendo que las turbinas sean insensibles a cambios de frecuencia en el sistema. De esta forma la incorporación masiva de turbinas eólicas de velocidad variable podría implicar una disminución importante de la inercia total del sistema de potencia. De lo anterior, surge el objetivo principal de esta memoria: estudiar el comportamiento de la respuesta inercial de un sistema eléctrico de potencia. Considerando el alto potencial eólico que existe en el norte grande del país, lo cual se ha visto reflejado en el hecho de que hoy existen 856 MW en proyectos de generación eólica con aprobación ambiental, junto con las limitaciones técnicas del SING producto de ser un sistema puramente térmico, se ha considerado que es relevante estudiar dicho sistema ante distintos escenarios de penetración eólica y analizar las consecuencias que ello tiene en él, junto con estudiar medidas correctivas para paliar la reducción de inercia. Para estos efectos se desarrolló una metodología para el estudio de la respuesta inercial en el SING y se implementaron los modelos dinámicos requeridos en el software DigSilent Power Factory. De los resultados obtenidos en las simulaciones dinámicas realizadas, fue posible constatar el deterioro de la respuesta inercial al aumentar la participación de turbinas eólicas de velocidad variable en la matriz de generación del SING, llegando incluso a darse desprendimiento de carga en el escenario de máxima penetración considerado producto de la disminución de inercia. Además se logró confirmar que las medidas correctivas estudiadas son capaces de mejorar la respuesta inercial del sistema analizado, observándose en todos los casos que las consideran un aumento en la frecuencia mínima post-contingencia. Estas medidas llegaron incluso a evitar el desprendimiento de carga observado al no considerar medidas correctivas en el escenario de máxima penetración eólica estudiado, por lo que su implementación corresponde a un aporte relevante para facilitar la integración masiva de la energía eólica al SING.