Ingeniero Civil Electricista / Los dispositivos de almacenamiento de energía permiten mejorar la calidad y seguridad del suministro eléctrico. En este trabajo se presenta el dispositivo basado en una masa girante, denominada volante de inercia, conectada a una máquina eléctrica con el propósito de transformar la energía eléctrica en cinética rotacional y viceversa, sistema denominado FESS (Flywheel Energy Storage System). Se presenta como objetivo principal modelar, controlar y simular un FESS aplicado a regulación de frecuencia y como objetivo secundario buscar, desarrollar y evaluar posibles aplicaciones de este dispositivo en los sistemas eléctricos chilenos SIC y SING. Para alcanzar los objetivos el trabajo se divide en dos partes. En la primera parte se realiza un modelo detallado del FESS, diseñando y ajustando para éste un control de potencia activa mediante el programa Matlab Simulink. Se analiza su comportamiento ante distintas condiciones iniciales y perturbaciones, demostrando que el FESS tiene una respuesta rápida, precisa y robusta. En la segunda parte se programa un modelo simplificado del FESS junto con su control en Digsilent PowerFactory, se verifica que el comportamiento del FESS modelado es comparable con el anterior y se conecta a los sistemas SIC y SING. En el SIC se realiza un control de transferencia que demuestra ser eficiente para mantener el criterio N-1 del tramo controlado siendo económicamente un proyecto desfavorable por la alta inversión inicial. Se presenta luego una segunda aplicación que permite evitar el vertimiento de energía eólica, demostrando que el FESS resuelve uno de los impactos negativos a la red por la generación intermitente de fuentes renovables. Su evaluación económica se estima altamente riesgosa debido a que su operación depende que dos sucesos se produzcan simultáneamente. El modelo aplicado en el SING ayuda a mejorar la velocidad de respuesta de la reserva en giro asociada al generador frente a perturbaciones de la red, ayudando también a obtener una mejor respuesta en el sistema. Su evaluación económica es favorable dado que el generador con costos variables bajos presenta una mayor venta de energía dado el aumento de potencia por la instalación del FESS. Los objetivos fueron alcanzados satisfactoriamente. Se propone como trabajo futuro estudiar la parte mecánica del dispositivo como también realizar estudios relativos a la optimización del FESS, tanto en su control como en su conexión a la red.

Ingeniero Civil Eléctrico / El actual interés mundial por incentivar el uso de energías renovables ha gatillado una apertura masiva a los medios de generación no convencionales, lo que conlleva a una evolución de los sistemas eléctricos de potencia (SEP). En efecto, ya no son sólo las empresas de generación quienes pueden proveer de energía al sistema, sino también los consumidores a través de medios de generación denominados Generación Distribuida (GD). En vista de los incentivos actuales a nivel país para la instalación de GD, como lo es la reciente ley de facturación NetBilling, sumado a la disminución de los costos de inversión de dichas tecnologías, es posible prever que en un futuro existan altos niveles de penetración de GD residencial conectados al Sistema Interconectado Central (SIC). En vista de lo anterior y la carencia de estudios que indiquen los efectos dinámicos de la GD sobre el SEP, resulta indispensable realizar estudios de estabilidad a nivel sistémico frente a escenarios de alta penetración de GD de forma tal de mantener la seguridad del sistema. En el marco anterior, el objetivo general del presente estudio es determinar el desempeño dinámico del sistema frente a altos niveles de penetración de GD residencial fotovoltaica conectados en el mayor centro de consumo del SIC: la Región Metropolitana. Asimismo, se busca establecer para qué tipo de estudios es adecuado modelar la GD de forma dinámica en vez de considerarla como carga negativa . De forma tal de alcanzar dichos objetivos, se llevan a cabo simulaciones dinámicas para diferentes escenarios de penetración de GD, mediante el programa computacional DigSilent Power Factory en un modelo del SIC proyectado al año 2020. Concretamente, se definen escenarios de penetración de GD del 0%, 10%, 20% y 30% con respecto a la demanda total del sistema. Adicionalmente se evalúa la respuesta dinámica para distintos requerimientos de desconexión de la GD durante contingencias en el sistema. Los resultados indican que la situación más crítica para la estabilidad de frecuencia del sistema se presenta cuando la GD es desconectada debido a fuertes caídas de tensión en la red. Se determina que en el escenario de 30% de penetración, la GD debe ser reconectada a más tardar 2,2 segundos después de que las variables del sistema (tensión y frecuencia) se restablezcan dentro de la banda de operación de los inversores de la GD, con el fin de evitar la inestabilidad de frecuencia. Con respecto a la modelación de la GD, se valida la pertinencia de considerar la GD como carga negativa en estudios donde ésta esté obligada a permanecer conectada durante el transcurso de una contingencia, aun cuando la tensión y frecuencia estén fuera de las bandas de operación de los inversores de la GD. Finalmente, como trabajo futuro se propone realizar estudios de estabilidad de ángulo de rotor frente a altas penetraciones de GD, como también considerar en detalle el efecto de los elementos que componen las redes de distribución. Se propone igualmente el estudio de estabilidad frente a eventos transitorios propios de la tecnología fotovoltaica, tal como variaciones abruptas de potencia debido a eventos meteorológicos que produzcan cambios intempestivos de la radiación solar.

Ingeniero Civil Eléctrico / En la presente memoria se formula una versión del problema de predespacho de unidades (del inglés UC), considerando restricciones sobre la respuesta inercial del sistema de potencia (IRC-UC). El objetivo es disponer de una herramienta que permita evaluar los efectos de incluir dichas restricciones en el predespacho, en escenarios de alta penetración de tecnologías de generación variable (TGV). El modelo IRC-UC fue implementado con éxito en lenguaje C++, utilizando el optimizador comercial CPLEX. El caso de estudio utilizado corresponde a una proyección del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) al año 2017, la que considera la entrada en operación de 1342 MW de centrales TGV. Se resuelve el predespacho tanto con el UC convencional como con el IRC-UC para el período de 3 días con menor demanda neta promedio, según proyecciones realizadas por el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING), ya que en esta condición se espera ver los mayores impactos en la respuesta inercial del sistema. Los resultados muestran que el programa de operación obtenido con el IRC-UC presenta un sobrecosto de un 4% en la operación normal, en comparación al obtenido mediante el UC convencional. Los principales cambios generados en la operación del sistema, dicen relación con un mayor número de unidades convencionales en servicio y un menor punto de operación de éstas, en comparación con el UC convencional. Debido a la entrada en operación de unidades convencionales en horas en que las restricciones de respuesta inercial (R.RI) se activaron y a la restricción de tiempos mínimos de operación de dichas unidades, se produjo un vertimiento de un 2,7% de generación diaria de TGV disponible. Por otro lado, simulaciones dinámicas realizadas evidencian notorias mejoras en el desempeño de la respuesta en frecuencia del sistema, en términos de la tasa de caída de la frecuencia (ROCOF) en el instante inicial tras producirse una contingencia y del valor mínimo que alcanza ésta (nadir). Se concluye que la formulación del IRC-UC permite mejorar la respuesta en frecuencia del sistema, a cambio de un sobrecosto en la operación normal del éste. Sin embargo, las mejoras vistas en la respuesta en frecuencia, puede resultar en que los montos de energía no suministrada a lo largo del año sean menores. Lo anterior permite pensar que el costo de la operación real anual (considerando costos de energía no suministrada), sea similar o incluso menor que el obtenido con el UC convencional. Se sugiere como posible trabajo a futuro realizar la evaluación mencionada anteriormente, mejorar las metodologías y técnicas aplicadas en el presente documento y, por último, abrir la discusión respecto a la posibilidad de generar un servicio complementario, en el que tanto generadores como consumos puedan aportar a satisfacer los requerimientos de respuesta inercial.

Ingeniero Civil Electricista / El presente trabajo pretende dimensionar el efecto de la intermitencia de la generación eólica en el SING sobre los requerimientos de regulación de frecuencia en el año 2020. Para ello se proponen dos objetivos. El primero es cuantificar la modificación de las reservas energéticas primaria y secundaria, producto de la inyección de los aerogeneradores. El segundo corresponde a evaluar la respuesta del control primario de frecuencia ante variaciones intempestivas de viento. Debido a la incertidumbre sobre la composición renovable de la matriz energética al año 2020, se desarrolló e implementó una metodología en base a la información disponible en el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental, para la generación de escenarios plausibles. Esto permitió incorporar una sensibilidad respecto de la potencia instalada total, expresada en el desarrollo de tres escenarios: integración baja, media y alta. Al 2020, las estimaciones de potencia eólica son las siguientes: 567[MW] (caso bajo); 983[MW] (caso medio); y 1.344[MW] (caso alto). A partir de estos valores, y para cada escenario de integración, el estudio realiza una caracterización de la evolución temporal y espacial del viento al interior de los parques eólicos. La evaluación de los escenarios generados permite concluir, con un 97% de certeza, que los requerimientos de reserva primaria se mantienen constantes respecto de sus valores actuales (70[MW]). Sin embargo, la reserva secundaria asciende a 135[MW] para el caso de integración bajo; 158[MW] para el caso medio; y 189[MW] para el caso alto (actualmente su valor es de 60[MW]). Por otra parte, la respuesta del control primario de frecuencia ante grandes variaciones de viento es favorable. La excursión de frecuencia eléctrica se mantiene en rangos aceptables en torno al valor nominal en todas las simulaciones realizadas. Se concluye que la regulación de frecuencia primaria no se deteriora respecto de la situación actual. Sin embargo, se proyecta un crecimiento de los requerimientos de reserva secundaria. Por ello, se recomienda buscar alternativas de almacenamiento energético para apoyar la operación del control secundario de frecuencia.

Ingeniero Civil Electricista / El presente trabajo consiste en la creación de un modelo del sistema eléctrico de potencia de todas las instalaciones de la gerencia plantas de CODELCO Chile, División Andina, mediante el uso del software de ingeniería eléctrica ETAP, enfocándose principalmente en las instalaciones ubicadas en el Concentrador. Adicionalmente, se busca tener una base de datos actualizada del sistema eléctrico y realizar diversas simulaciones y trabajos, que permitan evidenciar problemas y buscar posibles soluciones. Se crea el modelo de acuerdo a los últimos planos de la planta y se completa con datos obtenidos en terreno y otras fuentes diversas, como información proporcionada por los fabricantes. Para corroborar que el modelo que se estaba construyendo se asemejaba a la realidad, continuamente se estaba comparando las simulaciones con datos obtenidos de sistemas de monitoreo en línea y de observaciones en terreno. Una vez que se consiguió que el modelo creado en ETAP, arrojara resultados muy similares a los observados en el sistema eléctrico real, se comenzó a realizar diversas simulaciones de flujos de potencia, análisis de cortocircuito y contenido armónico; además de realizar la coordinación de algunas protecciones. Este trabajo permitió evidenciar, explicar y, en algunos casos, resolver una serie de problemas existentes en la planta, como por ejemplo la mala coordinación de algunas protecciones, la presencia de armónicos en algunas zonas o la mala calidad de tensión en algunos puntos del sistema. Además, el modelo en sí mismo constituye una base de datos actualizada que permite conocer información de gran utilidad como lo es el nivel de cortocircuito en diversos puntos del sistema eléctrico. Entre las posibles líneas de desarrollo y mejora del modelo creado, están el modelar con mayor detalle otras partes del sistema eléctrico, además del concentrador; la coordinación completa de las protecciones y el poder realizar análisis transiente, que por problemas de licencia, no se pudo llevar a cabo.

Ingeniero Civil Electricista / En el marco de la inminente masificación del uso de energías renovables no convencionales en los sistemas eléctricos nacionales, y en específico en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), y considerando que en el sistema de evaluación de impacto ambiental (SEIA) ya se encuentra más de 1 GW en proyectos eólicos, resulta de vital importancia la realización de estudios dinámicos con el fin de analizar los efectos de la incorporación de esta tecnología en la estabilidad del sistema. En particular, y considerando la poca flexibilidad del parque generador existente en el SING, resulta de especial interés estudiar el control primario de frecuencia (CPF). En el marco anterior, el presente trabajo se centra en analizar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado al año 2020 frente a diferentes estrategias para el CPF en generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). Las estrategias analizadas son el control deload vía conversor, el control droop y un control de frecuencia mediante baterías (BESS). El análisis anterior se realiza para 4 escenarios de penetración de energía eólica y mediante el software DigSilent. El trabajo incluye la modelación dinámica de cada uno de los componentes del SING proyectado al año 2020, de los parques eólicos (considerando modelos agregados) y de las distintas estrategias de control. En general, los resultados obtenidos demuestran que las tres estrategias de control evaluadas apoyan en forma efectiva al CPF mejorando el desempeño del sistema. En particular, para el escenario con mayor penetración de energía eólica (15% de la capacidad instalada) en el caso en que los parques no participan del control de frecuencia, se observa la activación de ciertos esquemas de desconexión automática de carga (EDAC) en el sistema. En el caso en que los parques participen en el CPF con alguna de las tres estrategias estudiadas, dicha situación no ocurre. Finalmente, las simulaciones realizadas muestran un desempeño destacado del control deload y el control con baterías, alcanzando ambos, mejoras por sobre el 50% en el escenario de mayor penetración de energía eólica.

Ingeniera Civil Electricista / El presente trabajo tiene como objetivo principal evaluar las consecuencias a producirse en el sistema eléctrico del norte del SIC por el ingreso de grandes bloques de generación renovable no convencional (ERNC). Dicho análisis se inició con una investigación acerca del estado del arte de las ERNC en Chile, al respecto se recopiló información sobre dichas tecnologías, normativa y características que rodean el tema central. En el estudio se proponen para análisis tres niveles de penetración de ERNC a saber, 300, 840 y 1240 MW de potencia instalada. Con dichos bloques de potencia se pretende observar el comportamiento operacional del SIC entre los años 2013 y 2018, previo a la ampliación del sistema, poniendo especial atención en los efectos que se producen en el sistema de transmisión, en los costos marginales y en la operación del complejo Guacolda. Con la finalidad de representar en forma fiel la operación del SIC ante la entrada de bloques relevantes de ERNC, las centrales de este tipo se modelan de tal forma de incluir el efecto de la variabilidad del recurso primario en los resultados. La evaluación permite concluir que el sistema de transmisión, así como la nueva demanda que pueda ingresar, juegan un papel fundamental en el impacto que los bloques de ERNC tendrán en la operación del SIC. En efecto, grandes bloques de generación impondrán limitaciones en las transferencias, de igual forma la demanda local minera, por cuanto ésta utilizará parte de la nueva generación de ERNC, produciendo un balance de inyecciones/retiros locales. En los casos de mayor criticidad, esto es, grandes bloques de inyección de ERNC y sin nuevos proyectos mineros, por ende líneas de transmisión con altas transferencias, se registra un importante impacto en la operación de la central Guacolda. En relación con los efectos económicos producidos, se concluye que dadas las limitaciones en la transferencia, el mayor aporte de las centrales ERNC, provoca un descenso de los costos marginales, con mayor impacto en aquellas barras donde se conectan, llegando incluso a valores nulos. Con dichas señales de precios, se provocará un efecto adverso en el interés de los inversionistas, por cuanto podrían no llegar a recuperar su inversión debido al bajo valor de cada MWh inyectado. La forma que los efectos comentados no resulten perjudiciales para los actores del sector y que se logre que las ERNC sean efectivamente una solución de desarrollo, es que la entrada de estas inyecciones ingresen al SIC de acuerdo con volúmenes previamente determinados y no como se ha estado registrando en la actualidad, que aparecen intenciones de incorporar en forma desordenada bloques de ERNC.

Ingeniero Civil Eléctrico / El objetivo general del presente trabajo de título es diseñar e implementar un modelo matemático que permita realizar predicciones de la demanda de potencia eléctrica de Metro S.A. en tiempo real. El software obtenido permitirá predecir la demanda de potencia eléctrica en un instante de tiempo a futuro, y con esta información se podrá efectuar un control de demanda más eficiente del que se lleva a cabo hoy en día en Metro S.A. Metro de Santiago posee 5 líneas en operación hoy en día, las cuales transportan una cantidad considerable de pasajeros a lo largo del día. En horario punta en la tarde, entre las 18:00 y las 20:00 hrs se efectúa el control de demanda de potencia eléctrica, mediante observación del registrador de consumo con acciones manuales para controlarla. En este escenario, se ha desarrollado un software aplicado en Matlab, que entrena un conjunto de redes neuronales con la información de demanda de potencia eléctrica de Metro a lo largo de 1 año, información entregada por el sistema SCADA de Metro, y luego de la validación de cada red permite realizar predicciones de la demanda de potencia eléctrica con una certeza adecuada para los fines de control buscados. Los resultados obtenidos mediante el entrenamiento de las redes neuronales permiten concluir que las predicciones dependen directamente del tamaño del intervalo de tiempo que se quiere predecir. También se tuvo una dependencia de las predicciones respecto del sistema que se estudiaba. Así, mientras mayor fue la disgregación de las variables del sistema dinámico a estudiar, mejores fueron las predicciones de las redes. De esta forma, se separó el sistema dinámico de Metro S.A. en dos subsistemas, el SEAT (Subestación de alta tensión, L1, L2, L5) y el CDC-Vicente Valdés (Centro de Distribución de Carga, L4, L4A), debido a que poseen alimentación eléctrica y consumos distintos. Para cada sistema se entrenaron 24 redes neuronales, que predicen 5 minutos a futuro, para los 24 instantes de tiempo existentes cada 5 minutos entre las 18:05 y las 20:00 hrs. Como producto del estudio se entrega un software que utiliza las 48 redes neuronales entrenadas con la dinámica eléctrica de Metro S.A. y mediante la supervisión de las variables eléctricas que realiza el sistema SCADA de Metro permite realizar predicciones acertadas dentro del rango de horario de hora punta para cualquier día de semana del año actual. Se concluye que con la ayuda del software existirá la posibilidad de realizar un control de demanda de potencia eléctrica de Metro más eficiente, el cual permita automatizar el control de demanda en tiempo real de la variable potencia eléctrica de Metro S.A.

Ingeniero Civil Eléctrico / Chile vive un escenario energético bastante complejo. El país posee una matriz poco diversificada, cara, contaminante y depende fuertemente de combustibles fósiles importados. A causa de ello, distintos sectores han debatido la correcta forma de mejorar este panorama. Pese a que no existe un consenso en cuales mecanismos utilizar (desarrollo hidro-térmico, eficiencia energética, etc) para lograr un adecuado desarrollo energético, estos sectores coinciden en el diagnóstico y en la necesidad imperiosa de aumentar la participación ERNC. Chile ya ha incursionado de manera incipiente en el desarrollo ERNC, sobre todo en el sector eólico. Sin embargo, la energía solar no se queda atrás, y se augura un futuro provisorio en términos de sus costos, retornos, factibilidad técnica y principalmente, permitiría hacer uso del gran potencial solar que Chile posee. El presente trabajo tiene por objetivo encontrar niveles de reserva óptimos a mantener en las centrales fotovoltaicas para determinados niveles de penetración, a fin de determinar un set de reglas que apoyen a los operadores de sistema a decidir cuándo exigir capacidades de regulación para las centrales FV. El estudio se realiza mediante la resolución del problema de predespacho para el SING proyectado al 2020 y considera las 8760 horas del año y cuatro escenarios de penetración fotovoltaica, 5 %, 10 %, 15% y 20 %. Para cada uno de estos escenarios se evaluan seis métodos de asignación de reserva en centrales FV basados en la operación en deload de las centrales. Estos métodos son: Asignación por predespacho, operación deloaded fija en 6 %, 8 %, 10% y 12 %, y finalmente operación deloaded variable en función del nivel de penetración horaria. Los resultados obtenidos muestran que al aumentar el porcentage de deload fijo exigido, el sistema opera a mayores costos. Sin embargo, la operación deloaded variable mostró otorgar una cantidad de reserva solar significativa mientras que al mismo tiempo es una opción con un mejor desempeño económico en comparación a los métodos de asignación fija. Por otra parte, la energía solar no inyectada se valoriza al costo marginal del sistema. Este costo de oportunidad presenta un comportamiento parabólico, cuyo máximo se alcanza para distintos niveles de penetración dependiendo del tipo de asignación de reserva escogido. A su vez, este resultado muestra el impacto que la penetración fotovoltaica tiene en la reducción de los costos marginales del sistema.

Ingeniero Civil Eléctrico / La energía eléctrica es una de las formas de energía más usadas por el ser humano. Sin ella muchas de las comodidades a las que se está habituado desaparecerían. Sin embargo uno de sus mayores consumidores es la industria, donde tan solo la idea de una mala calidad de suministro sostenida en el tiempo podría causar una gran conmoción. Es por eso que los sistemas de generación de esta energía deben ser monitoreados constantemente en búsqueda de posibles fallas o anomalías que pongan en peligro la disponibilidad de los equipos eléctricos ahí usados, en especial de las máquinas usadas para la generación. Los generadores sincrónicos son las máquinas rotatorias más usadas en la industria de la generación de energía eléctrica, es por eso que el diagnóstico de fallas para estos equipos toma gran importancia a nivel mundial. En el presente trabajo de título se diseña un algoritmo de diagnóstico de fallas orientado a detectar y clasificar fallas de tipo monofásicas para máquinas sincrónicas de polos salientes, monitoreando las corrientes de estator trifásicas y la corriente de campo. Está basado en el uso de una novedosa técnica de aprendizaje supervisado llamada Máquina de Vectores de Soporte (SVM), la cual, mediante su sistema de implementación uno contra el resto es capaz de clasificar el estado de la máquina en 4 clases distintas: sano , falla clase 1 , falla clase 2 y falla clase 3 . La SVM recibe como entrada los llamados atributos de falla, variables que se obtienen a partir de las corrientes monitoreadas y se caracterizan por poseer la información suficiente para que la SVM pueda resolver el problema de clasificación planteado. Los atributos son obtenidos a través del análisis de las corrientes de estator y de campo. Consisten en un conjunto formado por distintas frecuencias de falla (obtenidas mediante la Transformada de Fourier de las distintas señales de entrada) como también de amplitudes o características de las corrientes en el tiempo. Los datos de operación de la máquina sincrónica que son usados para entrenar, probar y validar el algoritmo de diagnóstico se obtienen a partir de simulaciones del modelo basado en la representación del Voltaje detrás de la Reactancia, este modelo implementa una novedosa forma de subdividir los devanados de estator de la máquina con el fin de simular fallas internas. El algoritmo es validado usando datos contaminados con ruido blanco Gaussiano en distintos niveles, logrando una tasa correcta de clasificación del 97:5% para datos contaminados con ruido S=N = 30[dB], lo que indica que el método propuesto es robusto ante perturbaciones y podría ser aplicado experimentalmente en el diagnóstico de fallas monofásicas en máquinas sincrónicas de polos salientes.