Ingeniera Civil Eléctrica / En la actualidad uno de los principales desafíos de los sistemas eléctricos de potencia es utilizar los recursos naturales renovables para generar energía y desplazar a la generación que se basa en la utilización de combustibles fósiles. Bajo esta premisa la presente memoria busca cumplir con este objetivo mediante la utilización de técnicas de redes inteligentes en el sistema Palena, ubicado entre la región de Los Lagos y la región de Aysén de Chile.
Dicho sistema es una micro-red que abastece a 4.360 clientes regulados y está compuesto por una central hidroeléctrica de pasada y doce unidades diésel. A pesar de que la mayor parte del consumo es abastecido con la central de pasada, en las horas de menor demanda esta no utiliza todo el recurso natural disponible provocando vertimiento de energía y, por el contrario, en las horas de mayor demanda no es capaz de abastecer completamente el consumo y es necesario operar las centrales diésel. En este contexto, se utiliza el software HOMER para estudiar la posibilidad de aprovechar la energía vertida en horas valle para desplazar la generación diésel en horas punta, por medio de la incorporación de sistemas de almacenamiento, estrategias de despacho para micro-redes y de desplazamiento de carga.
En principio, se estudia la factibilidad de diferentes tipos de almacenamiento eléctrico para encontrar aquella tecnología que se adecue de mejor forma a las características del sistema sin considerar el crecimiento anual de la demanda. Los resultados indican que las baterías de flujo son la alternativa más atractiva para optimizar el recurso hídrico del sistema. Sin embargo, debido a la baja maduración actual de esta tecnología se descarta esta posibilidad. Por ende, se opta por recomendar la siguiente tecnología que presenta buenos resultados, siendo estas las baterías de ion litio.
A partir de esta elección se estudian las estrategias de despacho de microrredes, concluyendo que la estrategia de seguimiento de carga es la que optimiza mejor el recurso hídrico. Se encuentra que el desplazamiento de carga también cumple con este objetivo. Sin embargo, si el porcentaje de demanda punta desplazado es alto, se puede obstaculizar la operación de las baterías.
Finalmente, al incorporar del crecimiento de la demanda se concluye que el plan de expansión óptimo para el sistema hasta el año 2030 consiste en la instalación de una central hidráulica de pasada de 500 kW que empiece a operar en el año 2024. En dicho escenario la instalación de un banco de baterías de ion litio queda sujeta la necesidad de continuar o no generando con una unidad diésel en hora valle, luego de la entrada en operación de la nueva central. En el caso de que no sea necesario operar en hora valle con una central diésel, la capacidad máxima del banco de baterías que es factible instalar es 134 kWh. Mientras que, si sigue siendo necesario, la capacidad máxima aumenta a 336 kWh. / Este trabajo ha sido parcialmente financiado por grupo SAESA
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UCHILE/oai:repositorio.uchile.cl:2250/152169 |
| Date | January 2018 |
| Creators | Arancibia Contreras, Gabriela Josefina |
| Contributors | Mendoza Araya, Patricio, Dintrans Pérez, Kandinsky, Vargas Díaz, Luis |
| Publisher | Universidad de Chile |
| Source Sets | Universidad de Chile |
| Language | Spanish |
| Detected Language | Spanish |
| Type | Tesis |
| Rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Chile, http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/cl/ |
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