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Dissertations / Theses on the topic 'Potencia eléctrica'
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1
Aracena, Aguirre Patricio Alberto. "Sistema para diagnósticos redes de baja tensión mediante análisis de flujos de potencia." Tesis, Universidad de Chile, 2016. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/139301.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaEl 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.
2
Cortés, Carmona Marcelo. "Planificación de la Expansión de Redes de Transporte de Energía Eléctrica Considerando Incertidumbre." Tesis, Universidad de Chile, 2012. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/102762.
Full text
3
Cruz, Sandoval Ricardo de la. "Remuneración a la Potencia y Composición del Parque de Generación Eléctrica." Tesis, Universidad de Chile, 2010. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/102407.
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4
Soto, González Ulises Daniel. "Sistemas de monitoreo dinámico de la capacidad de líneas de transmisión." Tesis, Universidad de Chile, 2011. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/104151.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaEn el marco de un estudio desarrollado por el Centro de Energía CE-FCFM, este trabajo persigue el estructuración e implementación de una metodología para evaluar la pertinencia de la instalación de dispositivos de monitoreo dinámico para la determinación de la capacidad de líneas de transmisión en un sector del sistema eléctrico chileno. Para ello, se desarrolla una revisión del estado del arte de los métodos de repotenciación existentes (tanto tradicionales como dinámicos) y las características de los dispositivos de monitoreo dinámico. A partir de la metodología desarrollada por el Centro de Energía para el estudio antes mencionado, se propone una extensión para establecer los efectos de implementar sistemas de monitoreo dinámico de la capacidad de líneas de transmisión, incorporando los métodos de repotenciamiento tradicionales. Esta metodología contempla tanto análisis de las condiciones meteorológicas (determinantes para la determinación de la capacidad de transmisión de líneas) como de los efectos económicos y de seguridad en la operación del sistema. Para la aplicación de la metodología se utilizan los datos obtenidos a partir del estudio del Centro de Energía. En este estudio se integran datos meteorológicos, proporcionados por el departamento de Geofísica de la Universidad de Chile, determinándose los sectores más críticos de la zona en estudio. Luego, con la información meteorológica más la demanda del sistema se simula la operación para cada hora en escenarios con capacidad dinámica y con capacidad estática, considerando 3 hidrologías, lo que involucra 17.500 despachos simulados. De los análisis se observa que las líneas cercanas a la costa son aquellas que poseen mayor capacidad dinámica, mientras que las líneas extremas que se internan en el continente son las de menor capacidad. Además, se determina la ubicación y número de sensores óptimos necesarios para estimar la capacidad dinámica de transmisión para cada línea del tramo. De las simulaciones se observa que existen impactos considerables en la seguridad del sistema y se hace un análisis para la implementación de repotenciación mediante métodos tradicionales. Finalmente, considerando las mejoras en la seguridad y los efectos en los costos de operación del sistema estimados en este trabajo, se concluye que es pertinente la instalación de dispositivos y se propone realizar una segunda iteración a la metodología, considerando repotenciación de algunos tramos con métodos comunes, para luego continuar con un estudio de factibilidad para un sistema de monitoreo de la capacidad dinámica de transmisión de la zona estudiada.
5
Arias, Cazco Diego Anibal. "Indice de detección de problemas de estabilidad de tensión en base a WAMS." Tesis, Universidad de Chile, 2012. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/111991.
Full textAbstract:
Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención EléctricaEn 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).
6
Gutiérrez, Suárez Miguel Ángel. "Mejoramiento del sistema eléctrico Huancayo mediante la ampliación de la red primaria trifásica en 10kv según el código nacional de electricidad." Bachelor's thesis, Universidad Continental, 2018. http://repositorio.continental.edu.pe/handle/continental/4985.
Full textAbstract:
En la presente tesis se ha propuesto mejorar el sistema eléctrico Huancayo, mediante la ampliación de la red primaria trifásica, a fin de promover el uso productivo de energía eléctrica; es decir, el suministro eléctrico necesario con la potencia requerida, para que los habitantes de Huancayo tengan acceso a establecer negocios, comercios, panaderías, talleres de soldadura, talleres textiles, aserraderos, fábricas de diversos productos, etc.; ya que a la fecha la cantidad de habitantes que usan productivamente la electricidad es proporcional al crecimiento demográfico. Para lograr el objetivo de mejorar el suministro eléctrico y brindar calidad de servicio, se requiere incrementar las cargas comerciales e industriales de uso productivo, siendo indispensable una infraestructura confiable y segura, por lo tanto, es necesario desarrollar el presente estudio de investigación que aporte el diseño requerido para acceder al sistema trifásico como alternativa de solución al problema del suministro eléctrico de Huancayo. Los métodos empleados en la presente tesis son el método analítico y deductivo, para describir el comportamiento del fenómeno de estudio; asimismo se llegaron a resultados favorables ya que se evidenció la existencia de un porcentaje significativo de potencia para cubrir la demanda de futuros clientes que podrían aplicar cargas de uso productivo de la energía eléctrica. Asimismo, se concluye que la diferencia de potencia existente a la fecha es suficiente para cubrir de suministro sin necesidad de ampliar la potencia eléctrica de las subestaciones de distribución en referencia a los transformadores de distribución que se usan y a las dimensiones de las redes tanto primarias como secundarias.
7
Günther, Schultz Hans. "Automatismo de liberación de carga ante falla en puntos de aporte de un sistema de subtransmisión enmallado." Tesis, Universidad de Chile, 2011. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/104243.
Full textAbstract:
La norma técnica eléctrica chilena menciona que dentro del sistema eléctrico no se debe propagar falla, en particular del sistema de subtransmisión enmallado de una distribuidora hacia el sistema de transmisión troncal. Normalmente las protecciones eléctricas son las encargadas de despejar las zonas que poseen fallas, siendo exitosas en esto, existiendo excepciones donde la operación de estas lleva a una operación en cadena por motivos de sobrecarga.
El objetivo del presente trabajo de título es proponer y evaluar la problemática antes mencionada, al producirse una operación de protecciones en cadena por sobrecargas en el sistema de subtransmisión enmallado, ante una falla de un punto de aporte al sistema de subtransmisión. Esto con el fin de cumplir con la norma técnica chilena de no propagar falla al sistema de subtransmisión troncal.
Se plantea solucionar esta problemática en base a desprendimientos de carga que alivian las posibles sobrecargas; siendo éstas en líneas críticas y/o otras subestaciones que aportan al sistema de subtransmisión. Para realizar estos desprendimientos, previamente estudiados para ser óptimos, se consideró dividir por sectores de desprendimiento el sistema de subtransmisión enmallado y al momento de cumplirse las condiciones de operación del automatismo ir desprendiendo carga de forma ordenada y pausada. Las condiciones que se consideraron para la operación del automatismo son dos: la operación de al menos un punto de aporte; la generación de alguna sobrecarga en los puntos de aporte restantes o líneas críticas.
Se concluye que es factible controlar las problemáticas de sobrecargas en los puntos de aporte y líneas criticas ante fallas en uno de estos puntos. Adicionalmente un beneficio de este sistema es la gran flexibilidad que posee, logrando fácilmente adaptarlo a posibles cambios que se generasen en las redes. A modo de comparación con otras opciones para lograr el mismo objetivo, como es el sobredimensionamiento de las redes, esta posee un costo reducido. Considerando las mejoras planteadas se puede obtener un producto muy completo, de mayor exactitud y más independiente.
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Fhon, Nuñez Jaime Wilfredo. "Simulación del sistema eléctrico de potencia en 138 kV Chimbote Uno – Casma aplicando el programa PSAT Matlab." Bachelor's thesis, Universidad Católica Santo Toribio de Mogrovejo, 2019. http://hdl.handle.net/20.500.12423/2099.
Full textAbstract:
En los últimos años los sistemas de potencia han crecido enormemente y geográficamente se han expandido aún más. Actualmente en nuestro país, la transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.) , los cuales según el Anuario Estadístico de Electricidad del MINEM cada año aumentan además, las empresas de distribución de energía eléctrica cada año atienden a mayor cantidad de clientes tanto regulados como libres, por esta razón la planeación apropiada, la operación y el control de estos sistemas a gran escala, requieren técnicas computacionales avanzadas, como la programación de métodos numéricos. Los estudios de flujo de potencia son de gran importancia en la planeación y diseño de la expansión futura de los sistemas eléctricos de potencia, así como también en la determinación de las mejores condiciones de operación de los sistemas existentes. Las empresas usan softwares comerciales muy buenos con resultados claros y precisos, pero tienen un problema, todos ellos trabajan con código cerrado, sin embargo, cuando los estudiantes están formándose en la universidad, no todas tienen laboratorios que cuenten con estos softwares, una buena alternativa es usar PSAT la cual es una herramienta de código abierto basada en MATLAB para análisis y control de sistemas de potencia. Su característica es de ser de código abierto, por esta razón permite modificar sus rutinas, en caso de que se pretendan desarrollar métodos alternativos para analizar sistemas de potencia. Para propósitos académicos y de investigación es más importante la flexibilidad que la eficiencia, allí radica la importancia de contar con herramientas computacionales de código abierto dentro de los cuales se encuentra el software libre PSAT. Los resultados obtenidos en un caso real son muy similares al software comercial Dig-Silent.Tesis
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Díaz, Turra César Antonio. "Estimación y predicción de la potencia máxima disponible en baterías de ion litio." Tesis, Universidad de Chile, 2016. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/145351.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil EléctricoLa creciente demanda de dispositivos que requieren autonomía han marcado un importante y creciente desarrollo de las baterías. En el contexto de la electromovilidad y el desarrollo sustentable de soluciones que permitan el transporte de personas a través de la ciudad es que resulta trascendental conocer el estado de carga de la batería y poder pronosticar cuando se descargará. Este trabajo se realiza en el contexto del proyecto de investigación FONDECYT 1140774 y con la colaroración de ELIBATT, Empresa que proporcionó la bicicleta eléctrica utilizada en el estudio. El objetivo de este trabajo es estimar y pronosticar la potencia máxima disponible en una batería (SoMPA) y posteriormente utilizarlo como variable para pronosticar cuando la batería se descargará, considerando distintos perfiles de uso. Las metodologías de estimación y pronóstico utilizan como base un esquema desarrollado en \cite{Claudio}. En dicho esquema se modifica principalmente el algoritmo de pronóstico donde se incluye un cálculo off-line de los perfiles de uso, se adiciona una solución para el SoMPA en función del estado de carga y de las restricciones físicas de este problema en particular, se modifica la definición de probabilidad de falla y se realiza el pronóstico de la falla en función del SoMPA y los perfiles de uso. Los datos utilizados se obtuvieron en pruebas en terreno mediante un dispositivo basado en Arduino, el que fue rediseñado y reprogramado con el fin de obtener datos representativos del uso una batería de ión-litio en una bicicleta eléctrica. Para la etapa de estimación se obtuvo que la metodología utilizada logra estimar el SoC y el Voltaje con errores menores al $5 \%$ en los set de datos utilizados mientras que la estimación del SoMPA es consistente con la potencia medida y el tiempo de falla. Además la metodología utilizada logra un pronóstico del SoMPA que permite estimar el tiempo de falla con errores menores al $12 \%$ considerando una potencia de corte en función de la máxima corriente para cada perfil de uso, es decir, el peor caso de cada perfil. Se concluye que la metodología de estimación y pronóstico basada en filtro de partículas, logra estimar y pronosticar utilizando el SoMPA como variable crítica y perfiles de uso predefinidos.
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Latorre, Riquelme Felipe Gaspar. "Metodología de asignación de pérdidas en sistemas de subtransmisión con múltiples propietarios." Tesis, Universidad de Chile, 2014. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/115596.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaCon la publicación de la Ley Corta 1, se realiza una disociación entre los sistemas de transmisión troncal, de subtransmisión y adicional, dejando a los sistemas de subtransmisión sin una estructura tarifaria de peajes definida que permita distribuir los costos de inversión, operación, mantenimiento y administración de dichos sistemas. Con el DS 320, se definió esta estructura tarifaria dejando a cada CDEC responsable de definir la metodología de distribución del diferencial de pérdidas eficientes y las pérdidas reales. Lo anterior motiva el objetivo principal de esta memoria, el cual es desarrollar y aplicar una metodología que permita asignar las pérdidas de energía y potencia de forma eficiente entre distintos propietarios de instalaciones de subtransmisión. Cabe señalar que este tema es particularmente relevante de resolver en sistemas enmallados y crecientes en cantidad de empresas participantes, como es el caso del sistema de subtransmisión en estudio: SIC5. El estudio comienza presentando una revisión de los mercados eléctricos, las características que tienen los sistemas de transmisión y la importancia que tiene la regulación de la transmisión para permitir un correcto funcionamiento de un mercado eléctrico. Luego se señala el proceso de tarificación de sistemas de transmisión y las cualidades que son deseables que éste posea. Se realiza posteriormente una síntesis de cómo ha sido tarificada la subtransmisión en Chile en los últimos años y qué metodología se usa hoy en día para la asignación de perdidas en los sistemas de subtransmisión. La metodología utilizada en el presente trabajo, identifica los tramos comprometidos basándose en un análisis topológico de la red y el principio de proporcionalidad. En ella se identifican los caminos por los que es abastecido cada consumo desde una barra del sistema troncal. De esta forma se obtiene una estimación del comportamiento del sistema de subtransmisión, lo que permite desenmallar el sistema y analizarlo como si fuera un sistema radial. Luego se consideran dos alternativas que internalizan el análisis obtenido anteriormente; la primera utiliza el comportamiento caso a caso; y la segunda toma en cuenta un comportamiento proporcional en base a las proyecciones esperadas. Para evaluar las alternativas, éstas se aplican a un sistema reducido de 6 barras y al sistema de subtransmisión elegido (SIC5). Este último con datos utilizados en el estudio de subtransmisión 2007-2010. De los resultados obtenidos se aprecian errores altos para algunas barras y errores bajos para otras, evidenciando que se debe trabajar aún en mejorar el modelo para los casos con errores relativos altos (cercanos a los nodos radializados). Por otro lado, se demuestra que la metodología propuesta entrega correctas señales de localización, información más detallada que la metodología actual y puede ser utilizada de forma simple en sistemas enmallados y de múltiples propietarios, sin embargo, es más compleja en sistemas de mayor envergadura y produciendo restricciones al momento de implementarla en el sistema de tarificación chileno. Se propone para futuros trabajos abordar el pago de centrales generadoras que inyectan su producción en subtransmisión.
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Portugal, Fernández Edgardo Alberto. "Diseño de un inversor multinivel en cascada monofásico de bajo contenido armónico para cargas resistivas / Edgardo Alberto Portugal Fernández." Bachelor's thesis, Pontificia Universidad Católica del Perú, 2006. http://tesis.pucp.edu.pe/repositorio/handle/123456789/249.
Full textAbstract:
El objetivo de esta tesis es diseñar un inversor multinivel en cascada monofásico que genere a partir de un arreglo de baterías una tensión alterna de quince niveles pico a pico, cuyas magnitudes de las tensiones armónicas correspondientes a la tercera, quinta, séptima, novena, undécima, décimo tercera y décimo quinta armónica se vean reducidas y se mantenga por debajo de las tolerancias establecidas en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos Peruana.Tesis
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Castro, Elgueta Felipe Guillermo. "Impacto de la generación distribuida en la estabilidad de sistemas de potencia." Tesis, Universidad de Chile, 2013. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/112742.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil EléctricoEl 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.
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Aranda, Rojo Maximiliano Agustín. "Control Suplementario en un Enlace HVDC para Amortiguar Oscilaciones de Potencia Interárea en un Sistema AC." Tesis, Universidad de Chile, 2010. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/103640.
Full textAbstract:
En el Sistema Interconectado Central de Chile, los recursos energéticos de menor costo y cercanos a los centros de consumo están próximos a agotarse, razón que ha propiciado la búsqueda de nuevos recursos situados a grandes distancias de los principales centros de demanda. En este contexto, asoma como una solución técnica y económicamente factible el empleo de tecnología HVDC (High Voltage Direct Current), la cual puede transportar grandes niveles de potencia a través de distancias considerables, aportando además una respuesta rápida de control a fenómenos indeseados que se presenten en el extremo receptor AC, conservando así la operación segura y eficiente del sistema.
Una de las aplicaciones adicionales de las interconexiones HVDC, es su capacidad de amortiguar los modos de oscilación de potencia interárea, los cuales constituyen el tipo de inestabilidad que produce una mayor amenaza para el sistema, debido a que presentan una baja frecuencia y un amortiguamiento pequeño.
La presente memoria de título tiene por objetivo principal validar la técnica que emplea la modulación de potencia del enlace HVDC, a través de la inclusión de un bloque de control suplementario para mitigar los modos de oscilación interárea presentes. Para ello, se realizan dos casos de estudio, utilizando como herramienta el análisis modal y los diagramas de participaciones, empleando como plataforma de simulación el software DigSilent Power Factory en su versión 14.519.
El primer caso de estudio corresponde a un caso ampliamente citado en la literatura especializada del tema, consistente en dos áreas, cada una conformada por dos máquinas, unidas por un enlace monopolar de 200 [MW] con una tensión nominal de 56 [kV]. Se desprende de los resultados que, luego de incorporar el control suplementario para modular la potencia por el enlace, se obtiene un modo de oscilación interárea, cuyo factor de amortiguamiento es finalmente de 5.1 %, lo cual está inserto dentro de los valores adecuados para la mitigación de este modo oscilatorio.
El segundo caso de estudio realizado corresponde a un enlace HVDC monopolar de 1000 [MW] con una tensión nominal de 500 [kV], interconectado con un equivalente radial reducido del SIC, concentrando su carga en la barra central. Las simulaciones obtenidas para los distintos tipos de contingencias aplicadas muestran un correcto amortiguamiento de las oscilaciones de potencia activa que circula por las líneas. Del análisis se obtiene como resultado que la tasa incremental de amortiguamiento obtenida para el modo interárea es de ξ=14.1%, valor que se encuentra contenido dentro de los márgenes de estabilidad requeridos para este tipo de oscilación, según la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios de Chile.
Se concluye finalmente de las simulaciones y resultados obtenidos que la estrategia de control basada en la modulación de la potencia por el enlace HVDC cumple los requisitos exigidos, logrando amortiguar las oscilaciones electromecánicas interárea en un sistema AC.
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Valderrama, Osorio Juan Pablo. "Sistemas de Almacenamiento de Energía para Aplicación en el Control Primario de Frecuencia." Tesis, Universidad de Chile, 2011. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/104288.
Full textAbstract:
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.
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Reyes, Vidal Tomás Pablo. ""Implementación de estrategia modificada de vectores virtuales con estabilización a la lazo cerrado de la tensión de condensadores del inversor NPC VSI de tres niveles"." Tesis, Universidad de Chile, 2013. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/115601.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaLa 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.
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Guardia, Ramírez Eduardo Manuel. "Metodología de análisis y diagnóstico para el estudio de operatividad de un sistema eléctrico de potencia ante la ruptura de algún enlace eléctrico que la compone." Bachelor's thesis, Universidad Nacional Mayor de San Marcos, 2007. https://hdl.handle.net/20.500.12672/3167.
Full textAbstract:
El presente trabajo muestra una metodología para evaluar la operatividad de un sistema eléctrico de potencia de manera ordenada, en especial para sistemas débilmente mallados y que presenten problemas asociados a la ruptura de algún enlace crítico. Este trabajo está principalmente dirigido a las personas que se inician en la especialidad de análisis de sistemas eléctricos de potencia. Para dicha evaluación se utiliza un conjunto de procedimientos para el análisis en estado estacionario y transitorio. En ese sentido, el trabajo denominado “Metodología de Análisis y Diagnostico para el Estudio de Operatividad de un Sistema Eléctrico de Potencia ante la Ruptura de algún Enlace Eléctrico que la Compone”, se distribuye en seis capítulos seguido de apéndices.
El primer capítulo presenta una breve descripción de la metodología desarrollada, mencionándose los objetivos que se deben buscar en cada uno de los diversos tipos de análisis que la conforman enfocándose principalmente en las características típicas de un sistema débilmente mallado. Adicionalmente se presenta una descripción de la zona del sistema eléctrico peruano donde la metodología es aplicada.
El segundo capítulo describe los problemas típicos que generalmente poseen los sistemas débilmente mallados, mostrando evidencias o antecedentes que sucedieron en el sistema eléctrico peruano.
En el tercer capítulo se realiza una descripción teórica sobre cada uno de los diversos tipos de análisis que componen la metodología que se plantea desde el punto de vista del análisis de un sistema eléctrico de potencia en estado estacionario como transitorio.
El cuarto capítulo detalla la metodología de análisis y diagnóstico que se desarrolla en el presente trabajo, mostrando la estructura de la composición que consta la implementación de esta metodología, donde se menciona los principales criterios técnicos para cada tipo de análisis, que sirven para evaluar y observar la operatividad de un sistema eléctrico de potencia en especial uno débilmente mallado.
El quinto capítulo muestra los resultados obtenidos al implementar la metodología al caso de estudio (“Anillo Tingo María”), resaltando los problemas típicos de un sistema débilmente mallado.
Finalmente, el sexto capítulo extrae las principales conclusiones como resultado de aplicar la metodología del presente trabajo.--- The present work presents an ordered methodology to evaluate the operativity of a power electrical system, in special a weakly meshed network and the problems associated to the open of some critical link. This work mainly is directed to the people who begin to analyse an electrical network. For this evaluation, a set of procedures to the analysis in steady and transitory state are used. In that sense, the name of the work is "Methodology of Analysis and Diagnostic to the Study of Operativity of a Power Electrical System with the Rupture of some Electrical Link". The work is presented in six chapters plus the appendices. First chapter presents a brief introduction about the typical characteristics of a weakly meshed network and a description of a particular zone of the Peruvian electrical system where the developed methodology is applied. After that, the main objective is descript altogether with the specifics types of analyses that conform the methodology. Second chapter describes typical problems that generally occur in weakly meshed networks, showing particular evidences or antecedents that happened in the Peruvian network. In chapter third a theoretical description is done with regard of each particular analysis that composes the methodology. The description is split in steady state and transitory state. The methodology is present in chapter forth, showing the structure or sequence that the engineer should follow in order to evaluate and observe the operational characteristics of an electrical power system, especially weakly meshed network. Chapter fifth shows the methodology applied to a study case ("Tingo Maria ring"), emphasizing the typical problems of a weakly meshed network. Finally, in chapter sixth the main conclusions of the present work are given.
Tesis
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Mendoza, Robles Carlos Alfredo. "Estabilidad de tensión en sistemas eléctricos de potencia con enlaces HVDC." Tesis, Universidad de Chile, 2009. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/103422.
Full textAbstract:
No autorizada por el autor para ser publicada a texto completoEn Chile se proyecta en los próximos años la construcción de una línea de transmisión en corriente continua de alto voltaje (HVDC) de 2000 km. Los enlaces HVDC presentan ventajas comparativas, de tipo operacional y económico, con respecto a la transmisión tradicional cuando cubre distancias sobre los 800 km. Uno de los principales desafíos de esta tecnología es que su operación requiere el consumo de potencia reactiva para el proceso de conversión, el que puede alcanzar valores cercanos al 50% de la potencia activa transmitida. Para el caso chileno se estima que el valor de la compensación ascendería a 1300 MVAr en los extremos de la línea, por ello potenciales déficits de potencia reactiva impactaría directamente en la estabilidad tensión de la red eléctrica. El objetivo general de este trabajo de memoria es estudiar el impacto en la estabilidad de tensión que provoca un enlace HVDC en un Sistema Eléctrico de Potencia. La metodología para abordar este problema, se basa en estudios cuasi-estáticos, centrados en las ecuaciones estáticas del sistema y sus respectivas linealizaciones, con los cuales se estima el grado de estabilidad de la zona de operación. Las principales técnicas para determinar indicadores de estabilidad de tensión se basan en una combinación de la sub-matrices del Jacobiano del método Newton-Raphson, con las cuales se obtiene una relación directa entre las potencias reactivas inyectadas a las barras y los módulos de la tensión de estas (matriz Jacobiana reducida). En este trabajo se combinan los valores y vectores propios de la matriz Jacobiana reducida a fin de obtener el indicador de sensibilidad de tensión. La plataforma de trabajo utilizada es MATLAB con la que se obtienen las variables de estado, matriz Jacobiana reducida y valores de sensibilidad. Para las redes AC incorporadas a este trabajo se utiliza una combinación de programas de análisis DigSilent y MATLAB, con los que se obtienen indicadores de estabilidad de tensión con errores menores al 1%. Para redes AC/DC se trabaja solo con Matlab en los trabajos documentados, obteniendo errores menores al 1% y 7% en las variables de estado AC y DC respectivamente. Para sistemas de modelación simplificada (enlace HVDC más dos barras AC) se concluye que la incorporación de enlaces HVDC impacta de manera negativa en la estabilidad de tensión cuando el sistema AC es débil y no existe una estrategia adecuada de control. Para sistemas extendidos (enlace HVDC más multi-barras AC) se concluye que la estabilidad de tensión no sólo se basa en la robustez del sistema y forma de control del enlace, sino además, las cantidades de potencia activa y reactiva en sus extremos y la metodología de convergencia adoptada en el flujo de potencia, esto debido a que la estabilidad de tensión depende del estado del sistema.
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Salinas, Gatica Carlos Felipe. "Determinación de la Resistencia de Puesta a Tierra en Torres de AT en Función del Arco Inverso." Tesis, Universidad de Chile, 2012. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/104410.
Full textAbstract:
Un alto porcentaje de fallas en las líneas en transmisión es producido por impactos de rayos. A su vez, en líneas con cables de guardia, las fallas más comunes producidas por descargas atmosféricas son las causadas por arco inverso, las cuales se deben a una elevación de potencial en la torre provocada principalmente por la corriente de rayo circulante por la estructura o que se drena vía la resistencia de puesta a tierra.
En función de lo anterior, el objetivo principal de esta memoria es determinar el valor de diseño de la resistencia de puesta a tierra a pie de torre en líneas de transmisión de alta tensión con el fin de reducir la tasa de fallas producidas por arco inverso, como parte de la coordinación de aislamiento.
La metodología llevada a cabo en este trabajo consistió en realizar una búsqueda bibliográfica especializada, para luego implementar un método de cálculo de la tasa de fallas producida por arco inverso en función del valor de la resistencia de puesta a tierra. El método fue desarrollado en VBA (Visual Basic for Applications), lenguaje de macros de Microsoft Excel.
Los resultados que se obtuvieron con el programa fueron comparados con datos de operación reales de líneas de transmisión, donde se obtuvieron resultados aceptables. Además, se revisaron otros métodos para mejorar el desempeño de una línea de transmisión con respecto al impacto de rayos y se realizó un caso de estudio para una línea de transmisión de 345 kV ubicada en zonas cordilleranas altiplánicas del norte de Chile.
Como conclusión, se logró comprobar que el programa de cálculo de la tasa de fallas producidas por arco inverso es adecuado para dar una estimación del valor de la resistencia de puesta a tierra, con el fin de obtener un desempeño aceptable para la aislación de una línea en relación al fenómeno de arco inverso.
Como trabajo futuro se podrían realizar mejoras al programa, ya sea incluyendo más variables, o agregando la tasa de fallas de blindaje de las líneas.
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Lillo, Cea Rodrigo Alejandro. "Contraembalse como medida de mitigación a las fluctuaciones intradiarias de caudal producto de la operación hidroeléctrica de centrales a nivel sistémico en Chile." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/144458.
Full textAbstract:
Ingeniero CivilEn 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.
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Juri, Massaro Carlos Ignacio. "Estudio e Implementación de Estrategias de Control para Cargas Desbalanceadas Utilizando Conversores Matriciales de Cuatro Piernas (Four-Leg Matrix Converters)." Tesis, Universidad de Chile, 2010. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/103911.
Full textAbstract:
Dado el creciente uso de sistemas alternativos de generación operando a velocidad y frecuencia variable, surge la necesidad de incorporar elementos a la red de distribución que sean capaces de hacer de interfaz entre el sistema de generación, la carga, y/o la red, como son los rectificadores, inversores, variadores de frecuencia, y otros, etc.
Entre estos elementos se encuentra el conversor matricial de cuatro piernas que como su nombre lo indica, posee una “cuarta pierna” (o fase extra), que actúa como "neutro", en caso de que la carga sea desequilibrada y sea necesario proporcionar un camino de retorno para las corrientes de secuencia cero.
Este conversor posee muchas aplicaciones útiles en distintas áreas, entre las cuales están los sistemas de conversión eólicos, los sistemas diesel de generación, sistemas eólico diesel, etc. En estos sistemas la eficiencia puede aumentar considerablemente al operar a velocidad variable, ya que las máquinas se operan en puntos óptimos dependiendo de la carga conectada.
Con el fin de compensar las caídas de tensión en el filtro de salida, agregado para disminuir la distorsión de armónicas producida por la conmutación de los switches del conversor (y/o carga no lineal), es que se requiere un lazo cerrado de control de tensión para proporcionar un funcionamiento ajustado a los requerimientos del sistema.
El principal objetivo de esta memoria es comparar los desempeños de dos alternativas de control a lazo cerrado, aplicado a conversores matriciales de cuatro piernas y así poder elegir aquel que se ajusta mejor a los requerimientos.
Durante el desarrollo de este trabajo se diseñan e implementan controladores para regular la tensión en una carga trifásica. Estos controladores son validados experimentalmente bajo diversas condiciones de operación, entre las cuales están: operar con impactos de conexión y desconexión de carga, sistemas balanceados y desbalanceados, cambios del tipo escalón de cargas resistivas, capacitivas, reactivas y no lineales.
Se obtiene como resultado de este trabajo, una caracterización del desempeño, de un conjunto de reguladores de tensión cuando son sometidos a distintas pruebas experimentales, tales como las mencionadas anteriormente. Posteriormente, la caracterización del desempeño realizada en este trabajo se utiliza para definir bajo qué condiciones de operación cada familia de sistemas de control opera adecuadamente. Por ejemplo, el controlador resonante logra una reducción de un 15% en la distorsión total de armónicas (THD) cuando el sistema alimenta una carga altamente no lineal, llegando a un THD de 6%.
Se concluye que el sistema de control más adecuado para regular la tensión en la carga cuando se utiliza un conversor matricial, es el controlador resonante. Esto se debe a que esta familia de controladores posee las cualidades de: fácil diseño e implementación, baja carga computacional, excelente regulación ante diversas perturbaciones, capacidad de eliminar la distorsión de armónicas y versatilidad en aplicaciones de generación a velocidad variable. En paralelo a este estudio se están realizando las pruebas experimentales necesarias para implementar un controlador resonante de alto orden que regule la tensión en una carga trifásica desbalanceada no lineal, conectada a un sistema de generación a velocidad variable.
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Palma, Llewellyn Andrés Felipe. "Pronóstico de demanda de energía y potencia eléctrica en el largo plazo para la red de Chilectra S.A. utilizando técnicas de minería de datos." Tesis, Universidad de Chile, 2015. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/137859.
Full textAbstract:
Magíster en Gestión de OperacionesIngeniero Civil Industrial
Las compañías dedicadas a la distribución de energía eléctrica incurren en altas inversiones para mantener una operación continua. Este tipo de condiciones hace aún más necesario el contar con una correcta proyección de demanda que permita precisar las inversiones, tratando de no incurrir en sobre ó sub inversión, lo que puede llevar a la implementación de una red sobre-dimensionada (si se sobreestima) ó a arriesgar la calidad del servicio y la compra de energía a un mayor precio, en el caso de la subestimación. El presente trabajo de tesis tiene como objetivo construir modelos de pronóstico de demanda de energía y potencia eléctrica con el fin de mejorar la proyección que realiza CHILECTRA S.A. Se realizaron experimentos con redes neuronales artificiales support vector regression y métodos estadísticos de series de tiempo (SARIMA y SARIMAX) para desarrollar cinco modelos predictivos que pronostiquen en un horizonte de 5 años las siguientes series: demanda de energía en el sistema, demanda residencial, demanda comercial, demanda industrial y potencia máxima mensual. El enfoque utilizado para los modelos corresponde a uno con variables explicativas y rezagos, utilizando tres conjuntos de variables: Climatológicas, Macroeconómicas y de Sistema (red). Se realizó un pre-procesamiento a las series a ingresar a los modelos, donde destaca una transformación aplicada a la serie de potencia eléctrica, en la cual se elimina el efecto de un patrón intrínseco asociado a las diferencias de demandas diarias dentro de cada semana. Para la selección de variables se utilizó el método de análisis de regresión para luego ingresar los atributos a los modelos, entregándole de esta forma variables (con rezagos incluidos) que tuvieran una relación lineal y que además cumplían, bajo esta óptica, con la homocedasticidad e independencia temporal de los errores. Se utilizaron cinco horizontes temporales para evaluar el desempeño los modelos de redes neuronales, support vector regression, SARIMA y SARIMAX, obteniendo las redes neuronales un mejor desempeño, registrando un MAPE de un 2,78% para la demanda de energía, y un 3,74% para la potencia máxima de cada mes, siendo estos valores el promedio de los errores en cada horizonte. Estos valores implican una disminución del error respecto de los modelos previamente utilizados en la empresa de un 3,44% para el pronóstico de energía, y de un 1,44% para el caso de la potencia, logrando de esta forma el objetivo inicial planteado. Los modelos de demanda sectoriales obtuvieron los siguientes errores en el largo plazo: 3,50% para el que trata la demanda residencial, 4,02% para el de demanda comercial, y 3,81% para el de industrial. Estos valores fueron obtenidos mediante redes neuronales, y nuevamente mostraron un mejor desempeño que los otros métodos. Los resultados en el largo plazo fueron satisfactorios para todos los modelos finalmente establecidos, considerando en que un 10% de error en este ámbito es evaluado como bueno. Debido a la alta dependencia de los modelos con la variable IMACEC, demostrada mediante un análisis de sensibilidad, se realizó un experimento de minería de textos para pronosticar los cambios en las expectativas del producto interno bruto, utilizados para pronosticar ésta variable explicativa, en base a las noticias de meses anteriores. Se entrenó un modelo clasificador de support vector machine que logró tener un máximo de desempeño de 60% de accuracy, lo que no es un buen resultado dado que todavía está abierto a mucha incertidumbre. No obstante aporta evidencia sobre la información que contienen las noticias para predecir posibles cambios futuros en la economía. Los objetivos de esta tesis fueron cumplidos, al confeccionar e implementar modelos predictivos de las demandas de energía y potencia eléctrica que mejoran la predicción de la demanda a la que se ve enfrentada CHILECTRA. Por otra parte, la implementación de la metodología de minería de textos se transforma en un primer paso para que la empresa pueda adelantarse a cambios macroeconómicos a ocurrir en el país.
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Ferroa, Quispe Elías Manuel. "Aplicación del principio de superposición eléctrica para el cálculo de aporte de reactivos de los generadores de sistemas eléctricos de potencia." Universidad Nacional de Ingeniería. Programa Cybertesis PERÚ, 2009. http://cybertesis.uni.edu.pe/uni/2009/ferroa_qe/html/index-frames.html.
Full text
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Pérez, Illanes Felipe Andrés. "Efectos de incluir requerimientos de respuesta inercial en el predespacho de sistemas de potencia con energías renovables no convencionales." Tesis, Universidad de Chile, 2015. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/137813.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil EléctricoEn 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.
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González, Carrillo Christian Patricio. "Estudios Eléctricos para la Operación de un Sistema Colector de Potencia Conectado a una Rectificadora HVDC." Tesis, Universidad de Chile, 2012. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/104382.
Full textAbstract:
Debido a la escasez de recursos energéticos cercanos a los centros de consumo y los avances tecnológicos de la electrónica de potencia es que la transmisión en corriente continua a altas tensiones (HVDC) ha ganado terreno en las últimas décadas.
El objetivo general de esta memoria consiste en estudiar la operación de un sistema de generación AC -llamado sistema colector a lo largo del trabajo- que alimenta una estación rectificadora HVDC como única carga. La investigación realizada permite establecer que la naturaleza de una carga de este tipo, insensible a la frecuencia, obliga a realizar estudios estáticos y dinámicos para demostrar que los parámetros del sistema colector y que las medidas de control que pueden adoptarse ante contingencias permiten la operación del sistema AC bajo norma.
El proyecto Energía Austral, que se encuentra aún en etapa de desarrollo, se usa como inspiración para crear un modelo sobre el cual se realizan estudios estáticos y dinámicos para observar su comportamiento ante los fenómenos que la literatura describe como relevantes.
Los estudios estáticos se dividen en: flujos de potencia, que permite establecer un adecuado intercambio de reactivos entre los que aportan los filtros y los que provee el sistema colector para satisfacer los requerimientos de la estación rectificadora, además de verificar que los límites térmicos no son sobrepasados; autoexcitación, mediante el cual se determinan las reactancias de las unidades de generación con el fin de evitar este fenómeno; cortocircuitos, con los que se determina si el sistema es robusto ante interacciones AC/DC.
Los estudios dinámicos permiten, mediante contingencias en el enlace, determinar rangos de parámetros para las inercias y reactancias subtransitorias con el fin de limitar las sobrefrecuencias y sobretensiones temporales respectivamente. Adicionalmente, mediante el control del enlace, es posible mitigar las caídas de frecuencia ante salidas intempestivas de generadores, dada la naturaleza aislada del sistema en que no existe reserva en giro y que la carga resulta insensible a la frecuencia.
Finalmente, se propone una guía que permite establecer los estudios que demuestran la operación segura del sistema colector.
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Droguett, Paillalef Pablo Fernando. "Efectos en la masificación de unidades de generación distribuida en los sistemas de protección de sobrecorriente de las redes de distribución." Tesis, Universidad de Chile, 2013. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/114123.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaEfectos en la Masificación de Unidades de Generación Distribuida en los Sistemas de Protección de Sobrecorriente de las Redes de Distribución El rápido crecimiento de la demanda de energía eléctrica ha llevado a considerar dentro de las formas de concepción de energía la inserción de unidades de generación en redes de empresas distribuidoras, conocida como Generación Distribuida (GD). Sin embargo, la interconexión de GD presenta desafíos técnicos y regulatorios, en particular en los actuales esquemas de protecciones eléctricas. El objetivo general del presente trabajo de título es determinar empíricamente el impacto en las protecciones de sobrecorriente asociados a la conexión de unidades de GD sobre un sistema de distribución, identificando los problemas que se pueden provocar en la coordinación de protecciones con la masificación de la interconexión de unidades de GD. Con esto, se espera contribuir al proceso de integración de GD, indicando aspectos críticos a considerar en los futuros estudios de coordinación de protecciones. La evaluación del impacto se realizó por medio del software DigSilent Power Factory, mediante simulaciones sobre un sistema de prueba, que busca presentar en forma simplificada la interacción de las corrientes de fallas aportada por la red de transmisión y por las unidades de GD con la operación de los dispositivos de protección de sobrecorriente: relé, reconectador y fusibles. La metodología de trabajo consiste en la interconexión de unidades de GD de diferentes capacidades y en diferentes localidades, identificando los aportes de corriente por parte de los GD y el sistema de transmisión a la falla, para determinar el efecto sobre la coordinación de protecciones, analizándose comparativamente las respuestas. Como resultado del estudio, se determinó que los esquemas de coordinación implementados no son efectivos con la interconexión masiva de unidades de GD. Se determinaron los puntos de instalación de mayor conflicto con las protecciones y una metodología para evaluar el nivel de penetración de GD aceptado por la red, correspondiendo a un 25% de la red estudiada. Para los efectos derivados de la conexión de GD, que se observan en la red de distribución, flujos bidireccionales y aumento del nivel de cortocircuito, permiten concluir que el problema de coordinación debe ser replanteado, considerando una adecuada coordinación de las protecciones establecidas con la GD, que permita no tener una pérdida completa del sistema de distribución ante un escenario de falla.
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Martínez-Conde, del Campo Francisco José. "Electric integration and development of a renewable electric grid in Latinoamerica." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/147422.
Full textAbstract:
Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención EléctricaUno 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.
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Cifuentes, Otto Nicolás Alberto. "Localización de equipos Bess mediante algoritmos genéticos considerando criterios de estabilidad de voltaje." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/144126.
Full textAbstract:
Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil EléctricoLos sistemas de almacenamiento, en particular las baterías, son equipos que permiten entregar un alto grado de flexibilidad tanto en la planificación como en la operación de los SEP. La energía almacenada permite que estos dispositivos sean capaces de prestar numerosos servicios complementarios como recorte de potencia de punta, seguimiento de carga, mejoramiento de los perfiles de tensión y descongestionamiento de las redes de transmisión. Durante los últimos años se ha hecho mucha investigación respecto de estos servicios para evaluar la relevancia de incorporar los equipos BESS en los sistemas eléctricos. En efecto, estos estudios han permitido demostrar que la flexibilidad que proveen estos medios de almacenamiento no solo es beneficiosa, sino que necesaria en sistemas eléctricos con alta penetración de ERNC, para hacer frente por ejemplo a la variabilidad e incertidumbre de recursos como la velocidad del viento y la radiación solar. Sin embargo, muy poca investigación se ha hecho entorno a la contribución que pueden prestar las baterías a la estabilidad de los SEP. La mayor parte de estos análisis se han concentrado principalmente en el dimensionamiento óptimo de potencia y energía, dejando completamente de lado el aporte que puede significar una localización estratégica de estos equipos en la estabilidad de los sistemas eléctricos. El objetivo de esta tesis es desarrollar una metodología para localizar de forma óptima equipos BESS, de forma tal de mejorar la estabilidad del sistema eléctrico. Esto último es un aspecto a la fecha no evaluado en la literatura, y representa un beneficio de bajo costo (elementos necesarios para la conexión de baterías en subestaciones) que en la actualidad no se está aprovechando. La hipótesis consiste en que la localización tiene un impacto directo en como las baterías mejoran la estabilidad. De ser así, la apuesta está en que es posible encontrar un conjunto acotado de buenas soluciones de localización que pueden tener una contribución determinante desde la perspectiva de estabilidad de los SEP. Los resultados obtenidos confirman la hipótesis. Mediante una optimización en base a algoritmos genéticos, y considerando indicadores de estabilidad de voltaje, se determinan dos localizaciones de equipos BESS en un sistema de prueba con altos niveles de penetración de generación renovable. Ambas localizaciones obtenidas con el algoritmo permiten mantener la estabilidad del sistema para tres fallas críticas, las cuales en un escenario sin BESS generan inestabilidad en el SEP. Adicionalmente se demuestra que una localización arbitraria, concentrando todas las baterías en la barra menos robusta del sistema, tiene un peor desempeño que el caso sin baterías. Esto permite concluir que una buena localización de los equipos BESS permite mejorar la estabilidad del SEP, lo cual no se ha considerado a la fecha. De esta forma, se define una metodología y un algoritmo para abordar el problema de optimización, para definir una buena localización de los sistemas de baterías.
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Escobar, Ramírez Nicolás Reinaldo. "Análisis conceptual del efecto de un contraembalse como medida de mitigación de las fluctuaciones intradiarias de caudal inducidas por la operación de una central hidroeléctrica de embalse." Tesis, Universidad de Chile, 2016. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/141031.
Full textAbstract:
Ingeniero CivilEn sistemas hidrotérmicos la rápida respuesta de las centrales hidroeléctricas de embalse a variaciones de potencia es importante para la estabilidad y flexibilidad del sistema eléctrico, esta capacidad se puede traducir en una operación de generación fluctuante ( hydropeaking ). Este tipo de esquema de generación tiene un impacto directo sobre los caudales turbinados, induciendo fluctuaciones de caudales a nivel. Para mitigar los efectos del hydropeaking sobre el cauce del rio aguas abajo existen diversas medidas que es posible tomar, las más comunes son imponer restricciones de caudal mínimo y/o una rampa máxima de caudales entregados al río. En el presente trabajo de título se estudiará además la incorporación de una re-regulación de los caudales turbinados mediante la incorporación de un contraembalse ubicado aguas debajo de la central. Para analizar el efecto de las restricciones y la incorporación de un contraembalse se implementan dos modelos de optimización a un nivel horario para un día, el primero consiste en una maximización de los ingresos por venta de electricidad de la empresa considerando el precio de la energía en el mercado spot. El segundo modelo de optimización es una minimización de la suma de rampas absolutas, también con las restricciones del primer modelo mencionado. Las restricciones de operación producen una reducción significativa de los beneficios percibidos por la central debido a que la obliga a tener una operación sub-optima. Por otro lado, la incorporación de un contraembalse, produce un mejoramiento de los ingresos, incluso llegando a mitigar cualquier reducción de ingresos. En cuanto a los índices de alteración hidrológica, la incorporación de un contraembalse ayuda a mejorar significativamente estos índices para restricciones de caudales mínimos, y para rampas máximas su efecto es menor para escenarios restrictivos. Se observa que con restricciones altamente restrictivas el contraembalse mitiga las pérdidas inducidas y mejora los índices de alteración hidrológica, en tanto que para restricciones más relajadas su efecto no es tan notorio.
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Maldonado, Guzmán Juan Pablo Rodrigo. "Planificación de la expansión del sistema de transmisión eléctrico considerando equipos FACTS." Tesis, Universidad de Chile, 2014. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/116482.
Full textAbstract:
Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención EléctricaIngeniero Civil Eléctrico
El dinamismo asociado al desarrollo de la generación Chile y el incremento constante de la demanda, ponen un acento especial en la tarea de planificar la expansión del sistema de transmisión, dado que las redes eléctricas centrales (SIC y SING) deben ser capaces de cumplir con su tarea de transportar la energía desde donde se producirá hasta donde se consumirá en el horizonte planificado, de forma técnica y económicamente eficiente. Entendiendo que las inversiones en el ámbito de la red principal de transmisión son fuertes y los esfuerzos requeridos para la obtención de servidumbres y las consiguientes compensaciones son complejos, en este trabajo se propone la inclusión de equipos FACTS en la planificación del sistema, de modo que esta inversión sea más flexible e implique un menor costo en elementos tradicionales de expansión (líneas y transformadores). La solución del problema de planificación de la expansión para un horizonte fijo (problema estático) se obtiene mediante un algoritmo genético propuesto sobre un modelo lineal de la red eléctrica en corriente continua con re-despacho de carga y que considera pérdidas eléctricas. La validación de este algoritmo se hace por medio de dos sistemas de pequeño y mediano tamaño ampliamente estudiados en la bibliografía internacional. Finalmente, se aplica el algoritmo propuesto sobre un modelo de 50 barras del Sistema Interconectado Central proyectado en demanda y generación al año 2022. Los resultados obtenidos tanto en la validación como en la aplicación sobre el modelo del SIC muestran la efectividad del algoritmo para encontrar una solución óptima (conocida en el primer caso), y que la utilización de equipos FACTS permite determinar planes de inversión en líneas, e incluso total, de menor costo, tanto en el caso con cómo sin pérdidas. En este sentido, el principal aporte de este trabajo es la integración de las pérdidas y equipos FACTS a los elementos y modelos tradicionales del problema de planificación de la expansión del sistema de transmisión.
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Zamora, Condori Omar Alexander. "Detección de oscilaciones de potencia y pérdida de sincronismo mediante los algoritmos PSD y OOST utilizando sincrofasores para aplicarlos al sistema eléctrico peruano." Bachelor's thesis, Universidad Nacional Mayor de San Marcos, 2019. https://hdl.handle.net/20.500.12672/11152.
Full textAbstract:
Analiza un esquema de protección sistemática (WAP o SPS); para la detección anticipada de oscilaciones inestables en las líneas de transmisión que interconectan las Zonas y se plantea una solución al problema que es el disparo de cargas representativas (mineras, plantas, etc.) en el área Sur; todo esto fundamentándose en mediciones remotas y locales de sincrofasores de tensiones mediante los PMUs y las funciones llamadas PSD y OOST que utilizan la primera derivada (slip) y la segunda derivada (aceleración). El esquema WAP analizada en el estudio es ventajoso para el sistema eléctrico peruano porque nos ayudará a tomar la decisión más óptima y rápida.Tesis
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Cruz, Lathrop Cristóbal Ignacio Juan. "Operación y planificación resiliente de redes de transmisión eléctrica." Tesis, Universidad de Chile, 2018. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/153055.
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Ingeniero Civil EléctricoEn el presente trabajo se estudia el impacto en la planificación de la expansión de los sistemas eléctricos de transmisión de modelar el riesgo a que se ve expuesta la infraestructura de generación y transmisión producto de la ocurrencia de sismos de gran magnitud. Para esto se formula un modelo de planificación de la transmisión como un problema de optimización con seguridad probabilística y control correctivo. El cálculo de la probabilidad de ocurrencia de las contingencias en las horas del año en que se producen sismos significativos se realiza a partir de una simulación tipo Montecarlo, donde se generan realizaciones aleatorias de eventos sísmicos, caracterizados por su ubicación, magnitud y atenuación, y para los cuales se determina el impacto en la infraestructura eléctrica a partir de curvas de fragilidad de los componentes considerados susceptibles de fallar (subestaciones, líneas de transmisión y centrales generadoras). El problema de optimización propuesto busca minimizar el costo total de la anualidad de inversión en transmisión, los costos variables de operación anuales y el costo esperado producto de la ocurrencia de contingencias. Lo anterior, sujeto a las restricciones del flujo de potencia DC, restricciones de seguridad que aseguran la operación del sistema en estado de contingencia y la posibilidad de hacer re-despacho correctivo de los generadores a partir de la utilización de sus reservas de subida y bajada. Desde el punto de vista del horizonte de planificación el modelo resuelve el problema estático (e.g. localización y capacidad de transmisión a instalar) y para la modelación de las líneas candidatas se utiliza el disjunctive approach. Con lo anterior se obtiene un problema de optimización lineal entero mixto (MILP, por sus siglas en inglés). Se analizan dos casos de estudio, en primera instancia una red de 4 nodos y posteriormente se utiliza una red de mayor complejidad que corresponde a una versión simplificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile modelado en 42 nodos. Se estudian 3 aproximaciones para la modelación de la amenaza sísmica, para las cuáles se obtienen diferencias en los planes de inversión y operación óptimos en escenarios de alta actividad sísmica. Posteriormente se estudia el impacto a nivel de los planes de inversión óptimos de considerar la resiliencia del sistema mediante el contraste con los casos en que solo se considera la confiabilidad endógena del sistema y cuando no se toman consideraciones de seguridad en las decisiones de inversión. Obteniendo diferentes planes óptimos en cada caso.
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Crespo, Herrera Tedy Alain. "Control de orden fraccionario pi en convertidores de potencia back-to-back." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/146594.
Full textAbstract:
Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención EléctricaEn esta Tesis se presenta el uso de un control fraccionario proporcional-integral (FOPI) para convertidores de potencia, el cual es comparado con un control de orden entero proporcional-integral (PI), utilizado dentro del algoritmo de control vectorial, aplicadas a generadores síncronos de imanes permanentes (GSIP), operando con una red a frecuencia constante, interconectados mediante dos convertidores de potencia en una topología Back-To-Back (BTB). La idea de esta estrategia es transformar corrientes y voltajes en un marco de referencia giratorio (dq), donde las corrientes controladas son constantes en estado estacionario y posteriormente transformar las salidas de los controladores (FOPI y PI) en marco de referencia fijo (αβ) entregadas a un algoritmo de Modulación de Espacio Vectorial (SVM) que se encarga de generar los ciclos de trabajo necesarios para la conmutación de los elementos semiconductores que conforman los convertidores. El control del convertidor del lado GSIP tiene como objetivo principal el control de velocidad de la maquina eléctrica, mientras que el convertidor en lado de la red es, mantener el nivel de voltaje en el enlace de corriente continua (Dc-Link) que interconecta ambos convertidores. El sistema de control es tratado en el contexto de recuperación de energía en un mineroducto, pensado en que el sistema de control pueda tener la capacidad de realizar el mismo trabajo de las estaciones de choque, encargadas de mantener la velocidad de la pulpa mineral que transporta, sin embargo con este tipo de sistemas propuesto se podría recuperar parte del potencial energético disponible en el sistema y, emplearla de alguna manera más eficiente, proponiendo en este trabajo que sea conectada a una red eléctrica, buscando de esta manera que el sistema propuesto pueda ser una alternativa que cumpla la función de las estaciones disipadoras y además la recuperación de energía, aprovechando las ventajas de los controladores de orden fraccionario. Cabe mencionar que en este documento solo trata lo correspondiente a la parte de control del sistema eléctrico. El estudio de comparación se realiza a nivel de simulación mediante el uso de programas computacionales Matlab-Simulink y Plecs, para los sistemas de control y los sistemas eléctricos respectivamente. Para determinar los escenarios de simulación del sistema se toma en cuenta los posibles escenarios que pueda presentarse en el mineroducto, siendo estos, una prueba sin posibles cambios en el torque de entrada, dos más cuando sufre cambios de +15% y -15% de la entrada nominal, una más cuando la entrada del sistema se torna de forma oscilante entre ±15%, en la última de las simulaciones se realizan combinación de controladores FOPI y PI dentro del algoritmo de control.
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Godoy, Valle Hugo Matías. "Planificación confiable de un sistema eléctrico 100 % renovable en Chile." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/145806.
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Ingeniero Civil EléctricoLas energías renovables han aumentado en forma progresiva su presencia en los sistemas eléctricos de potencia alrededor del mundo. La actual dependencia energética en combustibles fósiles, el calentamiento global y los problemas (tanto sociales, como de seguridad) asociados a la energía nuclear, han estimulado el desarrollo de tecnologías que aprovechen los recursos renovables disponibles en cada nación. Muestra de lo anterior, es que actualmente 173 países (entre ellos Chile) ya cuentan con una política energética respecto al desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Ahora, si bien la investigación científica ha expandido el conocimiento respecto a este tipo de recursos y las tecnologías que permiten aprovecharlos, un número reducido de esfuerzos se han centrado en planificar matrices energéticas que no incluyan centrales convencionales que utilicen como fuente primaria de energía algún combustible fósil. Es así como esta investigación buscó dilucidar la composición y operación de un parque generador 100% renovable para Chile, el cual fuera confiable desde el punto de vista de las reservas necesarias para el control de frecuencia en varias escalas de tiempo, incluyendo la respuesta inercial del sistema. Los diversos escenarios planteados en esta investigación buscaron explorar la evolución de las matrices eléctricas óptimas y el impacto de las ecuaciones de seguridad de suministro, bajo distintos supuestos entre los que se encuentra una caída agresiva en los costos de inversión de centrales eólicas y solares fotovoltaicas (FV), distintos niveles de gestión de demanda o Demand Side Management (DSM) en la operación del sistema y distintas penetraciones (como porcentaje de la demanda sistémica) de energía eólica y solar FV, por ejemplo. Especial énfasis fue puesto en el impacto del nivel de inercia en el sistema para los diferentes escenarios, resaltándose las consecuencias de considerar (o omitir) aquellas ecuaciones que describen la respuesta inercial. La principal conclusión de este trabajo fue demostrar la factibilidad (desde el punto de vista de la seguridad de suministro) de varias matrices de generación que son 100% renovables, con distintos portafolios tecnológicos. En general se advierte que dichas matrices poseen una preferencia hacia la inversión en centrales hidráulicas (especialmente de embalse y pasada) tanto por su flexibilidad, como por su capacidad de generar energía limpia en términos neto (tecnologías de almacenamiento tales como las centrales hidráulicas de bombeo, no pueden generar electricidad en términos neto). El análisis de los resultados también permitió concluir que existen tecnologías con una importante orientación hacia la suficiencia de suministro, mientras que existen otras que preferentemente se desempeñan en el ámbito de los servicios complementarios. Adicionalmente, el hecho de que las centrales geotérmicas se comporten como centrales de base y que las tecnologías eólica y solar FV vean estimulada su penetración a niveles crecientes de gestión de demanda, constituyen también conclusiones relevantes de esta investigación.
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Matamala, Vergara Carlos Ignacio. "Márgenes de reserva en redes de transmisión e interconexiones para facilitar la integración de generación renovable." Tesis, Universidad de Chile, 2015. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/137717.
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Ingeniero Civil EléctricoEl Gobierno de Chile ha impuesto un gran desafío en el sector eléctrico que indica que al año 2025 el 20% de la energía eléctrica contratada en el país debe provenir de fuentes renovables no convencionales. Un fuerte crecimiento de generación renovable, como la eólica, implicará un incremento de requerimiento de reservas en los sistemas eléctricos. Con esto, se hace relevante un estudio sobre la capacidad óptima de las líneas de transmisión, con el fin de que en caso de variaciones en la generación renovable, el sistema pueda proveer reserva en giro y/o reserva pronta sin violar los límites de transmisión existentes. Así un aumento en la reserva del sistema, en una escala de tiempo operacional, va a impactar en la necesidad de mayor capacidad de transmisión en el largo plazo, por lo que es esperable que bajo ciertas circunstancias sea apropiado reforzar la red de transmisión con el fin de poder acceder a los servicios de reserva brindados por las distintas áreas del sistema de forma confiable. Los estándares actuales de sistemas eléctricos de potencia no toman en consideración los requerimientos de reserva para determinar la planificación de la transmisión, por esto, el aporte del presente trabajo de título es centrarse en los nuevos escenarios en los que se verán envueltos los sistemas eléctricos y las nuevas metodologías que serán necesarias tener en consideración para hacer una planificación que permita operar el sistema de forma confiable y a mínimo costo. Para llevar a cabo esta tarea se desarrolla un modelo de planificación de la transmisión que permite tomar en consideración los intercambios de reserva, su impacto en la operación y la planificación de la transmisión que permite operar el sistema eléctrico de manera óptima económicamente. El caso de estudio corresponde a la interconexión de los sistemas chilenos, Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), con el área del Noroeste Argentino (NOA) del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) operando de forma aislada. Los resultados obtenidos muestran las mejoras existentes al considerar en la planificación de la transmisión los aportes de reservas producto de la variación de la generación eólica. Se observó que la planificación tiende a aumentar la capacidad de la red a medida que son mayores los requerimientos de reserva. Además, los resultados demostraron las importantes ventajas económicas que resultan de permitir la transferencia de reserva por las líneas de transmisión entre los sistemas modelados. Finalmente se concluye que este modelo, pese a ser simplificado en la operación y planificación de la transmisión, tiene un fuerte impacto en las decisiones de planificación dados los requerimientos de reserva para una operación confiable del sistema. Así se alienta la expansión del presente trabajo adhiriendo la modelación de otros fenómenos (tasas de toma de carga, pérdidas en transmisión, etc.) involucrados en los sistemas eléctricos de potencia.
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Soto, Rojas Gustavo Andrés. "Análisis Económico de un Esquema Distribuído de Regulación de Frecuencia en el SIC." Tesis, Universidad de Chile, 2011. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/104180.
Full textAbstract:
La operación estable de los sistemas eléctricos requiere que en todo momento la
generación de energía iguale a la demanda, para que la frecuencia del sistema se mantenga
cercana a su valor nominal. Un desbalance entre la potencia activa generada y demandada
se traduce en una variación de la frecuencia eléctrica del sistema, la que si no es
restablecida con prontitud puede conducir a desconexiones de carga, acción de control
que significa para el usuario final la pérdida del suministro constante de energía. En el
SIC, el actual esquema de regulación de frecuencia lo conforma una máquina hidráulica
de embalse, cuyo estatismo es seteado en un valor muy cercano a cero y que cuenta con
un margen de potencia que le permite compensar los desequilibrios de oferta - demanda,
y otras unidades que son operadas con estatismos del orden del 5 %. Sin embargo, como
consecuencia del sostenido crecimiento que ha experimentado la demanda del SIC, el
margen de reserva requerido por el sistema para la regulación efectiva de frecuencia ha
ido en aumento, lo que hace que las unidades de embalse que tradicionalmente realizaban
la regulación y que tienen una capacidad limitada de generación (~100 [MW]) ya no sean
capaces de operar por los márgenes de regulación que el sistema requiere, quedando
inhabilitadas para ejercer como unidades piloto.
El objetivo del presente trabajo es revisar la aplicación de un esquema distribuido
de regulación de frecuencia, consistente en la acción de varias unidades del sistema
regulando frecuencia, sin la existencia de una unidad piloto. La metodología presentada
consta en una primera etapa de la realización de un despacho económico considerando
explícitamente el despacho de reservas de potencia, modelo de optimización lineal que
incorpora restricciones de transmisión, de disponibilidad hídrica y generación, del que se
obtienen los niveles óptimos de generación y reserva para las unidades del sistema. En
una segunda etapa, se busca la valorización de las reservas requeridas por el sistema para
hacer frente a las variaciones instantáneas de la demanda, para lo que se consideran datos
de la operación real del sistema bajo distintos escenarios de demanda por un horizonte
de 24 horas. Dicha valorización de reservas es contrastada con el caso base, en que la
regulación de frecuencia para cada escenario se realiza con una unidad piloto.
Los resultados muestran que el esquema de regulación de frecuencia de carácter
distribuido no reduce los costos de operación del sistema, aunque tiene la ventaja de que se
evita comprometer en sólo una unidad los márgenes de reserva que requiere la operación
con una unidad piloto. Contar con un mayor número de unidades, cada una de éstas
con reservas menores en promedio, reduce las pérdidas por eficiencia de las máquinas
reguladoras y posibilita un control mucho más robusto de la frecuencia del sistema ante
contingencias importantes, permitiendo una operación con mayores niveles de seguridad.
Además se evita que en escenarios hidrológicos secos, las reservas de la unidad piloto
se vean comprometidas, pues la obligación de la prestación de este SC recae en una
importante proporción sobre unidades térmicas.
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Sánchez, Muñoz Carlos Andrés. "Estudio de la Distorsión Armónica en una Planta Minera, sus Causas y Mitigaciones." Tesis, Universidad de Chile, 2008. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/103145.
Full text
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Bertran, Albertí Eduard. "Aportación al control digital óptimo de sistemas de energía eléctrica : aplicación a la regulación potencia - frecuencia." Doctoral thesis, Universitat Politècnica de Catalunya, 1985. http://hdl.handle.net/10803/5887.
Full textAbstract:
La tesi estudia aspectes relacionats amb el telecontrol digital de centrals hidràuliques de generació d'energia elèctrica, aportant una estratègia de regulació lineal òptima (RLO) que permet incloure en la formulació -i, per tant, compensar) els retards en el càlcul de l'acció de control. A més, la aportació d'una llei de control multinivell (multirate) permet millorar l'estabilitat quan es produeixen asincronismes entre la recepció de les telemesures i l'enviament de les ordres a les unitats generadores. Per a la validació de resultats, s'ha elaborat un model realista del sistema de generació de la zona catalana, acoblat a la resta peninsular i al francès. També s'aporta un exhaustiu estudi bibliogràfic sobre estratègies de regulació potència-freqüència (RPF) .
El la llei de control multinivell, s'ha considerat la possibilitat de reduir l'esforç de generació ponderant les realimentacions dels reguladors de velocitat de diferents unitats generadores. A més de tècniques de control Digital i de RLO; la tesi empra metodologies derivades de la Teoria de Sistemes de Gran Escala (LSS), dissenyant-ne els reguladors d'àrea autònoma (model de dues àrees d'Elgerd y Fosha) sobre una base de suboptimalitat, per posteriorment enfocar en el bloc coordinador tant efectes beneficiosos (Siljak) com perjudicials (Sundareshan) de les interconnexions entre subsistemes de la xarxa elèctrica
Esta tesis estudia aspectos relacionados con el telecontrol digital de las centrales hidráulicas de generación de energía eléctrica, aportando una estrategia de regulación lineal óptima (RLO) que permite incluir en la formulación - y, por tanto, compensar- los retardos de cálculo de la acción de control.
Además, la aportación de una ley de control multinivel (multirate) permite mejorar la estabilidad cuando se producen asincronismos entre la recepción de las telemedidas y el envío de órdenes a las unidades generadoras. Para la validación de resultados, se ha elaborado un modelo realista del sistema de generación de la zona catalana, acoplado al resto peninsular y al francés. Además, se aporta un exhaustivo estudio bibliográfico sobre estrategias de regulación potencia-frecuencia (RPF).
En la ley de control multinivel, se ha considerado la posibilidad de reducir el esfuerzo de generación ponderando las realimentaciones de los reguladores de velocidad de diferentes unidades generadoras. Además de técnicas de control digital y de RLO; la Tesis usa metodologías derivadas de la teoría de Sistemas de Gran Escala (LSS), diseñándose los reguladores de área autónoma (modelo de dos áreas de Elgerd y Fosha) sobre bases de suboptimalidad, para luego abordar en el bloque coordinador los efectos beneficiosos (Siljak) o perjudiciales (Sundareshan) de las interconexiones entre subsistemas de la red eléctrica.
This thesis assesses some aspects related with the digital telecontrol of hydraulic power plants, contributing with a control strategy based on the optimal linear regulator (OLR) which allows including -and, therefore, to compensate- the delays due to the control action computation in the problem formulation.
Besides, the new control law (multilevel & multirate) permits to improve the stability degree when it exists some asynchronism between the telemeasurements reception and the emission to the power units of the control commands. For checking theoretical results (in computer simulation), a realistic model of the Catalan power system (power generation &transportation levels) linked to the rest of the Iberian peninsular system, as well as to the French one, has been made. Additionally, a huge bibliographical study on power-frequency regulation strategies is documented in the thesis.
In the design of the multirate control law, the possibility to reduce generation efforts by weighting the feedback signals from different velocity (frequency) regulators has been considered. In addition to the Digital Control and OLR techniques, other methodologies from the Large Scale Systems (LSS) theory have been used. In particular, on a two-area model (Elgerd & Fosha model), the OLR design is made in a sub-optimality basis, being latter enlarged with a coordinator in order to take into account both beneficial (Sundareshan) or damaging (Siljak) aspects due to the electric interconnections with the whole power grid.
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Hinostroza, Noreña Pedro Martín. "Diseño e implementación de un actuador electrónico para regular la potencia eléctrica AC hasta 2000 W." Bachelor's thesis, Pontificia Universidad Católica del Perú, 2014. http://tesis.pucp.edu.pe/repositorio/handle/123456789/5420.
Full textAbstract:
La poca disponibilidad en el mercado nacional, alto costo y sobredimensionamiento de actuadores electrónicos para el control de temperatura en hornos eléctricos, conlleva a plantear el diseño e implementación de un sistema que se desempeñe de manera eficiente bajo las mismas condiciones de operación. .
El objetivo es de diseñar e implementar un actuador electrónico para regular la potencia eléctrica AC hasta 2000 W. El método seguido considera, primero investigar sobre los actuadores electrónicos para control de temperatura disponibles en el mercado, estudiar la tecnología y tendencias sobre regulación de potencia. Luego se identifica los requisitos para el diseño del sistema. Se plantea una posible solución, con la posterior selección de componentes y simulaciones para corroborar la funcionalidad y eficiencia del diseño. Finalmente, se realizara la implementación del circuito, realizando mediciones con un multímetro, un osciloscopio y un vatímetro; de esta forma se corrobora el diseño y simulaciones realizadas previamente.
Los resultados demuestran el correcto funcionamiento del sistema, logrando dosificar la potencia AC hacia una carga resistiva de manera proporcional a una señal de control.
Se concluye que la propuesta presentada en este trabajo de tesis cumple con la funcionalidad y requisitos de un actuador electrónico de 2000W orientado al control de temperatura en hornos eléctricos.Tesis
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Rivera, Cardoso Luis Miguel. "Propuesta de compensación reactiva de un motor asíncrono de inducción en función de su circuito equivalente." Bachelor's thesis, Universidad Católica Santo Toribio de Mogrovejo, 2019. http://hdl.handle.net/20.500.12423/1911.
Full textAbstract:
En el presente trabajo de tesis se ha investigado acerca de la utilidad del circuito equivalente de un motor eléctrico asíncrono de inducción en el dimensionamiento del capacitor adecuado para la compensación individual de su factor de potencia. A partir de la configuración del circuito equivalente de un motor dado, utilizando Matlab, se ha procedido a graficar todas las curvas características del motor, en especial las curvas del factor de potencia y de la potencia reactiva consumida en el rango de carga normal de la máquina. Después de un análisis gráfico, dadas las características del comportamiento de la potencia reactiva inductiva que consume el motor, se ha determinado que la potencia reactiva del capacitor trifásico necesario para la compensación individual puede ser de un valor fijo y que el valor de esa potencia reactiva se puede calcular a partir de la potencia aparente que consume el motor durante su marcha en vacío. De igual manera, una vez determinado el tamaño del capacitor, se ha investigado sobre la incidencia que tiene su ubicación dentro de su circuito derivado de alimentación en la necesidad de corregir el dimensionamiento de la protección y del cableado; encontrándose que para instalaciones existentes lo más recomendable es su colocación aguas arriba del dispositivo de protección del motor.Tesis
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Espinoza, San Martín RIcardo Andrés. "Desarrollo de un equivalente reducido del SING para estudios de estabilidad transitoria de primera oscilación." Tesis, Universidad de Chile, 2012. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/111319.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaEn 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.
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Larrain, Benavides Felipe Andrés. "Estudio de integración de las ERNC al SING: caso eólico." Tesis, Universidad de Chile, 2012. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/111943.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaEl 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.
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Sagredo, Ponce Javier Agusto. "Resonancia subsincrónica producto de la interconexión SIC-SING." Tesis, Universidad de Chile, 2016. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/140785.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil EléctricoEn este trabajo de título, se estudia el fenómeno de Resonancia Subsincrónica (SSR) que podría generarse producto de la línea de 617 km de longitud con compensación serie que unirá el Sistema Interconectado Central (SIC) con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se determinan modos de resonancia subsincrónica en el conjunto SIC-SING, y su nivel de amortiguamiento, a través de un análisis modal, para luego analizar si los generadores sincrónicos cercanos a la interconexión presentan riesgos de sufrir SSR. Se utiliza el modelo de interconexión propuesto por Engie (ex GDF Suez), que corresponde a una línea de 500 kV de corriente alterna (HVAC), que unirá las subestaciones Nueva Cardones, en el SIC, con Los Changos, en el SING, pasando por Cumbres, que será la subestación de compensación intermedia. Se busca identificar los riesgos que involucran dichos modos de resonancia en los generadores sincrónicos, determinando las medidas de mitigación necesarias para evitarlos, en el caso que ocurran. Se realiza una revisión bibliográfica para introducir el tema, que involucra teoría de compensación serie en Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), resonancias, fenómenos oscilatorios en SEP y mitigación de SSR. Se utiliza el software DIgSILENT PowerFactory, programa dedicado a la realización de estudios eléctricos de potencia ampliamente utilizado en Chile, como herramienta de simulación, obtención y comprobación de resultados. Del análisis modal realizado para llevar a cabo este estudio, se desprende que no existen modos de resonancia subsincrónica peligrosos, puesto que todos tienen un amortiguamiento sobre el 30%, muy por encima del mínimo de 5% que la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) exige. Se comprueba el carácter inofensivo de dichos modos mediante un análisis RMS, concluyéndose que el fenómeno de SSR no se produce, debido a que el sistema es lo suficientemente enmallado, y por tanto, suficientemente robusto como para que la resonancia subsincrónica no ocurra. Tras realizado este trabajo, se recomienda tener especial cuidado en la operación del sistema en la primera fase de la interconexión, cuando haya una máquina dedicada en el SING inyectando hacia el SIC, ya sea CTM3 o alguna IEM. Además, es importante corroborar y actualizar los modelos de las máquinas, sus controladores y PSS asociados, dado que son críticos en la obtención de resultados que se apeguen a la realidad (a la fecha, los CDEC siguen homologando modelos).
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Bilbao, Gavelan Gabriel. "Implementación de un Scada de energía eléctrica en una refinería polimetálica de 71 Mw. de potencia contratada." Universidad Nacional de Ingeniería. Programa Cybertesis PERÚ, 2006. http://cybertesis.uni.edu.pe/uni/2006/bilbao_gg/html/index-frames.html.
Full text
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Zapater, Migone Juan Pablo. "Modelo multivariable para estimación de consumo de potencia de molinos de trituración." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/148552.
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Ingeniero Civil MecánicoEl proceso de molienda en minería, en donde se procesa el mineral para pasar de una granulometría del orden de 1/2 pulgada, hasta aproximadamente 180 micrones, es un proceso que puede llegar a representar del orden del 35% del consumo energético de una mina. Por esto, sumado a la gran complejidad de esta operación, es de sumo interés realizar estudios en torno a ella, y en particular, predecir la potencia de consumo de los molinos de trituración. Los molinos usados en minería, son grandes equipos giratorios, con forma de cilindro orientado horizontalmente, que mediante el movimiento del mineral al interior de ellos, son capaces de reducir su granulometría. En este trabajo de título, se busca obtener un modelo matemático, que con información acerca de ciertas variables clave en el funcionamiento de un molino para molienda, es capaz de predecir potencia de consumo. El modelo busca ser capaz de incorporar variaciones en la geometría de la carga a lo largo de un molino, además de ser válido para un amplio rango de diámetros de molinos, así como distintos tipos de estos (SAG, AG y de bolas). Para obtener dicho modelo, se seleccionan variables que tengan relevancia física en la dinámica al interior del molino. Con esto, se describe una porción de la potencia que se quiere predecir realizando un balance energético para la carga al interior del molino, y la potencia restante se predice usando datos experimentales y el software Eureqa. Con estas ecuaciones, integrando numéricamente a lo largo del molino, se obtiene un programa en Matlab que es capaz de predecir la potencia de consumo de un molino de molienda. Luego, utilizando 77 mediciones de 66 molinos industriales, se estudia la capacidad predictiva del modelo. El modelo resultante muestra buena congruencia con los datos experimentales con los que se cuenta. Se destaca también, que se encuentran indicios que hacen pensar que las ecuaciones que describen los molinos de alta y baja relación de aspecto deben ser distintas.
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Plaza, Rojas Lorenzo Esteban. "Control de un conversor de cuatro piernas para compensar oscilaciones de potencia en el DC-LINK bajo desbalances en la red de distribución." Tesis, Universidad de Chile, 2017. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/146431.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil EléctricoEn los últimos años, la integración de fuentes de generación distribuida dentro los sistemas eléctricos ha emergido como un tema crítico impulsado principalmente por motivaciones ambientales e incentivos económicos. En este contexto, la utilización de convertidores fuente de voltaje (VSC, Voltage Source Converters) como interfaz generador-red ha cobrado cada vez más importancia, pues permiten operar y controlar los sistemas de generación, desempeñando un rol esencial en redes desbalanceadas. En el contexto de una red desbalanceada, aparecerán oscilaciones de potencia de doble frecuencia en la red, siendo reflejadas como ripple en el DC-link de un VSC. En la red, las oscilaciones de potencia activa pueden causar excesivo ruido y estrés mecánico en generadores sincrónicos, mientras que la potencia reactiva oscilante puede causar pérdidas excesivas sobre el sistema eléctrico. Análogamente las oscilaciones de potencia en el DC-link pueden afectar negativamente al desempeño de sistemas energizados por paneles solares, baterías y celdas de combustibles, reduciendo su eficiencia, vida útil y la confiabilidad en el largo plazo. Además, a causa de estas oscilaciones podría haber un eventual disparo de las protecciones por sobre tensión en el caso del DC-link, o por sobre corrientes en el convertidor lado red. En virtud de lo anterior, se han desarrollado distintas estrategias para controlar los VSC usando principalmente corrientes de secuencia positiva y negativa. Mediante estas corrientes los objetivos de control que se buscan conseguir son: compensación de oscilaciones de potencia activa en la red, potencia reactiva constante, corrientes balanceadas, DC-link sin ripple, entre otros. Dado que los grados de libertad que otorgan estas corrientes no son suficientes para alcanzar todos los objetivos de control que se quisieran, se podrían presentar significativas oscilaciones de potencia activa y/o reactiva de doble frecuencia de red o corrientes desbalanceadas de elevada magnitud. De manera alternativa se han propuesto nuevas estrategias de control usando corriente de secuencia cero y de este modo aumentar los grados de libertad, sin embargo la principal desventaja de estas estrategias es que pueden llegar a necesitar elevadas corrientes de secuencia cero, lo cual no siempre es posible de obtener según los límites nominales del sistema En este trabajo se propone una extensión de la estrategia de control que utiliza secuencia cero, permitiendo trabajar con corrientes de secuencia positiva, negativa y cero dentro de un esquema colaborativo. La estrategia propuesta tiene la capacidad de compensar las oscilaciones de potencia en el DC-link manteniendo las corrientes de fase y del neutro dentro del límite nominal, y mitigar las oscilaciones de potencia activa y reactiva de la red. Para lograr esto, la estrategia es diseñada utilizando MATLAB y simulada en el software PLECS con el fin de estudiar su comportamiento, y luego validada experimentalmente usando la plataforma de control dSPACE DS1103.
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Arraño, Vargas Felipe Antonio. "Esquema de detección de inestabilidad para operación en isla eléctrica utilizando sincrofasores." Tesis, Universidad de Chile, 2014. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/116369.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil EléctricoEn cualquier sistema eléctrico de potencia, sea éste complejo o no, existen perturbaciones o contingencias que pueden causar inestabilidad angular, de frecuencia y/o de tensión. El no poder recuperar el estado de equilibrio inicial se puede traducir en una segregación del sistema en dos o más partes, masivas pérdidas de suministro eléctrico o, lo que es peor aún, un apagón total. En los últimos años los sistemas de medición dinámica han experimentado un importante avance gracias a mediciones sincronizadas, éstas permiten adquirir varias muestras por segundo y proveer información coherente entre los ángulos de las medidas, haciéndolas comparables entre sí. Estas medidas otorgan información suficiente para evitar inestabilidades luego de ocurrida una perturbación, realizando acciones correctivas de protección sistémica tales como desprendimientos de carga, desprendimientos de generación y segregación en islas eléctricas de forma controlada. Considerando que esta tecnología puede ser aplicada en Chile, y particularmente en el sector sur del Sistema Interconectado Central (SIC), este trabajo propone un esquema de detección de inestabilidad para operación en isla eléctrica utilizando mediciones sincrofasoriales, con el objetivo de mantener el suministro eléctrico en la Isla Grande de Chiloé cuando el colapso del sistema es inminente luego de ocurrida una contingencia. El esquema verifica que tanto la diferencia angular, la primera y segunda derivada entre dos puntos del sistema permanezcan en una región estable o controlable. En caso de que alguna variable presente valores fuera de los límites establecidos se determina que el colapso del sistema es posible y que la segregación del sector seleccionado del resto de la red permitiría mantener el suministro eléctrico. Para la construcción de este esquema se simulan, en el software DIgSILENT y con la base del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC actualizada a la fecha, tres contingencias reales y seis contingencias extremas para cuatro escenarios de operación. El esquema logra tener una exactitud de 88,9% y una sensibilidad de un 66,7% por otro lado, la operación en isla eléctrica sería posible en solo un escenario de operación, siendo necesaria la implementación de Esquemas de Desconexión de Carga y de Generación para que sea posible en otros dos.
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Sepúlveda, Sepúlveda Rodrigo Heraldo. "Modelación de Centrales Térmicas de Ciclo Combinado y su Aplicación en el Problema de Predespacho de Unidades." Tesis, Universidad de Chile, 2011. http://repositorio.uchile.cl/handle/2250/102621.
Full textAbstract:
El predespacho de unidades consiste en un problema de optimización en que se decide el
estado de operación de cada unidad generadora presente en un sistema eléctrico, con el fin
de asegurar el abastecimiento de la demanda, respetando los requerimientos de reserva,
restricciones de operación de las centrales y minimizando los costos operativos de las
unidades térmicas. Dentro de las centrales de generación, las unidades de ciclo combinado
se caracterizan por acoplar dos ciclos termodinámicos: un ciclo a gas y otro a vapor. Estas
unidades presentan una gran flexibilidad de operación debido a las distintas combinaciones
en que pueden operar. Sin embargo, éstas introducen complicaciones en su modelación,
lo que ha sido abordado en la literatura especializada mediante los modelos por modos de
operación y por componentes.
En este trabajo se desarrolla e implementa un modelo matemático lineal enteromixto
de predespacho, con unidades térmicas de ciclo combinado representadas mediante
sus componentes, incorporando diversas características que describen su operación. Se
permite también la posibilidad de corregir parámetros que se vean afectados por la
temperatura ambiente.
Dentro de las restricciones de mayor relevancia para las unidades de ciclo combinado
se encuentran aquellas que describen su evolución temporal. Para modelar esta
característica se propone una modelación basada en la teoría de redes de flujo. Esta técnica
consiste en plantear un grafo dirigido no estático, conocido también como una red de flujo
a tiempo discreto, la cual se compone por arcos y nodos dependientes del tiempo. Esta
formulación permite relacionar los parámetros de tiempos mínimos de operación; partidas
en caliente, en tibio y en frío, y las transiciones entre combustibles.
Se verifica la ventaja de este modelo a través de ejemplos simulados, construidos en
base a datos reales del Sistema Interconectado del Norte Grande. El análisis de desempeño
se efectúa a través de dos pruebas: valor de la función objetivo del problema relajado y
tiempo de resolución del problema entero; comparando el modelo propuesto con otros dos
modelos de la literatura. Los resultados indican que la formulación basada en una red de
flujo a tiempo discreto logra mejores soluciones del problema relajado para el 60% de los
casos implementados, obteniéndose mejoras de aproximadamente 1% a 4% en el valor de
la función objetivo. También se logran reducir los tiempos de resolución del problema entero
en un 30% o más para el 50% de los casos estudiados.
Como trabajo futuro se propone extender la modelación basada en red de flujo
y desarrollar una herramienta computacional adecuada a esta técnica de optimización.
También se propone ampliar el modelo de predespacho a sistemas hidrotérmicos,
incorporando además las congestiones y las pérdidas óhmicas de la red de transmisión.
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Gutiérrez, Rozas Rodrigo Andrés. "Despacho de Carga Orientado a Eventual Separación en Islas." Tesis, Universidad de Chile, 2010. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/103969.
Full text
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Sepúlveda, Martínez Francisco Javier. "Aumento de la capacidad de transmisión del sistema de transmisión troncal del SIC a través de un sistema EDAG y EDAC." Tesis, Universidad de Chile, 2013. http://www.repositorio.uchile.cl/handle/2250/114721.
Full textAbstract:
Ingeniero Civil ElectricistaEn el marco de los altos precios de la energía eléctrica en Chile, en particular en el Sistema Interconectado Central (SIC), realizar un estudio sobre las capacidades máximas de transmisión resulta de vital importancia para poder descongestionar las líneas de transporte de energía eléctrica, haciendo la operación del sistema eléctrico más económica. Dado que el CDEC SIC tiene como obligación operar el sistema eléctrico a mínimo costo, la Dirección de Operaciones (DO) tiene la facultad de aumentar la capacidad de transmisión a través de esquemas de desconexión automático de carga (EDAC) y de generación (EDAG) haciendo uso de la capacidad de sobrecarga de los elementos serie del sistema de transmisión, cuando las líneas ya se encuentran operativas. Esta memoria de título se centra en el aumento de capacidad del sistema de transmisión troncal del SIC con esquemas de desconexión automático de carga (EDAC) y de generación (EDAG). Primero se hace un análisis del estado actual del sistema de transmisión troncal para encontrar las líneas que presentan congestión. Luego se procede a justificar económicamente que la solución con sistemas EDAG/EDAC es la adecuada. Se comprueba que los niveles de seguridad, usando dichos sistemas, se mantienen considerando cuatro escenarios que consisten en distintos niveles de transferencia de energía eléctrica proveniente del sur de subestación Charrúa (octava región) hacia el centro de consumo. Para cada escenario el sistema se somete a dos contingencias ocurridas en la línea de doble circuito Charrúa Ancoa 500 [kV] (línea que manifiesta congestión) que consisten en la desconexión intempestiva de uno de los circuitos y en un cortocircuito bifásico a tierra sin impedancia de falla ocurrida en la mitad de uno de los circuitos. La modelación de estas dos contingencias para los cuatro escenarios se realiza en DigSilent. Los resultados que se obtienen permiten concluir que sí es posible aumentar la capacidad de transmisión de la línea Charrúa Ancoa 500 [kV] sin comprometer la seguridad del sistema ante la ocurrencia de las contingencias descritas anteriormente. Sin embargo los márgenes admitidos en la Norma Técnica para la tensión en barras de 500 [kV] se ven violados y además presentan oscilaciones (estas últimas pueden ser superadas sintonizando los P.S.S. del sistema eléctrico) en el último escenario, cuando la línea está más sobrecargada. Luego, un aumento en la capacidad de transmisión con esquemas EDAG/EDAC es posible, pero se debe realizar en conjunto con una adecuada sintonización de los P.S.S. del sistema eléctrico.
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Huayta, Asencio Carlos Raydo. "Análisis del flujo de potencia del sistema eléctrico horno N° 4 por incremento de motores mediante el software ETAP, para garantizar la continuidad de suministro eléctrico-planta Condorcocha." Bachelor's thesis, Universidad Continental, 2017. http://repositorio.continental.edu.pe/handle/continental/3579.
Full textAbstract:
La presente tesis analiza los flujos de potencia y corrientes de corto circuito, con la finalidad de demostrar que el incremento de carga, debido a la ampliación del Horno IV, no afecta a las instalaciones de la Planta de UNACEM S.A.A garantizando la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional – SEIN.
Para realizar el estudio de investigación se desarrolló un diagnóstico del equipamiento ubicado en la Planta Condorcocha realizando análisis de flujo de potencia, análisis de corrientes de cortocircuito, determinando los posibles inconvenientes debido al incremento de carga y definiendo las soluciones de implementación en cada situación. Para las respectivas simulaciones se ha tomado en consideración la configuración del Sistema Eléctrico de la Planta Condorcocha (Horno IV) para determinar la situación actual y para la situación proyectada en máximas, media y mínimas demandas, utilizando la base de datos proporcionada por el COES para condiciones de máxima, media y mínima demanda como
información de referencia.Tesis