Ingeniería Civil Eléctrica (Campus San Joaquín)

En el presente trabajo se estudió la implementación de sistemas de almacenamiento (ESS), en la planificación de la transmisión en Chile. Para ello se observaron los procesos involucrados en la regulación nacional, el estado de arte de las ESS de forma global, mecanismos de remuneración y aplicaciones de las ESS, con el fin de determinar la tecnología más eficiente para brindar soporte por Criterio N-1 y su estado en la regulación, siendo seleccionada para estos fines, las baterías (BESS) de ion-litio. Luego de terminado este proceso, se utilizó la herramienta Flex-Tran con el fin de determinar su utilización en un modelo reducido del sistema eléctrico nacional (SEN), determinando si la restricción al almacenamiento en la normativa vigente limita la expansión de estas como activo de transmisión. Esto a partir de escenarios proyectados y la utilización de BESS en esquemas de protección para el alivio de congestiones por Criterio N-1. Finalmente, se obtuvo que en el pago de anualidades de inversión en BESS durante 20 años de operación, el caso que no incorpora la restricción de capacidad, posee una menor variación que el caso que sí la considera, dado que al compararlos con un caso base, ambos aumentan la inversión en un 15,6 % y 9,2 % siendo la menor de estas la que utilizaba BESS de 1 hora. Por otro lado, esta solución no es significativa en la variación de los costos totales siendo en el caso que respeta la restricción un 0,4 % más barato y en el caso que no la respeta un 0,5 %, no afectando en mayor medida la operación de 20 años

La promulgación de la Ley N◦20.936 (2016) incorporó el concepto de Polo de Desarrollo, los cuales son zonas con un gran potencial ERNC que buscan adelantar las líneas de transmisión a las primeras etapas de construcción y puesta en servicio de proyectos de generación. Este concepto busca que la infraestructura de transmisión sea planificada centralmente para evitar que los multiples agentes de generación que entrarán en estas zonas tengan líneas particulares y, con esto, tener un sistema de transmisión compartido y más eficiente que cada proyecto individual. En esta memoria se trabajó con el polo de desarrollo Parinas, el cual tiene su nombre debido a la Subestación Parinas, ubicada en la región de Antofagasta, comuna de Taltal. Esta zona tiene un potencial de aproximadamente 6.000 [MW] de potencia por generar, en donde ya tiene dieciséis proyectos adjudicados y varios en proceso de licitación hasta enero del 2022 que entrarán en operación entre el 2026 y 2029, siendo las tecnologías solar fotovoltaica y eólica las predominantes, por lo que la entrada de esta cantidad de generación debe ser evacuada y transmitida de la mejor forma por el Sistema Eléctrico Nacional. El objetivo principal de este trabajo es proponer una conexión entre todas las centrales presentes en esta zona de la forma más eficiente tanto técnica como económicamente, para o cual se propondrán cinco alternativas de conexión entre centrales con distintas distribuciones más una sexta alternativa que se planteará dejando que el programa proponga las mejores soluciones con todas las líneas del polo de desarrollo como candidatas a construir, con la opción de agregar almacenamiento de 100 [MW] de capacidad y 100, 200 o 400 [MWh] de energía. Para obtener los resultados de las cinco alternativas planteadas se usará el software lex-Tran. Esta es una herramienta de planificación de la expansión de largo plazo que, minimizando los costos presentes de operación e inversión, entrega como solución un plan de obras de transmisión incluyendo líneas y almacenamiento. Sus variables de entrada son las hidrologías de todos los cauces relevantes para las centrales de generación, perfiles de recursos variables como el sol o vientos, costos combustibles, evolución en precios de almacenamiento, configuraciones propias del software al momento de simular, entre otros. Como configuraciones generales para esta memoria se trabajó un modelo de 43 barras simulando entre los años 2024 y 2032 con dos días representativos por año, con evoluciones de costos de almacenamiento y combustibles presentes en la PELP 2020 y un escenario con alta penetración ERNC. Los resultados obtenidos muestran que el impacto de integrar el polo de desarrollo es enorme en comparación a un caso sin polo de desarrollo, enerando disminuciones de casi 1.300 [MMUSD] en el costo operacional del sistema a través de los años simulados en el ...

En este trabajo se analizó, desde el punto de vista técnico y económico, el uso de tecnologías vanguardistas para la inspección de líneas de transmisión en Chile. Para esto se revisaron las investigaciones y la experiencia práctica internacional, se estudiaron las variables de operación que afectan el estado de salud de las líneas de transmisión y se cuantificaron los beneficios económicos de implementar cuadrillas de inspección con drones y cuadrillas de inspección con robots de suspensión. En el análisis técnico se estableció la importancia de implementar sensores de distancia y de contacto para un diagnóstico íntegro de las instalaciones de transmisión. Se determinó también el impacto de los drones como herramientas versátiles y económicas para inspeccionar líneas en ubicaciones geográficas desafiantes con una velocidad aceptable. Además, se estudió el potencial latente en los robots de suspensión como herramientas para el diagnóstico detallado de los componentes mecánicos de las líneas que son invisibles a simple vista. Se determinó desde el punto de vista económico, utilizando el modelo de valoración de la infraestructura de transmisión utilizado por la Comisión Nacional de Energía, que utilizando drones se puede reducir desde un 10,91% hasta un 18,81% el costo de inspección comparándose con el método de inspección terrestre tradicional. Además, se pudo avaluar el costo de un robot de suspensión (68.167,65 USD-151.421,58 USD) para que su implementación y utilización sea competitiva con los costos existentes en el mercado

Failures in electrical equipment due to insulation deterioration lead to interruption and restoration times in the operation of the electrical system, resulting in associated economic losses. One of the aging mechanisms in insulation are electrical trees, cavities in the insulation that grow in shapes similar to botanical trees. Monitoring electrical variables associated with electrical trees, such as partial discharges, would enable preventive actions against potential failures in electrical equipment. In this study, the predictive capability of the evolution of electrical trees was evaluated using artificial intelligence techniques. Data from partial discharges and lengths of electrical trees were collected through tests at 15 kV AC, 15 kV AC + 15 kV DC, and 15 kV AC-15 kV DC in epoxy resin samples. Prediction was performed using random forest and neural network models. The data were labeled with the deterioration state of each electrical tree based on its advancement, determined by inspecting its lengths and partial discharge characteristics. The training data were based on parameters from the IEC 60270 standard and phase-resolved partial discharge patterns. Prediction capabilities for the prediction of the states of electrical trees were achieved with approximately 90% accuracy for both random forest and neural network models. Additionally, it was observed that the phase-resolved partial discharge analysis within the feature set is of greater importance than the parameters of IEC 60270

Chile ha establecido metas ambiciosas para incrementar la participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) en su matriz energética. Este estudio aborda algunos de los desafíos y recomendaciones para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en el contexto de una creciente penetración de energías renovables no convencionales, lo que requiere el desarrollo de herramientas técnicas, económicas y regulatorias para asegurar la seguridad y calidad del servicio. La transición hacia una matriz energética con mayor presencia de ERNC plantea retos en la operación del sistema eléctrico. Específicamente, las tecnologías basadas en electrónica de potencia, como la energía eólica y fotovoltaica, impactan la robustez del sistema eléctrico. Dos parámetros fundamentales para medir esta robustez son la inercia sistémica, que evalúa la estabilidad de la frecuencia, y la potencia de cortocircuito, que representa la "rigidez" del voltaje en una barra. Para abordar estos desafíos, se analizan diversas tecnologías que pueden fortalecer el sistema eléctrico, destacando dos de ellas: los condensadores sincrónicos y los convertidores formadores de redes (GFM). Luego, se realiza una evaluación económica de la instalación de esta infraestructura, presentando cinco casos de estudio. Las recomendaciones y conclusiones principales del estudio se basan en el análisis de experiencias internacionales, con énfasis en dos países líderes en este ámbito: Reino Unido y Australia. El Reino Unido ya ha llevado a cabo licitaciones para implementar nuevas infraestructuras que aporten robustez a su sistema, incluyendo la tecnología de convertidores GFM, mientras que Australia cuenta con una normativa técnica avanzada para medir y responder ante un déficit de inercia o potencia de cortocircuito. Se enfatiza la importancia de desarrollar herramientas para medir la inercia en tiempo real, mencionando las experiencias del Reino Unido y ENTSO-e, que recomiendan el uso de Unidades de Medida de Fasores (PMUs). Esto permitiría reducir los requerimientos mínimos de inercia, disminuyendo así los costos de operación del sistema. Considerando la experiencia internacional y la evaluación económica, se recomienda medidas para enfrentar los desafíos mencionados: la implementación de normativas técnicas que permitan la instalación de convertidores GFM, la creación de nuevos servicios complementarios de estabilidad, licitaciones con periodos de prestación del servicio más reducido y el uso de herramientas de medición de inercia en tiempo real. Además, se destaca el creciente valor de la inercia sistémica y la potencia de cortocircuito en el mercado eléctrico. Con estas medidas, Chile estará mejor preparado para afrontar la creciente integración de energías renovables no convencionales en su matriz energética y garantizar un suministro eléctrico seguro y eficiente.