Ingeniero Civil Eléctrico / En el último tiempo en Chile se ha manifestado un importante crecimiento de proyectos de centrales eólicas, contando a fines del 2012 con más de 3 GW en proyectos aprobados según el Servicio de Evaluación Ambiental. Sin embargo, debido a la naturaleza variable del recurso eólico estas centrales no pueden asegurar energía por un determinado periodo de tiempo, lo cual ha dificultado el concretar contratos en el mercado. Dentro de las medidas que permiten solucionar dicho problema se encuentra la implementación de sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en conjunto con los parques eólicos de forma tal de asegurar la inyección de energía durante un cierto periodo de tiempo. El problema de dicha solución son los altos costos de estas tecnologías los cuales no permiten su aplicación en gran envergadura, haciendo del dimensionamiento de estos equipos un problema de suma importancia. En el contexto anterior, el objetivo del presente trabajo es optimizar el tamaño del sistema de almacenamiento asociado a un parque eólico en términos de energía y potencia. La optimización se realiza de forma de maximizar las utilidades del conjunto parque eólico más almacenamiento. La estrategia utilizada consiste en almacenar energía durante periodos de precios bajos en el mercado spot e inyectar dicha energía durante periodos de precios altos. El dimensionamiento óptimo se realiza para un parque eólico hipotético modelado en base a mediciones de viento en la zona de Taltal. La tecnología de almacenamiento seleccionada para las simulaciones es una batería de sodio-azufre (Na-S). La razón para utilizar esta tecnología son sus bajos costos, alta eficiencia, alta capacidad de profundidad de descarga (DoD), elevada vida útil y demostrada aplicación en proyectos de gran capacidad energética enfocados en desplazamiento de carga en parques eólicos. Como resultado se concluye que con los precios actuales de la tecnología Na-S no se logra un proyecto de almacenamiento rentable bajo el esquema de operación propuesto. Debido a este resultado, se calcularon costos (de energía y potencia) tal que un proyecto de almacenamiento Na-S fuese rentable. Los resultados de dicho cálculo muestran que los costos debiesen disminuir en promedio un 50%, e.g. 255 USD/kWh, 500 USD/kW, con respecto a los costos actuales de manera que el proyecto sea rentable. Adicionalmente el análisis de sensibilidad mostró que el parámetro más influyente en el dimensionamiento de baterías es la eficiencia del SAE. Siguiéndole en importancia se encuentran los costos marginales del mercado spot, el límite de DoD del SAE y el costo de inversión por energía.

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

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas eléctricos tienen un rol fundamental ya que el desarrollo de la sociedad actual depende en gran medida del correcto funcionamiento de éste. Por otra parte, a lo largo de la historia, Chile ha sido protagonista por albergar terremotos de alta intensidad, lo que afecta de manera considerable el desempeño del sistema eléctrico. En base a lo anterior, el concepto de resiliencia en el sector eléctrico chileno ha tomado un papel protagónico que se ve reflejado en el marco regulatorio y políticas energéticas a nivel nacional. En este contexto, este trabajo busca cuantificar y analizar el beneficio del almacenamiento de energía a gran escala en la resiliencia del sistema eléctrico nacional frente a terremotos, donde se estudia el beneficio de distintas soluciones candidatas dentro de las cuales se incluyen líneas de transmisión, robustecimiento de subestaciones y almacenamiento de energía. Además, se determinan portafolios óptimos de inversión para mejorar la resiliencia del sistema en función de una restricción de presupuesto que permite invertir en una o varias soluciones combinadas en el Sistema Eléctrico Nacional (e.g. almacenamiento de energía, nuevas líneas de transmisión, etc.). Las cuantificaciones para calcular los beneficios de las distintas alternativas de inversión se realizan en un modelo de optimización vía simulación desarrollado en la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, el cual, mediante esta memoria, ha sido mejorado para incluir tecnologías de almacenamiento. De los resultados obtenidos, se logra identificar que la mejor solución individual para mejorar la resiliencia del sistema es la línea de interconexión HVDC entre El Desierto de Atacama y Santiago. Para el caso de donde se combinan múltiples soluciones (e.g. 3), se decide invertir en línea de interconexión, y robustecer las subestaciones Alto Jahuel y Cerro Navia-Lo Aguirre. Finalmente, se realiza un caso donde es posible invertir simultáneamente hasta en 5 soluciones tecnológicas, aquí el portafolio óptimo incluye dos centrales de almacenamiento en la subestación Cumbre 500 y subestación Lagunas. Una de las principales conclusiones es que el aporte del almacenamiento de energía a la resiliencia del sistema no se relaciona directamente con la capacidad de almacenar energía, sino que más bien con la capacidad de entregar potencia al sistema en ventanas de tiempo precisas. Esto se debe a que el aporte del almacenamiento de energía se produce en ventanas de tiempo acotadas justo después de la ocurrencia del terremoto cuando efectivamente existe energía no suministrada debido principalmente a restricciones de transmisión o generación, cuyas capacidades han sido degradadas como consecuencia del terremoto. A medida que transcurre el tiempo, la mayor parte de la energía desabastecida corresponde a consumo que se desconectan del sistema dada las contingencias sufridas directamente en el punto de conexión (e.g. subestaciones primarias) o aguas abajo.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Recursos y Medio Ambiente / Ingeniero Civil / Se proyecta que impulsado por la denominada ley 20/25 aprobada por el Senado en 2013, al año 2025 el parque generador de energías renovables no convencionales genere un 20% de la energía comercializada en el Sistema Interconectado Central (SIC). Si bien la introducción de este tipo de tecnologías implica contar con energía más limpia desde el punto de vista medioambiental, también involucra desafíos operacionales sobre el sistema eléctrico. Particularmente, la energía eólica tiene una alta variabilidad a nivel intradiario, lo cual implica que el sistema constantemente tiene que compensar las altas fluctuaciones de entrega de energía. Los sistemas de almacenamiento de energía son una alternativa para mitigar el efecto de estas fluctuaciones. El objetivo general de este trabajo es modificar el modelo hidrotérmico de predespacho MIP-UC del Centro de Energía de la FCFM de la universidad de Chile, para poder estudiar los efectos del uso de sistemas de almacenamiento en el sistema interconectado central. Uno de los objetivos específicos más importantes de esta tesis, es contribuir a la identificación de los puntos del SIC donde sería atractiva la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía. Usando el modelo MIP-UC modificado, se cuantifican los beneficios de la operación de sistemas de almacenamiento en el SIC en un año se simulación, se realizaron 3 etapas de selección en las que se va acotando la lista los puntos del SIC atractivos. Se establecen 4 puntos del SIC de mayor interés para la instalación de sistemas de almacenamiento: las barras Maitencillo 110, barra Degañ 110 y Ovalle 66 además de un sistema acoplado al parque éolico Sarco II. Posteriormente, se modeló un caso de estudio con 100 [MWh] de almacenamiento en cada uno de esos 4 puntos. Si bien los costos totales del sistema no disminuyeron con el uso de SAE s para el rango de capacidad estudiado, sí se produjo un beneficio en cuanto a la reducción en la operación de centrales térmicas y disminuciones considerables en los costos marginales de las barras con sistemas de almacenamiento, disminuciones del orden del 4%, 8% y 30% respectivamente para las barras estudiadas. Esa reducción en los costos marginales se traduce en una disminución del monto que se cancela por suministro de energía del orden de entre [5,1 MM USD] hasta 94,4 [MM USD] al año dependiendo del tipo de hidrología. Desde el punto de vista de los operadores de los sistemas de almacenamiento modelados, se logran beneficios anuales del orden de 1,3 [MM USD] en Maitencillo 110, 0,7 [MM USD] en Degañ y 1,8 [MM USD] en Ovalle 66, sin grandes fluctuaciones al sensibilizar los resultados con hidrologías y eficiencias de almacenamiento distintas. Con los niveles de almacenamiento estudiados y respecto del caso sin almacenamiento, no se aprecian diferencias significativas en la operación de embalses, que pudiesen afectar las condiciones hidroambientales aguas abajo de los embalses,. Se recomienda finalmente realizar estudios más profundos de instalación de sistemas de almacenamiento en los cuatro puntos del SIC señalados como más atractivos.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de almacenamiento de energía, en particular en baterías, son un conjunto de tecnologías que gracias a sus diversas características técnicas generan una variedad de aplicaciones que permiten mejorar el funcionamiento de los sistemas eléctricos. El objetivo principal del presente trabajo de título es el de estudiar, proponer y evaluar casos de estudio de problemas existentes o que puedan existir a futuro en el Sistema Interconectado Central (SIC) que puedan ser solucionados con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS). Los casos de estudio evaluados fueron los siguientes: el desplazamiento de reserva en giro para mejorar el control de frecuencia; el balance energético que puede existir en el norte del SIC entre la generación renovable y la generación a carbón; y el posible vertimiento de energía renovable debida a la aplicación de criterios de seguridad en la operación del sistema. La propuesta de tener reserva en giro en el norte del SIC mejora la respuesta del sistema. La opción del BESS tuvo mejor respuesta en frecuencia que la alternativa de utilizar Guacolda, central de base que podría proveer la reserva en giro propuesta. Además, con valores de inversión de mercado la alternativa del BESS es más atractiva desde el punto de vista económico. La variación en la generación de proyectos de ERNC en el norte genera problemas en el despacho de Guacolda, debido a los límites de transmisión existentes y por las características técnicas de las centrales a carbón. Dicho problema solo se presenta hasta 2018 con la ampliación del sistema de transmisión de 500 kV. Realizando la modelación horaria del sistema se encontraron zonas donde podría existir vertimiento de energía renovable en un futuro cercano, en los tramos Paposo Diego de Almagro y Pan de Azúcar Las Palmas principalmente. Los BESS podrían solucionar este problema, pero los costos sistémicos son tales que no alcanzan a financiar esta solución. Finalmente, la alternativa de usar BESS en el SIC es factible para el control de frecuencia, pero para los problemas técnicos que podrían existir con el aumento de generación ERNC se requiere profundizar su estudio para analizar el comportamiento dinámico de estos equipos. Además, mejorar los modelos de generación renovable o de las tecnologías de las centrales a carbón, permitirán un análisis mucho más certero frente a los problemas estudiados en el presente trabajo.

MCYT (Proyectos MAT 2000-0621 y AMB1999-1595-CE)

El presente trabajo de Tesis Doctoral se centró en el estudio de materiales carbonosos para el almacenamiento y generación de energía. Estos materiales han sido objeto de un intenso estudio ya que, debido a sus propiedades pueden aplicarse en tecnologías no contaminantes que pueden sustituir a los métodos convencionales. Entre las alternativas actuales sujetas a estudio, se encuentra el almacenamiento electroquímico de hidrógeno en materiales carbonosos (carbones activados y nanotubos de carbón) a partir de la descomposición del agua. En el presente trabajo se estudió el efecto del método electroquímico (salto único galvanostático ó múltiples saltos galvanostáticos) en el almacenamiento electroquímico de hidrógeno, así como el fenómeno de “spillover” por la presencia de nanopartículas metálicas de paladio. Otra alternativa de estudio es la reacción de reducción de oxígeno, de la cual depende el rendimiento de las pilas de combustible. De donde, se estudió el efecto de la presencia de nitrógeno como agente dopante en nanotubos de carbón (de pared sencilla y pared múltiple) en la respuesta electroquímica en diferentes medios electrolíticos, así como la actividad catalítica y el efecto de grupos nitrogenados en la capacidad específica para su uso como electrodos en supercondensadores.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Mecánico / De acuerdo a la necesidad de mitigar la variabilidad de producción de energía eléctrica mediante recursos renovables de naturaleza variable (energía solar y eólica), se analiza la factibilidad técnica de utilizar un sistema de almacenamiento de energía mediante bombeo de calor (Pumped Heat Energy Storage o PHES) utilizando CO2 como fluido de trabajo, lo que permite alcanzar altas eficiencias con bajo riesgo asociado al ciclo y un menor potencial de contaminación ambiental en comparación a otros fluidos de trabajo. El funcionamiento de un sistema PHES, consiste en el uso de bombas de calor para almacenar energía, en forma de calor (normalmente con sales fundidas tipo sal solar), a partir de superávit eléctrico, o bien en condiciones de bajo costo marginal en la red (alta generación de renovables - eólicas o fotovoltaicas). El calor almacenado es transformado nuevamente en energía eléctrica a través de un ciclo de potencia apropiado. Se establecen 6 distintas posibles configuraciones con distintos grados de viabilidad de acuerdo a tres factores: Las ventajas de utilizar el mismo fluido de trabajo en carga y descarga (Ciclo de descarga tipo Rankine de vapor o Brayton de CO2), la limitante tecnológica de la no existencia en el mercado de una turbina de CO2 apropiada (tipo de expansor en la bomba de calor: Turbina o válvula de expansión) y la limitante tecnológica-económica de los compresores de CO2 comerciales, los cuales no alcanzan temperaturas ideales para el uso de sales fundidas como medio de almacenamiento de calor (utilización o no de calentador eléctrico como complemento del compresor en la bomba de calor). Además se explora la posibilidad de utilizar 5 tipos distintos de sales fundidas, algunas de las cuales presentan potencial de ser producidas localmente. Se realizan modelos computacionales de cada configuración y se comparan eficiencias Round-Trip, eficiencia exergética de la bomba de calor y uso de sales fundidas principalmente. Se descartan combinaciones de sales fundidas con configuraciones que resultan inviables y se obtienen eficiencias Round-Trip entre 40 y 63% para aquellas viables, siendo la configuración con mayor eficiencia la con bomba de calor sin modificaciones y ciclo Rankine estándar (no considera restricciones), seguida por la configuración equivalente pero con calentador eléctrico (eficiencias 3-5% menores considerando restricción del compresor). Luego, las más prometedoras son aquellas con descarga Brayton, con eficiencias 4-7% inferiores que las con ciclo Rankine y presentando la posibilidad de utilizar los mismos equipos tanto en carga como descarga (ciclo Brayton reversible), aunque con mayores presiones de trabajo (asociado a mayores costos). Se considera necesario un estudio económico con mayor profundidad para determinar la conveniencia o no de este tipo de ciclos, así como también cuantificar las ventajas y desventaja de cada uno de los casos estudiados. Por último, de las 5 sales evaluadas, se detecta gran potencial en sales de litio (eficiencias 2-5% menores que sal solar con un requerimiento de flujo aproximadamente 40% menor) que podrían ser producidas en Chile dada la disponibilidad de materia prima.

Geólogo / Las fuentes de energía renovable como el sol y el viento, presentan variabilidad e intermitencia en la intensidad y disponibilidad del recurso, por lo que para poder integrarlas a los sistemas eléctricos de potencia, es necesario recurrir a tecnologías o sistemas de almacenamiento que permitan gestionar y aprovechar la energía (solar y eólica) en conformidad con la demanda energética. Los sistemas de almacenamiento de energía mediante aire comprimido (CAES) corresponden a una tecnología probada, comercialmente viable y medioambientalmente amigable. El proceso consiste en comprimir aire que se encuentra a presión atmosférica, utilizando energía (renovable) en los periodos de baja demanda energética, y almacenarlo dentro de reservorios subterráneos (cavernas de sal, acuíferos confinados, minas abandonadas). Luego, en los periodos de mayor demanda, el aire comprimido se libera y se expande a través de turbinas que generan energía eléctrica. Actualmente existen dos plantas CAES en funcionamiento (Alemania y Estados Unidos), en ambas el aire es almacenado en cavernas construidas dentro de formaciones salinas profundas (halita) y han operado de forma exitosa durante más de dos décadas. El objetivo de esta investigación es evaluar el escenario geológico para la implementación de sistemas CAES en Chile, país en el cual dado la existencia de un enorme potencial de energías renovables intermitentes, distribuido en diferentes zonas a lo largo de su territorio, presenta el escenario propicio para el desarrollo de sistemas de almacenamiento energético. Para llevar a cabo el estudio en primer lugar se realizó una extensa revisión de la literatura especializada en esta materia, con el fin de presentar el estado del arte de la tecnología CAES, analizar las ventajas técnico-económicas y detallar los criterios geológicos requeridos por cada una de las litologías que han sido reconocidas como útiles para almacenamiento de aire comprimido. En una segunda etapa se recopilaron los antecedentes geológicos de salares, acuíferos, reservorios de hidrocarburos y minas abandonadas, identificando las formaciones o sitios que cumplen con los requisitos estratigráficos y litológicos esenciales para el desarrollo de la tecnología, y en base a estos, se elaboró un catastro de los potenciales sitios para CAES a nivel país. Finalmente se propuso una metodología para la evaluación y caracterización geológica de formaciones salinas, y se realizó, a modo de ejemplo, la modelación conceptual de una caverna de almacenamiento de aire comprimido dentro de una formación salina (Salar de Atacama). A partir de los resultados obtenidos se identificó que en Chile existen formaciones geológicas con características adecuadas para el desarrollo de la tecnología CAES, siendo algunas más favorables que otras, ya sea por ventajas geológicas o por el potencial de energía renovable de la zona, donde destaca el sector del Salar de Atacama, que particularmente reúne ambas condiciones. Este trabajo, pretende contribuir a las futuras y exhaustivas investigaciones que se deben realizar tanto para la evaluación como para la caracterización geológica de sitio, lo que permitirá determinar la real factibilidad de implementar sistemas de aire comprimido en el territorio nacional.

Ingeniero Civil Electricista / Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) forman parte de un grupo de tecnologías que permiten experimentar mejoras significativas en la calidad y seguridad del producto eléctrico. El objetivo principal del presente trabajo de título se divide en dos: en primer lugar formular modelos de negocios con ESS que permitan entregar valor a un cliente en un requerimiento compatible con la acción de dichos dispositivos; y en segundo lugar, proponer una metodología de ubicación óptima de ESS buscando optimizar costos de operación y seguridad en sistemas interconectados. Se proponen los modelos de negocios de reserva en giro (RG), postergación de inversiones y EDAC negativo. En el modelo de RG se busca dar la reserva en giro en centrales que regulan frecuencia con BESS (\textit{Battery Energy Storage System}), lo cual permite recibir remuneraciones por SSCC y por el incremento en el nivel de generación, de esta manera se obtienen importantes ingresos por venta de energía. Postergación de inversiones busca descongestionar los sistemas de transmisión y distribución (líneas y transformadores) instalando BESS en el lado de la carga, lo que eventualmente pospone las inversiones por ampliación u obras nuevas. EDAC negativo evita el desprendimiento de carga de clientes industriales por acción del EDAC. En segundo lugar se propone la metodología de ubicación óptima, en la cual se maximiza el ahorro en costos de operación en horario punta (descarga) y valle (carga) de la demanda en un día, el que está dado por el ahorro para el sistema que significa operar con BESS, considerando un costo horario de AVI+COMA asociado a cada BESS instalado versus la situación sin BESS. Por otro lado, se propone la minimización de índices de desempeño estáticos de desviación de tensiones y uso del sistema de transmisión en horario punta. Se realizaron pruebas en el modelo IEEE 14 barras e IEEE 118 barras. Las pruebas para maximización de ahorros arrojan pequeños ahorros en operación horaria, pero que pueden ser significativos al considerar el régimen anual. La optimización de costos sólo aporta en recorte de punta y estabilización de costos marginales en las zonas de instalación de BESS. Para optimización de seguridad se logran reducir las desviaciones de tensión y en algunas barras se logran desactivar las restricciones de límites por sobretensiones, de forma similar se redistribuyen los flujos a través de los tramos de líneas, es decir, en tramos con bajo uso hay mayor circulación y en tramos con mayor uso hay reducción en los flujos. Lo anterior permite concluir que la solución con algoritmos genéticos permite encontrar buenas soluciones pese a que es un método que no asegura la convergencia al óptimo global.