Ingeniero Civil Eléctrico / El actual esfuerzo mundial en busca de la descarbonización de la matriz energética ha provocado la incorporación de centrales renovables no convencionales a la red, provocando desafíos en su operación, y cuestionando la estructura de sus mercados. Ante esta situación, los sistemas de almacenamiento se presentan como una alternativa atractiva, motivando realizar una revisión de las posibilidades que ofrece el mercado para su incorporación. El objetivo principal del presente trabajo de título es identificar potenciales modelos de negocios para sistemas de almacenamiento, considerando el punto de vista de los distintos agentes que participan del mercado eléctrico. Se realiza una revisión del estado del arte del desarrollo de estas tecnologías en el mundo, junto a sus modelos de negocio y regulación, lo que da cuenta de una limitada flexibilidad regulatoria y de una necesaria revisión de los actuales diseños de mercado. En segundo lugar, se propone una clasificación de modelos de negocio en el contexto chileno, analizando al almacenamiento según la propuesta de valor, creación de valor y captura de valor. Por consiguiente, una vez detectados potenciales modelos, se analiza el riesgo financiero, regulatorio y operativo para cada uno de los agentes. En tercer lugar, bajo una visión prospectiva de la red nacional al año 2021, se cuantifica la propuesta de valor del almacenamiento en un escenario de alta penetración renovable. Para ello, se simula un escenario base y un escenario de alta penetración eólica y solar llamado ERNC, identificándose los desafíos que traen consigo las tecnologías de generación variable. Luego, bajo dicho escenario ERNC, se simulan distintas sensibilidades de sistemas de almacenamiento en la red, demostrando su aporte en flexibilidad, en confiabilidad y en la reducción de costos operativos. Consecuentemente, se estudian tres posibles modelos de negocio para una empresa generadora bajo el escenario ERNC, considerando el contexto del mercado eléctrico chileno. Primero, se analiza un modelo basado en arbitraje de precios, considerando el supuesto que el dueño de la central tiene la facultad en la decisión de sus consumos. El caso de estudio logra obtener un aumento en las utilidades en un 3% en comparación a una operación coordinada, motivando a regular la operación de estas tecnologías según su capacidad. Luego, se analiza un modelo que adiciona el servicio de reservas sistémicas, donde el actual esquema remunerativo parece un escenario favorable, lográndose aumentos en el margen operacional de hasta un 30%. Sin embargo, este sistema de remuneración está siendo revisado a la luz de la normativa de servicios complementarios. Finalmente, se estudia un modelo en el que el almacenamiento permite alterar el perfil de disponibilidad de una central solar, resultando dos posibles efectos. Por un lado, mejora el pago por potencia, mientras que, por otro, se tiene un mayor control en el suministro a un cliente en términos del balance de energía. El trabajo concluye que los modelos de negocio dependerán tanto del avance regulatorio a futuro como de la baja en los costos de inversión, sentando las bases para continuar con este tipo de estudios en futuras investigaciones.

Memoria para optar al título de Ingeniera Civil Industrial / Dado el crecimiento de la industria de la electromovilidad, surge la oportunidad de crear un sistema que sea capaz de reciclar los desechos de sus baterías de litio que están al 80% de su capacidad, a partir de un segundo uso de éstas. De aquí nace la idea de utilizar estas baterías para almacenamiento de energía solar. Es por esto que, el objetivo principal de este trabajo de título es evaluar la rentabilidad económica de implementar un sistema de baterías de ion litio en su segunda vida útil, extraídos de la electromovilidad, para la administración de cargos por potencia en la agroindustria, a través de energía eléctrica generada por energía solar fotovoltaica. Para ello, se requiere analizar el mercado actual de la movilidad eléctrica, para definir la cantidad de baterías de ion litio que habrá en un futuro (oferta), además del consumo eléctrico en la agroindustria (demanda). En cuanto a la oferta, en el trabajo de título de proyecta que para el año 2022 la cantidad de vehículos eléctricos sea más de 2140 y la demanda total de energía por año en la agroindustria es de 11.946 GWh. Como primera parte de la evaluación se desea obtener la disposición a pagar por las baterías de litio al final de su primera vida útil, por lo que se realizó una evaluación económica buscando el precio de las baterías que hace rentable el proyecto, dando como resultado un valor negativo, lo que indica que utilizar la batería usada no es rentable en el mercado chileno. A pesar de lo anterior, se decide realizar una evaluación económica para un caso real en la agroindustria, en donde el caso base es conectarse directamente a las red, y se compara con las siguientes alternativas: Uso de paneles solares que cargan baterías de segunda vida, uso de paneles solares que cargan baterías nuevas, uso de electricidad de la red que carga baterías de segunda vida y uso de electricidad de la red que carga baterías nuevas. En el caso principal, que es el uso de paneles solares y batería usada, el VAN es de -305.999.997 CLP y, en el último y mejor de los casos, el VAN da como resultado -24.501.191 CLP , por lo que se concluye que ninguna de las alternativas es rentable en comparación al uso directo de electricidad en hora punta. Para que el uso de una batería de litio comience a ser rentable, la inversión de los paneles fotovoltaicos debería disminuir en un 54% o, por otro lado, buscar un nuevo uso para estas baterías o realizar una evaluación social de proyectos, con el fin de analizar las ventajas medioambientales que genera no desecharlas directamente.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil Eléctrico / Existe una creciente preocupación por la sostenibilidad, producto del ritmo de consumo de recursos naturales de la actividad económica humana y en un contexto de cambio climático a escala global. En este sentido, la descarbonización de la oferta de energía de los sistemas eléctricos constituye un elemento clave. De hecho, se ha logrado incrementar sostenidamente la penetración de fuentes renovables a nivel mundial. Estas fuentes (eólica y solar), en su mayoría, tienen la desventaja de presentar una alta variabilidad y baja predictibilidad. Lo anterior se debe compensar agregando soluciones que aporten flexibilidad a los sistemas eléctricos. Las tendencias de costos observadas permiten suponer que las tecnologías de almacenamiento energético jugarán un rol relevante en la provisión de flexibilidad, debido a las características técnicas que éstas poseen. Si bien se han realizado importantes esfuerzos para determinar el dimensionamiento óptimo de estas tecnologías, se identifica una falencia de metodologías simplificadas y suficientemente precisas que faciliten el entendimiento de los conceptos básicos asociados. Por otra parte, también es deseable que estas metodologías puedan, además, ser utilizadas en la toma de decisiones en el sector. El objetivo de esta tesis es desarrollar una metodología gráfica-analítica que permita determinar la combinación mix óptima de tecnologías de generación y almacenamiento en un sistema eléctrico de potencia. Una metodología clásica utilizada para planificar parques de generadores es la denominada screening curves , en la cual los consumos se representan a través de una curva de duración. La metodología propuesta consiste en integrar de manera sistemática las tecnologías de almacenamiento, lográndose desarrollar un procedimiento secuencial que permite realizar una planificación centralizada a mínimo costo de tecnologías de generación y almacenamiento. Las energías renovables de carácter variable son integradas a través de distintos escenarios de penetración y su generación es descontada en forma cronológica de la estimación de consumo horario en el año de análisis. Junto con entregar un respaldo teórico a la metodología propuesta, ésta se valida con dos casos de estudio: uno teórico que permite detallar la aplicación del algoritmo, y un sistema basado en la proyección del sistema eléctrico chileno al año 2050. Ambos casos son contrastados con los resultados obtenidos con una metodología de planificación convencional de simulación numérica. Asimismo, se presenta un estudio adicional del sistema eléctrico alemán al año 2050. Los resultados obtenidos permiten validar el algoritmo propuesto. Se constata que la metodología converge al óptimo cuando el mismo problema es resuelto con métodos numéricos. Además, se observan bajos porcentajes de error al comparar con el resultado obtenido al resolver la planificación utilizando la curva de duración de carga sin su aproximación por bloques. Por otro lado, las diferencias son mayores cuando se compara con un modelamiento cronológico, lo que demanda una calibración exógena de parámetros del modelo, tales como el número de ciclos esperados del sistema de almacenamiento. Se presenta un análisis de conceptos técnico-económicos claves que determinan la integración y mix de tecnologías de almacenamiento a un sistema eléctrico. Estos constituyen el aporte de la tesis a potenciar la toma de decisiones respecto de la integración de sistemas de almacenamiento en un sistema eléctrico de potencia. Asimismo, estos conceptos buscan ser un aporte a la docencia y formación en el área. Como trabajo futuro se propone optimizar la selección del número de bloques de la curva de carga y la estimación del número de ciclos esperados de los Sistemas de Almacenamiento de Energía. / Este trabajo ha sido financiado por CONICYT

Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Los dispositivos de almacenamiento de energía en particular las baterías de ion-litio han sido ampliamente utilizados en aplicaciones como: electrónica de consumo, vehículos eléctricos y sistemas de potencia con el fin de proveer confiabilidad, seguridad, rentabilidad y eficiencia; por esta razón es necesario analizar distintas configuraciones de packs modulares de baterías de acuerdo a los requerimientos de cada aplicación. En este sentido el objetivo del presente trabajo es desarrollar e implementar una estrategia de control capaz de manejar inteligentemente la energía de un pack modular de baterías de ion-litio minimizando su degradación con respecto a una métrica de desempeño dentro de la operación de una nano-red. La gestión de la energía de la nano-red se hace a través de un despacho económico con alto nivel de penetración de energía renovable que considera el rango de oscilación del estado de carga del pack modular de baterías en el contexto de su degradación; con el fin de definir una combinación óptima de las unidades de generación al mínimo costo de operación y alimentando la demanda eléctrica. Las simulaciones del caso de estudio se llevan a cabo a través de una plataforma económica-degradación que contempla el almacenamiento real de cada batería del pack a través de la actualización de su energía máxima durante todo el horizonte de evaluación. La métrica de desempeño denominado Caso Base utiliza una batería de 100Ah para alimentar la demanda eléctrica de la nano-red por una autonomía energética de 8 horas como máximo, la cual es comparada versus todos los casos de estudio propuestos: Caso Sobredimensionado utiliza una batería de 150Ah, pack modular de 2 baterías analizado en dos casos de estudio: Caso A de (80-40Ah) y Caso B de (100-50Ah), pack modular de 3 baterías de (80-40-20Ah) bajo dos políticas operacionales de restricción del estado de carga diferentes (PO1 y PO2). En todos los casos de estudio la política operacional permite entregar la misma energía que la métrica de desempeño así como también el costo de inversión de todas las configuraciones es comparable. Finalmente los resultados muestran que todos los casos propuestos suministran la demanda eléctrica de la nano-red durante todo el horizonte de evaluación; destacando que todas las configuraciones logran una duración extra respecto a la métrica de desempeño. Por ejemplo el pack modular de 3 baterías PO1 presenta una duración extra en las tres baterías de 22, 16 y 30 meses respectivamente teniendo una inversión superior en 620 USD respecto al Caso Base. En consecuencia se puede concluir que la decisión final de selección del diseño modular obedece al criterio del ejecutor del proyecto y a la necesidad del sistema, de tal forma que si la inversión del pack modular es superior en el corto plazo la degradación de las baterías será menor en el largo plazo lo que permite generar mayor rentabilidad.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / El cambio climático que afecta a nuestro planeta ha sido un tema de debate en los últimos años en la comunidad científica. En el área de energía se han desarrollado diversas soluciones para afrontar este problema, entre las más destacadas están, la integración masiva de ERNC, políticas de contención de gases de efecto invernadero para centrales térmicas, la integración de pequeñas fuentes de generación de energía en un área de distribución (Generación Distribuida) y la incorporación de pequeños sistemas independientes como las micro-redes. El presente trabajo tiene por objetivo principal el desarrollo de un software de evaluación económica orientado en la implementación de diversos modelos de envejecimiento del sistema de almacenamiento de una micro-red, aplicados al controlador que determina el pre-despacho de las unidades de generación (EMS). Este software se comunica con el usuario mediante una interfaz gráfica, la cual se diseñó considerando un total control sobre las variables de simulación y los parámetros de la micro-red de estudio. La interfaz gráfica cumple además, la función de mostrar los resultados y estadísticas principales en la misma pantalla. El primer paso para el desarrollo de este software fue encontrar modelos de envejecimiento de baterías que se ajustaran a las necesidades del EMS. Estos modelos deben ser caracterizados por una cantidad pequeña de variables. El EMS plantea un problema de programación lineal entera mixta, por lo que las variables de los modelos encontrados deben ser fácilmente linealizadas. Se logró identificar tres modelos que responden a los requerimientos mencionados. Estos modelos son el de Drouilhet, el de Copetti y el de Bo Zhao. Posteriormente, se trabajó en integrar los modelos al EMS, en forma de restricciones en el problema de optimización. Antes de realizar las simulaciones pertinentes, se debió elegir una micro-red de pruebas que tuviera una extensa base de datos de operación, en este caso se seleccionó la micro-red de Huatacondo. Los parámetros fijos asociados a cada modelo de envejecimiento de las baterías se estimaron a partir de la base de datos antes mencionada y de la ficha técnica entregada por el fabricante. Estos parámetros fueron validados, encontrándose un error de un 6\% entre el valor de estado de salud propuesto por los modelos, y el valor esperado de estado de salud en función de las fechas de recambio de baterías encontradas en los informes realizados por el Centro de Energía. Para demostrar la versatilidad y eficacia de la herramienta, se efectuaron simulaciones en el corto y largo plazo, utilizando métodos de pre-despacho clásico y de horizonte deslizante. Los resultados de las simulaciones mostraron una reducción en los costos operacionales del orden del 38\% entre el EMS Base (sin considerar modelos de envejecimiento) y el EMS actualizado. Se observó una reducción en la actividad del banco de baterías, independiente del modelo implementado, la cual se reemplazó por una operación extendida de la unidad térmica. Algo similar se obtuvo con las simulaciones usando el método de pre-despacho con horizonte deslizante, los costos se redujeron en un 22\% con respecto al método clásico, esto debido a la disminución de la incertidumbre de las variables de entrada estimadas.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Mecánico / Al evaluar el desempeño eléctrico que tiene un tren a lo largo de una línea ferroviaria, es posible observar que se producen picos de potencia eléctrica durante la aceleración. Estos picos se producen durante un corto periodo de tiempo, sin embargo, repercuten directamente en los pagos por el suministro eléctrico. Este problema se ha solucionado de diferentes formas, entre las cuales se encuentran la optimización de las bitácoras de trenes y la introducción de sistemas de almacenamiento de energía. Este último método se ha ido posicionando en los últimos años debido a los decrecientes precios de los sistemas de almacenamiento. Dado el contexto anterior, en el presente estudio se estudiará la factibilidad técnica y económica de introducir sistemas de almacenamiento de energía en la línea 4 del metro de Santiago. La utilización de estos tienen como objetivo disminuir los costos asociados al pago por potencia, energía eléctrica y emisiones de gases de efecto invernadero. Además, se busca dotar a la línea de metro de un respaldo de energía, el cual pueda asistir al suministro eléctrico en contingencias. Este estudio se realiza en el marco del Proyecto FONDEF IT15 I 10085, el cual está a cargo del Centro de Energía y el Centro de Modelamiento Matemático. La metodología utilizada consiste en realizar simulaciones de la dinámica de un tren, para luego utilizar estos resultados en la cuantificación del recorte de potencia para diferentes tipos de tecnologías. Después, esta información es utilizada en conjunto con las características de la línea y los trenes, simulando el desempeño eléctrico de los diferentes escenarios durante un año. Finalmente, utilizando el costo de los sistemas de almacenamiento de energía, los costos del suministro eléctrico y los costos asociados a la emisión de gases de efecto invernadero, se realiza una evaluación económica social, midiendo la rentabilidad y el valor actual neto de los proyectos. Producto de la evaluación de los tipos de tecnologías de almacenamiento de energía, se selecciona el litio-titanato (LTO) y níquel-metal hidruro (Ni-MH) para el estudio, disponiendo los módulos de almacenamiento de energía a bordo de los trenes. En promedio se obtiene que el tamaño del sistema de almacenamiento de energía por tren es de 180 [kWH], con una potencia de carga/descarga máxima de 2423.3 [kW]. El estudio arroja que la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía permiten una reducción en promedio del 29.4% de la potencia máxima desarrollada por la línea, y por consecuencia, una reducción del consumo promedio de energía eléctrica en un 30.2%. De este modo, se consiguen ahorros en el uso del suministro eléctrico, y en los costos asociados a los gases de efecto invernadero. Finalmente al evaluar económicamente los proyectos en un horizonte de 10 años, se obtiene que todos ellos son socialmente rentables, obteniendo valores actuales netos desde los 7.9 hasta los 12.9 MMUSD. / FONDEF IT15 I 10.085, a cargo del centro de Energía y centro de Modelamiento Matemático

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica. Ingeniero Civil Eléctrico / La creciente penetración de energías de carácter variable en los últimos años permite prever que los sistemas eléctricos de potencia requerirán la incorporación de nuevas tecnologías que flexibilicen su operación. Entre estas tecnologías, una de las más importantes son los sistemas de almacenamiento basados en baterías (BESS) los que han demostrado tener la capacidad de entregar un amplio abanico de servicios a los SEP. En particular, en la bibliografía se menciona que los BESS tienen capacidad de aportar a la estabilidad transitoria de ángulo de los SEP, pero pocos trabajos profundizan en esto. Más aún, la incorporación de BESS en el sistema abre el problema de localizarlos óptimamente, lo que ha sido abordado principalmente desde perspectivas de operación económica, reducción de pérdidas o regulación de tensión. En este trabajo se estudia como la interacción de los BESS con los sistemas eléctricos permite mejorar su desempeño dinámico en términos de estabilidad transitoria. Comprendido esto, se diseña una metodología de localización óptima de módulos BESS, considerando criterios de estabilidad transitoria. El estudio demuestra que el intercambio de potencia de los BESS permite elevar la capacidad de transferencia de potencia activa de las máquinas del sistema durante una perturbación. Esto reduce la aceleración de los ángulos de rotor durante y después de la contingencia, aumentando la capacidad del sistema de mantener una operación estable. Se estudia además que este aporte del BESS se puede ver manifestado en el criterio de las áreas iguales, que determina el margen de estabilidad del sistema como la diferencia entre el área desacelerante y el área acelerante. Este margen de estabilidad para sistemas de varias máquinas se puede determinar según el equivalente SIME del sistema (single machine equivalent) el cual condensa la dinámica de los ángulos de todas las máquinas en la dinámica de una máquina equivalente. Por otra parte, el problema de localización óptima es un problema discreto, combinatorial, no lineal, por lo que se utilizan algoritmos genéticos (GA) para explorar el espacio de soluciones factibles. Si bien los GA no garantizan la obtención de optimalidad global, se ha demostrado que tienen una notable capacidad para encontrar soluciones cercanas al óptimo en tiempos de computo reducidos. Para evaluar el desempeño dinámico de una distribución de BESS, el algoritmo evalúa el margen de estabilidad del equivalente SIME del sistema. La metodología se implementa en el IEEE 39 bus system, modificado para representar un escenario de alta penetración renovable. La metodología permite la obtención de una distribución de módulos BESS que mejora el desempeño transitorio del sistema, focalizando el aporte de los BESS en torno a aquellas contingencias con peores desempeños dinámicos. Se comprueba además la capacidad del GA de encontrar buenas soluciones en tiempos de cómputos razonables, requiriendo la exploración de una ínfima porción del espacio de soluciones factibles para encontrar una buena distribución. Se verifica también la pertinencia del margen de estabilidad del equivalente SIME como una buena medida del desempeño dinámico del sistema.