Ingeniero Civil Industrial / Los sistemas de electricidad en el mundo se enfrentan a retos de proporciones sin precedentes. En respuesta a la crisis del cambio climático, los gobiernos de algunos países desarrollados ya están comprometidos con invertir en tecnologías de generación renovable. En este contexto, se argumenta que tal compromiso con las energías renovables podría causar un aumento en el costo de generación. Sin embargo, este argumento no toma en cuenta los beneficios adicionales asociados a las energías renovables en términos de otras medidas de rendimiento económico, por ejemplo, el riesgo. En este trabajo se propone extender un modelo de optimización (basado en la investigación anterior de Bernales, Moreno, Rudnick e Inzunza, 2014) que determina portafolios de tecnologías de generación, incluyendo las renovables, minimizando el costo medio de inversión y operación, pero al mismo tiempo, limitando la exposición al riesgo asociado a los precios volátiles del combustible y escenarios hidrológicos de incertidumbre. El modelo es implementado para el Sistema Interconectado Central de Chile (SIC). A partir del análisis aplicado al caso chileno, se evidenció que la generación renovable puede cubrir los riesgos asociados a las variaciones de precios de combustibles y condiciones climáticas. Cuando el objetivo es la minimización de riesgo, se alcanza un 31,8% de generación renovable de manera económicamente óptima, sin la necesidad de aplicar una ley que imponga el cumplimiento de la meta de generación renovable de un 20% para el año 2025. Este resultado es importante porque indica que una alta penetración de tecnologías renovables puede ser justificada económicamente desde la perspectiva de reducción de riesgo. En caso opuesto, cuando el objetivo es exclusivamente la minimización de costos (i.e. planificador neutro al riesgo), la cuota de generación renovable respecto a la electricidad total producida es menor, alcanzando un 18.9%. Para incentivar el desarrollo de fuentes renovables también se puede aplicar un impuesto a las emisiones de CO2. Por esta razón se incluyó en los costos de operación una penalización a las emisiones y se realizó un análisis de sensibilidad con diferentes niveles de impuestos para analizar el efecto sobre la composición de los portafolios óptimos. Se demostró que un impuesto de US$10 por cada tonelada de CO2 emitida sería suficiente para inducir un 20% de generación renovable para todos los portafolios, independiente del nivel de riesgo (y bajo los supuestos de costos de este trabajo). Los portafolios obtenidos al aplicar un impuesto al CO2 difieren de los obtenidos al imponer un 20% de generación renovable como cota mínima (i.e. implementado como una restricción en el problema de optimización). Por ejemplo, en relación a la tecnología de concentración solar, su instalación se facilita al penalizar las emisiones de CO2. Finalmente, se concluye que bajo una planificación óptima no hay una fuente renovable ideal, ya que se complementan entre ellas formando un portafolio óptimo. La distribución óptima depende de los costos de generación, cobertura de riesgos y si las metas en base a políticas energéticas se alcanzan por leyes gubernamentales o mediante incentivos económicos, tales como los impuestos al carbono.

Ingeniero Civil Eléctrico / En 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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Ingeniero Civil Electricista / Debido al constante incremento en la demanda de energía y al actual nivel de carga de las líneas de transmisión, se hace cada vez más necesaria la expansión del sistema de transmisión. En ocasiones la instalación de líneas de transmisión aéreas no es posible o conveniente. Esto ocurre cuando el trazado de la línea pasa por zonas donde existen obstáculos muy difíciles de sortear, como ríos, cruces de aeropuertos, zonas expuestas a avalanchas o zonas densamente pobladas. En estos casos una alternativa viable es la instalación de líneas subterráneas. En este trabajo se realiza un estudio de las distintas tecnologías de cables de potencia disponibles para líneas subterráneas en alta tensión AC, identificando los principales parámetros que permiten obtener una estimación preliminar de la capacidad de la línea directamente enterrados. Posteriormente se implementa una línea de transmisión de este tipo en el Sistema Interconectado Central entre las subestaciones Lo Aguirre y Cerro Navia. Para lograr una estimación de la capacidad de la línea subterránea, en primer lugar se determina los parámetros de diseño de los cables de potencia AC, con los que se modela una línea subterránea. Luego, identificando las condiciones de operación y ambientales que influyen en la capacidad de la línea, se busca establecer una relación entre la potencia activa que es posible transmitir a través de la línea subterránea en función de su longitud. Al tener una estimación de la capacidad de las líneas subterráneas, se realiza un estudio de flujo de potencia, con la herramienta computacional DigSILENT Power Factory y la base de datos del SIC del año 2010, con la intención de evaluar el comportamiento de la línea subterránea que conectara las subestaciones Lo Aguirre y Cerro Navia. De los resultados se concluye que la capacidad de la línea subterránea difiere considerablemente dependiendo de la tecnología del cable. La cargabilidad y longitud máxima de la línea queda restringida térmicamente, y eventualmente por variación de tensión. Se verifica que los cables son una fuente de reactivos que está sujeta al nivel de carga de la línea. Por lo que la implementación de una línea subterránea directamente enterrada a 220 kV en el SIC es factible hasta unos 33 km, pero se debe tener en consideración que su cargabilidad depende de la longitud de la línea y que la compensación de reactivos podría ser necesaria en algunas condiciones de operación.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo de título consiste en el diseño e implementación de una herramienta computacional para la determinación de la carta de operación de generadores síncronos de rotor cilíndrico, orientado específicamente a centrales térmicas que forman parte del sistema eléctrico chileno, el cual se divide en dos grandes bloques llamados; Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande, o en sus siglas SIC y SING respectivamente. Es necesario disponer de un software que dibuje los diagramas de operación de las unidades generadoras, pues muchas centrales en el país no disponen de estas, y son una exigencia por parte del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande; CDEC-SIC y CDEC-SING hacia las centrales. Por otro lado permite un mejor monitoreo de las unidades generadoras por parte de los operadores en las centrales. El prototipo se diseña a través del software computacional Matlab, la cual posee un lenguaje de programación muy cómoda para el usuario. Matlab además posee aplicaciones, como la Interfaz Gráfica de Usuario, con su sigla en inglés GUI, que permite el diseño de interfaces, las que interactúan con el usuario en una amplia gama de aplicaciones. En esta memoria representa al sistema de Supervisión, Control y Adquisición de datos, SCADA. El modelo se valida mediante la comparación con los diagramas de operación de las unidades generadoras, Huasco TG (Turbina Gas): unidades 1-2-3, Huasco TV (Turbina Vapor): unidades 1-2, Bocamina: unidad 1, Diego de Almagro: unidad 1, todas propiedad de Endesa. Con esta herramienta computacional el operador de la central puede disponer del diagrama y punto de operación (Qop,Pop) de la unidad generadora en tiempo real, y de los datos de placa de este. Con ello se dispone de la zona factible de trabajo, y se evita exceder los límites del generador para así mejorar la coordinación y estabilidad en la operación del sistema. La confiabilidad que otorga el prototipo permite una operación técnico-económica más eficiente, óptima y en la toma de decisiones apropiadas por parte del operador ante contingencias en el sistema eléctrico de potencia.

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Magíster en Economía Aplicada / El ingreso de la energía solar en Chile ha ido en aumento durante el último año, debido a la cantidad de energía solar fotovoltaica presente en los sistemas SING y SIC. Además, en el corto plazo se realizará la interconexión de dichos sistemas. Por tanto, es de interés evaluar el beneficio económico de la interconexión desde un punto de vista de operación económica, considerando el potencial de energía solar fotovoltaica y la complementariedad de ambos sistemas. Este trabajo evalúa distintos casos en los cuales la expansión de los sistemas se realiza de manera aislada e interconectada, considerando una obligación anual de generación de energía solar fotovoltaica. Estos casos se definen en base a un modelo de mercado eléctrico competitivo presente en Chile en el cual los generadores invierten en unidades generadoras que sean rentables durante su vida útil. Además, un software de despacho económico para sistema hidrotérmico, multinodal y multiembalse es usado para simular la operación económica de las unidades. Entre todos los resultados analizados, los más interesantes muestran que la interconexión favorece el precio spot de energía de inyección de las unidades fotovoltaicas del SING, al contrario del SIC donde sus unidades fotovoltaicas se ven perjudicadas. El despacho de unidades de base se ve favorecido por la interconexión, desplazando unidades de alto costo operativo como motores diésel y fuel oil. Este despacho de base disminuye a medida que aumenta el nivel de energía solar fotovoltaica. Además, las centrales hidráulicas con capacidad de regulación reacomodan su despacho desde los bloques solares a los no solares. También existe un incentivo para las centrales de pasada para instalar estanques de regulación, debido al diferencial de precios entre bloques solares y no solares. Este incentivo se acentúa ante un escenario de interconexión y con alto nivel de penetración fotovoltaico. Lo anterior implica una disminución del costo de inversión en generación y operación, debido a la interconexión y al aumento de la energía solar. Integrar al modelo propuesto las restricciones técnicas propias de los sistemas, una mejor solución técnica respecto a la expansión de la transmisión, sensibilizar los casos respecto a niveles de demanda y precios de combustibles e integrar al equilibrio de largo plazo unidades generadoras de bajo costo variable que tengan capacidad de regulación, permitirían evaluar los niveles de penetración de energía intermitente óptimos, además de una mejor estimación de los costos de operación de la expansión para los casos analizados.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / El objetivo de esta Memoria es realizar un análisis jurídico del régimen de responsabilidad de los integrantes del Centro de Despacho Económico de Carga en los casos de fallas generalizadas en el suministro de energía eléctrica, desde el análisis de las normas de responsabilidad de la legislación eléctrica vigente y desde el punto de vista de la jurisprudencia dictada en la materia. Para lograr el objetivo antes mencionado, se ha efectuado un estudio respecto de los principios generales del Derecho Administrativo Sancionador, específicamente aquellos principios que informan al Derecho Administrativo Sancionador Eléctrico, y las normas eléctricas vigentes que lo configuran. Además, se efectúa una descripción general del sistema eléctrico chileno, su regulación y coordinación, se analiza el principio de seguridad como objetivo de dicho sistema, las facultades de la autoridad administrativa, en este caso la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, para fiscalizar y sancionar el incumplimiento de la normativa eléctrica vigente por parte de las empresas eléctricas, y se finaliza con un análisis jurisprudencial de los fallos dictados en la materia

Ingeniero Civil Electricista / Nuestro país está pasando por una etapa, dentro del crecimiento económico mostrado en los últimos 20 años, en que el tema energético está más latente que nunca. Se han presentado importantes proyectos mineros e industriales que buscan seguir el camino ascendente de crecimiento macroeconómico, pero sin embargo nos encontramos en un escenario con un alto nivel de incertidumbre en el sector encargado de generar la energía eléctrica, trayendo consigo, desde un aumento sostenido de la cuenta de electricidad en los hogares hasta miedo a invertir en Chile en diferentes áreas por parte de capitales extranjeros. Otro componente con el cual no se contaba hace un par de años, es la búsqueda por parte de la sociedad de ser escuchados en materia energética y medioambiental, que si bien no se cuenta con una base teóricamente fundamentada, es un comienzo alentador de generar debate dentro de la sociedad y crear una cultura energética. En el último tiempo hemos sentido latente una caracteristica desventajosa que posee nuestra matriz eléctrica: su alta dependencia energética. Los últmos años se han mostrado particularmente bajos en precipitaciones lo que obliga al sistema a operar con sus centrales térmicas, superando la energía generada con esta tecnología sobre la hidraúlica, esto repercute en un alza de los precios por energía. Es por esto que existen planes importantes para mitigar esta alta dependencia energética y buscar nuevas formas de generación, la ley ERNC, por ejemplo, obliga que al año 2024 el 10% de los retiros del SIC y SING provengan de energía límpia, renovable y no convencional. En el segmento de transmisión se observan problemas que se están traudciendo en fuertes congestiones debido al atraso de proyectos y al aumento de la demanda por energía. En este punto es donde nos convoca este trabajo, el retraso de la entrada en servicio de una línea de 500 kV que une las subestaciones Nogales y Cardones pronostica fuertes congestiones en el sector norte del SIC hasta el año 2018 cuando se espera su entrada en servicio. Para poder dimencionar el perjuicio económico debido a las fallas en su planificación y su posterior atraso se comparará este escenario base con un escenario donde la fecha de entrada de la línea corresponde a abril de 2013, una fecha en la cual el sistema ya comienza a ver congestiones en este sector y es oportuna su contrucción. El estudio de los casos arrojó que la entrada oportuna del proyecto de transmisión para el año 2013 reduce de manera importante los costos de operación, un resultado que debe ser tomado en cuenta por las autoridades y replantearse la mirada a corto plazo que se utiliza en la planificación de la transmisión. Es así que urgen lineamientos energéticos que permitan al país no enfrentarse con los problemas sociales y medioambientales que se han visto en el último tiempo y destrabar los proyectos de generación en sus etapas de evaluación que finalmente termina por perjudicar al sistema eléctrico y a la sociedad misma.

Ingeniero Civil Eléctrico / Durante los últimos años ha aumentado la incertidumbre respecto al futuro del sistema eléctrico de Chile producto del alto rechazo por parte de la sociedad al desarrollo de proyectos de centrales eléctricas y de líneas de transmisión, tanto por factores medioambientales como sociales. Es por este motivo que es de real interés analizar el sistema en diferentes situaciones ante el aumento inminente del consumo eléctrico del país al estar en vías de desarrollo. Este trabajo estudia el comportamiento en situación de demanda máxima del Sistema Interconectado Central (SIC), frente a la incoporación de nuevas centrales de generación según lo indicado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), y de la expansión del sistema de transmisión troncal, considerando la entrada en operación de dos de los más cuestionados proyectos energéticos en Chile: el Proyecto Hidroaysén de 2750 MW hidráulicos, a ubicarse en la zona sur de sistema, y el Proyecto Central Castilla de 2100 MW térmicos, a ubicarse en la zona norte del sistema. El estudio considera la creación de un modelo reducido del SIC tomando como base el año 2013, y proyectándolo al año 2033, utilizando la información pública provista por el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC), y de la CNE. Para ello, se realiza una proyección de la demanda en situación de demanda máxima anual, en cada una de las barras del modelo reducido. Se analizan los costos marginales en las barras y los flujos por las líneas de este, detectando posibles problemas de desacople. Se consideran 3 hidrologías: seca, normal y húmeda. Luego se realiza un análisis considerando la incorporación de cada una de las centrales de interés por sí sola, y de ninguna de ellas. La conclusión principal del estudio es que la entrada en operación de los Proyectos Hidroaysén y Castilla benefician al sistema, en cuanto permiten reducir los costos de operación de este y ser un respaldo para situaciones donde no haya radiación solar y/o no exista generación eólica producto de la intermitencia del viento. De esta forma, en caso de no poder entrar en operación por oposición social y política, se hace urgente buscar sustitutos que puedan proveer la potencia no suministrada por ellos.