Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / En un trabajo previo se propuso un control de mitigación de efecto nube que permitía disminuir los efectos nocivos de la nubosidad parcial sobre parques fotovoltaicos en la frecuencia de sistemas eléctricos de potencia. Esto último sin la necesidad del uso de acumuladores de energía. La estrategia se basa en la operación sub-óptima de los parques (operación en deload) con tal de disponer de reservas de potencia. A pesar que la implementación del sistema nombrado mejoró la frecuencia del sistema de forma significativa en comparación al caso base (sin el sistema de control), la operación en deload de los parques implica una gran cantidad de energía que no se está aprovechando, lo que no se consideró en la metodología. Con tal de mejorar esto, el siguiente trabajo propone un control de mitigación de efecto nube en parques fotovoltaicos de gran escala basado en una herramienta de pronóstico de radiación. Esto último permite disminuir las pérdidas de energía junto con mitigar los efectos de la nubosidad parcial, mediante la determinación de un nivel de deload en los parques fotovoltaicos usando dicho pronóstico. En primer lugar, esta tesis presenta una revisión bibliográfica y discusión del estado del arte de las técnicas de pronóstico en parques fotovoltaicos. Se muestra que la selección de la técnica de pronóstico depende en la información disponible y la ventana de tiempo del pronóstico, es decir, dependerá del caso de estudio. Dicho esto, se propone el uso de una técnica de pronóstico basada en redes neuronales en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de Chile. El pronóstico sirve para determinar el nivel de deload en el parque fotovoltaico para los siguientes 10 minutos, en función de una rampa de radiación. Los resultados muestran que la implementación de la técnica de pronóstico no solo mejora la respuesta en frecuencia del sistema, sino que también disminuye las pérdidas energéticas de forma significativa. / Este trabajo fue parcialmente financiado por el Proyecto CONICYT/FONDAP/15110019 "Solar Energy Research Center" SERC-Chile y el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI)

Ingeniero Civil Eléctrico / En el marco de la pronta masificación del uso de energías renovables no convencionales en los sistemas eléctricos chilenos y en especial el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y considerando además que en el sistema de evaluación ambiental (SEA) ya se encuentran más de 87 proyectos fotovoltaicos (FV) informados de los cuales 67 ya se encuentran en estado de aprobados con una potencia instalada total de 3287 [MW], resulta de suma importancia la realización de estudios dinámicos con el fin de analizar los efectos de la incorporación de este tipo de tecnología en la estabilidad del sistema. Este trabajo se enfoca en el estudio del desempeño de una estrategia de control de efecto nube (EN) en las centrales FV, con el fin de mitigar el efecto provocado por el paso de nubes. En particular y considerando la poca flexibilidad del SING, resulta de especial interés el estudio en el periodo de febrero, donde se manifiesta el fenómeno climático invierno boliviano en la zona del norte de chile con mayor intensidad. El presente trabajo se centra en analizar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado al año 2020 frente a distintos niveles de penetración de energía FV. También se incorpora una estrategia de control (control de EN) en las plantas FV, vía conversor, con el fin de mitigar el efecto nube. Para incorporar el control de EN, fue necesario sectorizar cada central FV en 4 subcentrales FV más pequeñas con las mismas características internas. Además se realiza una incorporación de la operación deloaded o de reserva para cada central FV y por tanto para cada subcentral FV, con el objetivo de que entre las 4 subcentrales de cada central FV se brinden apoyo en potencia empleando sus respectivas reservas. Se realiza un estudio comparativo para los dos niveles de penetración FV mediante el software DigSILENT. Para lograr esto se modeló el sistema y cada uno de sus componentes, además de las centrales FV y el control mencionado anteriormente. En general, los resultados obtenidos muestran una mejora del desempeño del sistema al incorporar el control EN en los dos escenarios antes descritos. En particular para el escenario con menor penetración FV existe una mejora en la variabilidad de la frecuencia del sistema cercana a un 20% según los indicadores evaluados, en comparación para el caso con y sin control EN incorporado. Entre más baja sea la penetración FV, la mejora en frecuencia será mayor.