Ingeniero Civil Electricista / Actualmente la forma de tarificar la distribución se basa en que los flujos de potencia tienen un sentido aguas abajo. La inclusión de nuevas tecnologías, como PMGD y generadoras residenciales, permiten inyectar energía a las redes de distribución desde los puntos de consumo, siendo necesario estudiar los fenómenos que potencialmente pueden ocurrir en esta situación y esbozar cómo enfrentarse desde la perspectiva tarifaria. El objetivo general de esta memoria es estudiar las implicancias en la tarificación de la distribución mediante la confección de un modelo básico que permita estudiar los costos de inversión, operación, mantenimiento y administración (A&C), pérdidas técnicas y sus efectos en las utilidades de las empresas. Así, se busca ver la respuesta en términos tarifarios de la conexión de tecnología de generación distribuida (GD) a las redes de distribución. Para ello se estudian los aspectos legales y regulatorios a nivel nacional. El modelo básico tarifario consiste en considerar al servicio de distribución como una caja negra cuyos parámetros son la anualidad de los costos totales representados como A&C, las pérdidas medias de las redes y el precio de compra de la energía desde las redes de subtransmisión. Además sus variables de entrada son la demanda, con distinción de alta y baja tensión, y la capacidad de generación distribuida, conectada en cuatro puntos de inyección. Las variables de salida son las pérdidas técnicas y la energía ingresada desde subtransmisión. Con los parámetros y variables antes mencionados se construye una función de utilidad, la que será objeto de análisis. Además, se establecerán 3 escenarios distintos en la influencia que tiene la conexión de GD sobre los costos A&C distinguiendo alta, media y baja penetración. La implementación del modelo se realiza con el programa DigSilent Power Factory 14.0 Para ello se utiliza el alimentador IEEE 34 nodes al cual se modifica su longitud para obtener 2 alimentadores diferentes, con el fin de poder aplicar los parámetros tarifarios relativos a 2 áreas típicas de distribución diferentes: ATD 1 y ATD 4. En ambas áreas típicas se obtienen utilidades negativas para los 3 escenarios. Finalmente, se concluye que, de acuerdo al modelo utilizado, se observa un decremento en las utilidades de las distribuidoras frente a GD, haciendo necesario un análisis profundo de las implicancias desde la perspectiva de la señal tarifaria al cliente final y la forma de introducción y financiamiento ya sea por parte del propio distribuidor como del Estado. Lo anterior hace necesaria la definición de una política energética que aborde esta problemática.

El problema de Coordinación Hidrotérmica busca encontrar la operación óptima para un Sistema Eléctrico Mixto, combinando en la solución los efectos de las etapas futuras así como los efectos que la hidrología tiene en la operación del sistema. Los Sistemas Eléctricos mixtos corresponden a aquellos sistemas en los que operan tanto centrales de generación hidráulicas, geotérmicos, térmicas y eólicas entre otras. Un ejemplo de estos sistemas es el Sistema Interconectado Central (SIC) chileno, que en particular tiene una alta presencia de centrales hidráulicas y térmicas, en el cual en un año promedio un cuarenta por ciento de la energía viene de fuentes hidráulicas y un sesenta de fuentes térmicas. Desde el punto de vista de los costos de operación, estas dos fuentes de generación presentan importantes diferencias. Mientras los costos variables de una central hidráulica son bajos, los de una central térmica son más altos debido al combustible que requiere para la generación de energía. Por otro lado las centrales hidráulicas tienen costos de inversión más elevados que las centrales térmicas. Otra diferencia entre estas tecnologías es que las centrales hidráulicas son capaces de generar energía de acuerdo a la cantidad de agua que reciben de sus afluentes o que son capaces de almacenar (en embalses o estanques de regulación). Esta característica las hace dependientes del clima, en particular de la hidrología de una determinada zona geográfica. Debido a que no es posible predecir la hidrología, ésta se modela como una variable aleatoria. El problema de Coordinación Hidrotérmica busca la manera óptima de operar un sistema mixto en el mediano y largo plazo. Tiene una naturaleza estocástica, debido a la incertidumbre presente al modelar la operación de las centrales hidráulicas. Corresponde a un problema de gran escala que incorpora muchos elementos; centrales de generación, redes de distribución, centros de consumo y restricciones técnicas y ambientales. En el presente trabajo se desarrollan y aplican metodologías de programación estocástica para la resolución de un problema de Coordinación Hidrotérmica, en particular para un sistema de generación mixto. Se estudian técnicas de descomposición para problemas estocásticos que permitan trabajar con problemas de gran escala y se trabajan métodos de generación y selección de escenarios hidrológicos con el objetivo de representar de manera adecuada las componentes estocásticas del problema. La metodología utilizada para la resolución de este problema se basa en el algoritmo Progressive Hedging (PH). En este trabajo se busca resolver un problema de planificación eléctrica a través de PH. Sobre este algoritmo se desarrollan una serie de ajustes de acuerdo a las características especiales del problema. También se realizan comparaciones con las técnicas que se utilizan actualmente para resolver este problema y se analizan las ventajas que ofrece PH para este problema en particular. El problema de Coordinación Hidrotérmica corresponde a un problema cuadrático debido a que cuenta tanto con función objetivo cuadrática como con algunas restricciones cuadráticas. La función de costos de las centrales térmicas es modelada de manera cuadrática, así como también las pérdidas de energía en las líneas de transmisión son cuadráticas. PH es un algoritmo de descomposición por escenarios que entrega soluciones exactas para programas convexos. Funciona resolviendo sucesivas veces cada escenario por separado, penalizado por desviarse de la solución promedio. Debido a su estructura, es de naturaleza fácilmente paralelizable. Dentro de los resultados se logra solucionar el problema para una serie de instancias, incluyendo instancias de tamaño real del Sistema Interconectado Central chileno. Además se realizan comparaciones entre PH y SDDP, otro de los métodos de solución del problema, mostrando las ventajas y desventajas que PH ofrece. Finalmente se concluye que PH ofrece buenas posibilidades como metodología de solución para el Problema de Coordinación Hidrotérmica. Si bien actualmente no es competitivo, en el futuro, se pueden desarrollar implementaciones basadas en computación paralela que puedan ser competitivas con las técnicas actuales de resolución.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / El presente trabajo tiene como objetivo determinar el riesgo de no pago de las cuentas de energía de una distribuidora eléctrica, considerando el riesgo adicional asociado a las reprogramaciones de deudas morosas de energía (convenios de energía). El principal desafío que se asume esta investigación, es la carencia de información que permita identificar a los clientes, ya que no se posee información de perfil, por esta razón el análisis se centra en la información de comportamiento de pagos. El desafío fue superado con éxito, ya que los modelos planteados obtienen indicadores de predicción de un 80% de exactitud, lo que según las mejores prácticas de la industria financiera es considerado bueno (se considera aceptable una exactitud del 60%). Aplicando herramientas matemáticas se analiza el comportamiento de pago de forma individual y global para poder inferir la probabilidad de que un cliente caiga en incumplimiento de sus obligaciones a futuro (enfoque individual) o poder determinar que fracción de saldos adeudados evolucionarán a deudas incobrables (enfoque global). Este análisis se traduce en modelos que permiten predecir las pérdidas esperadas para un plazo futuro, producto del incumplimiento de obligaciones de pago por parte de los clientes pertenecientes a la cartera masiva de la distribuidora eléctrica. En el enfoque individual se desarrollaron regresiones logísticas que hacen posible encontrar la probabilidad de ocurrencia del evento “incumplimiento”. Luego se determinó la severidad de pérdidas dado que los clientes incumplen con sus obligaciones de pago, con ello se ajustan las probabilidades individuales a distribuciones de probabilidad, para mediante simulaciones de Montecarlo encontrar la distribución de pérdidas, y así determinar el valor esperado de la pérdida y la pérdida máxima posible al 95% de confianza. En el enfoque global el comportamiento de pago se modeló como una cadena de Markov homogénea y a tiempo discreto, donde se definieron estados de morosidad y se determinaron las probabilidades de transición de los saldos adeudados entre estados de un mes a otro. Para determinar el riesgo adicional asociado a los convenios de energía, las metodologías propuestas en este trabajo de investigación dividen la cartera de clientes masivos en dos grupos: “Clientes Sin Convenios” y “Clientes Con Convenios”. A partir de los cuales se crearon modelos que permiten determinar el riesgo de no pago de cada uno de ellos. Para el caso de Clientes Con Convenios, se realizaron modelos que permiten cuantificar el riesgo adicional que asume la distribuidora por no realizar el corte de suministro y dar la posibilidad que un cliente que estaba en situación de morosidad, pueda seguir aumentando su deuda. Finalmente se puede concluir; que al aplicar las metodologías descritas anteriormente, se obtuvieron los siguientes niveles de riesgo: Riesgo de la Cartera Sin Convenios: 0,4% Riesgo de la Cartera Con Convenios: 19% Riesgo de la Cartera Con Convenios: 32% (analizando efecto aumento de deudas por las reprogramaciones).

Durante el año 2008 hubo una fuerte restricción en la oferta de energía en el SIC, debido a condiciones hidrológicas adversas, ausencia de gas natural y escasa inversión en nuevas plantas de generación. Para evitar el racionamiento, entre otras medidas la autoridad instruyó a las empresas distribuidoras a reducir la tensión en el punto de conexión de sus clientes en hasta un 10% bajo la tensión nominal de suministro en zonas urbanas y en hasta un 12,5% en zonas rurales. El objetivo principal del trabajo de título aquí presentado, consiste en contribuir con elementos técnicos que permitan evaluar los efectos de una medida de reducción de tensión como herramienta de disminución de la demanda de electricidad a nivel del sistema de subtransmisión de Chilectra. Un objetivo secundario es analizar los efectos a nivel de sistema interconectado de dicha medida. Para poder lograr ambos objetivos es fundamental contar con un modelo de carga actualizado, el que además se proyecta como de gran utilidad para su uso en estudios de operación y planificación de los sistemas de distribución y de subtransmisión. El estudio comienza presentando una revisión bibliográfica sobre modelación de carga en función de la tensión y la frecuencia. Se exponen los modelos más ampliamente usados, las formas de obtener sus parámetros y distintos métodos de resolución. Para analizar los efectos a nivel de sistema, se realizan diversas reuniones técnicas con profesionales de empresas e instituciones que estuvieron directamente involucradas con la administración y/o control de la medida de reducción de voltaje. Una síntesis de estas reuniones se incluye en la memoria. Asimismo, se evalúan casos teóricos en sistemas pequeños para analizar el impacto del tipo de carga (dependencia de tensión), y de la compensación reactiva, sobre la efectividad de la medida de baja de tensión analizada. En dicho análisis se identifica un caso particular donde esta medida resulta ser contraproducente. Gran parte del desarrollo de esta memoria de título se construye a partir de ensayos de terreno, en los que se midieron las variaciones de potencia activa y reactiva debido a variaciones del voltaje en 8 transformadores de poder de Chilectra (6 de 110/12 kV y 2 de 110/23 kV). Con estos datos se realiza la modelación de los consumos asociados a dichos transformadores utilizando un procedimiento detallado en la revisión bibliográfica. Para estos efectos, se consideran tres horarios distintos para un día de semana. Cabe señalar que el caso particular mencionado anteriormente fue constatado en las mediciones de terreno. Se desarrolla un programa computacional en MATLAB para estimar los modelos de carga asociados a los transformadores que no pudieron ser ensayados. Dicho programa consideró dos métodos de resolución basados en reconocimiento de curvas de carga. Finalmente, se evalúa la medida de baja de tensión sobre un modelo reducido del SIC bajo la condición de operación que motiva el estudio y en distintos horarios (niveles de carga), concluyendo que la medida de baja de voltaje en sistemas de distribución es eficaz y puede significar una disminución en torno a los 60 MW bajo la condición de verano con hidrología seca, lo que equivale a un 3.3% de una demanda en Chilectra de 1815 MW. Queda propuesto como trabajo futuro realizar la modelación de cargas asociadas a otros transformadores de poder, extendiendo asimismo los modelos de carga para los meses de invierno.

Ingeniero Civil Eléctrico / Las micro-redes han surgido como solución para aquellas comunidades que se encuentran aisladas y desconectadas de los grandes sistemas de energía. En estas micro-redes, los recursos renovables de generación son escasos y de alta variabilidad, por lo que es crítico definir un esquema de operación que optimice la operación, que es el sistema de gestión de la energía (Energy Management System - EMS). Una de las estrategias con las que se cuenta, es realizar gestión de la demanda (Demand Side Management - DSM), que busca modificar el consumo de los usuarios. Para diseñar una estrategia de DSM, es de importancia tener una estimación de la respuesta de los usuarios frente a ella, para así determinar entre qué rangos se puede esperar que los usuarios varíen su consumo y determinar qué indicaciones enviar al consumidor para generar una respuesta deseada. En la comunidad de Huatacondo, al norte de Chile, se encuentra instalada una micro-red aislada desde el año 2010. Esta micro-red cuenta con un EMS que se encarga del despacho de la energía y busca minimizar los costos de operación. La estrategia de DSM implementada consiste en un semáforo indicativo que puede mostrar las luces verde, amarilla y roja, correspondientes a aumentar, mantener y disminuir el consumo, respectivamente. Si bien las señales mostradas por el semáforo tienen un significado intuitivo, no se tiene una cuantificación de la respuesta que generan sobre los usuarios, por lo que este conocimiento no se incorpora al proceso de optimización. En esta memoria se aborda el problema de modelar la respuesta para tener una estimación del rango real en el que responderán los usuarios, con el fin de generar una gestión de demanda adecuada sobre ellos y así, optimizar el funcionamiento de la micro-red. Con la obtención de un modelo se posibilita la inclusión de este conocimiento al proceso de optimización del EMS. Dado que se cuenta con pocos datos del DSM funcionando, se desarrolla un simulador de consumo con y sin gestión de demanda para la comunidad, que genera datos que permiten modelar la respuesta de los usuarios en base a la hora y color del semáforo que se tienen como entradas. Este modelo se compara con una tabla obtenida a partir del cálculo de las medias de los datos de entrenamiento. Con esta modelación, se pueden determinar los factores de desplazamiento máximos y mínimos esperados para cada hora. Los resultados simulados en el optimizador fuera de línea del EMS con el método propuesto muestran una disminución de los costos de combustible diésel utilizado, reduciéndose hasta un 3.55% respecto a un caso base sin DSM.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) pueden ser utilizados para realizar mejoras sustanciales en los sistemas eléctricos de potencia. Esto se debe a la flexibilidad que entregan durante la carga y la descarga, permitiendo diversas aplicaciones, entre las que destacan el recorte de potencia punta; compra y venta de energía, disminución de pérdidas en líneas de transmisión y evitar congestión el líneas de transmisión. En particular para una distribuidora resulta de especial interés estas características del ESS, ya que le permiten aumentar su rentabilidad. El objetivo principal de esta tesis es dimensionar y localizar de manera óptima ESS con el objetivo de recortar la punta de demanda en redes de distribución (RD). Junto con lo anterior se busca relacionar la optimización con parámetros importantes de ESS, tales como los costos de inversión, eficiencia y vida útil. Para lograr esto se propone una metodología que considera el punto de vista de la distribuidora. Esta metodología evalúa el pago por potencia y compra de energía por parte de la distribuidora; los costos de inversión, y los costos de operación y mantenimiento del ESS. A partir de esta metodología se obtienen diferentes costos de inversión frontera al variar parámetros del BESS tales como la eficiencia y la vida útil. Estas fronteras de costos de inversión determinan el límite costo que hace aún rentable al proyecto de BESS para la distribuidora. Los resultados muestran que el dimensionamiento óptimo está fuertemente afectado por los costos de inversión del BESS. Por otro lado, el parámetro técnico que permite una mayor mejora desde el punto de vista de la reducción de costos de la distribuidora es la vida útil de ESS, donde, por sobre los 5000 ciclos es posible rentabilizar proyectos con los costos de inversión presentes en varias tecnologías actuales. Al utilizar una estrategia de localización óptima la reducción de costos aumenta en de un 4 al 7,5% con respecto al dimensionamiento óptimo y su importancia relativa en el proyecto de BESS depende del precio de la energía. La reducción de costos que se obtiene de la localización óptima de módulos de BESS alcanza una saturación a medida que la cantidad de módulos de BESS aumenta. Este efecto sugiere que existe una cantidad óptima de módulos a localizar.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Uno de los principales desafíos en el desarrollo futuro de los sistemas eléctricos es la incorporación costo efectiva de recursos renovables. En ese sentido, Latinoamérica cuenta con un alto potencial renovable; sin embargo, las metas esperadas por cada uno de los países de la región son aún conservadoras. La hipótesis de este trabajo es que la integración eléctrica entre los países de la región Latinoamericana puede permitir una mayor participación de generación renovable sin incrementar los costos totales. Este estudio incluye una revisión de otros estudios enfocados en Latinoamérica en relación con la integración eléctrica, con el objetivo de incluir enfoques metodológicos o elementos utilizados. Estos trabajos han sido también considerados como referencias para definir candidatos de interconexión. Por otro lado, para tener una mejor comprensión de la realidad en Latinoamérica, se ha llevado a cabo una revisión de los sistemas eléctricos actuales y proyecciones para cada país de la región. Adicionalmente, esta revisión es utilizada para completar la base de datos de cada país. Para validar la hipótesis planteada, este trabajo propone una metodología de escenarios incrementales donde puede ser comparado el costo total de cada caso. En todos los casos, es aplicado un modelo que minimiza el costo de inversión en generación y transmisión y el costo de operación del sistema eléctrico en un horizonte de 15 años. Para este propósito, se llevó a cabo e procesamiento de parámetros de entrada, la confección de series sintéticas de caudales hidráulicas y definición de su topología hidrográfica, definiciones de nuevas restricciones, y un marco de validación para cada país; los que fueron integrados a la herramienta de planificación. El escenario de referencia considera una proyección bussiness as usual, sin un mayor desarrollo en energías renovables y considerando las interconexiones actuales y planificadas. El segundo escenario es intensivo en generación renovable. Se establece una meta de generación renovable a cumplir para el final del horizonte, pero sólo las interconexiones actuales y planificadas son consideradas. Finalmente, el tercer escenario es un caso renovable integrado, donde, además de la meta renovable, se permite el desarrollo de nuevos candidatos de interconexión en la región. Con estos escenarios, es posible comparar el costo total de inversión y operación para concluir si el escenario renovable integrado permite una mayor participación renovable con un menor costo total para la región. Este trabajo permite concluir, en primer lugar, que la metodología de escenarios incrementales es apropiada para cuantificar los beneficios de una red integrada para alcanzar una matriz eléctrica altamente renovable en Latinoamérica. De acuerdo con los resultados obtenidos, es posible afirmar que un escenario con alta integración puede alcanzar una alta participación renovable sin incrementar el costo total. Este trabajo es parte de un proyecto financiado por el Banco Interamericano del Desarrollo, y desarrollado por un consorcio de cuatro consultoras: Energy Exemplar, AWS Truepower, Quantum America y el Centro de Energía de la Universidad de Chile. El autor de este documento es el ingeniero que desarrolló las principales tareas del proyecto como miembro del Centro de Energía. Todos los comentarios presentados en este documento son exclusiva responsabilidad del autor, y no representan necesariamente la opinión de las instituciones involucradas en este proyecto.

Ingeniero Civil Industrial / El presente trabajo conceptualiza e implementa metodología multi-criterio AHP/ANP para la priorización de proyectos y programas de inversión, en conjunto a métodos de programación lineal, planteando un método único para la selección de proyectos y formación de portafolios de inversión ante situaciones de limite presupuestal. El modelo propuesto busca mejorar la gestión y selección de portfolios de inversión, cuya función es autorizar la priorización, selección e implementación de programas y proyectos de inversión. Lo anterior, con el fin de cumplir los objetivos estratégicos de la organización a la cual representan. La priorización de proyectos permite realizar un benchmarking de iniciativas de inversión, mediante la asignación de puntajes únicos que reflejan benéficos y necesidades del proyecto desde una perspectiva económica, operacional y de desempeño histórico. Por otra, el mecanismo jerarquiza los programas de inversión y objetivos estratégicos, a través de la aplicación de un modelo multi-criterio AHP/ANP y la participación de expertos en la materia, respectivamente. Las prioridades cualitativas y cuantitativas son empleadas como parámetros de un problema de programación lineal con restricciones presupuestarias, con el fin de distribuir y asignar recursos disponibles en un mismo universo de proyectos. De esta forma, se pude establecer una cartera óptima incorporando su impacto técnico-económico de los proyectos seleccionados. El modelo es probado empíricamente utilizando una serie de proyectos de la empresa distribuidora de energía, CHILECTRA S.A. La muestra es sometida a los parámetros de evaluación propuestos para determinar su impacto económico y operacional. Los resultados establecen una priorización óptima de portafolios que resguardan el cumplimiento de los objetivos estratégicos de la compañía y gestionan de manera eficiente las inversiones para el período 2014-2018. Por lo tanto, se concluye que el modelo puede ser utilizado como una herramienta que permite el apoyo a la toma de decisión en la gestión de portafolios de proyectos.

De acuerdo a la legislación vigente en Chile cada cuatro años se deben realizar estudios para determinar el valor anual de los sistemas de subtransmisión (VASTx), a modo de mantener una tarificación adecuada para el sistema y conservar correctamente la distribución de ingresos entre las empresas participantes de éste. El VASTx se forma a partir de la determinación del valor de inversión (VI) de las instalaciones y de los costos de operación, mantención y administración (COMA) de los sistemas de subtransmisión. El presente trabajo de título tiene por finalidad definir una metodología para calcular los valores de inversión, tanto de líneas de transmisión, como de subestaciones eléctricas que se encuentren catalogadas como de subtransmisión, la cual puedan utilizar las empresas del rubro, consultores o inversionistas. Se realiza una revisión general del sector de transmisión de energía eléctrica, para posteriormente centrarse en determinar cómo se regula el sector denominado de subtransmisión en Chile. Además se presentan los principales componentes del estudio de determinación del VASTx que influyen en el cálculo del valor de inversión. La metodología que se propone permite manejar la gran cantidad de información que se debe ordenar para valorizar las instalaciones de los sistemas de subtransmisión, tanto eléctricas como asociadas a obras civiles. A modo de aplicación del modelo del modelo de valorización desarrollado, se efectúa la valorización de la línea perteneciente al SIC6, 66 kV Valdivia – Los Lagos, y de las subestaciones extremo, de manera de poder obtener el valor económico del tramo. Como conclusión se obtiene que la metodología implementada resulta ser efectiva para determinar los costos de un sistema de subtransmisión y evita trabajar con grandes volúmenes de datos, al mantener una segmentación adecuada de éstos. Particularmente, el trabajar con bases de datos permite mantener un orden respecto de lo que se está valorizando facilitando la extracción de datos dependiendo de lo que se requiera particularmente.

Ingeniero Civil Electricista / El gran número de circuitos que posee el sistema de distribución en baja tensión de Santiago hace imposible contar con elementos de medición que monitoreen estas redes de forma continua, por lo que se emplean métodos indirectos que permiten predecir el comportamiento de los Transformadores de distribución MT/BT y circuitos BT. Este proyecto de titulación presenta un software o herramienta para simular el comportamiento eléctrico ante cambios que se realicen en el sistema de baja tensión radial que posee gran parte de la ciudad de Santiago. Para ello se realizó un análisis de métodos, criterios y planificación de la compañía Chilectra S.A.. Se analizó la base de datos de los elementos de Baja tensión que posee y se realizo reuniones con las áreas interesadas en el proyecto. Se desarrollo una interfaz visual y mejora de un motor de cálculo, que facilita el análisis de comportamiento del sistema de baja tensión ante cambios en la red; se desarrolló un nuevo método de modelación de cargas; se agregó información que ayuda a mejorar el método utilizado por la compañía en cálculo de pérdidas tanto en transformación como en redes y se agregó datos para un mejor análisis de la red. Además se implementó una nueva modelación de cargas que se basa en un estudio estadístico de los factores de carga a partir de mediciones de clientes con demanda máxima leída y de un estudio realizado en la compañía a clientes residenciales, con los cuales se obtuvo un modelo de cargas según tipo de tarifa de cada cliente Finalmente se generó un modelo de red de baja tensión que permite optimizar el tipo de conductor y el transformador que debe ser empleado de acuerdo a la demanda. A partir de este modelo, se obtienen conclusiones del factor de uso de los transformadores, de la regulación de tensión en el sistema, estrangulamiento de conductores y pérdidas de red por transformador. Por lo cual, con los resultados obtenidos del flujo de potencia de la red de baja tensión, y los criterios definidos por la compañía, se genera un programa que puede preever posible fallas y evaluar soluciones para el sistema de baja tensión radial de Santiago.