Ingeniero Civil Eléctrico / En la presente memoria se formula una versión del problema de predespacho de unidades (del inglés UC), considerando restricciones sobre la respuesta inercial del sistema de potencia (IRC-UC). El objetivo es disponer de una herramienta que permita evaluar los efectos de incluir dichas restricciones en el predespacho, en escenarios de alta penetración de tecnologías de generación variable (TGV). El modelo IRC-UC fue implementado con éxito en lenguaje C++, utilizando el optimizador comercial CPLEX. El caso de estudio utilizado corresponde a una proyección del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) al año 2017, la que considera la entrada en operación de 1342 MW de centrales TGV. Se resuelve el predespacho tanto con el UC convencional como con el IRC-UC para el período de 3 días con menor demanda neta promedio, según proyecciones realizadas por el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING), ya que en esta condición se espera ver los mayores impactos en la respuesta inercial del sistema. Los resultados muestran que el programa de operación obtenido con el IRC-UC presenta un sobrecosto de un 4% en la operación normal, en comparación al obtenido mediante el UC convencional. Los principales cambios generados en la operación del sistema, dicen relación con un mayor número de unidades convencionales en servicio y un menor punto de operación de éstas, en comparación con el UC convencional. Debido a la entrada en operación de unidades convencionales en horas en que las restricciones de respuesta inercial (R.RI) se activaron y a la restricción de tiempos mínimos de operación de dichas unidades, se produjo un vertimiento de un 2,7% de generación diaria de TGV disponible. Por otro lado, simulaciones dinámicas realizadas evidencian notorias mejoras en el desempeño de la respuesta en frecuencia del sistema, en términos de la tasa de caída de la frecuencia (ROCOF) en el instante inicial tras producirse una contingencia y del valor mínimo que alcanza ésta (nadir). Se concluye que la formulación del IRC-UC permite mejorar la respuesta en frecuencia del sistema, a cambio de un sobrecosto en la operación normal del éste. Sin embargo, las mejoras vistas en la respuesta en frecuencia, puede resultar en que los montos de energía no suministrada a lo largo del año sean menores. Lo anterior permite pensar que el costo de la operación real anual (considerando costos de energía no suministrada), sea similar o incluso menor que el obtenido con el UC convencional. Se sugiere como posible trabajo a futuro realizar la evaluación mencionada anteriormente, mejorar las metodologías y técnicas aplicadas en el presente documento y, por último, abrir la discusión respecto a la posibilidad de generar un servicio complementario, en el que tanto generadores como consumos puedan aportar a satisfacer los requerimientos de respuesta inercial.

Para efectos del presente trabajo, se detallará la estructura actual del mercado eléctrico peruano, incluida la composición de los sistemas de transmisión y distribución del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), para posteriormente analizar la figura de los mandatos de conexión, así como los principales criterios adoptados por el Regulador al momento de emitirlos. Finalmente, y a la luz de los vacíos legales identificados en la normativa actual, se proponen algunas modificaciones regulatorias, con su respectivo análisis costo-beneficio, para lo cual se ha utilizado la Metodología de Impacto Regulatorio (MIR) elaborada por la Gerencia de Políticas y Análisis Económico del Osinergmin. Existe confianza en que las modificaciones propuestas harán que las solicitudes de conexión a estas infraestructuras esenciales sean atendidas de manera eficaz y oportuna, de forma que se minimicen los costos de transacción para los actores involucrados y se garantice la confiabilidad del SEIN, lo cual redundará, en última instancia, en un beneficio para la sociedad.

Chilectra es la principal empresa distribuidora de energía eléctrica de Chile. Provee electricidad a 33 comunas de la Región Metropolitana superando el 1,5 millones de clientes, siendo la más grande en términos de venta de energía eléctrica. Al 31 de Diciembre del 2007 registra un 5,9% en el indicador de pérdidas de energía, lo que implica un incremento de 0,5 puntos porcentuales respecto al 2006. Sin perjuicio de lo anterior, el nivel de pérdidas de la compañía continúa siendo uno de los más bajos a nivel latinoamericano. Estas pérdidas se clasifican en las pérdidas técnicas y las no técnicas. Las pérdidas técnicas, son mermas propias del negocio y no serán tratadas en este trabajo, ya que están relacionadas con las tecnologías usadas en las redes de alta tensión para el transporte de la energía, desde las generadoras hasta las empresas distribuidoras. Las pérdidas no técnicas se refieren al mal uso del servicio, así como también a errores administrativos propios del negocio, las cuales corresponden al 1,9% del total de la compra de energía a las generadoras, que suma alrededor de $15.200 millones al año. El presente trabajo tiene como objetivo desarrollar e implementar un plan sistemático que permita identificar con el mayor detalle posible a los clientes hurtadores con el fin de disminuir las pérdidas no técnicas de energía asociadas a un Transformador de Distribución, en adelante TD, a un 1% en el largo plazo, ocupando a este último como ente gestionador de dichas pérdidas. Se trabajó con la metodología de mejora de procesos “Seis Sigma” porque ofrece la posibilidad de generar una mejora continua en los procesos y por su enfoque en la satisfacción de los clientes, todo lo cual se encuentra alineado con los objetivos de Chilectra. Como resultados destacamos la obtención de estimaciones específicas en la cantidad de energía eléctrica perdida sectorizada por la posición geográfica de cada TD, logrando así un mayor nivel de gestión de dichas pérdidas, diseño de redes eléctricas más eficientes, mayor control sobre el grupo de clientes asociados al TD, entre otros. Como consecuencia se obtuvo una fidelización de los clientes de Chilectra. Finalmente, se tiene que el proyecto permitió detectar las pérdidas no técnicas de energía para la muestra del 0,02% de TD´s, demostrando que es posible reducir considerablemente las pérdidas de energía dentro del largo plazo, ya que en el estudio se detectaron pérdidas por $736.599.000, con un costo de $352.299.500 para el período Noviembre 2008 – Febrero 2009. Se recomienda continuar gestionando y controlando los procesos de la Compañía, abarcando nuevas áreas no cubiertas en este proyecto con la metodología Seis Sigma, de manera de fortalecer la orientación al cliente y la mejora continua de procesos críticos de negocio, buscando elevar la satisfacción de los clientes. Además, dada la complejidad del proceso de Reducción de Pérdidas la metodología entregará herramientas y técnicas necesarias para medir, analizar e implementar mejoras en el proceso, como por ejemplo, el diseño de un Data Mart y aplicación de un Datamining en la detección de pérdidas de energía.

Ingeniero Civil Elctricista / Esta memoria está enfocada en el estudio de conexión de una central eólica al sistema de distribución y la compensación de los reactivos necesaria para que no se produzcan impactos negativos en la operación de una red de distribución. Las restricciones técnicas presentes en las redes de distribución limitan los puntos de conexión para medios de generación distribuido, por eso la necesidad del desarrollo de estudios avanzados del cumplimiento de las normas vigentes al momento de conectarse a una red eléctrica de distribución. En este trabajo se estructura los pasos a seguir para los análisis de las diferentes variables a considerar al momento de conectar un Pequeño Medio de Generación (PMG) a una red de distribución, en este caso específico un parque eólico con compensación de reactivos. Para esto, el trabajo se divide en 3 etapas; primeramente se realiza la investigación de las diferentes tecnologías disponibles para un parque eólico junto con la planificación futura esperada en Chile para este tipo de Energía Renovable No Convencional (ERNC). En la segunda etapa se efectúan los estudios estáticos del alimentador, el cual se proyecta sin el parque eólico por un periodo de 15 años utilizando la tasa de crecimiento enviada por la distribuidora; con esto se busca establecer si existe la necesidad de realizar mejoras o ampliaciones en éste. Por último se realizan los estudios de impacto en el año de conexión del parque y su influencia sobre la red de distribución, para ver las implicancias de la conexión e inyección de potencia y energía, bajo diversos escenarios de estudios que considera casos extremos del alimentador. Se analizó el impacto en los niveles de tensión, en la carga de la línea, los reactivos, factor de potencia y reemplazo de equipos. En conclusión, el análisis permitió corroborar que sí existen impactos en la red de carácter negativo, y por medio de la instalación de un banco de condensadores de 100 kVAr, en el mismo punto de conexión, se logra mantener el factor de potencia en el rango establecido en la NTSyCS. Se proponen como estudios futuros los análisis de Coordinación de protecciones, Estudios de cortocircuito y Estabilidad transitoria.

Ingeniero Civil Electricista / El presente trabajo pretende dimensionar el efecto de la intermitencia de la generación eólica en el SING sobre los requerimientos de regulación de frecuencia en el año 2020. Para ello se proponen dos objetivos. El primero es cuantificar la modificación de las reservas energéticas primaria y secundaria, producto de la inyección de los aerogeneradores. El segundo corresponde a evaluar la respuesta del control primario de frecuencia ante variaciones intempestivas de viento. Debido a la incertidumbre sobre la composición renovable de la matriz energética al año 2020, se desarrolló e implementó una metodología en base a la información disponible en el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental, para la generación de escenarios plausibles. Esto permitió incorporar una sensibilidad respecto de la potencia instalada total, expresada en el desarrollo de tres escenarios: integración baja, media y alta. Al 2020, las estimaciones de potencia eólica son las siguientes: 567[MW] (caso bajo); 983[MW] (caso medio); y 1.344[MW] (caso alto). A partir de estos valores, y para cada escenario de integración, el estudio realiza una caracterización de la evolución temporal y espacial del viento al interior de los parques eólicos. La evaluación de los escenarios generados permite concluir, con un 97% de certeza, que los requerimientos de reserva primaria se mantienen constantes respecto de sus valores actuales (70[MW]). Sin embargo, la reserva secundaria asciende a 135[MW] para el caso de integración bajo; 158[MW] para el caso medio; y 189[MW] para el caso alto (actualmente su valor es de 60[MW]). Por otra parte, la respuesta del control primario de frecuencia ante grandes variaciones de viento es favorable. La excursión de frecuencia eléctrica se mantiene en rangos aceptables en torno al valor nominal en todas las simulaciones realizadas. Se concluye que la regulación de frecuencia primaria no se deteriora respecto de la situación actual. Sin embargo, se proyecta un crecimiento de los requerimientos de reserva secundaria. Por ello, se recomienda buscar alternativas de almacenamiento energético para apoyar la operación del control secundario de frecuencia.

El objetivo principal del presente trabajo consiste en desarrollar la evaluación de un proyecto de instalación de una red mixta de fibra óptica y par de cobre sobre la red de distribución eléctrica, para ofrecer servicios de telecomunicaciones, presentando un estudio preliminar de viabilidad técnica, económica, comercial y regulatoria del proyecto. El trabajo se justifica dada la oportunidad de negocio existente en el mercado de la banda ancha para una empresa de distribución eléctrica, basada en la ventaja técnica y estratégica que tendría al implementar la red mixta de fibra óptica y par de cobre, aprovechando la infraestructura de su negocio principal y la posibilidad de desarrollar una oferta de servicios de mucho mayor capacidad en relación a los actuales proveedores de banda ancha en el mercado nacional. En primer lugar se realiza una recopilación de experiencia internacional en torno al tema, analizando casos en el mercado europeo, que presenta mayor grado de desarrollo en el ingreso de empresas de distribución eléctrica al mercado de la banda ancha, con casos destacados en los países nórdicos y en Alemania. Luego se recopilan los antecedentes técnicos y de mercado requeridos, como base para definir los supuestos comerciales del proyecto. Una primera conclusión es que el modelo de negocio óptimo a desarrollar es de tipo mayorista abierto. Dicho modelo de negocio es coherente con las competencias de una empresa de este tipo, y deja el esfuerzo comercial a clientes mayoristas, que a su vez tienen las destrezas para ello. El modelo mayorista no considera oferta directa de servicios a clientes finales, sino de conexiones a nivel mayorista a operadores de telecomunicaciones, para que estos a su vez conecten clientes finales a través de la red de transporte IP/MPLS (Internet Protocol – Multiprotocol Label Switching), que la empresa eléctrica instalará. La oferta mayorista es el modelo de negocio más extendido en el mercado europeo, como se puede apreciar en el análisis internacional. El análisis del mercado de banda ancha a nivel nacional permite presentar un escenario de demanda, como base para definir un mercado referencial para el proyecto, que alcanza un total de 270.000 clientes a 10 años. Esta cifra representa el 10% del total de mercado de banda ancha esperado en el horizonte del estudio, considerando despliegue de servicio en los principales centros urbanos del país. Cabe destacar que el proyecto estudiado tiene ventajas sobre la oferta de banda ancha de los actuales proveedores, que por limitaciones técnicas dadas por su actual estructura de red no podrán ofrecer en el mediano plazo un nivel de servicio competitivo con la oferta técnica de servicio del proyecto en estudio. A su vez, en el mercado nacional, aparte de los dos proveedores dominantes presentes, existen operadores de menor tamaño, con marcas y estructuras comerciales bien posicionadas, que se interesarán en la oferta mayorista objeto del presente estudio, dado que no cuentan con alternativas eficientes de conectividad con clientes finales a nivel masivo. La evaluación económica realizada arroja resultados positivos sobre un rango de precios mayoristas de US$ 20 a US$ 22 mensuales por conexión. Este nivel de precios, para conexiones de banda ancha residenciales a nivel mayorista, es altamente competitivo en la actualidad, a la luz de las comparaciones presentadas en el estudio. Es posible afirmar que dicha ventaja se mantendrá durante el horizonte del proyecto, sobre la base de los avances tecnológicos considerados. El VAN obtenido es de US$ 16 millones a 10 años, a una tasa de descuento del 12%, sin valor residual, como proyecto puro, sobre un monto total de inversiones en despliegue de redes y sistemas de US$ 203 millones. En cuanto a riesgos para el negocio, se destaca la factibilidad de guerras de precios y la presentación de recursos legales dada la condición de monopolio natural de la red eléctrica. Ambos riesgos pueden ser abordados adecuadamente por el proyecto, a la luz del análisis legal realizado, gracias al uso de modelo de negocio mayorista y utilizando la flexibilidad tecnológica disponible. El análisis de aspectos regulatorios concluye que existe factibilidad normativa tanto por el lado de la regulación eléctrica como de telecomunicaciones. Las conclusiones del estudio son: desplegar una red de datos en tecnología IP sobre la red eléctrica, de carácter mixto fibra óptica / par de cobre; negociar con operadores de telecomunicaciones a nivel mayorista, en base a una licitación; establecer una filial que compita directamente en el mercado retail de banda ancha, como un operador mayorista adicional; e iniciar la tramitación de una concesión de servicios intermedios. Entre los factores clave de éxito del proyecto, se destaca la necesidad de desarrollar una oferta atractiva a operadores mayoristas, en base a una relación comercial de largo plazo, prestar atención a los avances tecnológicos que puedan ser aplicados a la red, para mantener la ventaja tecnológica del servicio, vigilar la estructura de costos de operación del servicio para lograr mantener una posición competitiva privilegiada y finalmente desarrollar un proceso de negociación con las autoridades, que soporte adecuadamente el desarrollo legal del proyecto.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo muestra las limitaciones que existen en los modelos actuales del SING para el cálculo de peajes en las líneas de transmisión troncal. Esto dado porque las intermitencias características de cada central eólica y solar son obviadas, simplificando las centrales ERNC a centrales de generación constante dada por su potencia nominal ponderada por su factor de planta. El trabajo contempla alternativas para representar, tanto el sistema interconectado como la forma de generar de las centrales eólicas y solares. El objetivo está en evaluar el desempeño de las representaciones propuestas, junto al impacto inducido en los peajes por las líneas de transmisión troncal del SING. A la vez se entrega en forma clara y detallada la metodología empleada para encontrar los perfiles de generación de cada central eólica y solar, en base a la información disponible de sus generaciones, junto a las configuraciones necesarias en el software Plexos. Dentro de las propuestas de representación están las de pasar desde una curva de duración a una curva cronológica para la demanda del sistema, con distintas resoluciones, de 2 y 4 horas. Para la generación de las centrales eólicas y solares se proponen perfiles de generación diarios, pudiendo representar el año con perfiles trimestrales o por un par de clusters de las 365 muestras. En los resultados puede apreciarse el impacto en la determinación de peajes troncales para centrales ERNC, al mejorar significativamente la fiel representación del sistema, en particular para los flujos de cada línea del sistema troncal. Finalmente se concluye presentando el modelo óptimo, dado por una demanda cronológica con resolución de 4 horas, junto a perfiles diarios de generación, los cuales son trimestrales para las centrales solares, y de 2 clusters anuales para las centrales eólicas. Este modelo es el que mejora significativamente el resultado de los flujos por las líneas del sistema, y por tanto permite obtener peajes certeros, tanto para las centrales ERNC como para todas las inyecciones y retiros del sistema.

The thesis presents a solution to improve the availability and reliability of a part of the electrical distribution system in Huancayo city that belongs to the electrical company Electrocentro reducing the times of power outage of the affected areas by restoring and reconfiguring of power feeders proposing development of an intelligent load control system. The first chapter presents the current situation of electrical distribution companies regarding the quality of service that they provide and the proposed solution. The second chapter mentions the concepts related to electricity and electronics involving electrical distribution systems. In the third chapter, explains the software and hardware solution in order to improve SAIDI and SAIFI indices, indicators of the quality of electrical service to the users. In the fourth chapter, the experimental and theoretical results of the proposed solution are shown. Finally, in the fifth chapter the recommendations and conclusions of the thesis. / Se presenta una solución de mejora de la disponibilidad y confiabilidad del sistema de distribución eléctrica de la empresa Electrocentro en la zona centro de la ciudad de Huancayo, mediante la disminución del tiempo de corte de las zonas afectadas y la restauración y reconfiguración de alimentadores de energía, para lo cual se propone el desarrollo de un sistema inteligente de control de carga. El primer capítulo expone la situación actual de las empresas de distribución eléctrica con respecto a la calidad del servicio que otorgan y la propuesta de solución que se plantea. El segundo capítulo menciona los conceptos ligados a la parte eléctrica y electrónica que involucran los sistemas de distribución eléctrica. En el tercer capítulo se plantea la solución tanto en software como hardware con el propósito de mejorar los índices de SAIDI y SAIFI que corresponden a la calidad del servicio de energía eléctrica. En el cuarto capítulo, se muestran los resultados obtenidos tanto experimentales como teóricos de la solución planteada. Finalmente, en el quinto capítulo se mencionan las recomendaciones y conclusiones de la tesis.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el marco de una creciente demanda eléctrica global, es inminente la búsqueda de soluciones tecnológicas eficientes para reducir costos y mantener una operación del sistema eléctrico segura y confiable, y de esta forma, satisfacer este aumento de requerimiento energético. Ante esto, el uso de equipos de compensación serie en líneas de transmisión, es una medida óptima, la cual incrementa la capacidad de transferencia de potencia por las líneas a un costo mínimo en comparación con la construcción de nuevas líneas. Pero esta instalación, conlleva ciertos fenómenos transitorios como el alto contenido de frecuencia subsincrónica y elevado contenido de componente de decaimiento DC, afectando directamente a la localización de fallas. Sabida es la importancia de la ubicación de fallas en líneas de transmisión, ya que para fallas con tiempos de retardo mayores en su despeje, disminuye el tiempo de restauración del suministro eléctrico. Adicionalmente, tal como lo establece la ley, para toda falla se deben determinar sus causas, por lo que la localización de fallas aporta en reducir el rango de búsqueda de las brigadas de operación, ahorrando tiempo y recursos. Por lo tanto, este trabajo se enfocará en atenuar la influencia de estos problemas, y así, obtener la localización de falla con un mínimo error. Expuesto lo anterior, la presente memoria se centra en la localización de fallas en líneas de alta tensión con compensación serie, empleando información de las líneas de 500 [kV] de Transelec, las cuales comprenden gran parte del sistema de transmisión troncal chileno debido a sus grandes longitudes (incluso mayores a 200 kilómetros). Primero, se desarrolla un algoritmo que determine la ubicación de falla, que aplicado a ciertos parámetros variables, como la frecuencia de corte de los filtros y el método de resolución, entregará la localización con menor error. Aun así, la búsqueda de un error mínimo, lleva a realizar un problema de optimización estadístico que minimice la distancia a la ubicación real de las fallas. Luego, este algoritmo resolutivo es validado mediante el procesamiento de fallas simuladas en Digsilent, donde los escenarios de simulaciones dinámicas corresponden al tipo de falla y la ubicación de la falla con respecto a la compensación serie, con tal de abarcar la totalidad del largo de la línea. En general, los resultados obtenidos demuestran bajos errores promedio en la ubicación de fallas. Para fallas reales, se obtiene un 8.98% de error promedio para el algoritmo sin optimización, pero una vez minimizado el error, este desciende a 3.74%. En cuanto a las fallas simuladas en Digsilent, los errores corresponden a 8.01% y 3.95% respectivamente, lo que verifica los resultados alcanzados y permite ampliar la estadística para la corrección del error de la localización.

Tesis para optar al Grado de Ingeniero Comercial con Mención en Administración. / La presente investigación se realiza con la finalidad de demostrar que la percepción de los usuarios sobre las empresas de servicio es errónea, teniendo en cuenta la satisfacción del cliente como indicador clave. En el transcurso de la investigación se empleó un estudio exploratorio y el sistema de encuesta, lo que permitió recopilar información sobre los servicios evaluados.