Ingeniero Civil Eléctrico / Las interconexiones internacionales son un tema que está en boga hoy en día. Esto puede observarse en los diferentes estudios que realizan los coordinadores de operación eléctricos de diferentes países, tanto en Latinoamérica como en Europa. Estas interconexiones pueden generar beneficios en los países que realicen la conexión, tanto técnicos como económicos. Por lo mencionado anteriormente, realizar estudios que simulen las interconexiones internacionales son fundamentales para saber el comportamiento que tendrán los países conectados y qué beneficios puede traer para los involucrados. En particular estos estudios deben considerar un horizonte de simulación a largo plazo, para que de esta manera los países consideren las medidas necesarias que deben realizarse para que la interconexión, en caso de traer beneficios, sea lo más rentable y segura posible, generando los mayores beneficios. En el presente trabajo de título se presentan las características del sistema eléctricos nacional peruano (SEIN) simulado en el modelo PLP desde el año 2015 hasta el año 2030 para una posible interconexión con el sistema eléctrico chileno. Esta simulación considera la generación y el plan de transmisión actualizados para el año 2017 de Perú. Junto a lo mencionado anteriormente, este trabajo presenta una pequeña explicación del sistema eléctrico peruano incluyendo una breve explicación del funcionamiento de su mercado. Los resultados que contiene este informe son los obtenidos de la simulación uninodal y multinodal del SEIN. Estos incluyen un análisis de la generación, costos marginales y comportamiento de las centrales de mayor generación del país. A lo mencionado anteriormente se añade la identificación de las líneas de transmisión que generarán problemas a futuro en Perú. Todos estos resultados quedan sujetos a los supuestos que se tomaron para crear el modelo. Finalmente, para realizar un estudio de la posible interconexión, se comparan los costos marginales de Chile y Perú durante el horizonte de la simulación para entender el comportamiento de ambos sistemas en el largo plazo, logrando determinar que la conexión entre ambos países puede generar beneficios a ambos, llamando a realizar un estudio más profundo de la interconexión.

Ingeniera Civil Eléctrica / Diversas prácticas internacionales tratan la compensación de reactivos de forma específica para el área de servicio en particular, delegando esta labor a las entidades encargadas de la distribución. Por otro lado, desde el punto de vista de la planificación y expansión del sistema, la compensación es considerada un aspecto crucial para planificar las redes dentro de los rangos de confiabilidad aceptados. El objetivo principal de este trabajo radica en esto. Se busca desarrollar una metodología de análisis con el fin de obtener criterios de compensación de reactivos en el Sistema Zonal, y de este modo cumplir con los requerimientos específicos de los consumos y las topologías particulares. Para lograrlo, la metodología a seguir comienza con un análisis de la experiencia internacional en términos de tratamientos de reactivos la que sirve de base para realizar una comparación con la experiencia nacional, para luego utilizar el enfoque de análisis localizado en el sistema de 154-66 kV perteneciente al Sistema Zonal del sistema eléctrico chileno, el enfoque del análisis y objeto de estudio es el consumo interno reactivo de los equipos transformadores. De la caracterización del sistema, y en específico considerando los transformadores, equipos con una demanda constante de reactivos, se obtiene una predominante tendencia en las capacidades y en la compensación de reactivos instalada, de 30 MVA y 2,5 MVAr respectivamente. La tendencia se mantiene al integrar los nuevos proyectos a entrar en operación al 2020, aumentando la capacidad transformadora en cerca de un 20%, sin embargo, la capacidad instalada de compensación solo se incrementa en un 12%. Lo anterior provoca una carencia de compensación reactiva que se mantiene en el tiempo al no incluir nuevos proyectos de bancos de condensadores. El déficit de reactivos provocado por el consumo interno del transformador en comparación con la compensación reactiva instalada se mantiene en diferencias superiores al 100%. Estas razones dan pie para generar una propuesta de bancos de condensadores que compense el consumo interno reactivo de cada transformador. Para alcanzar este fin, se analiza el subconjunto de equipos de mayor predominancia e impacto de consumo interno en el sistema, cuya compensación se determina en base a su condición de máxima exigencia mediante datos temporales de potencia activa y reactiva. Finalmente, la propuesta de compensación es validada mediante simulación de flujos de potencias y contingencias logrando evidentes mejoras en la cargabilidad de las líneas y transformadores del sistema. Demostrando la carencia de compensación reactiva de la zona y el impacto considerable del consumo interno reactivo de los equipos.

Tesis para optar al grado de Doctor en Ingeniería Eléctrica / The integration of large numbers of Distributed Energy Resources (DERs) into the distribution system could take place either by reinforcement of the existing network assets, or the incorporation of active management of flexible resources into different sections of the distribution network. For active management of a distribution network, the design of control strategies is necessary for an efficient and reliable large-scale integration of DERs. Besides the benefit of supporting the use of renewable energy sources, DERs play an important role in improving the resilience and sustainability of the electricity distribution system and also in the generation of new market opportunities. In this thesis, the active management of DERs is proposed using a hierarchical energy management system (EMS) applied to "Energy Communities". Energy communities are a concept which allows different end users to cooperate in their energy interactions with the aim of maximising their self-consumption, minimising energy costs, reducing peak power levels or a combination of these and other beneficial goals as well. The hierarchical EMS proposed allows incorporating mechanisms to ensure both the realisation of short-term power balancing objectives and long-term energy management, benefiting the microgrid owner and the distribution network operator. The hierarchical EMS is designed in two levels: main grid level and microgrid level. At the microgrid level, a real-time local rule-based controller is proposed and at the higher level, a Robust model predictive control (MPC) is used to manage the uncertainty associated with renewable distributed generation and electricity demand. The uncertainty is incorporated into the Robust MPC controller based on fuzzy prediction interval models in order to help the system to be prepared for errors in the predictions that might yield sub-optimal decisions. Several case studies are used to test the performance of the hierarchical EMS for the operation and coordination of microgrids. Robust EMS based on fuzzy prediction interval models is compared to the deterministic EMS and with a basic EMS without energy storage system (ESS). The results show that the deterministic and Robust EMSs provide improvements over the case without ESS, as they offer mechanisms for efficient energy management. The incorporation of an ESS into the energy community benefits both the end user, by reducing energy cost, and the distribution network operator, by limiting the peak power levels and enabling increased penetration of distributed generation (DG). Additionally, the hierarchical EMS is able to keep the community power flow close to the reference power defined by the higher level controller with minimum energy cost, among other benefits. Finally, end users operating as Energy Communities can optimise the use of DG and the size of the ESS required.

Ingeniero Civil Eléctrico / Las interconexiones interncionales el día de hoy son un tema de importancia, ya que tienen grandes beneficios tanto para sistemas pequeños, como grandes, al ayudar a mejorar los precios del país, además de reforzar el sistema mientras mayor se la interconexión. Con esto en mente, este trabajo da inicio al estudio de una posible interconexión de los países sudamericanos, en particular, los presentes en el el mar del pácifico, Chile, Perú, Ecuador y Colombia. De esta forma, este trabajo presenta los resutados obtenidos del sistema ecuatoriano, para poder realizar futuras investigaciones con respecto a la interconexión de estos países. Los resultados obtenidos corresponden a los costos marginales, la generación, los niveles de embalse y la cargabilidad de las lineas, cada uno de ellos validados según los supuestos tomados al realizar el modelo. Además, también se muestra como se organiza y funciona el sistema eléctrico ecuatoriano. Po último, se compara los costos marginales de Ecuador con Colombia, para poder ver si se tiene un beneficio mutuo para ambos países, al realizar una interconexión entre ellos.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / En la actualidad, los sistemas de distribución no cuentan con la preparación necesaria para soportar eventos de baja probabilidad y alto impacto como desastres naturales, lo que trae como consecuencia daños en las redes evaluados en varios millones de dólares junto con la pérdida de suministro eléctrico y actividad económica del sector. Por ello, el concepto de resiliencia ha cobrado cada vez más relevancia, a lo que se suman varias propuestas para aumentar la resiliencia de un sistema. Sin embargo, antes de aplicar cualquiera de estas propuestas, la distribuidora necesita saber que elementos tiene a disposición y como puede utilizarlos adecuadamente para minimizar sus daños. El objetivo de este trabajo radica precisamente en eso. Considerando que la distribuidora cuenta con su infraestructura dotada de una cierta resistencia y un equipo de restauración, se idea una estrategia que aprovecha la infraestructura de la red y despacha cuadrillas de restauración con tal de disminuir tiempos de reposición y energía no suministradas. Desarrollada la estrategia, se busca encontrar una relación de dichos parámetros con diferentes estados de preparación de la red. Para ello, se desarrolla una metodología que contempla un evento sísmico real, el cual ejerce un cierto nivel de daño en una red de distribución realista modelada por nodos. Luego, se despachan las cuadrillas a cada nodo utilizando una estrategia que divide las redes en zonas cercanas a los centros de despachos de cuadrillas. Cada centro despacha sus cuadrillas hacia nodos agrupados por distancias, usando una estrategia de tres etapas: Atención a nodos con mayor potencial carga no suministrada, minimización de rutas y cooperación entre el resto de las cuadrillas. Primero se compara la estrategia propuesta con otras estrategias de ruteo con un número fijo de cuadrillas. Se descubre la existencia de una relación inversa entre los tiempos de restauración de la red y energía no suministrada. La estrategia propuesta logra nivelar adecuadamente los dos parámetros a pesar de tener una predisposición mayor a disminuir tiempos de restauración. Luego se mide el desempeño de la restauración de servicio utilizando la estrategia propuesta para diferentes estados de preparación de la red. Los resultados muestran que una mejora marginal de cualquiera de los parámetros requerirá cada vez una mayor cantidad de cuadrillas. Con ello se concluye que hay metas que la distribuidora simplemente no podrá cumplir en lo que respecta a la restauración de servicio frente a un evento de baja probabilidad y alto impacto.

Ingeniero Civil Eléctrico / El cambio climático es una realidad, así como lo es también el hecho de que en esta oportunidad su causa es principalmente de tipo antropogénica, es decir, causada por el hombre. Este es consecuencia del llamado efecto invernadero, que refiere al aumento progresivo de la temperatura causado por la radiación solar que ingresa a la atmósfera pero no puede salir de ella, debido a la presencia de gases que la retienen, como lo es el Dióxido de Carbono o CO2. Producir energía es, casi directamente, producir CO2, ya que, según datos de la agencia internacional de energía, aproximadamente un 80% del total mundial de energía producida en 2014 provino de combustibles fósiles. Ya sea energía eléctrica para consumo residencial o bien energía para moverse en un automóvil, estos procesos implican un residuo en carbono. Entonces, ¿qué se puede hacer para reducir estas emisiones? A nivel residencial, es posible adoptar las llamadas Tecnologías Bajas en Carbono (LCT, por sus siglas en inglés), las cuales corresponden a medios de generación que producen baja cantidad de emisiones, como lo son los paneles solares fotovoltaicos, por ejemplo, cuya instalación a nivel residencial para uso propio supone una disminución del consumo de energía proveniente de fuentes fósiles a la vez que un ahorro económico. Lamentablemente, dadas las características intrínsecas de las redes de baja tensión a los que se conectarían estos, se sabe que una incorporación masiva de paneles fotovoltaicos generaría problemas en ellas, tales como aumentos de los niveles de tensión o bien problemas de sobrecorriente en las líneas. Entonces, surge la pregunta: ¿qué tipo de problemas y en qué cantidad? Es en este contexto que nace esta memoria de título, que busca analizar redes de baja tensión para ver cómo les afecta la incorporación masiva de paneles fotovoltaicos de carácter residencial. Para esto, se creó una herramienta de simulación utilizando solamente softwares y modelos de código abierto, con el fin de que esta siga, en un futuro, esta misma filosofía. Del total de las 237 redes ficticias analizadas, tan solo un 36% presentó problemas de tensión y/o corriente para algún nivel de penetración PV. Los problemas de tensión fueron predominantes y en general se manifestaban antes que los problemas de corriente. Se validó también mediante las simulaciones el hecho de que redes largas y con muchos clientes tienden a presentar problemas, al contrario de redes cortas y de pocos clientes. Finalmente, el conjunto de redes que presentó problemas se analizó en detalle, encontrándose que, en promedio, para niveles de penetración menores al 20% ninguna red presentaba problemas de ningún tipo. Además, los problemas de tensión aparecen en el 20% y los de corriente por sobre el 80 %.

Ingeniero Civil Eléctrico / El sistema eléctrico nacional se encuentra actualmente en una etapa de desarrollo, enmarcado por el proceso de interconexión entre los sistemas interconectado del norte grande (SING) e interconectado central (SIC). Además, se vive un proceso de crecimiento de las energías renovables no convencionales (ERNC), gracias al desarrollo de las tecnologías de generación y a los cambios regulatorios del país. Así, es posible estimar la configuración del sistema eléctrico nacional en el mediano plazo y los nuevos desafíos que enfrenta el sistema, en particular, entre la Región Metropolitana y del Biobío que representa la zona de mayor intercambio de energía. Entonces, el objetivo de este trabajo es evaluar el impacto sistémico relacionado con la instalación de un enlace asincrónico en el corredor Alto Jahuel - Charrúa en la seguridad del sistema, analizando efectos en los niveles de cortocircuito y en el comportamiento dinámico de las tensiones (tensión transitoria de recuperación y su tasa de crecimiento). Para estudiar los efectos en el cortocircuito se desarrollan modelos estáticos en el software DigSilent. Luego, se exploran metodologías de reducción de redes, las cuales, se aplican a un conjunto de alternativas de transmisión para obtener modelos reducidos de red. Posteriormente, se desarrollan estos modelos en el software PSCAD que permite realizar simulaciones de transitorios electromagnéticos. Se presenta la configuración proyectada del sistema hacia el año 2024, considerando diversas alternativas de transmisión y se desarrollan modelos dinámicos detallados de las alternativas propuestas, utilizando metodologías de representación de elementos para fenómenos transitorios. En el estudio de cortocircuito se determina la ventaja en la instalación de un enlace HVDC por sobre las alternativas HVAC ya que el nivel de cortocircuito, en las instalaciones de 500 [kV] estudiadas, es menor en alrededor de 4 [kA] para estos casos. Para las subestaciones de 220 [kV] los enlaces HVDC presentan la misma ventaja sobre los enlaces HVAC en el extremo norte. Para el extremo sur el mayor impacto en el nivel de cortocircuito se relaciona a la instalación de reactores limitadores de corriente en Charrúa. En el estudio de transitorios electromagnéticos se aprecia que la disminución en el nivel de cortocircuito observada en los casos de enlace HVDC impacta positivamente en la respuesta dinámica de las tensiones. Esto se debe a que los interruptores pueden soportar mayores tensiones transitorias de recuperación y con una mayor tasa de crecimiento cuando la corriente de falla que circula por ellos es menor.

Memoria para optar al título de Geógrafo

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / La presente memoria tiene como objetivo principal, efectuar un análisis integral del modelo de responsabilidad y, en consecuencia, de la práctica sancionatoria eléctrica nacional, específicamente en el sector de generación de energía eléctrica, por fallas en el suministro eléctrico. Para cumplir con el objetivo planteado, deben responderse dos grandes interrogantes; en primer lugar, quién es responsable por fallas en el suministro eléctrico y, en segundo lugar, bajo qué factor de imputación se establece dicha responsabilidad. Para efectos de responder la primera interrogante, se realizará un estudio de la estructura institucional en la que se sostiene el sistema eléctrico, haciendo énfasis en los principios que lo rigen y en las características de los integrantes del sistema, en particular, del rol de los CDEC, su naturaleza jurídica y los principales cambios que establece la reciente Ley Nº 20.936 que crea el nuevo “Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional”, en adelante, CISEN, quien los reemplaza en su función en la actualidad. En relación a la segunda interrogante, se analizarán las diversas interpretaciones sobre la naturaleza jurídica de la obligación de coordinación, que responde, principalmente, a la clasificación conceptual entre obligaciones de medios y de resultados. Para este fin, se realizará un análisis doctrinal y jurisprudencial sobre dichas interpretaciones y se intentará dilucidar cómo afecta la comprensión de dicha obligación en la aplicación de las sanciones eléctricas. El segundo objetivo del presente trabajo, es entregar al lector un marco general del Sistema Eléctrico y de la aplicación de la facultad punitiva del Estado en el sector de generación eléctrica, dentro del contexto de las disyuntivas anteriormente expuestas.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / De acuerdo al artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, la operación de las instalaciones eléctricas interconectadas deberá ser coordinada. Durante más de 30 años, tal actividad coordinadora de los distintos sistemas eléctricos ubicados a lo largo del país estuvo a cargo de unos organismos denominados Centros de Despacho Económico de Carga, los cuales nacieron durante la segunda mitad de la década de 1980, como consecuencia de las nuevas políticas privatizadoras propias del sistema neoliberal instaurado por el régimen de la época , a partir de la dictación Decreto Supremo N° 6 de 1986, llamado Reglamento de Coordinación de la Operación de Unidades Generadores y Líneas de Transporte. Desde su creación, los Centros se desarrollaron como entes sui generis y durante su vigencia fueron objeto de muchas críticas y de múltiples modificaciones, a medida que las necesidades del sistema fueron cambiando, hasta que fueron finalmente derogados a través de la Ley N° 20.936, de 2016, norma que intenta hacerse cargo de estas críticas a través de la creación de un organismo único, con personalidad jurídica de derecho público, independiente, autónomo y con patrimonio propio, llamado Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante, CISEN, lo que sin duda constituye un cambio de paradigma en las políticas energéticas del país.