Memoria para optar al título profesional de Ingeniería en Recursos Naturales Renovables / A pesar de innumerables avances en la electrificación de poblaciones humanas, aún existen cientos de comunidades rurales aislados que no cuentan con conexión a las redes eléctricas nacionales. En este contexto, las micro-redes alimentadas con Energías Renovables No Renovables No Convencionales (ERNC) aparecen como una solución de autogestión y empoderamiento de las comunidades aisladas para satisfacer sus necesidades de suministro eléctrico.

Esta investigación buscaba determinar, entonces, la suerte corrida por las cooperativas de electrificación rural en un período (1970-1982) en que el Estado tuvo una enorme presencia en el sector eléctrico, a través de una gran empresa que producía, transmitía y distribuía la electricidad.

Ingeniero Civil Eléctrico / El acceso a fuentes energéticas estables, continuas y seguras es un requisito mínimo para asegurar una calidad de vida, existen en Chile más de 20 mil familias de sectores rurales sin acceso de ningún tipo a la energía eléctrica, lo cual es un reflejo de dos grandes problemas del país: la desigualdad y el centralismo, ya que la mayoría de las estas familias son pobres, de origen indígena que habitan en comunidades y localidades en zonas extremas de las regiones del norte y sur. Se propone mediante un trabajo multidisciplinario con una metodología de investigación de acción participativa crear en las comunidades Cooperativas que es un modelo de organización y gestión de recursos formadas por personas que buscan satisfacer una necesidad común bajo los principios de voluntariedad; control y gestión democrática; participación económica equitativa; autonomía e independencia; educación formación e información; y compromiso con la comunidad. Se propone el sistema de electrificación que será gestionado por la Cooperativa. Un sistema modular de generación con unidades de energías renovables eólica de 3,5 [kW] y solar de 1,5 [kW], con un respaldo de baterías de 3500 [Ah], el sistema de inversores, la subestación elevadora y un sistema de distribución monofásico con retorno por tierra. El sistema en su conjunto posee una potencia nominal de 15[kW], capaz de abastecer el consumo de 3 hogares por fase, 9 en total con una potencia de 1,5[kW] cada uno y un consumo energético anual del sistema de 13,35 [MWh/año], a una distancia máxima de 10[km]. Se estudió la potencialidad energética de los recursos eólicos y solares para cuatro comunidades representativas, optimizando la cantidad de unidades de generación para abastecer la demanda y garantizar un respaldo de energía para 96 horas de autonomía en casos de fallas en la generación. Luego se realiza la evaluación social de proyecto para cada una de las comunidades, obteniendo los costos de inversión y los indicadores de evaluación Valor Actual de Cosos (VAC) y Costo Anual Equivalente (CAE), siendo la comunidad de Acovinto de la región de Tarapacá la de mejores resultados con una inversión de $143.103.603, un VAC de $209.429.720 y un CAE de $18.258.073, seguida por las comunidades de Caleta Obispito en Atacama y Las Araucarias de La Araucanía con una inversión de $157.616.042, un VAC de $237.619.384 y un CAE de $20,716.741 por último la comunidad de Alto Mañilahue en Aysén con una inversión de $164.017.034, VAC de $246.496.318 y CAE de $21.488.318.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / El cambio climático que afecta a nuestro planeta ha sido un tema de debate en los últimos años en la comunidad científica. En el área de energía se han desarrollado diversas soluciones para afrontar este problema, entre las más destacadas están, la integración masiva de ERNC, políticas de contención de gases de efecto invernadero para centrales térmicas, la integración de pequeñas fuentes de generación de energía en un área de distribución (Generación Distribuida) y la incorporación de pequeños sistemas independientes como las micro-redes. El presente trabajo tiene por objetivo principal el desarrollo de un software de evaluación económica orientado en la implementación de diversos modelos de envejecimiento del sistema de almacenamiento de una micro-red, aplicados al controlador que determina el pre-despacho de las unidades de generación (EMS). Este software se comunica con el usuario mediante una interfaz gráfica, la cual se diseñó considerando un total control sobre las variables de simulación y los parámetros de la micro-red de estudio. La interfaz gráfica cumple además, la función de mostrar los resultados y estadísticas principales en la misma pantalla. El primer paso para el desarrollo de este software fue encontrar modelos de envejecimiento de baterías que se ajustaran a las necesidades del EMS. Estos modelos deben ser caracterizados por una cantidad pequeña de variables. El EMS plantea un problema de programación lineal entera mixta, por lo que las variables de los modelos encontrados deben ser fácilmente linealizadas. Se logró identificar tres modelos que responden a los requerimientos mencionados. Estos modelos son el de Drouilhet, el de Copetti y el de Bo Zhao. Posteriormente, se trabajó en integrar los modelos al EMS, en forma de restricciones en el problema de optimización. Antes de realizar las simulaciones pertinentes, se debió elegir una micro-red de pruebas que tuviera una extensa base de datos de operación, en este caso se seleccionó la micro-red de Huatacondo. Los parámetros fijos asociados a cada modelo de envejecimiento de las baterías se estimaron a partir de la base de datos antes mencionada y de la ficha técnica entregada por el fabricante. Estos parámetros fueron validados, encontrándose un error de un 6\% entre el valor de estado de salud propuesto por los modelos, y el valor esperado de estado de salud en función de las fechas de recambio de baterías encontradas en los informes realizados por el Centro de Energía. Para demostrar la versatilidad y eficacia de la herramienta, se efectuaron simulaciones en el corto y largo plazo, utilizando métodos de pre-despacho clásico y de horizonte deslizante. Los resultados de las simulaciones mostraron una reducción en los costos operacionales del orden del 38\% entre el EMS Base (sin considerar modelos de envejecimiento) y el EMS actualizado. Se observó una reducción en la actividad del banco de baterías, independiente del modelo implementado, la cual se reemplazó por una operación extendida de la unidad térmica. Algo similar se obtuvo con las simulaciones usando el método de pre-despacho con horizonte deslizante, los costos se redujeron en un 22\% con respecto al método clásico, esto debido a la disminución de la incertidumbre de las variables de entrada estimadas.