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.

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.

Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El presente trabajo comprende la elaboración y presentación de un Plan Estratégico para la formación de una empresa de ingeniería, donde la metodología sigue una secuencia que inicia en un diagnóstico del mercado, oportunidades y potencialidades, para luego desarrollar una propuesta de valor que apunte directamente a los requerimientos de los segmentos objetivos, y así identificar a los posibles clientes, segmentarlos y seleccionar cuáles de ellos serán prioritarios, luego estudiar la competencia y definir el posicionamiento deseado, para de esta forma definir el modelo de negocios, portafolio de servicios, recursos y herramientas de apoyo, de forma tal que entregue aquello que los clientes están necesitando. Como consecuencia de este modelo y utilizando presupuestos y estimaciones de los ingresos y costos asociados, se logra determinar los márgenes esperados, los que son sensibilizados a través de tres escenarios de partida de la nueva compañía, al mismo tiempo que explicita las necesidades de capital, tanto en flujo de caja directo como en necesidades de respaldo financiero. Se observa que existe un mercado de proyectos de ingeniería de consulta en el sector de Energía Eléctrica del orden de US$ 180 millones por año, altamente variable puesto que está fuertemente indexado al desarrollo país, no obstante un tercio de este total corresponde a proyectos de transmisión regulados en su planificación, donde es posible disminuir la incertidumbre y así mantener una venta esperada con un piso estable. La empresa inicia con una penetración de mercado algo bajo el 1% llegando a un 5,5% en el equilibrio en el año 6, con un crecimiento anual variable y explosivo de un 45%, el que se sustenta en un equipo humano de alto desempeño probado, apoyado con las instalaciones y recursos tangibles e intangibles necesarios para el desarrollo de la propuesta de valor en el corto plazo. Lo anterior resulta en un inicio de la empresa con fuertes márgenes negativos, del orden de un -24% en el año 1, con un GAV cercano al 52%, producto de la necesidad de inyección de capital al inicio equivalente a unos US$ 445.000 en el caso base, más la disponibilización de otros US$ 665.000 de capacidad financiera para capital de trabajo y generación de garantías bancarias. La propuesta de valor implementada en el tiempo, dan como resultado un valor presente positivo al finalizar el año 3 para el caso base, y éste se consolida en el año 6 con ventas de US$ 10 millones/año, GAV del orden del 10% sobre las ventas y utilidades del 20%. En este punto se considera que la compañía se encuentra en equilibrio con respecto a su propuesta de valor, pudiendo desde acá ampliar su propuesta de generación de valor y crecer en internacionalización de servicios y aperturas hacia nuevos mercados abriendo nuevas unidades de negocio como minería, oil & gas, industria, pulpa & papel, transporte y otros, con crecientes economías de escala en control de proyectos, modelo de desarrollo comercial y sinergias entre especialidades.

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.

Ingeniero Civil Eléctrico / Resulta imposible reducir a cero la cantidad de fallas que ocurren en un sistema eléctrico, lo cual es más difícil aun cuando están involucradas las líneas de transmisión que se encuentran totalmente expuestas y enlazando todos los puntos de un sistema como el Sistema Interconectado Central en Chile. Sabiendo lo anterior y considerando que tampoco se pueden predecir las contingencias en líneas eléctricas, para minimizar su impacto solo queda actuar rápidamente cuando ocurre una falla. Este trabajo muestra un posible camino hacia la automatización en el diagnóstico y análisis de fallas mediante el diseño de un sistema experto. El desafío se aborda tomando en cuenta una serie de etapas y analizando cada una de ellas para una resolución global. El objetivo es mostrar rápidamente la causa de falla probable ante una contingencia. Primero se entiende el problema revisando lo que existe, en este caso se analizan los Estudios de Análisis de Falla del año 2016, informes que detallan cada falla que significó pérdida de consumo en el SIC. Luego, se realizan simulaciones para caracterizar las fallas típicas que podemos encontrar en las líneas de transmisión del sistema eléctrico, la idea es conformar una base de datos con información valiosa en líneas de 220 y 500 [kV], puesto que en el futuro se pretende que la información de las protecciones de las líneas de esos niveles de tensión llegue automáticamente a una plataforma online. El sistema experto se desenvuelve en Excel por simplicidad, y este requiere de datos simples pero precisos para ser procesados por las reglas de inferencia y para determinar qué falla ocurrió junto con la causa y su probabilidad, por tanto, se realiza una etapa de pre procesamiento para pasar del dominio del tiempo al estadístico en los datos obtenidos con las simulaciones. Generar las reglas de detección de fallas implica el mayor esfuerzo porque se necesita conocer el comportamiento de las corrientes, esta etapa es el centro del trabajo, y es totalmente perfectible. Por último, es importante relevar que para encontrar la causa con su probabilidad se realizan resúmenes estadísticos de la historia de las líneas falladas en 220 [kV] y 500 [kV].

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo se dedica a estudiar la operación en régimen cíclico, referida también como cycling, de distintas clases de centrales de generación térmica existentes en el Sistema Eléctrico Nacional como reacción a la prospectiva energética de acelerado aumento en la penetración de tecnologías de generación renovable variable a mediano y largo plazo. Dicho estudio se basa en los resultados preliminares disponibles públicamente a la fecha del Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) a cargo del Ministerio de Energía descrito en el artículo 83° de la Ley General de Servicios Eléctricos, y pretende contribuir a él a modo de retroalimentación en el área temática referente a la operación cíclica del parque generador térmico. Para esto, se propuso una metodología basada en la aplicación de valores estadísticos a perfiles de generación representativos de la operación proyectada bajo un escenario prospectivo de largo plazo concebido por el Proceso PELP, a fin de cuantificar, clasificar y capturar el valor económico estimado de las distintas maniobras de cycling que el sistema eléctrico requiere de las centrales evaluadas para su operación normal. Esto se realiza a partir de una única referencia de costos. Los resultados de la evaluación muestran un importante incremento en la operación cíclica de centrales térmicas como respuesta a la masiva inserción de las tecnologías de generación variable. Las unidades de tipo turbina de gas en configuraciones ciclo combinado y ciclo abierto se posicionan como protagonistas de dicho incremento, experimentando sobrecostos anuales asociados al cycling que ascienden a 20.000 y 9.000 [USD/MWcap.] a 2035 respectivamente. Dicha prospectiva energética, junto con los riesgos económicos asociados para los propietarios de las instalaciones térmicas que brindarían la flexibilidad operacional que propiciaría el Sistema Eléctrico Nacional futuro con alta penetración de generación variable, llaman a la introducción de un esquema remuneratorio que incentive la modernización de las instalaciones para su operación cíclica incrementada. En este frente, la experiencia internacional muestra que el desarrollo de esquemas de provisión de servicios complementarios basados en mecanismos de mercado que fomenten la competencia y premien la operación flexible han logrado el acondicionamiento del parque generador térmico sin traspasar costos de integración de la generación variable excesivos al consumidor final.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / La llegada de tecnologías nuevas al sistema eléctrico, tales como la generación distribuida, la electromovilidad y la climatización eléctrica, gracias a los afanes de lograr mayor eficiencia y disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, suponen un desafío en la operación y planificación de la infraestructura de la red. Esto es debido principalmente a que su demanda de energía puede ser significativa dependiendo del nivel de penetración que tengan y del comportamiento de consumo de los usuarios. La Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) del Ministerio de Energía considera estas tecnologías como parte fundamental de la prospectiva del consumo energético del país, debido a su alta probabilidad de adopción, pero no cuenta con una metodología que permita estimar el impacto horario en la demanda eléctrica que estas provocan. Este trabajo tiene como objetivo la construcción de una herramienta que incorpore en la demanda actual del sistema a nivel de clientes regulados en distribución, la demanda por estas nuevas tecnologías. Para ello se subdivide territorio cubierto por el Sistema Eléctrico Nacional en cuatro macrozonas geográficas y se determina la demanda horaria para días promedio por cada trimestre del año, buscando con esto tener un resultado por cada una de las cuatro estaciones meteorológicas. La demanda base (demanda existente de los clientes regulados del sistema) se construye a partir de la caracterización de perfiles representativos por medio de un proceso de clasificación por grupos de características similares. Así, se obtiene entre 3 y 4 perfiles de demanda base que tienen comportamiento horario de tipo residencial o comercial. La generación distribuida horaria se calcula de manera diferenciada entre sector residencial y comercial. La demanda por electromovilidad se modela para autos particulares, taxis y buses urbanos y considerando tres escenarios de gestión de la recarga. La climatización eléctrica se calcula para viviendas y oficinas de empresas pequeñas, además de considerar las modalidades de calefacción y aire acondicionado, con modos de uso continuo o por presencia de personas. Todas estas tecnologías se modelan con las proyecciones de la PELP. Los resultados muestran que la demanda máxima del sistema, considerando las tres nuevas tecnologías en un escenario de tipo BAU, puede crecer en hasta un 55% para el año 2050, y que al aplicar un método de gestión inteligente de la electromovilidad este aumento puede bajar al 38%. Si se considera un escenario de alto estándar de confort térmico, con un uso continuo de la climatización, el consumo de energía por climatización puede ser hasta tres veces el consumo por esta misma componente en un escenario de uso por presencia de personas. Se demuestra el error en que incurre el método de estimación que se usa actualmente, ya que no captura el comportamiento horario de la demanda al ser estimaciones por bloques trimestrales o anuales. Así, la metodología actual puede subestimar el valor de la demanda máxima en hasta un 24%.

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.

Magíster en Economía Aplicada. Ingeniero Civil Eléctrico / In the Chilean electricity market, renewable energy sources had a participation rate of 43% of total electric generation. In this context, the target for renewable energy participation levels is 60% for 2035 during 2017. Recent studies suggest that this target is achievable. However, there are some concerns about the impact that renewable energy imposes on the grid, which could lead to the inefficient incorporation of these technologies. One reason for this potential inefficiency is that electricity demand is not directly exposed to the spot price, so it is not very responsive to market conditions. The current literature on demand-side flexibility in the Chilean electricity system is limited and there are no studies that analyse the effects of the introduction of demand flexibility on the efficient use of renewable energy technologies in the Chilean electricity market. This thesis develops a deterministic Demand Response Unit Commitment (DR-UC) model. This model is formulated as a mixed-integer nonlinear program (MINLP) using a two-part quadratic disutility function. This formulation allows us to assess the impact of demand-side flexibility when demand can be shifted or adjusted in an electricity system using five different generation technologies (solar, wind, hydro reservoirs, run-of-the-river and thermal power plants). Unlike most of the literature, which considers that only a fraction of the total demand is flexible, I place no restriction regarding the amount of demand flexibility. I simulated the operation of the Chilean electricity system for different scenarios in the year 2035. I use the results of these simulations to assess the benefits provided by demand flexibility in the Chilean electricity market and the impact on renewable energy generation and on the operation of other technologies. The Demand Response benefits found in this study corresponds to a lower bound of its possible benefits to the system. The results of this thesis suggest that demand-side flexibility integration increases the efficient use of renewable energy investment for the year 2035. This is due to the reduction of both renewable energy curtailment and cycling operation of low-cost thermal power plants, as well as lower spot price variability. When incorporating demand-side flexibility, diesel generation is reduced by up to 42% due to the shift in consumption from peak to non-peak hours. An important result of the study is to show that a Demand Response would increase CO2 emissions because coal power plants operate at higher capacity. The software code that implements the model and assesses its impact is offered as free software, and is one of the major contributions of this work. It is available in the Git repository of the project.