Ingeniero Civil Eléctrico / La tendencia en todos los países desarrollados y en vías de desarrollo en el mundo es al alza en cuanto al consumo de energía eléctrica. Esto lleva a buscar alternativas de recursos mediante los cuales suplir esta creciente demanda y que a su vez sean amigables con el medio ambiente. En de éste ámbito surgen las ERNC, y dentro de ellas el viento asoma como una fuente de gran potencial. Si bien es cierto que el viento es una fuente limpia y gratuita de energía, no está libre de problemas. El hecho de que sea un recurso con un régimen aleatorio hace que su penetración en sistemas eléctricos presente ciertos desafíos. Dentro de estos desafíos están los asociados a las rampas de viento, aumentos o disminuciones repentinas de la potencia extraíble de este recurso. Estas rampas indudablemente son un problema ya que comprometen la operación óptima del sistema, desde el punto de vista técnico y económico. En este trabajo se desarrolló una herramienta de predicción de rampas desde un punto de vista estadístico/probabilístico mediante redes Bayesianas. En base a datos correspondientes a la central Canela I se entrenó y validó el modelo. La validación se hizo mediante la comparación de los resultados obtenidos del modelo versus los datos reales. Se compararon distintos resultados mediante una función de puntaje asociada a los verdaderos positivos, falsos positivos y falsos negativos obtenidos para cada caso. Ésta función asigna puntaje entre 0 y 1, donde 1 corresponde a la predicción perfecta. Inicialmente se probó el modelo para tiempos de anticipación de una, dos y tres horas. Los tres casos dieron resultados parecidos, con un puntaje que llega a 0,52. Como segundo caso se probó pronosticar rampas en una ventana de dos horas, obteniéndose en este caso un mejor resultado con un puntaje de 0,7. Finalmente éste se comparó con un modelo autorregresivo (AR), resultando mejor el modelo de red Bayesiana, con puntaje de 0,7 frente a 0,41 del modelo AR. Como trabajo futuro se propone probar el método con datos de otras centrales, además de mejorar el modelo para incluir la estacionalidad del recurso.

Ingeniero Civil Elctricista / La necesidad de incrementar el aporte de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) dentro del diseño de la matriz energética nacional es cada vez mayor. Este hecho se refleja, particularmente, en el notable aumento del número de centrales que utilizan el recurso eólico. Sin embargo, para su integración en los sistemas interconectados se requiere conocer de antemano el nivel de generación que se puede alcanzar. En este contexto, surge la necesidad de contar con herramientas que sean capaces de predecir el comportamiento aleatorio de la velocidad del viento con un cierto grado de confiabilidad, con el fin de prever cuanta energía podrá entregar un aerogenerador al sistema en un instante determinado. Para tratar la problemática descrita, este trabajo presenta el diseño e implementación de un método para realizar predicción de velocidad de viento, el cual incluye agrupamiento de datos, análisis estadístico de series de tiempo y la caracterización de éstas a través de modelos paramétricos variantes en el tiempo, para un horizonte de mediano plazo. El modelo se basa en un método auto-regresivo y es desarrollado utilizando el registro histórico de velocidad de viento, durante el año 1990, en la localidad de Punta Lengua de Vaca, región de Coquimbo. Específicamente, el diseño presentado consiste en un modelo vectorial auto-regresivo con variable externa (V-ARX, Vector Auto Regressive with eXternal input), el cual tiene la particularidad de realizar la predicción de un día completo (24 horas) en un solo paso, a diferencia de los algoritmos utilizados normalmente, que realizan predicciones a un paso considerando horizontes de tan sólo una hora; lo que necesariamente implica que si se quiere conseguir horizontes de tiempo más lejanos, las predicciones deben ser realimentadas en el modelo en un proceso iterativo. Por otra parte, la metodología empleada para elaborar el predictor, hace posible identificar componentes periódicas del viento, tanto diarias como estacionales, facilitando la diferenciación de grupos de datos que presenten comportamientos o tendencias similares, permitiendo la creación de un modelo más certero para cada uno de estos bloques. Con el fin de realizar esta agrupación, se plantea una nueva manera de distinguir patrones estacionales en este tipo de series de tiempo, basándose en la similitud de sus distribuciones de probabilidad. Para ello se propone la divergencia de Kullback-Leibler como medida de diferenciación, y el algoritmo K-means como método de agrupamiento. Finalmente, como medio de validación del diseño propuesto, se implementan dos modelos utilizados actualmente en el ámbito de predicción: el modelo de Referencia de Nielsen y un modelo ARMA-GARCH. Al ser éstos comparados con el modelo V-ARX entregan como resultado que, dependiendo de las distintas métricas de error consideradas, dicho modelo vectorial presenta una mejora en la certeza de las predicciones: de un 6% a un 55% en relación al modelo de Referencia de Nielsen, y de un 2% a un 8% respecto al modelo ARMA-GARCH. Los resultados obtenidos permiten concluir que la manera propuesta para realizar predicción, es mejor que algunos de los métodos usados actualmente, pues reduce el error de estimación y en consecuencia, las predicciones son más cercanas a los valores reales.

Ingeniera Civil Eléctrica / La Ley N° 20.571, aprobada en Abril de 2012, permite a los clientes de Empresas Distribuidoras disponer de generadores eléctricos propios, para consumos y/o venta de una parte o el total de la energía generada a la Distribuidora. Estos sistemas de generación deben emplear Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la potencia instalada no debe superar los 100 kW. En Octubre de 2014 se publicó el Reglamento de dicha Ley, lo que sentó las bases legales para que los clientes de las Distribuidoras puedan contratar tarifas como Generadores Residenciales". Así, se podría esperar que un alto porcentaje de los clientes instalen paneles fotovoltaicos (FV) en sus inmuebles, como ha ocurrido en otros países con leyes similares. En este contexto, se analiza en qué condiciones los proyectos FV residenciales son rentables, desarrollando y aplicando metodologías confiables para centrales FV de baja potencia, en viviendas típicas ubicadas en diversas ciudades del país; y en base a los resultados obtenidos, se entregan las recomendaciones para optimizar económicamente estas soluciones. Posteriormente se realizan análisis de sensibilidad respecto al precio de los paneles FV, al precio del kWh comprado por la Distribuidora y al efecto de eventuales subsidios estatales y/o rebajas de impuestos en la inversión. La finalidad de estos análisis es determinar en qué escenarios son más rentables los proyectos FV para los clientes de la red de distribución eléctrica. Los resultados del estudio permiten concluir que el Reglamento actual de la Ley no incentiva la instalación de centrales generadoras residenciales por parte de los usuarios de las Distribuidoras, debido a sus elevados costos de inversión y lento retorno; sin embargo, en el escenario de una disminución del precio de los paneles solares, los proyectos mejoran su rentabilidad, en particular en la zona sur, donde se necesitan más paneles. Aún más, si la Distribuidora paga al cliente por la energía inyectada un precio igual al que éste le compra a la Distribuidora, mejora significativamente la rentabilidad, sobre todo en los sectores donde el kWh sea más costoso. En el caso de subvenciones del gobierno para la inversión, la generación es más rentable en cualquier zona. Por lo anterior, se considera que la Ley y/o el Reglamento deben ser replanteada para lograr un crecimiento en la generación distribuida.

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.

El objetivo general de este proyecto es analizar consecuencias económicas directas en los agentes del mercado eléctrico mayorista chileno, debido a incentivos regulatorios a la generación por medio de fuentes renovables no convencionales. Estos agentes son generadores de Energía Renovable No Convencional (ERNC) y del tipo convencional. En la actualidad, existe una creciente preocupación por el Cambio Climático y el Medio Ambiente. Bajo este escenario, las ERNC se sitúan como un agente de gran relevancia para el cumplimiento de la meta de mitigación de CO2e que el país se ha comprometido. Además, las ERNC introducen en general una señal de precios a la baja en los mercados marginalistas como el chileno. Por estas dos razones, que se hace relevante el estudio de incentivos regulatorios y consideraciones para lograr un eficiente fomento a las ERNC. Así, para lograr el desarrollo de este trabajo, primero se realiza un estudio acucioso del mercado eléctrico nacional. Después, se estudia la regulación mundial en cuanto a incentivos a las ERNC y, luego, se estudia las leyes sobre ERNC en Chile. Finalmente, se investiga sobre la tecnología relacionada con las Energías Renovables mediante un Diplomado en el área. Luego, la metodología utilizada en esta memoria se compone de: un análisis de la Situación Actual de Consideraciones e Incentivos Propuestos, el levantamiento de Información del Mercado Eléctrico a través de Encuesta, la determinación de Precios de Energía y Potencia de Largo Plazo, un análisis de la Aplicabilidad de Medidas de Eficiencia Energética en Chile, un análisis del Impacto de la Exención de Peajes Troncales, el análisis del Impacto en el Cumplimiento en las Cuotas Reguladas por cambios en el límite de Centrales Mini-hidroeléctricas, la determinación del Precio de Largo Plazo del Atributo ERNC y la Evaluación Económica de tecnologías ERNC en todos los escenarios que se describen en este proyecto para inversionistas convencionales y no convencionales y para algunos casos de proyectos ERNC. Finalmente, en este trabajo se determina un Plan de Obras de ERNC para cumplir con las exigencias de la ley, el precio de largo plazo del atributo ERNC, la viabilidad de instaurar el mecanismo Feed-in Tariff en Chile con respecto al actual y qué tecnologías ERNC y cuándo son económicamente factibles bajo la perspectiva de un inversionista de generación convencional y un inversionista tipo ERNC. Además, se determina cómo se comporta la rentabilidad económica de los proyectos ERNC bajo distintos escenarios.

Ingeniero Civil Eléctrico / A nivel mundial existe un creciente aumento en la penetración de energías renovables no convencionales, específicamente la energía eólica que representa un 50,9% de la energía producida por este tipo de fuentes a nivel mundial. El caso de Chile no es la excepción debido a que hasta marzo del 2015 la energía eólica representaba un 39,8%(892 MW) de la capacidad instalada de energía renovable no convencional, siendo esta la de mayor participación de este tipo de energía. Debido a lo anterior, y al impacto que generan este tipo de parques tanto en la operación como en el comportamiento dinámico del sistema, cobra importancia los estudios dinámicos que modelen de forma correcta el comportamiento de los parques eólicos. Para poder realizar esto se utilizó un sistema pequeño de 9 barras (IEEE 9 Bus System), al que se le agregó un parque eólico de 100 MW con capacidad para aportar al control primario de frecuencia. El método utilizado para que el parque pudiese aportar al control de la frecuencia consiste en la operación deload de la turbina en conjunto con un control droop . Este último modifica la consigna de potencia entregada al conversor de forma proporcional a las variaciones de la frecuencia, mientras que la operación deload implica la conservación de un margen de reserva de potencia para las distintas turbinas. El estudio dinámico es realizado mediante el software Digsilent en el cual se simulan distintos niveles de agregación de las turbinas del parque eólico de manera de observar tanto el comportamiento dinámico del sistema, como el tiempo que le toma al software simular los distintos casos. Los resultados obtenidos muestran que al simular un mayor número de turbinas en el parque existe un fuerte aumento del tiempo de simulación. El caso donde se simulan la totalidad de las turbinas del parque de forma separada, es 27 veces más lento que el caso en que se simula el parque como una sola gran turbina. Por otro lado, al simular un mayor número de turbinas se observan fenómenos como la desconexión de turbinas que no son capaces de entregar la potencia requerida por el controlador para el aporte a la regulación de la frecuencia. Esto conlleva a que exista una diferencia en el comportamiento de la frecuencia ante los distintos casos y por ende, exista un compromiso entre el tiempo de simulación y la precisión de la simulación.

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo de memoria se centra en los beneficios económicos asociado al control topológico de la red de transmisión nacional. Para esto se propone un modelo de programación matemática que co-optimiza el despacho de generación con la topología del sistema (conocido en inglés como el problema de Transmission Switching) mediante una representación lineal entera mixto (MILP por su nombre en ingles de Mixed Integer Lineal Program). Además, se propone un algoritmo de solución mediante una técnica de descomposición que separa el sistema en una cantidad determinada de zonas, que se optimizan por separado y de forma iterativa. La metodología propuesta se aplica en el sistema eléctrico chileno proyectado para el año 2025. El objetivo es analizar las mejoras producidas por los cambios topológicos en la operación del sistema, en especial en términos de costos, vertimiento de generación renovable (solar y eólico) y emisión de CO2. Para esto se comparan soluciones de dos corridas: con y sin control topológico (donde el resto de los parámetros y restricciones se mantienen sin alterar). Los resultados de este trabajo demuestran que el control topológico presenta grandes ahorros en términos de costos (hasta un 7%) y en términos de vertimiento (hasta casi un 100%) para los ejemplos estudiados. Una conclusión de particular interés para operadores y reguladores es que varios tramos de transmisión local/subtransmisión (especialmente en la zona de la Región Metropolitana) podrían operar abiertos para algunas condiciones de operación con el fin de: (i) aumentar la transferencia de energía por el sistema nacional/troncal y (ii) permitir un despacho más económico de la generación hidráulica dentro de la Región Metropolitana.

Ingeniero Civil Electricista / Actualmente existe un gran interés por el uso de tecnologías de generación renovable no convencionales, para así poder reducir tanto el impacto medioambiental de la generación eléctrica como también la dependencia de combustible fósiles en la matriz energética. Uno de los medios de generación no convencional que se perfila como altamente competitivo corresponde a la generación eólica y, dentro de esta, la tecnología predominante corresponde a las turbinas de velocidad variable con conversores. La integración masiva de energía eólica implica desafíos técnicos importantes desde el punto de vista del sistema, siendo el control de frecuencia uno de los más discutidos. Un aspecto importante corresponde a que las turbinas eólicas de velocidad variable que si bien tienen una cantidad significativa de energía cinética almacenada en sus aspas, estas no aportan respuesta inercial al sistema debido a que el conversor de potencia desacopla el generador de la red haciendo que las turbinas sean insensibles a cambios de frecuencia en el sistema. De esta forma la incorporación masiva de turbinas eólicas de velocidad variable podría implicar una disminución importante de la inercia total del sistema de potencia. De lo anterior, surge el objetivo principal de esta memoria: estudiar el comportamiento de la respuesta inercial de un sistema eléctrico de potencia. Considerando el alto potencial eólico que existe en el norte grande del país, lo cual se ha visto reflejado en el hecho de que hoy existen 856 MW en proyectos de generación eólica con aprobación ambiental, junto con las limitaciones técnicas del SING producto de ser un sistema puramente térmico, se ha considerado que es relevante estudiar dicho sistema ante distintos escenarios de penetración eólica y analizar las consecuencias que ello tiene en él, junto con estudiar medidas correctivas para paliar la reducción de inercia. Para estos efectos se desarrolló una metodología para el estudio de la respuesta inercial en el SING y se implementaron los modelos dinámicos requeridos en el software DigSilent Power Factory. De los resultados obtenidos en las simulaciones dinámicas realizadas, fue posible constatar el deterioro de la respuesta inercial al aumentar la participación de turbinas eólicas de velocidad variable en la matriz de generación del SING, llegando incluso a darse desprendimiento de carga en el escenario de máxima penetración considerado producto de la disminución de inercia. Además se logró confirmar que las medidas correctivas estudiadas son capaces de mejorar la respuesta inercial del sistema analizado, observándose en todos los casos que las consideran un aumento en la frecuencia mínima post-contingencia. Estas medidas llegaron incluso a evitar el desprendimiento de carga observado al no considerar medidas correctivas en el escenario de máxima penetración eólica estudiado, por lo que su implementación corresponde a un aporte relevante para facilitar la integración masiva de la energía eólica al SING.

Ingeniero Civil Mecánico / Los altos costos económicos y ambientales de la energía generada a partir de combustibles fósiles han generado un panorama donde la aplicación y la investigación sobre las energías renovables se hace cada vez más urgente. En Chile existe un escenario adverso en esta materia, siendo un país altamente carbonizado en la generación de energía y con altos consumos de combustibles fósiles en la industria. La presente memoria tiene por objetivo realizar una evaluación técnico-económica de un campo de colectores solares térmicos para la producción de calor en procesos industriales en Chile, aplicando una herramienta para evaluar la operación de un sistema de energía solar térmica. Para lograr estos objetivos se analizaron las características del recurso solar y los requerimientos energéticos de distintos procesos industriales del país. Cruzando estos datos fue posible establecer los procesos industriales en los cuales sería posible la introducción de la energía solar térmica. De esta manera se seleccionó un proceso sobre el cual se realizaron simulaciones con el objetivo de evaluar el desempeño de un campo de colectores solares que complementara a los sistemas de generación de calor mediante combustibles fósiles. Se realizaron varios casos de simulación que se dividieron en tres escenarios diferentes: un escenario que varía el horario de despacho de agua caliente; un segundo escenario en el cual se varía la cantidad de energía ahorrada por el sistema solar; y un tercer escenario donde se varía la cantidad de energía que necesita el proceso seleccionado. Cada uno de estos escenarios se localizó en dos ciudades, Santiago en la Región metropolitana y Concepción en la Región del Biobío. Dentro de estos escenarios fue posible establecer las prestaciones y rendimientos técnicos y las rentabilidades económicas del sistema solar para un proyecto a 25 años. Los resultados demuestran que estos sistemas solares son capaces de ahorrar capital y energía. La energía ahorrada por el sistema solar puede alcanzar valores sobre el 80% de los requerimientos del proceso, con factibilidad económica y evitando hasta el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero de un sistema tradicional. Los ahorros económicos pueden alcanzar hasta el 46% del capital necesario sin el sistema solar y es posible encontrar proyectos rentables en la zona sur del país, incluso reemplazando sistemas que utilicen gas natural.

Ingeniero Civil Electricista / La necesidad de incluir energías renovables dentro de la matriz energética mundial es cada vez más apreciable. Chile no es ajeno a esta tendencia, observándose una penetración creciente de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), en particular a partir de la promulgación de la Ley 20.257 del año 2008. La energía eólica ha liderado en estos primeros años la penetración ERNC en los sistemas eléctricos nacionales. En este contexto, se reconoce la necesidad de disponer de modelos que permitan predecir la generación eléctrica de un parque eólico. En este contexto, el objetivo general del presente documento es la propuesta conceptual y práctica de una metodología para estimar perfiles de generación de un parque eólico, que permita su simulación en el mediano y largo plazo dentro de un sistema eléctrico de potencia. Dentro de un parque eólico hay tres efectos importantes a considerar al momento de analizar su generación: la topografía del terreno, el efecto estela y la turbulencia del viento. Son éstos, los que basándose en metodologías de referencia, permiten un cálculo más realista de la potencia generada en un parque eólico. Dada una medición de la velocidad del viento, el diseño del parque y la curva de potencia teórica de los aerogeneradores, es posible incluir los efectos antes mencionados en forma analítica. La validación del modelo se realiza a través de datos reales de viento y generación pertenecientes al parque Canela I, de la empresa Endesa Chile. Dichos datos corresponden a un período entre septiembre del 2009 y abril del 2010. Dado el modelo, se obtiene un error relativo del 7,81% según la energía total generada en ese período, y de un 11,79% según el error cuadrático medio de la potencia generada. Las simulaciones corresponden al análisis de tres eventos distintos a considerar: la topografía, el efecto estela y la turbulencia. Para cada evento se analizan distintos escenarios, los cuales contemplan el considerar y despreciar dichos efectos. Se obtiene que el efecto más significativo al momento de predecir la operación de un parque es la topografía del terreno. Lo anterior se debe al emplazamiento sobre colinas o valles de los aerogeneradores, en donde la velocidad del viento cambia. El efecto menos significativo es la turbulencia, obteniéndose una diferencia de 0,05% al no considerarla. Es importante destacar que la operación de un parque dista de ser el simple producto de los aportes individuales de una turbina genérica, aumentando su error relativo a un 10,12% con respecto a la energía, si se realiza dicha consideración. Como trabajo futuro se propone mejorar la modelación de la topografía y de la velocidad del viento. Así mismo, se sugiere extender el modelo a una versión estocástica.