Ingeniero Civil Eléctrico / Las micro-redes se han presentado como un tema de gran interés en la comunidad científica producto de la capacidad que tienen éstas de romper con los paradigmas tradicionales de generación, en donde logran incorporar diversas tecnologías de generación en las cercanías de la demanda. Estos se conoce como generación distribuida. Lo anterior permite a pequeños centros de consumo tener la posibilidad de autoabastecerse, además de tener la capacidad de autogestión e independencia de un ente centralizado. En este mismo contexto, las microredes permiten a zonas completamente aisladas tener acceso a la energía, sin la necesidad de depender de una expansión de la transmisión para tener un punto de inyección. Durante los últimos años se ha hecho una gran cantidad de investigación respecto a los desafíos y problemáticas de este tipo de redes y las soluciones que se plantean. Dichos desafíos han generado cambios en la concepción de los esquemas que pueden conformar una micro-red, a diferencia de los sistemas eléctricos convencionales. Estos cambios han priorizado los esquemas de control, pero en años recientes, los esquemas de protección se han instaurado como un tema de importancia producto de la constante expansión y actualización que sufren los sistemas eléctricos. El objetivo de esta memoria, es la implementación de una novedosa experiencia de laboratorio dirigida al estudio de nuevos esquemas de protección aplicados en sistemas de potencia con generación distribuida y micro-redes. La meta de la experiencia, es el de contribuir al perfil de egreso de los estudiantes a partir de la comprensión y análisis de las nuevas dificultades presentadas en el área de protecciones y sus posibles soluciones. Lo anterior, generado a partir de un enfoque práctico. En este contexto, la metodología propuesta para la creación de la experiencia permitirá a los alumnos evaluar la experiencia y poder incluir posibles mejoras a ésta a partir de una encuesta. Los resultados obtenidos a partir de las encuestas realizadas en las actividades demuestran que, tomando en consideración la opinión de los alumnos y su evaluación de la experiencia, hubo un aumento en cada uno de los ítemes señalados, logrando ponderaciones superiores a 4 en la segunda experiencia en en una escala de Likert de 1 a 5. En este mismo contexto, se valida la encuesta y sus resultados a través del coeficiente alfa de Crobach, obteniendo los dos niveles más altos que se pueden obtener a partir del criterio utilizado por los autores George y Mallery. De esta forma, se presenta una metodología capaz de ser replicada para la creación de otra experiencia práctica y se crea una novedosa experiencia que refuerza las capacidades de los alumnos en temáticas de protección.

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.

Ingeniera Civil Eléctrica / En la actualidad uno de los principales desafíos de los sistemas eléctricos de potencia es utilizar los recursos naturales renovables para generar energía y desplazar a la generación que se basa en la utilización de combustibles fósiles. Bajo esta premisa la presente memoria busca cumplir con este objetivo mediante la utilización de técnicas de redes inteligentes en el sistema Palena, ubicado entre la región de Los Lagos y la región de Aysén de Chile. Dicho sistema es una micro-red que abastece a 4.360 clientes regulados y está compuesto por una central hidroeléctrica de pasada y doce unidades diésel. A pesar de que la mayor parte del consumo es abastecido con la central de pasada, en las horas de menor demanda esta no utiliza todo el recurso natural disponible provocando vertimiento de energía y, por el contrario, en las horas de mayor demanda no es capaz de abastecer completamente el consumo y es necesario operar las centrales diésel. En este contexto, se utiliza el software HOMER para estudiar la posibilidad de aprovechar la energía vertida en horas valle para desplazar la generación diésel en horas punta, por medio de la incorporación de sistemas de almacenamiento, estrategias de despacho para micro-redes y de desplazamiento de carga. En principio, se estudia la factibilidad de diferentes tipos de almacenamiento eléctrico para encontrar aquella tecnología que se adecue de mejor forma a las características del sistema sin considerar el crecimiento anual de la demanda. Los resultados indican que las baterías de flujo son la alternativa más atractiva para optimizar el recurso hídrico del sistema. Sin embargo, debido a la baja maduración actual de esta tecnología se descarta esta posibilidad. Por ende, se opta por recomendar la siguiente tecnología que presenta buenos resultados, siendo estas las baterías de ion litio. A partir de esta elección se estudian las estrategias de despacho de microrredes, concluyendo que la estrategia de seguimiento de carga es la que optimiza mejor el recurso hídrico. Se encuentra que el desplazamiento de carga también cumple con este objetivo. Sin embargo, si el porcentaje de demanda punta desplazado es alto, se puede obstaculizar la operación de las baterías. Finalmente, al incorporar del crecimiento de la demanda se concluye que el plan de expansión óptimo para el sistema hasta el año 2030 consiste en la instalación de una central hidráulica de pasada de 500 kW que empiece a operar en el año 2024. En dicho escenario la instalación de un banco de baterías de ion litio queda sujeta la necesidad de continuar o no generando con una unidad diésel en hora valle, luego de la entrada en operación de la nueva central. En el caso de que no sea necesario operar en hora valle con una central diésel, la capacidad máxima del banco de baterías que es factible instalar es 134 kWh. Mientras que, si sigue siendo necesario, la capacidad máxima aumenta a 336 kWh. / Este trabajo ha sido parcialmente financiado por grupo SAESA

Ingeniero Civil Eléctrico / El uso de generación distribuida (GD) ha aumentado de forma considerable en los últimos años a nivel mundial, en países como Alemania se registra una alta participación de la GD, debido a que durante la década del 2000 fue implementada una tarifa mayor frente a otras tecnologías convencionales por sus inyecciones al sistema (Feed-in Tariff). La capacidad instalada de generación solar fotovoltaica (Solar PV) es de 31 GWp, en donde un 70% representa energía solar PV conectada a redes de baja tensión (0,4 kV). En Chile bajo el contexto de la Ley 20.571 es posible instalar GD en redes de distribución de forma libre, mientras siga las normas estipuladas en el marco regulatorio. En cifras, según lo declarado en el portal de energía abierta de la Comisión Nacional de Energía (CNE), la capacidad de GD de tecnología solar es de 11,9 MW en total a fines de 2017. La inclusión de tales niveles de GD trae consecuencias a la operación de las redes de distribución, principalmente relacionadas con la calidad de suministro, tales como problemas de tensión, frecuencia, distorsión armónica y desbalances. Además, posee consecuencias sobre los activos de la empresa distribuidora, como por ejemplo la sobrecarga de conductores o transformadores. El objetivo principal de este trabajo es utilizar redes inteligentes en un ambiente de simulación para mitigar los problemas de régimen permanente introducidos por la GD de tipo Solar PV, principalmente asociados a sobretensiones y sobrecarga de conductores. Para ello se busca integrar estrategias de control, tanto en la cabecera del alimentador como de forma local en la generación solar mediante el uso adecuado de elementos activos del sistema, tales como, inversores de potencia de la GD, cambiador de tap del transformador de la subestación alimentadora y bancos de baterías. La metodología incluye la evaluación de estos problemas en una red realista de media tensión (MT) ubicada en la comuna Diego de Almagro, con la finalidad de determinar en qué porcentaje de adopción aparecen los problemas de interés. Las estrategias mencionadas con antelación se integran en un modelo de optimización usando el solver Gurobi que incluye el cálculo del flujo de potencia (OPF). El OPF se realiza con una relajación del problema no-lineal, para validar las soluciones de este método se compara con el OPF obtenido utilizando OpenDSS. Los resultados muestran que la coordinación de elementos activos permite solucionar problemas técnicos de régimen permanente en redes MT, el cambiador de tap del transformador AT/MT y la regulación del factor de potencia del inversor en la GD Solar PV permiten contribuir de forma efectiva a la regulación de tensión del sistema, mientras que la capacidad de almacenamiento es la estrategia más efectiva para solucionar problemas de capacidad en los equipos de la red.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / La generación distribuida (GD) ha aumentado de forma considerable en los últimos años en Chile, desde la promulgación de la Ley de Generación Distribuida (Ley 20.571) en el 2015 la potencia de equipos instalados ha aumentado de 1.398 kW a 25.958 kW siendo la mayoría de estas instalaciones de paneles solares fotovoltaicos. Esta ley permite la autogeneración de energía en base a Energías Renovables no Convencionales (ERNC) y cogeneración eficiente con el fin de autoconsumo. Además, la ley le da el derecho a los clientes finales de vender sus excedentes a la distribuidora eléctrica la cual tiene la obligación de comprarla a un precio regulado. La penetración masiva de generación distribuida en las redes actuales genera impactos principalmente relacionados con la calidad de suministro tales como problemas de tensión, corriente, frecuencia, distorsión armónica y desbalances. Cada uno de estos impactos genera consecuencias tanto para la empresa distribuidora encargada de entrega un buen servicio y los clientes finales. Este trabajo se enfoca principalmente en los problemas de régimen permanente introducidos por la generación distribuida de tipo Solar PV, en relación con los problemas de tensión y corriente que se crean en la red de distribución. Para ello se busca integrar redes inteligentes comunitarias con sistemas de almacenamiento (baterías). Para esto se simula una red de distribución europea desarrollada por Electricity North West Limited y The University of Manchester resultado del proyecto Fondo de Redes Bajas en Carbono. Se simula la red con generación distribuida de manera de entender a que nivel de penetración PV aparecen los problemas de tensión y corriente. Además, se incluye en la simulación la creación de redes inteligentes para minimizar los impactos técnicos de la GD y aportar al autoconsumo. Los resultados muestran que con una penetración de 2,4 kW aparecen los problemas de tensión y con una de 3,6 kW PV aparecen los problemas de corriente. La creación de redes inteligentes comunitarias, al agrupar vecinos dispuesto geográficamente cerca reducen por completo los problemas de corriente y desplazan la aparición de problemas de tensión a una penetración mucho mayor (3,2 kW) La implementación de sistemas de almacenamiento con las redes inteligentes ayuda a mejor no sol los impactos de la GD sino que también aumentan el autoconsumo de los clientes y reducen sus costos al evitarles comprar a alto costo la energía desde la red.

Memoria para optar al título profesional de Ingeniero en Recursos Naturales Renovables / Las micro-redes proporcionan abastecimiento energético a un sector determinado, integrando diferentes fuentes locales de generación de energía, con sistemas de respaldo y almacenamiento, buscando un desarrollo sustentable a lo largo del tiempo. Proyectos de esta naturaleza, son capaces de entregar energía a comunidades aisladas, así como también a zonas que poseen conexión con la red principal de distribución eléctrica, contribuyendo a una mejor calidad del servicio. Para llevar a cabo un adecuado diseño de un proyecto de micro-red es necesario realizar un riguroso estudio de las condiciones locales presentes en un territorio, incluyendo aspectos tanto técnicos, como sociales y ambientales. En este estudio, se analizaron parte de los aspectos más relevantes para el diseño de una micro-red, correspondientes a la estimación de la demanda eléctrica y la cuantificación de los recursos renovables capaces de ser utilizados para la generación de energía. Dicho trabajo fue aplicado en la comunidad rural de Huanaco Huenchun, localizada en la comuna de Carahue, región de la Araucanía. En la primera parte de este estudio, se diseñó y aplicó una metodología para estimar los perfiles de demanda de las viviendas de la comunidad y sus principales consumos de energía eléctrica, utilizando datos sociodemográficos de los residentes de la comunidad, en conjunto con mediciones del consumo eléctrico y algoritmos de redes neuronales. Por otro lado, mediante el uso de datos provenientes de modelos de meso escala y estaciones meteorológicas, e información de distintos equipos de generación, se estimó el recurso eólico y solar disponible al interior de la comunidad, complementando este resultado, con un análisis preliminar del territorio utilizando información espacial del lugar y de los mismos residentes.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas eléctricos tienen un rol fundamental ya que el desarrollo de la sociedad actual depende en gran medida del correcto funcionamiento de éste. Por otra parte, a lo largo de la historia, Chile ha sido protagonista por albergar terremotos de alta intensidad, lo que afecta de manera considerable el desempeño del sistema eléctrico. En base a lo anterior, el concepto de resiliencia en el sector eléctrico chileno ha tomado un papel protagónico que se ve reflejado en el marco regulatorio y políticas energéticas a nivel nacional. En este contexto, este trabajo busca cuantificar y analizar el beneficio del almacenamiento de energía a gran escala en la resiliencia del sistema eléctrico nacional frente a terremotos, donde se estudia el beneficio de distintas soluciones candidatas dentro de las cuales se incluyen líneas de transmisión, robustecimiento de subestaciones y almacenamiento de energía. Además, se determinan portafolios óptimos de inversión para mejorar la resiliencia del sistema en función de una restricción de presupuesto que permite invertir en una o varias soluciones combinadas en el Sistema Eléctrico Nacional (e.g. almacenamiento de energía, nuevas líneas de transmisión, etc.). Las cuantificaciones para calcular los beneficios de las distintas alternativas de inversión se realizan en un modelo de optimización vía simulación desarrollado en la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, el cual, mediante esta memoria, ha sido mejorado para incluir tecnologías de almacenamiento. De los resultados obtenidos, se logra identificar que la mejor solución individual para mejorar la resiliencia del sistema es la línea de interconexión HVDC entre El Desierto de Atacama y Santiago. Para el caso de donde se combinan múltiples soluciones (e.g. 3), se decide invertir en línea de interconexión, y robustecer las subestaciones Alto Jahuel y Cerro Navia-Lo Aguirre. Finalmente, se realiza un caso donde es posible invertir simultáneamente hasta en 5 soluciones tecnológicas, aquí el portafolio óptimo incluye dos centrales de almacenamiento en la subestación Cumbre 500 y subestación Lagunas. Una de las principales conclusiones es que el aporte del almacenamiento de energía a la resiliencia del sistema no se relaciona directamente con la capacidad de almacenar energía, sino que más bien con la capacidad de entregar potencia al sistema en ventanas de tiempo precisas. Esto se debe a que el aporte del almacenamiento de energía se produce en ventanas de tiempo acotadas justo después de la ocurrencia del terremoto cuando efectivamente existe energía no suministrada debido principalmente a restricciones de transmisión o generación, cuyas capacidades han sido degradadas como consecuencia del terremoto. A medida que transcurre el tiempo, la mayor parte de la energía desabastecida corresponde a consumo que se desconectan del sistema dada las contingencias sufridas directamente en el punto de conexión (e.g. subestaciones primarias) o aguas abajo.

Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / Microgrids are one of the key technologies to facilitate the integration of large amounts of renewable generation technologies to the main grid. The main power supplies inside the microgrid are power electronic devices which are responsible for energy conversion and provide the necessary control. Dynamical interactions between the microgrid and newly connected power electronic-based sources can lead to small-signal instability. Hence, several stability analysis approaches have been developed over the recent years, particularly methods to ensure stability by first dividing the system into source and load subsystems and then applying the Nyquist criterion to the respective source/load impedances ratio. Nevertheless, this aspect has been rarely studied considering droop-controlled inverters, as the active power droop control also impacts the output frequency of micro-sources and has a deep impact in the small-signal impedances of the inverters. The main objective of this thesis is to characterize the small-signal impedance of droop-controlled inverters typically used in microgrids through simplified models, in order to achieve a comprehensive understanding of their behavior. This work postulates as hypothesis that the general behavior of the small-signal impedance of droop-controlled inverters when operation conditions change can be characterized through the analysis of the transfer functions of linearized multi-input multi-output reduced-order inverter models, by contrasting them with the resulting small-signal impedances of more complex models. The obtained results show that the small-signal impedance of these inverters were effectively characterized, specially by one of the proposed models. Two indices were developed in order to quantify the graphically obtained results, which confirmed the performance of the developed models, specially with respect to DD, DQ and QD-Channels.The indices confirmed the identification of the operating variables that impact the small-signal impedance the most when perturbed. The results also indicate that the low-frequency range of the small-signal impedance is the most affected range when changing the operating conditions, as the high-frequency range tends to converge to the large-signal impedance. This work could lead to improved small-signal stability studies, in which one of the biggest problems nowadays is the dependence of the small-signal impedance on the changing operating point. / Conicyt Proyecto PFCHA/MagísterNacional/2017- 22172061

Ingeniero Civil Eléctrico / El incremento en el interés por las energías renovables no convencionales a nivel mundial es un producto del cambio climático y la oportunidad de los países de disminuir el nivel de dependencia a los precios de los combustibles fósiles. Específicamente en Chile la política energética nacional tiene como objetivo lograr una matriz que se componga por al menos un 60% de ERNC s para el año 2035. Para lograr esto, se han generado distintos incentivos para facilitar la adopción de tecnologías bajas en carbono e incentivar su uso en los consumidores residenciales, como por ejemplo la ley de netbilling, el programa de techos solares públicos, entre otros. Dentro de estas tecnologías se encuentran los vehículos eléctricos y la generación distribuida, como los sistemas fotovoltaicos. Frente al aumento del uso de estas tecnologías de generación distribuida, se han realizado diversos estudios sobre el potencial impacto que podrían tener en las redes de distribución de media y baja tensión. Dichos estudios muestran como niveles altos de uso, provocan efectos importantes en las redes de distribución, como cambios en los perfiles y esquemas de regulación de voltaje, reversión de flujos, disminución de las pérdidas, cambios en la calidad de la potencia por contenido armónico, entre otros. La metodología propuesta para evaluar los impactos de la generación distribuida, se aplica para un set de redes aproximadas de media tensión, basadas en estandares reales de diseño, que se modelan para abastecer a un área de similares características que la región Metropolitana de Chile considerando 42 subestaciones. Estas conectan a un total de 397 alimentadores, los cuales abastecen a 13739 transformadores de media tensión. Las tecnologías evaluadas son las 2 con mayor proyección a nivel residencial en el país: los sistemas fotovoltaicos y los vehículos eléctricos. Los impactos evaluados son los problemas de tensión en los transformadores de distribución MT y los problemas térmicos en los conductores. Los resultados obtenidos muestran que la metodología propuesta permite realizar una clasificación de los alimentadores según sus características topológicas, y la identificación de los alimentadores más sensibles a cada tecnología. Además, se obtiene que existen grandes diferencias en la susceptibilidad a presentar problemas entre cada alimentador y subestación MT analizada. Por otro lado, también se obtienen grandes diferencias entre cada una de las simulaciones para un mismo nivel de penetración con distintas localizaciones del recurso distribuido, lo que recalca la sensibilidad a la localización de las LCT s.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / Debido al contexto geopolítico y medioambiental, tanto nacional como internacional, ha surgido un nuevo impulso en minimizar el uso de hidrocarburos como fuente de generación eléctrica y de transporte. Esta preocupación ha incentivado el uso de las energías renovables no convencionales (ERNC) que utilizan como fuente los llamados 'recursos limpios' como el sol, el viento y los ríos, entre otros. Este tipo de tecnologías se utilizan en grandes proyectos eléctricos a nivel industrial, en redes de distribución como 'generación distribuida' o en sistemas inteligentes como las 'micro redes'. El uso de ERNC introduce problemas que no presentan las redes eléctricas con infraestructura convencional, esto se debe a la intermitencia y disponibilidad esporádica de las energías renovables no convencionales. Esto puede generar problemas en la estabilidad del sistema, su confiabilidad y la calidad de suministro de la electricidad. Estos problemas pueden ser solucionados introduciendo sistemas de almacenamiento de energía que respaldan la potencia entregada por la generación intermitente, lo que les da la capacidad mejorar la estabilidad del sistema y la calidad de la potencia que se entrega al consumidor final. En este contexto, el presente trabajo tiene como objetivo diseñar e implementar un sistema de control para los sistemas de almacenamiento con baterías mediante el uso de un conversor de potencia trifásico de tres piernas diseñado para operar en redes de baja tensión. El sistema de control debe permitir al conversor trabajar en modo de operación aislado o conectado a la red. La fuente de alimentación de energía o sistema de almacenamiento corresponderá a un banco de baterías el cual cuenta con las opciones de almacenar o generar electricidad. El objetivo del prototipo final estará orientado al uso en los laboratorios eléctricos de la Universidad. Este trabajo incluye una revisión bibliográfica de las micro redes, electrónica de potencia de conversores y baterías, sistemas de almacenamiento existentes, filtros pasivos como técnicas de reducción de armónicos y sistemas de control de conversores. Además se realizan dos tareas importantes, la primera es el diseño y simulación de una estrategia de control para convertidores formadores de red con control Droop y la segunda, es la implementación del esquema de control diseñado en una aplicación real de una micro red en el laboratorio de redes inteligentes de la Universidad de Chile.