Ingeniero Civil Electricista / Nuestro país está pasando por una etapa, dentro del crecimiento económico mostrado en los últimos 20 años, en que el tema energético está más latente que nunca. Se han presentado importantes proyectos mineros e industriales que buscan seguir el camino ascendente de crecimiento macroeconómico, pero sin embargo nos encontramos en un escenario con un alto nivel de incertidumbre en el sector encargado de generar la energía eléctrica, trayendo consigo, desde un aumento sostenido de la cuenta de electricidad en los hogares hasta miedo a invertir en Chile en diferentes áreas por parte de capitales extranjeros. Otro componente con el cual no se contaba hace un par de años, es la búsqueda por parte de la sociedad de ser escuchados en materia energética y medioambiental, que si bien no se cuenta con una base teóricamente fundamentada, es un comienzo alentador de generar debate dentro de la sociedad y crear una cultura energética. En el último tiempo hemos sentido latente una caracteristica desventajosa que posee nuestra matriz eléctrica: su alta dependencia energética. Los últmos años se han mostrado particularmente bajos en precipitaciones lo que obliga al sistema a operar con sus centrales térmicas, superando la energía generada con esta tecnología sobre la hidraúlica, esto repercute en un alza de los precios por energía. Es por esto que existen planes importantes para mitigar esta alta dependencia energética y buscar nuevas formas de generación, la ley ERNC, por ejemplo, obliga que al año 2024 el 10% de los retiros del SIC y SING provengan de energía límpia, renovable y no convencional. En el segmento de transmisión se observan problemas que se están traudciendo en fuertes congestiones debido al atraso de proyectos y al aumento de la demanda por energía. En este punto es donde nos convoca este trabajo, el retraso de la entrada en servicio de una línea de 500 kV que une las subestaciones Nogales y Cardones pronostica fuertes congestiones en el sector norte del SIC hasta el año 2018 cuando se espera su entrada en servicio. Para poder dimencionar el perjuicio económico debido a las fallas en su planificación y su posterior atraso se comparará este escenario base con un escenario donde la fecha de entrada de la línea corresponde a abril de 2013, una fecha en la cual el sistema ya comienza a ver congestiones en este sector y es oportuna su contrucción. El estudio de los casos arrojó que la entrada oportuna del proyecto de transmisión para el año 2013 reduce de manera importante los costos de operación, un resultado que debe ser tomado en cuenta por las autoridades y replantearse la mirada a corto plazo que se utiliza en la planificación de la transmisión. Es así que urgen lineamientos energéticos que permitan al país no enfrentarse con los problemas sociales y medioambientales que se han visto en el último tiempo y destrabar los proyectos de generación en sus etapas de evaluación que finalmente termina por perjudicar al sistema eléctrico y a la sociedad misma.

Ingeniero Civil Eléctrico / Durante los últimos años ha aumentado la incertidumbre respecto al futuro del sistema eléctrico de Chile producto del alto rechazo por parte de la sociedad al desarrollo de proyectos de centrales eléctricas y de líneas de transmisión, tanto por factores medioambientales como sociales. Es por este motivo que es de real interés analizar el sistema en diferentes situaciones ante el aumento inminente del consumo eléctrico del país al estar en vías de desarrollo. Este trabajo estudia el comportamiento en situación de demanda máxima del Sistema Interconectado Central (SIC), frente a la incoporación de nuevas centrales de generación según lo indicado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), y de la expansión del sistema de transmisión troncal, considerando la entrada en operación de dos de los más cuestionados proyectos energéticos en Chile: el Proyecto Hidroaysén de 2750 MW hidráulicos, a ubicarse en la zona sur de sistema, y el Proyecto Central Castilla de 2100 MW térmicos, a ubicarse en la zona norte del sistema. El estudio considera la creación de un modelo reducido del SIC tomando como base el año 2013, y proyectándolo al año 2033, utilizando la información pública provista por el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC), y de la CNE. Para ello, se realiza una proyección de la demanda en situación de demanda máxima anual, en cada una de las barras del modelo reducido. Se analizan los costos marginales en las barras y los flujos por las líneas de este, detectando posibles problemas de desacople. Se consideran 3 hidrologías: seca, normal y húmeda. Luego se realiza un análisis considerando la incorporación de cada una de las centrales de interés por sí sola, y de ninguna de ellas. La conclusión principal del estudio es que la entrada en operación de los Proyectos Hidroaysén y Castilla benefician al sistema, en cuanto permiten reducir los costos de operación de este y ser un respaldo para situaciones donde no haya radiación solar y/o no exista generación eólica producto de la intermitencia del viento. De esta forma, en caso de no poder entrar en operación por oposición social y política, se hace urgente buscar sustitutos que puedan proveer la potencia no suministrada por ellos.

Ingeniero Civil Eléctrico / En los últimos años, la capacidad instalada de energías renovables en Chile ha crecido sostenidamente y cada vez más empresas están invirtiendo en estas tecnologías. Sin embargo, todavía existen barreras de entrada en varias etapas de estos proyectos y en particular en las etapas tempranas. Algunas de estas barreras están relacionadas con el acceso a información, como por ejemplo conocer la institucionalidad o tener una intuición de cuál será el comportamiento del sistema eléctrico en el presente y en el futuro. En este contexto, el presente trabajo propone una herramienta de acceso público que contribuya a derribar barreras de entrada al mercado eléctrico chileno, en particular en lo referente a la operación futura del sistema de transmisión troncal. La herramienta propuesta tiene tres funciones principales: estimar peajes de transmisión troncal, mostrar información del pago de peajes por tramos para las empresas y centrales existentes y ofrecer un acceso vía internet a estos análisis. Para lograr esta herramienta, se programó una rutina de cálculo de prorratas y peajes en DeepEdit (Plataforma de simulación del Centro de Energía), que como datos de entrada utiliza simulaciones de la operación de largo plazo mediante la herramienta PLP (Programación de Largo Plazo). La herramienta es validada a través de un caso ejemplo y utilizada para el estudio de peajes de transmisión troncal en el sistema nacional: permite calcular los peajes atribuibles a centrales existentes como asimismo una estimación asociada a futuros proyectos. Utilizando esta rutina se obtuvo resultados de costos de peajes de transmisión troncal en el SIC para dos casos: SIC interconectado con el SING mediante el tramo Mejillones - Cardones 500 y SIC sin inteconexión. Estos resultados son incorporados al sitio web www.peajeselectricos.com de acceso público especialmente creado para este fin. El sitio web consta un estimador de peajes y un explorador de peajes. El primero permite hacer estimaciones de costo de peajes de transmisión troncal para una central de cualquier tecnología en cualquier barra del sistema y el segundo permite ver estimaciones de pago de peajes de tranmisión troncal para generadores y empresas en el SIC. Utilizando el sitio web, con el fin de mostrar uno de los posibles usos del estimador de peajes, se analiza el costo que tendría que pagar una central fotovoltaica de 25MW en las barras Diego de Almagro 220 y Pan de Azúcar 220, obteniéndose que para esta central el costo de transmisión troncal sería un 66 % más caro en la barra Diego de Almagro 220 para el caso con interconexión, y un 63 % en el caso sin interconexión. Este tipo de resultados del estimador de peajes, usado en conjunto con el explorador de peajes, permite disponer de una idea bastante clara del comportamiento del pago de peajes en el SIC. Estos resultados pueden ser incluidos en estudios de prefactibilidad de proyectos de generación en el SIC, lo que se espera sea un aporte a derribar barreras de entrada a nuevos actores al sistema eléctrico. Como trabajo futuro se recomienda expandir las funcionalidades de la herramienta, tanto a nivel de los casos de estudio como en la precisión de las estimaciones de peajes.

Ingeniero Civil, Mención Hidráulica Sanitaria Ambiental / Este trabajo se enmarca en el análisis técnico-económico de la implementación de modificaciones al convenio de riego que rige la operación del Sistema Hidroeléctrico Laja, dentro del Sistema Interconectado Central de Chile (SIC). Este sistema hidroeléctrico, uno de los sistemas más importantes del SIC, lo conforman las centrales El Toro, Abanico, Antuco, Rucúe y Quilleco, que juntas tienen una potencia instalada que supera los 1000 MW. Además, el lago Laja, con más de 6 mil millones de metros cúbicos de capacidad de almacenamiento, es el más grande del país y el único con capacidad de regulación multianual. El sostenido aumento de la demanda eléctrica en el SIC, junto con la escasez de agua para el riego en la zona, debido a las sequías de los últimos años y al conflicto actual entre generación y riego (conflicto de carácter estacional), generan la motivación de este estudio, que espera compatibilizar la generación hidroeléctrica junto con la agricultura de la cuenca del Laja de una manera más eficiente que la actual. El objetivo general de este trabajo es analizar el impacto que generarían distintas modificaciones al convenio de riego desde el punto de vista de los regantes a nivel de la cuenca del Laja; y también analizar los impactos técnico-económicos a nivel del SIC. Para cumplir con esta labor, primero, se definieron nuevas alternativas de operación para el lago Laja a partir de diversos estudios. Posteriormente, se implementaron estas modificaciones operacionales dentro del Modelo de Programación de Largo Plazo (PLP) del SIC. Finalmente, se analizaron los resultados de la modelación. Uno de los resultados principales de este estudio es que el tamaño del SIC es tan grande, que añadir una restricción que afecte solamente a uno de sus embalses, no altera considerablemente su funcionamiento a nivel sistémico, pero si puede alterar su entorno local a nivel de cuenca.

Magíster en Gestión y Políticas Públicas / El presente trabajo mide el impacto de los factores que han incidido en la caída de costo marginal del 33% en el Sistema Interconectado Central (SIC) en el 2016, un fenómeno que no se veía en casi 10 años, desde el corte de suministro de gas argentino en 2006. Algunos expertos plantean que tal caída se debió a cuatro factores que conjuntamente incidieron en ella: cambios climáticos, incorporación de energías renovables, caída de precios de combustibles fósiles en el mercado internacional, y bajo crecimiento de la demanda en 2016. Este trabajo busca medir el grado de impacto y la efectividad de la caída de esos factores debido a las incertidumbres caracterizadas por las oscilaciones anteriores. Esta no es la primera caída durante el periodo en estudio. Con todo, es la mayor de todas y merece un análisis, ya que también se debió a la intervención de políticas del gobierno a través de la implementación de medidas tomadas en la agenda de marzo de 2014, las cuales permiten elevar al 70% la participación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) hasta 2050 en toda la matriz eléctrica chilena. Como metodología: para llegar a los resultados esperados se creó una base de datos con variables asociadas a todos los factores. Seguidamente, se agrupó las variables según los factores, y utilizando el programa SPSS, se realizó un análisis de regresión lineal múltiple para estimar factores de mayor incidencia en el costo marginal. Los resultados obtenidos en el estudio muestran que la intervención de políticas gubernamentales (a través de incentivos a la incorporación de ERNC en el SIC), han determinado en gran medida la reducción del costo marginal. A esto le siguen los cambios climáticos y la caída de precios de combustibles fósiles en el mercado internacional. No se ha verificado una correlación estadísticamente significativa entre el factor bajo crecimiento de la demanda y el costo marginal.

No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / El objetivo principal de esta tesis es generar un estudio de pre factibilidad para la internacionalización de los servicios de SalfaCorp en India, el cual involucra comenzar a desarrollar proyectos de Ingeniería desde India, aprovechando el bajo costo de mano de obra y las ventajas que posee India como país. En segundo lugar, se intenta vislumbrar que con un análisis cualitativo cuales productos se podrían importar desde India en el área de la construcción, aprovechando sus bajos costos en comparación con el costo de los productos en Chile. En el estudio se parte realizando una revisión acerca de lo que es India como país y las ventajas que nos presenta, básicamente en lo relacionado a su estabilidad económica y política. Posteriormente se describirá el marco conceptual del por que internacionalizar para luego entrar a analizar el mercado Indio y la oportunidad de instalar oficinas comerciales en dicho país. Luego se procede a la selección del lugar físico donde se instalar las oficinas comerciales y las ventajas que nos entrega instalarnos en India desde el punto de vista de económico y de aprovechar el boom inmobiliario y de infraestructuras que se vienen en los próximos años en India, para finalmente entregar una propuesta de internalización para SalfaCorp. Como conclusión se encuentra que existe una gran oportunidad de instalar oficinas comerciales en India para SalfaCorp debido principalmente por el grado de crecimiento (boom inmobiliario y de la clase media) y sus condiciones favorables tanto políticas como económicas, por otra parte esto va de la mano con el bajo costo de salarios, infraestructuras (arriendos y servicios), y productos en comparación con nuestro país. Finalmente se entregaran recomendaciones generales para la instalación de las futuras oficinas comerciales en Bangalore, básicamente por su infraestructura y corta distancia de las principales zonas industriales y de productos a importar desde India.

Ingeniero Civil Eléctrico / Las tecnologías ERNC han ido en aumento a nivel mundial en el último tiempo, diferentes operadores de sistemas se han enfrentado a nuevos desafíos para mantener la estabilidad del sistema, particularmente, la estabilidad de frecuencia, donde la inserción masiva de generación renovable empeora la respuesta en frecuencia del sistema producto de la conexión vía conversor en el caso de centrales fotovoltaicas y eólicas. Chile no es la excepción, según los informes del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), existen gran cantidad de proyectos ERNC, tanto para el Sistema Interconectado Norte Grande (SING) como para el Sistema Interconectado Central (SIC) que pretenden entrar en operación en el sistema. Por ello se hace necesario investigar con estudios dinámicos los posibles problemas ante la inserción masiva de nuevas tecnologías renovables, y también poder mitigar los diferentes problemas, en particular la respuesta inercial, la cual es empeorada ante la inserción masiva de ERNC conectadas vía conversor. Dado lo anterior, se trabaja en un escenario proyectado al año 2030, con el fin de evaluar la estabilidad en frecuencia en el sistema SIC-SING interconectado frente a una alta generación eólica. El estudio consiste en hacer un análisis de sensibilidad para diseñar esquemas de control inercial adecuado a los generadores eólicos DFIG para poder contribuir a la respuesta inercial del sistema ante contingencias, y por consiguiente, mejorar la respuesta en frecuencia del sistema, manteniendo la estabilidad de este. Se implementan 3 esquemas de control inercial en los DFIG, el primero de ellos, el control droop, el cual mejora el punto mínimo de frecuencia (Nadir) que se alcanza ante desbalances carga/generación. Se obtuvo que la mejor respuesta inercial se alcanza cuando el control droop tiene valores de 16% para el estatismo y una constante de tiempo de 20 segundos para el filtro pasa alto. Se mejora un 3,05% los índices de desempeño ponderados en comparación con el caso base. El segundo esquema de control, el control inercial derivativo, mejora principalmente la tasa de cambio de la frecuencia (ROCOF), donde se obtuvo que la mejor respuesta inercial se alcanza cuando las variables constante de inercia y constante de tiempo del filtro pasa bajo toman valores de 12 y 2 segundos respectivamente. Con estos valores se ve una mejora del 4,67% en los índices de desempeño ponderados. Finalmente el esquema de control, que combina los dos controles anteriores, presenta mejoras tanto en el ROCOF como en el Nadir, sin embargo empeora el error en régimen permanente. Se tiene que sus valores óptimos son para el estatismo igual a 25% y constante de inercia de 12 segundos. Con los valores óptimos, se tiene una mejora del 4,34% en los índices de desempeño ponderados, en comparación con el caso base. Se determinó que el mejor esquema de control a implementar en los DFIG para el escenario proyectado, es el control inercial derivativo, que presenta el mejor valor de índices ponderado.

Ingeniero Civil Eléctrico / Actualmente las políticas energéticas en todo el mundo están apuntando al uso de fuentes de energías más limpias y eficientes, debido a múltiples factores tales como la escasez de combustibles fósiles como gas natural o petróleo diesel; aumento sostenido del precio del crudo a nivel mundial; y la incipiente contaminación atmosférica derivada de su uso. Es por ello que la energía hidráulica cumple un rol fundamental en la matriz energética de cualquier país, y en especial de Chile, debido a su gran cantidad del recurso hídrico. Bajo este contexto, la empresa "Hidroeléctrica Río Huasco S.A. ha solicitado efectuar el estudio de impacto sistémico debido a la conexión de la nueva Central hidroeléctrica al sistema interconectado, verificando que cumpla con las características exigidas por la Norma Técnica de Seguridad y calidad de servicio (NT SyCS). El proyecto contempla la inyección de una Potencia nominal de 5,7 [MVA] 5,12 [MW]. Dicho proyecto se emplazará en la región de Atacama, específicamente entre las localidades de Vallenar y Alto del Carmen, a la fecha de mayo de 2013. La Central Huasco, se compone de dos generadores síncronos que, a través de un conductor, lleva su energía a una subestación elevadora y mediante un Transformador de Poder de 5,7 [MVA], se aumenta la tensión de 6,6 [kV] a 110[kV] aportando energía a la línea que une Alto Del Carmen con Vallenar. En cuanto a la conexión de la Central, esta es realizada por una línea de circuito simple de 190 [m] de longitud, con una tensión nominal de 110 [kV], voltaje en la cual se encuentra la línea Alto Del Carmen El Edén que es donde se ubicará el punto de conexión a través de un Tap off. El objetivo del presente trabajo de título consiste en establecer la factibilidad de conexión de la Central al tramo Alto del Carmen - El Edén, para ello se analizaron los estudios solicitados por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SIC) para la conexión al Sistema Interconectado Central. Dichos estudios comprenden análisis sobre los Flujos de Potencias Activa y Reactiva, revisión de los niveles de tensión y capacidades de líneas de transmisión, definición de los niveles de cortocircuito, revisión de las Capacidades de Ruptura de interruptores, estudio del comportamiento dinámico de las máquinas síncronas a través del diseño de controladores de tensión y velocidad, además de un esquema de protección para los elementos de la Central en cuanto a criterios de ajuste y coordinación se refiere. Los resultados obtenidos mediante la simulación en el software Power Factory DIgSILENT, indican que la conexión mediante Tap-Off es completamente factible desde el punto de vista sistémico, al no observarse repercusiones negativas al sistema adyacente Atacama debido a la puesta en servicio del proyecto microhidráulico Huasco. De las diversas simulaciones realizadas se concluye que todos los elementos presentes diseñados cumplen con la Norma establecida; las cartas de operación de los generadores tienen capacidad de compensación, las líneas tienen el dimensionamiento necesario para los flujos en diversas condiciones de operación, los controladores estabilizan la central ante contingencias de diversa severidad, los interruptores soportan las distintas corrientes de falla y las protecciones aíslan de forma selectiva, coordinada, rápida y confiable, además de tener la sensibilidad adecuada para detectar condiciones anormales de operación.

Ingeniero Civil Eléctrico / En la actualidad, distintas naciones de América del Sur han demostrado un interés por desarrollar interconexiones entre sus sistemas eléctricos de potencia, de la misma forma en que se han desarrollado estos sistemas en otros continentes. Asimismo, a nivel mundial se han comenzado implementar políticas para promover la utilización de energías renovables en el mercado de generación eléctrica. Ambas visiones políticas sobre el futuro de los sistemas eléctricos de potencia en la región sudamericana, permiten identificar una oportunidad para el desarrollo de centrales de generación solar en el norte de Chile, considerando su localización y sus altos niveles de radiación. En los últimos años, se han llevado a cabo diversos trabajos sobre los efectos técnicos y económicos de proyectos de interconexión entre sistemas eléctricos de Sudamérica, que se basan en estudios de operación de largo plazo, los cuales no consideran el impacto de las energías renovables en la operación del sistema. En este contexto, este trabajo de memoria propone una metodología de estudio de la factibilidad técnica y económica de distintos escenarios de interconexión entre sistemas eléctricos y proyecciones de generación solar a partir de la modelación de su operación de corto plazo. De esta manera, los resultados permiten internalizar los efectos de variabilidad horaria que introducen las energías renovables en la operación. En la metodología propuesta, se ha modificado una herramienta de simulación que permite resolver el problema de predespacho. Las modificaciones implementadas han permitido analizar sistemas hidrotérmicos multinodales con elementos de almacenamiento de energía y centrales renovables solares y eólicas. De esta manera, ha sido posible incluir distintos escenarios de interconexión y de generación solar al estudio. Se define, además, un conjunto de indicadores económicos que permite cuantificar los beneficios que recibe el sector de generación y demanda, evaluando además el beneficio ambiental que otorga la reducción de emisiones de dióxido de carbono al ambiente. Se incluye para cada escenario un análisis de los costos de interconexión y rentabilidades de las proyecciones solares. La metodología ha sido aplicada a un caso de interconexión entre el Sistema Interconectado del Norte Grande chileno y el Sistema Interconectado Nacional peruano, considerando distintos niveles de capacidad de transmisión y distintos niveles de generación solar en el primero. A base de los supuestos de modelación, se estima un límite económico de la interconexión en torno a los 1500 MW. En términos de potencial económico de energía solar, en el caso aislado, el sistema SING alcanza una capacidad adicional de 500 MW, a los que se les suman 690 MW ya considerados en el plan de obras. Por su parte, en el caso de interconexión con Perú, este potencial adicional aumenta a 1500 MW. Finalmente, se concluye que la interconexión de sistemas propicia el desarrollo de proyectos solares, aumentando las capacidades factibles a instalar en comparación con los escenarios aislados, ya que se generan condiciones favorables como la ampliación del mercado de consumidores, la utilización de embalses para el almacenamiento de la energía solar generada durante el día y la complementariedad horaria con aquellos sistemas que tienen altos niveles de demanda en horas en que el territorio chileno aún cuenta con radiación solar disponible. El estudio permite cuantificar el efecto de altos niveles de proyección solar y sistemas de almacenamiento sobre los costos operativos del sistema. Como trabajo futuro se recomienda estudiar otros casos de interconexión, incluir nuevos indicadores y perfeccionar la simulación de corto plazo del sistema.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales)