No autorizado por el autor, para ser públicada a texto completo / El objetivo principal de este trabajo es evaluar la factibilidad técnica y económica de instalar una planta termoeléctrica de ciclo combinado con una planta solar integrada en su ciclo de vapor, conocida como “planta híbrida de ciclo combinado-solar” ó “planta de ciclo combinado con integración solar” en el Norte Grande de Chile Para ello se estudiaron las tecnologías solares térmicas de concentración que pueden integrarse a una planta de ciclo combinado. De éstas se seleccionó la planta de colectores cilindro-parabólicos debido a su madurez tecnológica. El análisis técnico involucró la búsqueda de los lugares más aptos para el emplazamiento de la planta híbrida, considerando principalmente restricciones de altitud y pendiente del terreno, y requerimientos de cercanía a la red eléctrica, fuentes de agua y gas natural. Esta serie de restricciones llevó a considerar terrenos costeros para el emplazamiento de la central, incurriendo en una reducción de la energía solar máxima utilizable, debido al aumento de la nubosidad en tales sectores. También se analizaron las características principales de una planta termoeléctrica de ciclo combinado y se diseñó un modelo simple que permite dimensionar el tamaño máximo de una planta solar que puede integrarse a una planta de ciclo combinado de tamaño dado. Finalmente, los resultados de la evaluación económica indican que la instalación de una planta híbrida como la propuesta en el Sistema Interconectado Central es un proyecto rentable dadas las condiciones actuales de generación. Sin embargo, se requiere de un escenario más favorable en términos de costos de inversión o de tiempo de despacho promedio para que la planta solar integrada no disminuya la rentabilidad de la planta híbrida. Además, se realizó un análisis de sensibilidad del cual se dedujo que la planta híbrida es altamente sensible a la variación de precios de combustible y al costo marginal del sistema interconectado, mientras que la planta solar como proyecto independiente es particularmente sensible a la potencia a la cual la planta es despachada, al costo de inversión y a la potencia mínima de la turbina de vapor.

Ingeniero Civil Eléctrico / Diferentes países alrededor del mundo se han planteado ambiciosos objetivos para alcanzar altos niveles de producción de energía en base a energías renovables en los próximos años. Esta situación, sumada a condiciones favorables desde el punto de vista de costos de inversión tanto para los proyectos de generación fotovoltaica como eólica, lleva a que se espere que ambas tecnologías tengan un rol importante en los sistemas de potencia del futuro. Sin embargo, una alta penetración de energías renovables no convencionales puede afectar el control y estabilidad de un sistema de potencia, especialmente desde el punto de vista de la frecuencia. Esto, ya que la generación variable desplaza generación síncrona convencional. Lo anterior provoca problemas, entre otras cosas, con la inercia del sistema debido a dos factores: 1) las plantas fotovoltaicas no poseen partes rotatorias, por lo tanto no pueden proveer de respuesta inercial durante desbalances de carga-generación y 2) la generación eólica al ser conectada mediante conversor, pierde la respuesta inercial natural asociada a sus partes giratorias. Como consecuencia, mientras más plantas eólicas y solares fotovoltaicas se integren al sistema, más reducida será la inercia del mismo y con esto su capacidad de hacer frente a las desviaciones de frecuencia ante grandes perturbaciones, lo que afecta fuertemente la estabilidad en frecuencia. Es por esto que con el fin de permitir altos niveles de energía renovable no convencional (ERNC) manteniendo la seguridad del sistema, se requiere incluir en el Unit Commitment restricciones adicionales. Los efectos mencionados son relevantes en sistemas de potencia aislados y pequeños. En el caso chileno el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) tiene proyectada una alta penetración de proyectos fotovoltaicos sin inercia. Por lo anterior, este trabajo se enfoca en estudiar la estabilidad de frecuencia del SING proyectado para el año 2017. El objetivo es encontrar funciones que caractericen la respuesta de la frecuencia del sistema frente a desbalances de carga-generación. Para ello, se realizan simulaciones dinámicas frente distintas contingencias en base a un modelo proyectado del SING. Los resultados del estudio indican que a medida que aumenta la generación variable, el sistema ve deteriorada su capacidad de control de frecuencia. Además se concluye una alta correlación entre el porcentaje de generación ERNC y la inercia del sistema y a su vez una estrecha correlación entre el rate of change of frecuency (Rocof) y la inercia del sistema. Esto último permite representar de forma matemática la relación entre el Rocof y la inercia del sistema. Finalmente el trabajo entrega una función por tramos que caracteriza la pendiente de caída de la frecuencia (Rocof), en función del desbalance, para diferentes valores de inercia del sistema. Se prueba la validez de la función obtenida con fallas históricas reales ocurridas en el SING para validar la propuesta. De esta forma se podría incorporar una restricción adicional al Unit Commitment para caracterizar la influencia de una alta penetración de ERNC en la frecuencia del sistema.

Ingeniera Civil Eléctrica / El uso excesivo de combustibles fósiles y la crisis ambiental a nivel mundial han activado una señal de alerta, por lo que los países han comenzado a considerar medidas de mitigación y Chile no es la excepción. Por otro lado, a nivel nacional, existe conciencia de la necesidad de diversificar e independizar la matriz energética considerando fuentes propias de energía y disminuyendo así la dependencia de los combustibles fósiles y los altos precios de la energía en Chile. Por ello se busca desarrollar nuevas alternativas de abastecimiento energético como es generación fotovoltaica en el norte del país. Chile posee gran potencial solar en el norte y de acuerdo al desarrollo de la industria, la tecnología fotovoltaica es cada vez más competitiva. De acuerdo al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental existe aproximadamente 1 giga watt en proyectos fotovoltaicos aprobados, siendo fundamental la realización de estudios dinámicos con el objetivo de estudiar el efecto de incorporar esta tecnología en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Considerando lo mencionado anteriormente, el objetivo general del presente estudio consiste en evaluar el impacto en la estabilidad de tensión del SING proyectado al 2020 ante distintos niveles de penetración de generación fotovoltaica y estudiar la incorporación de requerimientos para los generadores fotovoltaicos durante perturbaciones. Más aún, se propone una metodología para establecer la pertinencia de distintas curvas de soporte de huecos de tensión y aporte de potencia reactiva por parte de parques fotovoltaicos durante fallas de forma de apoyar la estabilidad de tensión del sistema. Para cumplir dichos objetivos se llevan a cabo simulaciones dinámicas bajo distintos escenarios, utilizando como herramienta computacional el programa DIgSILENT Power Factory. Los resultados obtenidos demuestran que la capacidad de soportar huecos de tensión y aportar con potencia reactiva durante la falla es un requerimiento importante si los niveles de penetración de la generación fotovoltaica aumentan en el SING. Por otra parte, al aplicar el requerimiento frente a huecos de tensión existente en la normativa chilena, para generación eólica, conduce a inestabilidad de tensión y frecuencia debido a la desconexión masiva del parque generador fotovoltaico frente a cortocircuito trifásico en el sistema. Por esta razón, se debe considerar reformular la normativa al respecto, estableciendo una curva de capacidad frente a huecos de tensión que permanezca conectado ante tensión en bornes cero, soporte de potencia reactiva durante perturbaciones o esquemas de reconexión después de ser desconectada la falla.

Ingeniero Civil Eléctrico / Chile es un país que en el mediano plazo requerirá una mayor capacidad de generación de energía eléctrica. Si bien a Agosto de 2014 el país posee una capacidad instalada de aproximadamente 20.000 [MW] presentando una demanda máxima conjunta de 9.000 [MW], se estima que para el año 2030 se tendrá una demanda máxima de 20.000 [MW], la cual de ningún modo podría ser abastecida por la matriz actual. Este problema debe ser resuelto imperiosamente durante los próximos años, para lo cual se han escrito algunos documentos que proponen distintos escenarios de desarrollo energético, así como posibles soluciones al problema energético que tendrá que enfrentar Chile en los próximos años. Los documentos anteriormente mencionados corresponden a los elaborados por la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE), la Comisión Ciudadana-Técnico-Parlamentaria (CCTP) y la Comisión Nacional de Energía (CNE), que presentan algunas visiones contrapuestas acerca de las políticas que debiese adoptar Chile para su desarrollo energético. Este trabajo empieza con un breve resumen de ambas visiones. Posterior a ello, en este trabajo se muestran los principales sistemas de incentivo de ERNC adoptados en otros países y se estudia la posibilidad y pertinencia de ser aplicados en Chile. Se demuestra que tecnologías como la solar fotovoltaica, biomasa y eólica terrestre han alcanzado niveles de madurez tales que actualmente no requieren ayuda financiera para ser competitivas con tecnologías convencionales. Finalmente, se mencionan ciertas restricciones técnicas y prácticas relativas a la implementación de algunas tecnologías tales como la geotermia, eólica marítima, nuclear, mareomotriz y undimotriz. Además, se estudian perfiles horarios y mensuales de disponibilidad de las fuentes eólica y solar y se analiza de qué manera podrían contribuir a abastecer la demanda en el SIC y en el SING, considerando su intermitencia natural y los posibles efectos sobre la reserva en giro de ambos sistemas.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / El objetivo de este trabajo es el de desarrollar una metodología para analizar la factibilidad de una interconexión eléctrica entre dos sistemas adyacentes y ensayar su aplicación al caso de una interconexión eléctrica entre los sistemas eléctricos SIN Boliviano y SING Chileno. Como punto de partida, se realizó una revisión de la producción científica en este campo. De este ejercicio lo más sobresaliente es la muy notable evolución entre los sistemas eléctricos de países Europeos respecto a otros continentes. En Sudamérica la producción científica es en comparación muy limitada. La metodología general seguida se resume en tres etapas: I) Definición del objetivo y acotación del alcance del trabajo. II) Revisión de contexto y requerimientos de información. III) Identificación de los componentes clave y relacionamiento lógico entre ellos como base para construir una metodología y definir: criterios de factibilidad, indicadores y conclusiones. El modelo propuesto para la evaluación de la factibilidad de una interconexión se plantea en torno a tres aspectos: 1) Identificación del potencial de exportación de cada sistema. 2) Robustez física de las redes eléctricas de cada sistema ante la hipótesis de interconexión. 3) Efectos de una interconexión en los mercados eléctricos. Se consideran como las principales contribuciones de este trabajo: 1) Un modelo diferente para la identificación del potencial de exportación de un sistema eléctrico centrado en la demanda. 2) Visualización del potencial de exportación por días típicos para identificar el potencial de intercambio entre dos sistemas y para la simulación de la operación simultánea bajo hipótesis de interconexión. 3) La metodología para evaluar la factibilidad de una interconexión eléctrica binacional. Los principales resultados alcanzados al aplicar la metodología al caso SIN y SING son: 1) Haber estimado el potencial teórico de exportación de energía eléctrica de éstos, p.ej.: 300 MW con un 76% de disponibilidad anual para el SIN y 150 MW con un 75% de disponibilidad anual para el SING. 2) La determinación de una cota máxima para la capacidad que una línea de transmisión eléctrica binacional podría tener, de 150 MW, sin afectar negativamente la operación individual de los sistemas involucrados. La aplicación del modelo de intercambio se realizó con datos reales de operación de 2007, se observó en el SIN un comportamiento esencialmente exportador y en el SING uno esencialmente importador. Para el exportador los resultados estimados de ingresos anuales fueron de 71 MUSD aprox., con el parque generador existente. Los costos anuales asociados a la producción de energía adicional se estimaron en 36 MUSD aprox. Para el Importador se estimaron 69 MUSD/año aprox. de ahorros en generación de energía y se estimaron 20 MUSD/año aprox. en costos relacionados a la importación de energía.

Ingeniero Civil Electricista / El objetivo principal de este trabajo de título es evaluar la factibilidad del aporte de centrales geotérmicas al Control Primario de Frecuencia (CPF) de un sistema interconectado, de acuerdo a lo establecido por la normativa publicada. Primero se estudian las tecnologías de generación eléctrica disponibles a partir de la energía geotérmica, con el fin de determinar aquellas que poseen los elementos y equipos necesarios para poder controlar las variaciones de frecuencia de un sistema. Se concluye que las centrales single flash son las más adecuadas para participar en el CPF, debido a que sus sistemas de conversión de energía cuentan con equipos capaces de almacenar vapor. A continuación, se crea un modelo representativo de central geotérmica para estudiar su comportamiento dinámico en un sistema ante contingencias en relación a variaciones de frecuencia. Se utilizó un modelo del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) para el software DIgSILENT PowerFactory provisto por el Centro de Despacho Económico de Carga de dicho sistema. El modelo mencionado fue creado en base a información extraída de la literatura pertinente y de información provista por referentes de generación geotérmica en el mundo. Específicamente, se trabaja con un modelo dinámico basado en una central de cuatro unidades single flash de 40 [MW] cada una. De acuerdo a los resultados obtenidos en el análisis dinámico, se concluye que este tipo de centrales disminuyen de forma efectiva las variaciones de frecuencia y los tiempos de establecimiento del sistema, siempre y cuando cuenten con una reserva primaria pertinente y con equipos que sean capaces de contar con una reserva de vapor geotérmico para ser utilizada bajo estas condiciones. Las simulaciones indican que bajo condiciones de subfrecuencia, la frecuencia aumenta en 0,07 [Hz] por unidad conectada y el tiempo máximo de establecimiento disminuye en 2 [s] por unidad conectada, mientras que bajo condiciones de sobrefrecuencia, la frecuencia disminuye en 0,14 [Hz] por unidad conectada y el tiempo máximo de establecimiento disminuye entre 1,5 y 2 [s] por unidad conectada. En conclusión, las centrales geotérmicas con tecnología single flash están en condiciones de contribuir significativamente al CPF de sistemas eléctricos que cuenten con una baja cantidad de generación de origen hidráulico. Para futuras investigaciones se recomienda perfeccionar el modelo representativo de la central geotérmica, tomando en consideración cada uno de los procesos particulares que ocurren en los dispositivos que forman parte de ciclo de conversión de energía, la inclusión de una línea de transmisión al análisis dinámico y la factibilidad económica de contribuir con energía geotérmica a la reserva primaria del sistema.

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.

Tesis para optar al grado de Mag?ster en Gesti?n y Direcci?n de Empresas / El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), abastece de energ?a a las principales faenas de explotaci?n cupr?fera chilenas. Este sistema se encuentra, desde el punto de vista de la generaci?n de energ?a, en una posici?n oligop?lica ya que 3 grupos econ?micos concentra mas del 80% de la generaci?n de energ?a. A su vez, mas del 80% de la generaci?n de energ?a es realizada con un solo tipo de combustible (carb?n). Lo anterior presenta una desventaja para la empresa minera, debido a los pocos actores en el mercado. Junto con esto los precios de la energ?a se encuentran totalmente acoplados con el precio del carb?n. El SING no acepta la interconexi?n de grandes proyectos mineros sin un alto sacrificio en lo que respecta a los costos de la energ?a. En el presente trabajo se plantea que las empresas mineras, en conjunto con empresas comercializadoras, realicen la instalaci?n de centrales fotovoltaicas, y que utilicen el mismo sistema el?ctrico como sistema de almacenamiento . Lo anterior puede ser utilizado por ampliaciones de faenas actuales, nuevas faenas o faenas ya existentes. La inclusi?n de este modelo de integraci?n energ?tica en la miner?a agregar?a a la empresa minera una mayor certeza respecto al precio futuro de su energ?a, disminuyendo su exposici?n a las variaci?n de precio de los combustibles, incluir?a m?s agentes al mercado, mejorar?a la posici?n negociadora de las faenas mineras frente a otras empresas generadoras y adem?s impulsar?a a una energ?a renovable como pilar fundamental para el desarrollo de la miner?a.