Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / En la última década se ha visto un importante aumento de la participación de las energías renovables no convencionales a nivel mundial, llegando a superar la capacidad instalada de 2.000 GW, donde la generación fotovoltaica (PV) tiene una gran participación. En Chile, se tiene un gran potencial solar, en especial en el desierto de Atacama, por lo cual la generación PV ha tenido un crecimiento considerable desde el año 2011, llegando a alcanzar una capacidad instalada total de 2,1 GW en el presente año. Sin embargo, los parques PV también generan desafíos operacionales en particular en el marco de la regulación y estabilidad de frecuencia de los sistemas eléctricos de potencia. Por un lado, la naturaleza variable e incierta del recurso solar puede tener efectos negativos en la regulación de frecuencia. Por otro lado, una alta participación fotovoltaica provoca una disminución de la inercia del sistema debido a la falta de respuesta inercial de centrales PV, generando un efecto negativo en la estabilidad de frecuencia de los sistemas eléctricos durante grandes desbalances entre generación y demanda. En este contexto, los parques PV pueden entregar respuesta inercial mediante la incorporación de un lazo de control adicional y la operación fuera del punto de máxima potencia (MPPT en inglés). Sin embargo, dado que esto implica en un costo adicional para la operación del sistema, es importante realizar un análisis técnico económico antes de imponer requerimientos de este tipo en parques PV. El objetivo de este trabajo de tesis es proponer un modelo de optimización que permita identificar y cuantificar los beneficios técnicos y económicos de permitir que los parques PV aporten con respuesta rápida de frecuencia durante grandes desbalances de carga y generación.

Ingeniero Civil Eléctrico / Hoy en día los países más industrializados producen casi toda su electricidad en centrales de gran envergadura basadas en combustibles fósiles. Estas generadoras aprovechan las economías de escala, tanto en la inversión como en la operación, pero tienen la desventaja de ubicarse lejos del consumo. De igual forma, los altos costos de los combustibles fósiles usados como insumo de las centrales tradicionales provocan un aumento en los precios de la electricidad. Es en este contexto que surgen las microrredes, las cuales se basan en la utilización de energías renovables junto a tecnologías tradicionales, conectadas al sistema de distribución y coordinadas de manera correcta, operando en forma aislada o en paralelo a la red. Actualmente estas microrredes se originan y constituyen en torno a un grupo electrógeno diésel existente en localidades de todo el mundo para aminorar el consumo de combustible. Un ejemplo de aquello es la microrred de Huatacondo diseñada e implementada por el Centro de Energía. A partir de lo anterior, en este trabajo se evalua el comportamiento de un generador diésel ante la presencia de variabilidad de los recursos renovables, como la energía eólica y la fotovoltaica. Específicamente se estima el uso de combustible de un grupo electrógeno para variados niveles de penetración de energías renovables, modificando su magnitud, cantidad y tiempo de retardo que existe entre una fluctuación y otra. Esto se ejecuta a través de un modelo en Simulink, elaborando distintos escenarios de variabilidad por medio de escalones de carga controlados manteniendo constante la producción de energía del generador. El principal resultado de esta investigación constata la diferencia en el consumo de combustible del grupo electrógeno ante las variaciones de carga simuladas, donde el mayor incremento está al aumentar el valor de la magnitud de los escalones. Pese a lo anterior, siempre existe un ahorro de combustible entre los casos con y sin inyección de energías renovables no convencionales. Parte de este trabajo es estudiar y poner en marcha un grupo electrógeno de 20 kW ubicado en el Laboratorio de Microrredes del Departamento de Ingeniería Eléctrica, Universidad de Chile. Además, se prueba y conecta un regulador de tensión en esta máquina para que opere a tensión nominal. Igualmente, como resultado de este proceso experimental es el diseño y construcción de un controlador de velocidad para el conjunto motorgenerador, el cual es probado satisfactoriamente para cumplir su propósito.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / Hoy en día la operación económica de sistemas eléctricos de potencia tiene como uno de sus principales objetivos minimizar los costos de operación del sistema mientras se mantienen márgenes de seguridad y suficiencia. Además, para su correcto funcionamiento se hacen necesarias cada vez más herramientas, entre ellas se encuentra el Demand Side Management (DSM), el cual permite la incorporación de los consumidores finales como un actor relevante, a través de la gestión de artefactos eléctricos de uso residencial, lo cual en la actualidad ocurre muy poco. El objetivo de este trabajo consiste en eso, incorporar DSM a través de las cargas refrigerantes (refrigeradores) de los consumidores, para ello, se desarrolla una metodología que contempla el desarrollo de un modelo de Unit Commitment que considere las restricciones físicas de un set de 20 máquinas térmicas las cuales conforman un parque térmico de 3 tecnologías (gas natural licuado, Diesel y carbón) con una capacidad instalada de 2.554 MW y una alta penetración de energías renovables (50% de la demanda máxima entre recurso eólico y solar). Además, se establece una curva de demanda típica con un pick de 1920 MW con un tiempo de análisis correspondiente a 96 periodos de media hora cada uno. Posteriormente, se hace necesario caracterizar el consumo de los refrigeradores e incorporar una formulación matemática que permita utilizar estas cargas como un refrigerador equivalente controlable, para ello, se incorpora al Unit Commitment el modelo presentado en [1], el cual considera este refrigerador equivalente como una batería con fuga. Mediante lo anterior se consideraron 139 MW de consumo promedio del total de los refrigeradores (equivalente a 3.470.000 refrigeradores) para incorporar al modelo de Unit Commitment. Luego, se presentan los casos de análisis para evaluar el desempeño que tienen los refrigeradores al ser utilizados como carga controlable, para lo cual, se propone realizar en régimen permanente 3 Unit Commitment, uno sin control, otro en el cual se agrupan todos los refrigeradores como una única batería controlable y un tercero en el cual se agrupan en 1000 baterías para ver cómo afecta el control de los refrigeradores en el desempeño del sistema, apreciándose que no existe una diferencia significativa entre utilizar 1 o 1000 baterías, sin embargo, se obtiene que sí existe una modificación de la curva de demanda del sistema con respecto al caso sin control, especialmente en las horas de mayor exigencia de éste, en las cuales el consumo se ve reducido en un máximo de 46 MW y los costos totales del sistema alrededor de 58.831 USD. Finalmente, se realizan escenarios de contingencia sobre los casos previamente descritos, en los cuales se realizan 2 casos de déficit intempestivo del recurso renovable (uno en hora punta y otro en valle) y 1 caso de superávit, de los cuales se desglosa que, en caso de un desbalance intempestivo del recurso solar y eólico, es posible entregar una gran cantidad de flexibilidad al sistema para responder ante este evento, pues se atenúa considerablemente la potencia no suministrada al sistema en caso de un déficit y por otro lado se mejora el costo total del sistema en caso de un superávit.

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 / Ante la necesidad de dar una mayor flexibilidad al sistema eléctrico de transmisión, surge la alternativa de la utilización de equipos FACTS. Estos dispositivos presentan una gran variedad de funciones que permiten tener un amplio control sobre la red eléctrica. En particular en este trabajo se estudia el efecto de implementar equipos FACTS de tipo compensación en serie los cuales permiten tener un manejo sobre los flujos de las líneas. Este estudio se limita al análisis en estado estacionario del sistema. El estudio aquí realizado se centra en la operación del sistema. Para esto se realiza un modelo simplificado de 42 barras del sistema chileno para el año 2025, considerando la conexión SING-SIC, una proyección de demanda y distintos escenarios de expansión de generación ERNC, en particular expansión de tipo solar y eólica. El problema a resolver se presenta como un problema de optimización el cual tiene como objetivo minimizar los costos operacionales del sistema. Se utiliza un modelo de flujo DC para el estudio de la operación y se consideran restricciones de unit commitment para centrales térmicas como mínimos técnicos, rampas, horas mínimas de encendido/apagado y restricciones que modelan adecuadamente el comportamiento de centrales hidroeléctricas, solares y eólicas. De los resultados obtenidos se observa que al instalar los equipos FACTS, en las localizaciones que se muestran en este trabajo, se logra reducir los costos operacionales del sistema. Dependiendo del caso de estudio, esta reducción de costos puede ir desde un 2% hasta un poco más de un 6%. Y en comparación a utilizar un modelo simplificado (bloques horarios y sin restricciones de unit commitment) para obtener la ubicación de los equipos, el modelo aquí propuesto permite evitar una pérdida de eficiencia de hasta un 3,23%. Para los distintos escenarios solo en algunos casos la implementación de FACTS de tipo compensación en serie permiten un mejor aprovechamiento del recurso renovable, el cual se ve restringido por la capacidad de transmisión del sistema y las restricciones operacionales.

Magíster en Gestión de Operaciones. Ingeniero Civil Industrial / Resiliencia en sistemas de potencia se está estudiando recientemente en la literatura, su principal preocupación es proporcionar la viabilidad de la red en caso de eventos de alto impacto y baja probabilidad (HILP). Las principales contribuciones de este trabajo son: (1) Proporcionar un marco novedoso que apoye la toma de decisiones estratégicas para maximizar la resiliencia del sistema eléctrico contra la amenaza de desastres naturales (el primero de acuerdo a la investigación realizada), en particular terremotos. (2) Proporcionar una alternativa a la planificación impulsada por incentivos económicos, que puede ser costrastada para decisiones de agregar nueva capacidad de generación y nuevas líneas. (3) Presentar un enfoque de optimización discreta vía simulación (DOvS) que aborda problemas que tienen incertidumbre en dos etapas. Los resultados computacionales preliminares muestran que se obtienen soluciones más robustas para este problema en particular. Se utiliza el algoritmo Industrial Strength COMPASS para abordar este problema de decisión discreto, donde la medida de resiliencia corresponde a la energía no suministrada esperada (EENS). La evaluación de la EENS se lleva a cabo a través de un simulador que cuantifica los impactos de los desastres naturales en la demanda y que contiene datos históricos sobre terremotos, curvas de fragilidad de los componentes de la red y un modelo operacional de la red eléctrica. A través de un caso de estudio, se demuestra la aplicabilidad de este método, sus principales características y, en última instancia, cómo un planificador de la red puede diseñar sistemas de potencia más resistentes frente a terremotos. / Este trabajo ha sido parcialmente financiado por UK Research Council y CONICYT por medio del Fondo Newton-Picarte

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / En Sudamérica existe gran potencial de diversas tecnologías de generación, incluyendo hidroelectricidad, gas natural y tecnologías renovables no convencionales como la solar y la eólica. Una interconexión eléctrica multilateral entre los países Argentina, Bolivia, Chile y Perú resulta atractiva para aprovechar los beneficios económicos que traen estas oportunidades. El potencial de un plan regional de desarrollo e interconexión eléctrica podría generar réditos económicos para los países participantes. Sin embargo, la distribución de estos beneficios puede ser muy dispar que podría crear dificultades para lograr desarrollar interconexiones socialmente óptimas para la región. En este estudio se analizan los incentivos económicos para una interconexión eléctrica multilateral entre Argentina, Bolivia, Chile y Perú. Para ello, se construyó un modelo que simula la operación económica de los sistemas eléctricos de estos cuatro países y que cuantifica los costos y beneficios de distintas configuraciones de interconexión. Para esto, se propone la construcción de cinco líneas que conectan a dichos países y la evaluación del impacto de ellas en los beneficios económicos de cada país. El estudio considera 32 casos de interconexión (2$^5$ dado que se ha considerado la construcción de la interconexión como una alternativa binaria de expansión) que presentan un impacto diferente según la operación de los sistemas en su conjunto. De esta manera, se analiza y propone una serie de estrategias para asignar los costos y beneficios generados de la interconexión según los casos de estudio. Así, mediante conceptos de teoría de juegos, se calcularán los incentivos competitivos y cooperativos de los países para lograr una interconexión óptima. Con el fin de obtener un indicador del comportamiento de los agentes, al enfrentarse a un escenario de esta naturaleza y la pérdida de eficiencia que trae, se calcularon los precios de la anarquía para cada equilibrio competitivo. Finalmente, el estudio revela que el precio de la anarquía es estrictamente mayor que cero, ya que bajo ningún esquema de distribución de costos y beneficios se alcanza el plan de interconexiones socialmente óptimo cuando no hay cooperación entre países. No obstante, sí existen incentivos cooperativos para lograr un plan óptimo de interconexión concluyendo así la necesidad de promover la cooperación entre países. Además, la metodología utilizada podría ser aprovechada para investigar otros elementos de los sistemas de potencia y ayudar en la toma de decisiones al implementar políticas.

Ingeniero Civil Eléctrico / La penetración de energías renovables no convencionales en la matriz energética del país ha tenido un gran aumento, en especial las tecnologías solar fotovoltáica y eólica, lo que plantea grandes desafíos en la operación técnica y económica del sistema eléctrico debido a la variabilidad e incertidumbre de los recursos y a que dadas las condiciones actuales, no contribuyen con reservas al sistema y no aportan inercia. Los modelos de despacho convencionales utilizan una baja resolución temporal y por lo tanto no se encuentran preparados para capturar adecuadamente la variabilidad de la energía solar y eólica. Para ello, se requeriría aumentar la resolución, lo que tiene como desventaja el crecimiento computacional del problema a resolver, pudiendo incluso ser inviable de resolver. Es por esto, que en este trabajo se estudia el problema de despacho económico utilizando la modelación en el dominio Chebyshev. Para esto, se estudian las principales características de los modelos convencionales y las principales propiedades de los polinomios de Chebyshev, y se analiza la formulación de ambos modelos, su desempeño computacional y calidad de resultados. La metodología de estudio abarca todas las etapas para modelar el problema en el tiempo continuo y discreto, donde se destaca la obtención de datos, la formulación de los problemas en sus dominios respectivos y la resolución de los problemas variando la resolución temporal y la cantidad de información suministrada a cada modelo. De los resultados se desprende que al utilizar la modelación en el dominio de Chebyshev es posible disminuir la cantidad de variables y restricciones del problema, sin embargo, esto implica un aumento en la densidad de las matrices de restricciones, lo que provoca un deterioro en el desempeño computacional. Tambien se observa que al aumentar la resolución temporal del problema es posible obtener una mejor aproximación de los costos de operación, y que, al utilizar la modelación en el dominio de Chebyshev es necesario tener en cuenta las posibles oscilaciones de las aproximaciones obtenidas para obtener mejores resultados. En conjunto con lo anterior, en este trabajo también se estudia la aplicación de los polinomios de Chebyshev en la modelación de la dinámica del sistema, donde se busca representar la respuesta inercial del sistema a través de la ecuación de swing del generador. En el ejemplo ilustrado se observa que es posible llegar a una buena aproximación y que la representación en Chebyshev genera un sistema lineal de ecuaciones algebraicas, por lo que es posible su incorporación en modelos de optimización lineales.

Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Matemáticas Aplicadas / Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Matemático / We consider risk-averse stochastic programming models for the Generation Expansion Planning problem for energy systems with here-and-now investment decisions and generation variables of recourse. The resulting problem is coupled both along scenarios and along power plants. We develop a new decomposition technique to solve the energy optimization problem, resulting from the combination of two existing procedures, one to deal with stochastic programming problems through decomposition for different realizations of the stochastic process representing the uncertain data, and the second one is a method aim to find solutions to nonsmooth optimization problems. More precisely, we combine the Progressive Hedging algorithm to deal with scenario separability, obtaining a separate subproblem for each scenario, and an inexact proximal bundle method to handle separability for different power plants in each subproblem. By suitably combining these approaches, if the evaluation errors of the proximal bundle method vanish asymptotically, then bundle method converges to an approximate solution to each scenario subproblem. Thus, under mild convexity assumptions, the Progressive Hedging algorithm generates a sequence that converges to a solution to the original problem. The methodology is satisfactorily assessed on a test instance of the Generation Expansion Planning problem, whose reduced size allows us to compare the results with those obtained when solving the problem directly, and without decomposition. / CONICYT-PFCHA/Magister Nacional/2018-22181067 y CMM Conicyt PIA AFB170001

Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / CONICYT