Como se conoce, en los últimos años el consumo de energía ha ido en aumento debido al incremento poblacional y la dependencia creciente a la energía eléctrica. Esta situación ha ocasionado un aumento en la utilización de fuentes de energía no convencionales y renovables, como la energía solar y la energía eólica. Estos tipos de energía renovable no contaminan el medio ambiente en su generación. El tema de investigación busca obtener la máxima prestación de una turbina eólica utilizando una estructura de control basado en redes neuro-difusas. A fin de lograr este objetivo, primero se obtiene el modelo matemático de una turbina eólica de eje horizontal de tres palas de velocidad variable con generador de inducción doblemente alimentado, así como los modelos que representan la dinámica del proceso. Luego, se realiza el diseño de los controladores basados en redes neurodifusas, y otro controlador basado en linealización por realimentación de estados., el cual se utilizará con fines comparativos. Las variables controladas son la potencia activa y reactiva, mientras que las variables manipuladas son el ángulo de paso de las palas de la turbina eólica y los voltajes aplicados en los terminales del rotor del generador de inducción. Para comparar el desempeño de ambos controladores se desarrollaron simulaciones en Matlab, como resultado se obtuvo que el controlador neuro-difuso presenta mejor desempeño bajo distintas condiciones de operación. / Tesis

Dados los altos porcentajes que presenta la industria de la construcción, en el consumo energético y emisiones de CO2 a nivel mundial, es que esta se debe reformular y buscar maneras más limpias de continuar con su actividad. Frente a estos antecedentes, es que surge la construcción sustentable, la cual se basa en la utilización de aplicaciones y tecnologías que permitan a los inmuebles reducir su huella de carbono a lo largo de su ciclo de vida, utilizar mayoritariamente energías renovables y mejorar significativamente su eficiencia energética. Los objetivos de este Trabajo de Título corresponden a catastrar seis de los más importantes edificios sustentables, diseñados y construidos en nuestro país en los últimos cinco años y describir las tecnologías utilizadas en éstos, para disminuir su perturbación al medio ambiente a causa de su construcción y ciclo de vida. De forma complementaria se confeccionaron fichas técnicas que resumen las aplicaciones que presenta cada uno de los proyectos. También se realizó una representación sistemática de cada edificio estudiado denominada “gPOP Model”, con el propósito de distinguir los procesos y consideraciones organizacionales que se llevaron a cabo para realizar los proyectos, además de indicar sus requisitos, soluciones escogidas y posteriores desempeños alcanzados. Como resultado del Trabajo de Título se presentan las fichas técnicas de cada edificio estudiado donde se especifican sus características generales y tecnologías empleadas, las cuales junto a la descripción que se realizó de las distintas tecnologías y variantes que éstas poseen, pueden ser de gran ayuda a los diseñadores, proyectistas y mandantes de futuros proyectos sustentables. Del análisis generado por medio de los gPOP Model se concluye que las consideraciones sustentables de los edificios en estudio, corresponden mayoritariamente a los elementos constructivos utilizados y a la forma en que se satisfacen los requerimientos de los proyectos. Por lo que se recomienda que las consideraciones se repartan de manera más equilibrada en las categorías de Product, Organization y Process para alcanzaran mejores desempeños sustentables.

La eficiencia energética y la búsqueda de nuevas fuentes de energía han llevado a investigar aplicaciones de la energía solar para generación de energía Eléctrica. Un colector solar parabólico, junto con un ciclo de vapor para generación o un motor Stirling, pueden ser alternativas válidas de implementación para generación distribuida (GD), sobre todo en regiones de Chile donde existe una alta radiación solar. Los objetivos generales de este trabajo son mostrar que la energía necesaria para desarrollar el seguimiento solar del colector parabólico es mínima en comparación a la capacidad de generación de éste y determinar experimentalmente la radiación incidente y la temperatura en el foco del colector a lo largo del día. Tomando en consideración los requerimientos de flexibilidad, robustez y economía, se selecciona un sistema de seguimiento altitud-azimut de tipo ecuatorial. Este sistema se diseña, se simula y se construye para seguir de forma autónoma al sol. La radiación incidente sobre un foco de concentración de una superficie es calculada a través de un modelo genérico de reflexión de rayos en forma de conos provenientes desde el sol, los cuales forman una zona focal de diámetro dependiente de la calidad del material reflectante. Con este diámetro es posible calcular la capacidad de concentración del colector y la radiación incidente en él. Se construye un receptor para el foco, en el cual se puede medir la temperatura y estimar la radiación incidente, permitiendo su contraste con los valores teóricos. Se encuentra que la energía necesaria para realizar el seguimiento solar no es superior a 20 [Wh] por día, lo cual no supera el 1% de los 2500 [Wh-día] que un generador de 500 [W] nominales es capaz de generar. Las curvas de temperatura y radiación determinadas experimentalmente en el receptor se ajustan a lo esperado teóricamente, por lo cual se cuenta con un modelo que puede predecir bajo cualquier condición el valor de estos parámetros. De esta forma, los resultados de este trabajo sirven de base para la propuesta de sistemas de concentradores solares para aplicaciones en GD. Como trabajo futuro está la construcción en el colector de algún tipo de generación, ya sea un ciclo de vapor o un motor Stirling. También se recomienda implementar un control y monitoreo de tipo remoto, con el cual se pueda tener acceso a información del sistema a tiempo real y dar acciones de mando desde cualquier lugar con acceso a Internet.

Actualmente los Sistemas Eléctrico están en crecimiento. Cada vez más son los usuarios comerciales y los proveedores de Energía Eléctrica los que están tomando mayor conciencia de esto. La Empresa Regional de Servicio Público de Electricidad del Centro Sociedad Anónima – Electrocentro S.A., en calidad de Concesionaria tiene como política atender las necesidades de energía eléctrica a sus clientes, con los estándares de calidad establecidos en la normatividad vigente, razón por la cual ha previsto realizar el estudio de los sectores observados por OSINERGMIN en el proceso de fiscalización, con ello se brindará seguridad e integridad física de las personas (Reducción de accidentes, cumplimiento de las normas técnicas pertinentes en el ámbito de las Unidades de Negocio involucradas. El proyecto tiene por objetivo elaborar el expediente de replanteo, ingeniería de detalle y ejecución de la obra: "Reemplazo de Conductores Desnudos en Baja Tensión en los Alimentadores: A4331, A4332, A4401, A4402, A4403, A4404, A4406, A4407, A4408, A4409, A4504, A4601 Y A4611 del Valle del Mantaro”, para el Suministro de Materiales, Transporte, Montaje Electromecánico, Pruebas y Puesta en Servicio de la obra en mención, que consistente fundamentalmente en la identificación en campo de los conductores desnudos que fueron reemplazados con conductores forrados, teniendo en cuenta que en muchos casos al reemplazar los conductores fue necesario también el reemplazo y reubicación de armados y de postes.

Ingeniero Civil Eléctrico / La evolución de los sistemas eléctricos de potencia hacia una estructura de mercados competitivos se basa fuertemente en el acceso abierto y no discriminatorio a los sistemas de transmisión. De esta forma, la regulación de este segmento en temas como el acceso y su remuneración es particularmente relevante para los actores del sistema debido su rol en la modificación de los precios finales a clientes. Tras un período sin una legislación concreta al respecto, en marzo del año 2004 se promulgó en nuestro país la ley 19.940 que estructuraba los sistemas de transmisión en tres segmentos y definía específicamente los agentes de pago y las proporciones por las que eran responsables, a la vez que precisaba los procedimientos para la expansión del sistema. Con la futura interconexión eléctrica sin embargo, en julio de 2016 se promulga la nueva ley de transmisión, la cual reformula, entre otros aspectos, la remuneración del sistema de transmisión basándose en el modelo de estampillado y especificando las reglas de tránsito entre ambos regímenes de pago. En este contexto, el presente trabajo pretende analizar los impactos sobre los pagos por peajes de inyección considerando el régimen de pago transitorio durante el período comprendido entre los años 2017 y 2021, para las cuatro empresas generadoras más relevantes del país; AES Gener, Colbún, Enel y Engie comparando sus proyecciones con aquellas asociadas a la ley 19.940. Los resultados evidencian que, para todas las empresas, la mayor variación en los peajes de inyección se tiene desde el momento de la interconexión de los sistemas eléctricos, en julio de 2018, y a lo largo del año 2019, estabilizándose en los años posteriores en valores por debajo o en torno a los observados de forma previa a la interconexión. A su vez, se determinó que los resultados quedan en gran parte sujetos a los supuestos del sistema eléctrico simulado, principalmente las fechas de entrada en operación de los proyectos de interconexión e ISA, y la disponibilidad de gas natural considerada. Se constata además que la alta penetración de centrales ERNC desplaza principalmente energía de las empresas mayoritariamente térmicas como AES Gener y Engie, con lo cual sus peajes se ven más afectados. Para las empresas Enel y Colbún en tanto, los efectos se observan principalmente en los períodos de deshielo. El régimen de pago transitorio logra efectivamente evoluciones más graduales de los peajes de inyección de las empresas estudiadas, en contraste con lo que se hubiese observado mediante la aplicación de la ley 19.940, sin embargo resta estudiar en detalle la evolución de pagos asociados al concepto de transmisión en los distintos segmentos de demanda, así como la introducción de los polos de desarrollo y la planificación con holguras definida en la nueva ley.

Magíster en Gestión de Operaciones. Ingeniero Civil Industrial / El presente trabajo, trata sobre metodologías de resolución de problemas estocásticos multi-etapa. El objetivo es comparar el algoritmo Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP), con la metodología Progressive Hedging (PH). La diferencia entre metodologías radica en que SDDP corresponde a un algoritmo de descomposición vertical o por períodos, mientras que PH representa una metodología de descomposición horizontal o por escenarios. El estudio se desarrolla en el contexto eléctrico chileno, caracterizado por una red eléctrica compuesta por generadores, demandas y líneas de transmisión. Además de una red hídrica; en la que se modelan todos los generadores hidroeléctricos, flujos hídricos y capacidades de almacenamiento. Para realizar las pruebas, se utilizan instancias de distintos tamaños y horizontes de planificación, bajo el supuesto uninodal (todas las centrales eléctricas y demandas, conectadas a un mismo nodo) y multinodal. Las metodologías fueron testeadas mediante un árbol en común. Los resultados muestran que en general, SDDP presenta tiempos de ejecución mucho menores, atribuibles principalmente al lenguaje de ejecución (Fortran vs Python). En cuanto a la exactitud de la solución, PH muestra un mejor desempeño, con diferencias poco significantes. Un segundo estudio, es la confrontación de generadores de árboles de escenarios. Se compara la metodología actual (nombrada PLP), con dos generadores desarrollados íntegramente en esta investigación. Estas metodologías se basan en probabilidades condicionales por período, y llevan el nombre de Synth y NSG, que corresponden a generación de escenarios sintéticos e históricos, respectivamente. Una de las ventajas de estas metodologías es que consideran tanto la correlación espacial, como la correlación temporal. Bajo escenarios extremos, Synth muestra los menores costos operativos en un 60% de las pruebas realizadas, obteniendo costos comparativos hasta un 7% menores. Por otro lado, bajo escenarios promedios, existe un desempeño muy parecido entre los generadores Synth y PLP, donde PLP muestra mayores ahorros comparativos.

Este trabajo tiene como objetivo principal evaluar la factibilidad técnica y económica de una central de generación de energía eléctrica termo solar. Para lograr este objetivo, se evaluó en primer lugar, la energía proveniente de la radiación solar en el norte grande de Chile, considerando las condiciones geográficas y climáticas. Adicionalmente a lo anterior, se analizaron las diversas tecnologías que existen hoy en día para el procesamiento de la energía directa del sol, comparando sus virtudes y defectos para su aplicación en Chile. A partir de la información disponible de experiencias extranjeras en este tipo de tecnologías fue posible extrapolar magnitudes y costos, y comprender los aspectos relevantes para evaluar un proyecto de esta naturaleza en Chile. En este contexto se determinó, en primer lugar, el potencial de energía solar anual existente en las primeras tres regiones de Chile, que es igual a 70 [GW]. Adicionalmente, se estimaron factores y parámetros generales para poder dimensionar una central termo solar en base a paneles cilindro-parabólicos, y, también, la superficie de terreno utilizada y la energía generable anualmente. Se estudió los beneficios ambientales y económicos de generar electricidad a través de centrales solares, viéndose reflejados estos ingresos económicos en la venta de bonos de carbono a países desarrollados. También, se estudió el efecto que generará en la evaluación económica la ley de fomento de las energías renovables. Luego de haber dimensionado una central estándar y de estimar sus costos de inversión y operación, se hizo un análisis de rentabilidad, determinando que aún no se obtiene un VAN positivo en este tipo de proyectos (VAN = -31,5 millones de US$ y una TIR de 8,27%). Sin embargo, se prevé que todos los costos relacionados a la energía solar irán decayendo en los próximos años, producto de un mejoramiento de las tecnologías y del aumento en las escalas de las ventas. Finalmente, por tratarse de una tecnología limpia, seguramente su implementación será incentivada por diversas políticas estatales y mundiales.

Dado el inminente auge de la generación distribuida (GD), impulsado por los crecientes avances tecnológicos y su masificación a nivel mundial, resulta de suma importancia tener una noción exacta del impacto que un generador puede llegar a producir sobre las redes de distribución, para procurar mantener la calidad de servicio de los clientes y la seguridad del sistema. Junto con esto están también las iniciativas legislativas adoptadas por el Gobierno, que permiten y facilitan la conexión a la red de este tipo de generación, intentando darle un grado de competitividad dentro del mercado eléctrico. El objetivo general de esta memoria es el confeccionar una herramienta que permita maximizar la capacidad total de generación en un alimentador en las redes de distribución, mediante la asignación precisa del tamaño de cada generador en cada barra, considerando sus límites técnicos de operación. La metodología de asignación se fundamenta en la relación existente entre el incremento de generación distribuida y las restricciones técnicas de la red, tales como: la tensión en las barras; el nivel de cortocircuito en la subestación de bajada; y la razón de cortocircuito-generación en las barras. Como resultado, se obtienen señales de máxima generación y su disposición óptima en cada barra del alimentador, sin tener que incurrir en costos adicionales asociados a la realización de modificaciones en la red pre-existente. La implementación de la aplicación fue llevada a cabo en el programa DeepEdit desarrollado en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, de manera de poder ser operada sobre un alimentador cualquiera a nivel de usuario. Se realizaron pruebas para dos tipos de alimentadores, uno de una publicación de referencia con una demanda total de 6,5[MW] y otro utilizado en publicaciones IEEE con una demanda total de 18,9[MW]. En ambos sistemas se determinó la solución óptima mediante las linealización de las relaciones que existen entre la capacidad de generación y las variables eléctricas de las restricciones, obteniéndose capacidades totales de generación de 12,5[MW] y 23,3[MW] respectivamente. Ejecutado el programa se puede verificar que ciertas restricciones se encuentran fijadas en su máximo, pero aun así se ratificó lo óptimo de las soluciones con dos métodos: inhibición de generación y análisis de sensibilidad. Las aplicaciones que se le pueden dar a la propuesta son diversas, entre ellas: esclarecer los puntos donde se debe compensar tensión, o utilizarse como una herramienta de planificación, que considere la inserción de GD, permitiendo comparar las ventajas y desventajas sobre la asignación de máxima capacidad de GD en el tiempo. Se proponen mejoras a la aplicación en los ámbitos de incorporar una base de datos de las fuentes de recursos renovables referenciadas a su respectiva barra, o bien en redefinir la función objetivo ahora para minimizar pérdidas, lo que cambiaría el proceso de optimización a uno secuencial.

En la presente memoria se estudian diferentes centrales geotérmicas, estableciendo algunos criterios a considerar para una posible incorporación de esta energía a la matriz energética chilena. La promulgación de Leyes como la de Geotermia (2000) y la ley de fomento de la ERNC (2008), el subsidio en los costos de perforación de pozos exploratorios, unido a factores como la vulnerabilidad de la energía hidroeléctrica a sequías periódicas, los costos ambientales asociados a la energía hidroeléctrica y combustibles fósiles, generan un ambiente propicio para aprovechar el recurso energético geotérmico en Chile. Como etapa inicial se describen diferentes tecnologías de centrales geotérmicas. A partir de ellas se realizó un análisis termohidráulico para maximizar su potencia neta de dos centrales de tecnologías flash: Simple y Doble Flash, y cuatro centrales con tecnología de ciclo binario: Básico, con Intercambiador de Calor Interno (IHE), regenerativo con IHE y Doble Presión. Para las centrales de ciclo binario se consideraron 4 tipos de fluidos de trabajo: isopentano, isobutano, n-pentano y R114. Los resultados muestran que las centrales doble flash generan un 17% más de potencia neta que las centrales de simple flash a igualdad de temperatura del fluido geotermal. A su vez para la tecnología de ciclo binario las centrales de doble presión fueron las que proporcionaron una mayor potencia. El isobutano resultó ser el fluido de trabajo que entregaba un mejor rendimiento de las centrales de ciclo binario básico, con IHE y regenerativo con IHE. En el caso de las centrales de doble presión el mejor fluido de trabajo fue el isopentano. Al comparar las tecnologías flash y de ciclo binario, se obtuvo que la central de ciclo binario de doble presión (con una temperatura de condensación de 25 [°C]) y la central doble flash con una temperatura del fluido geotermal de 289 [°C] registraron la mayor eficiencia de utilización con un 45% y un 40% respectivamente. A partir de los resultados termohidráulicos se seleccionó una central simple flash de 28 [MW] y una central de ciclo binario con IHE de 5 [MW] para estudiar su factibilidad económica. Se consideraron cuatro escenarios de ingresos de las centrales: 1) Caso Base: venta de energía, venta de potencia, venta de bonos de carbono y el incentivo dado por la ley de ERNC, 2) Caso base sin considerar bonos de carbono, 3) Caso base sin considerar la ley de ERNC, 4) Caso base sin considerar bonos de carbono y la ley de ERNC. Los resultados del estudio económico muestran que la central simple flash es una buena alternativa de inversión en Chile para los 4 casos. En el caso base se obtuvo un VAN de US$ 38,6 millones de dólares y una TIR de 45,7 %. La central de ciclo binario resultó ser una buena alternativa de inversión sólo en los casos base y caso base sin bonos de carbono, obteniendo en el caso base un VAN de US$ 2,9 millones de dólares y una TIR de 24,9 %.

El crecimiento de la demanda del sector eléctrico, sumado al incremento de la generación eléctrica en base a energías renovables no convencionales, conforman las dos principales razones que convocan a la búsqueda de alternativas que permitan proporcionar seguridad y confiabilidad en los sistemas eléctricos. En este sentido, uno de los procesos importantes para mantener la seguridad operacional corresponde al control primario de frecuencia (CPF), que en la actualidad está determinado por la mantención de suficiente reserva en giro entre las unidades generadoras participantes. No obstante, al ser la generación un proceso electromecánico, el control de la reserva para regulación primaria es lento, y además hace incurrir al sistema en sobrecostos operacionales. En esta dirección, el presente trabajo busca como objetivo evaluar los beneficios de la integración de los Sistemas de Almacenamiento de Energía en sistemas eléctricos en el ámbito técnico del CPF. En la primera parte de este trabajo se establece el estado del arte de los principales sistemas de almacenamiento de energía (en lo que sigue proyecto, equipo o tecnología), las formas de regulación primaria de frecuencia y los requerimientos generales para el modelamiento dinámico de estas tecnologías en un sistema eléctrico, haciendo uso de las plataformas Matlab® y Simulink®. La segunda parte del trabajo presenta el desarrollo de una plataforma computacional que permite la elaboración sistemática de simulaciones con el objetivo de estudiar la implementación por separado de los dispositivos de almacenamiento de energía (BESS, CES, SMES y FES), todo lo anterior en base a tres escenarios de estudio: Estado Normal de operación del Sistema Interconectado (SI), Contingencia en Proyecto y Desconexión de Consumo o Generación del SI. De forma complementaria, el último escenario se realiza también para un Sistema Aislado (SA). Los análisis realizados en los SI (SIC y SING) muestran que el aporte a la regulación de los proyectos (BESS, CES, SMES y FES) ante variaciones naturales instantáneas de la demanda es nulo, pues éstas no perturbarían la frecuencia de los SI por fuera de la banda muerta asociada a los diferentes equipos. En efecto, este tipo de tecnología no podría reemplazar la reserva primaria destinada para atender aquellas perturbaciones. En cuanto a la inhabilidad para realizar CPF, que provocarían contingencias que afecten a las tecnologías, se prevé que éstas no afectarían la SyCS del SI. Finalmente, tanto para las desconexiones de bloques de generación como consumos, se obtiene que la interconexión de los proyectos permite mejorar las prestaciones dinámicas del SI, observándose una reducción en las desviaciones máxima de frecuencia en el transiente y los tiempos de estabilización de las variables eléctricas. Este trabajo permite concluir bajo una mirada puramente técnica, que la implementación de los medios de almacenamiento de energía para el apoyo del CPF en sistemas eléctricos evidencia mejoras a la situación actual, justificándose su uso limitado en reemplazo de reserva primaria. En este sentido, se destaca un beneficio económico de la propuesta, dado que la capacidad de reemplazo de reserva en giro podría generar una disminución de los sobrecostos operacionales actuales de los sistemas. Adicionalmente, este trabajo contribuye con un procedimiento que permite establecer los aspectos generales para la valorización y tarificación de los Sistemas de Almacenamiento de Energía como servicios complementarios (SS.CC.) de CPF. Donde se propone evaluar la conveniencia de adoptar uno u otro mecanismo, o combinaciones de ellos, a objeto de lograr que exista un interés claro de los inversionistas por entrar a este tipo de mercado. Finalmente, como trabajo futuro se sugiere estudiar la integración de estas tecnologías en conjunto con equipos FACTS, la implementación de un control óptimo a partir de técnicas avanzadas que considere los niveles de carga de los equipos y la propuesta de esquemas tarifarios en base a licitación de reserva primaria para los SS.CC. de CPF que proveen estas tecnologías.