No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / El Parque Natural Karukinka es un área protegida privada de 312.000 hectáreas ubicado en Tierra del Fuego, extremo sur de Chile. Sus instalaciones son antiguas instalaciones ganaderas y forestales que han sido reacondicionadas para el soporte de actividades de investigación y de turismo tendientes a la conservación. Dichas instalaciones carecen de sistemas eléctricos eficientes, lo que motiva la realización del presente proyecto de diseño y dimensionamiento para dichos sistemas buscando, de esta manera, constituir una herramienta facilitadora para el desarrollo exitoso del proyecto de conservación. El presente trabajo incluye el diseño de cuatro sistemas eléctricos híbridos aislados de la red e independientes entre sí, que combinan generación Diésel con aquélla basada en energías renovables no convencionales (ERNC), las cuales se restringen, en este caso, a las energías fotovoltaica y eólica. Los medios de almacenamiento energético considerados son los bancos de baterías de ciclo profundo y el hidrógeno. Para llevar a cabo el proceso de diseño, se procede a caracterizar de manera detallada la disponibilidad del recurso eólico y solar en los puntos de interés dentro del parque, al mismo tiempo que se generan los perfiles de demanda mensuales, según la operación actual o proyectada para cada punto de interés dentro del parque. Por otro lado, se determinan las principales componentes del sistema híbrido, caracterizándolas de manera teórica, obteniendo los parámetros que las definen en la práctica para el rango de potencias considerado, y realizando finalmente la definición de los costos asociados a cada una de ellas. Posteriormente se evalúan las distintas alternativas de suministro eléctrico factibles para satisfacer la demanda, optimizándolas de acuerdo al costo presente neto (CPN), al mismo tiempo que se analizan las emisiones de CO2 que produce cada una, observándose que a pesar de las diferencias en las demandas y en los recursos energéticos, los sistemas híbridos óptimos incluyen las mismas tecnologías. Se demuestra así la importancia de incluir bancos de baterías para disminuir la energía excedente y las emisiones atmosféricas. De igual manera, se concluye que los sistemas óptimos son los que combinan generación Diésel y eólica con dichos bancos de baterías, notándose además la conveniencia de ampliar la potencia eólica instalada para lograr una paulatina disminución de las emisiones de efecto invernadero. También se demuestra que la tecnología fotovoltaica, a pesar de presentar ventajas técnicas y ambientales, no es una alternativa óptima principalmente debido a la baja disponibilidad del recurso y a las deficiencias que presenta para complementarse (dados los perfiles de carga y de generación) con la energía eólica para lograr sistemas más eficientes. Similar conclusión se demuestra para las tecnologías relacionadas con el hidrógeno, las cuales, principalmente debido a sus altos costos de inversión actuales, no son una alternativa factible de ser introducidas en los sistemas analizados. Se espera con el presente proyecto, fomentar la introducción paulatina de la energía eólica de microescala a distintas instalaciones ganaderas, forestales o residenciales en Tierra del Fuego, así como constituir una base de interés y estudio para la realización de proyectos de similar naturaleza en otras zonas de nuestro país que requieran de suministro eléctrico a través de sistemas híbridos aislados.

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.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales) / El presente trabajo tiene como objetivo principal analizar, desarrollar y sistematizar, el actual sistema energético chileno, específicamente el relativo a las Energías Renovables No Convencionales, a las políticas de incentivos existentes en nuestro país y su aproximación a la experiencia internacional. Los problemas que enfrenta el modelo energético chileno tienen su origen en dejar excesivamente en manos del mercado un sector estratégico, para cualquier país que requiere un Estado que juegue un rol planificador de las políticas públicas a largo plazo, y donde hoy las Energías Renovables No Convencionales están llamadas a jugar un rol importante.

El problema a resolver en este Trabajo de Título corresponde a la planificación de la expansión del parque generador del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), para el periodo 2012-2030. La problemática se aborda desde el enfoque de la planificación centralizada y se utiliza un programa especializado para la optimización. Las etapas dentro de la planificación son: proyección de la demanda y precios de combustible; modelación del sistema existente; propuestas de escenarios de expansión para el sistema; análisis de resultados y sus conclusiones; propuestas de trabajo futuro. En la etapa de proyección de demanda se utiliza un crecimiento diferenciado. Para grandes clientes mineros se utiliza en el mediano plazo la información recopilada por la empresa consultora Electroconsultores Ltda, para el resto de los clientes se utiliza un crecimiento tipo vegetativo. La proyección de precios de combustible utiliza como valor base los precios actualmente disponibles, estos precios evolucionan anualmente dependiendo del tipo de combustible, en el caso particular del gas natural licuado (GNL), combustible de cuyo precio depende su orden de merito para despacho y su competitividad frente a carbón, se sensibiliza los resultados con dos proyecciones. El SING en el corto plazo se modela según la información disponible en distintas fuentes, de modo de reflejar más fielmente lo que ocurre actualmente en el sistema, incluidos los cambios que se esperan con la finalización del terminal de regasificación de GNL en Mejillones. Las propuestas de expansión del sistema contemplan tecnologías convencionales dentro del SING como son centrales carboneras y ciclos combinados, además de la integración de Energías Renovables no Convencionales (ERNC) como centrales solares, eólicas y geotérmicas. Se realiza un análisis especial a la incorporación de centrales nucleares modulares de pequeña escala (centrales de 50 y 300 MW) como competidoras de las expansiones en carbón. Ello bajo la hipótesis de que ya estuviera normada la inclusión de dicha tecnología en nuestro país. Las principales conclusiones del trabajo desarrollado son: Dentro de los próximos 10 años en el SING se necesita instalar alrededor de 1600 MW; los precios de GNL tiene gran influencia en los costos marginales de energía del sistema, los que a largo plazo oscilan entre los 80-100 US$/MWh en función de las premisas consideradas; las centrales nucleares son competitivas frente a centrales carboneras si su costo de inversión es inferior a 4100 US$/kW; sin forzar la incorporación de centrales ERNC, óptimamente se alcanza una participación, de este tipo de centrales, sobre el 10% el año 2021; El costo de desarrollo del sistema es del orden de los 100 US$/MWh para centrales carboneras, nucleares y geotérmicas. Como trabajo futuro se propone el estudio de la interconexión SIC-SING dentro del horizonte de planificación, y la incorporación de la planificación de la transmisión y localización de las centrales.

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.

Magíster en Gestión para la Globalización / En el presente trabajo de tesis se aborda el diseño de la estrategia de incorporación de fuentes de Energía Renovables No Convencionales (ERNC) para la división Codelco Norte (DCN). Este diseño aborda el por qué incorporar este tipo de fuentes energéticas, cómo hacerlo y una estimación de su costo para distintos tipos de tecnologías de ERNC. De la revisión y análisis del contexto tanto nacional como internacional en el que opera DCN, destacan la alta participación de combustibles fósiles en la matriz energética, lo que impone volatilidad en los precios y ‘ensucia’ medioambientalmente la producción de cobre. Esto se suma a la creciente presión global por controlar las emisiones de CO2, lo que se podría traducir, en el mediano plazo, en restricciones de acceso a mercados e impactos sobre la imagen de la División, afectando su ‘licencia social’ para operar. Por otra parte, el término en el año 2017 de los actuales contratos de abastecimiento de energía eléctrica, que deberán se renegociados, abren un espacio para reemplazar parte de la cantidades contratadas con ERNC. Sin embargo, DCN al ser parte una empresa del Estado tiene la responsabilidad de entregar los mejores resultados a su dueño, manteniendo sus costos en niveles competitivos. Para la incorporación de ERNC a la matriz energética de DCN se propone un modelo de negocios del tipo contrato de suministro. De este modo, DCN evita que iniciativas de ERNC compitan por financiamiento con otros proyectos propios de las operaciones mineras. También, la División evita entrar en el negocio de generación energética, donde no tiene expertise. Para llevar a cabo este modelo de negocios se propone que DCN provea los incentivos para que empresas terceras inviertan y entreguen el suministro energético. De este modo, en la evaluación de una situación general, donde se reemplaza consumo eléctrico proveniente del Sistema Interconectado del Norte Grande por un suministro en base a ERNC, se determina la tarifa máxima a pagar para cuatro alternativas de tecnología y bajo distintos escenarios de tamaño de planta y tasa de descuento del proveedor. Los resultados señalan que sin duda la alternativa más conveniente es la geotérmica, ya que es la que significa la menor tarifa en todos los escenarios, y es la que permite reducir emisiones de CO2 ahorrando aproximadamente US$45 por cada tonelada de CO2. Por otra parte, las tecnologías solares resultan más caras, debido principalmente a sus altos montos de inversión y bajo factor de planta.

En años recientes ha proliferado la instalación de generadores distribuidos alrededor del mundo, particularmente en Europa. La tendencia hasta hace poco había sido limitar a un mínimo la influencia de los generadores distribuidos sobre la red. Sin embargo, se discute actualmente los posibles beneficios de que colaboren activamente en mejorar la calidad de suministro. Ya se han observado pasos concretos en algunos países para poner esto en práctica. En ese contexto, el presente trabajo de título tiene como objetivo diseñar e implementar un inversor trifásico para operar en baja tensión con capacidad de trabajar en isla y de sincronizarse a la red controlando su inyección de potencia activa y reactiva. El equipo creado se aplicará en una pequeña red aislada que recibirá aportes de potencia desde múltiples pequeños generadores. Su fuente de energía será un banco de baterías que absorberá energía en horas de alta generación renovable o baja demanda, y la entregará cuando sea requerida. El módulo cumplirá además un rol preponderante en el control de tensión y la estabilización de la red. Los primeros capítulos de esta memoria explican los conceptos de generador virtual, micro-red y sistema de almacenamiento de energía en baterías, y dan una revisión del estado del arte en estructuras de inversores y sus métodos de control. Se fundamenta luego la solución adoptada y se exponen las pruebas de operar un equipo prototipo conectado a la red y en isla. La solución realizada en esta memoria emplea un puente inversor acoplado a la red mediante un filtro LC y un transformador. Para el puente inversor se usa un módulo de IGBTs comercial con una arquitectura convencional de tres brazos. Para los controladores se aplica un método de control PI sincrónico desacoplado para el control de potencia y se implementan dos modos de operación; esclavo, controlando potencia activa y reactiva, y maestro, fijando frecuencia y controlando tensión. Se aborda en detalle la programación del microcontrolador y la electrónica para sensores y actuadores. Se realiza una simulación detallada de los distintos modos de operación, y se construye un equipo prototipo de potencia reducida con el que se demuestra el funcionamiento de los modos de operación y controladores diseñados. Los resultados experimentales indican una eficiencia cercana al 95%, con distorsión armónica de corriente dentro de los límites aceptados por las normas. Entre los puntos de posibles desarrollos para continuar esta línea de trabajo se encuentran: incorporar un manejo avanzado de la reserva de energía con estimador de carga para el banco de baterías; agregar una etapa reguladora de tensión continua; o adaptar el sistema para poder efectuar compensación de desequilibrios en la red. Además, puede estudiarse la aplicación del diseño creado a inversores para otras aplicaciones.

Publicación a texto completo no autorizada por el autor / Busca mostrar la factibilidad de generar electricidad a partir de la energía undular. Ubica el área adecuada para cada uno de los dispositivos generadores de electricidad en la zona de costa. Selecciona el sistema más adecuado para cada dispositivo: turbina o motor hidráulico en cada zona de costa. Concluye que a pesar de disponer de múltiples tecnologías para diferentes dispositivos de conversión de energía de olas en energía eléctrica, los dispositivos basados en columna de agua oscilante mediante turbinas y los que se obtienen mediante conversión hidráulica son los que concentran un nivel más alto de desarrollo tanto en su fase de investigación como en su fácil de explotación comercial. / Tesis

La generación distribuida está presente en la generación eléctrica de nuestro país, sin estar formalmente constituida a través de un reglamento que defina sus características, aplicaciones y objetivos. La existencia de pequeñas centrales hidroeléctricas conectadas al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional del orden de 120 kW y reportadas al COES; así como otras que están suministrando electricidad a usuarios aislados. Esta situación en conjunto con el aumento del número de instalaciones de generación solar fotovoltaica de pequeña magnitud para atender usuarios aislados en diversas regiones del oriente peruano, que tienen capacidad no utilizada y podrían estar formando parte de la generación distribuida. En este trabajo se revisa la normativa nacional e internacional en países de Latinoamérica (LATAM), se evalúa las tecnologías utilizadas en la GD, los criterios económicos y de tarifas; y así plantea las características de una propuesta de modificaciones del proyecto de reglamento que permita el desarrollo de proyectos de generación distribuida conectados a la red de Distribución. Se propone incluir en el Reglamento de Generación Distribuida, una definición que considera y precisa las fuentes de recursos energéticos renovables no convencionales, junto con la cogeneración eficiente, los cuales estarán conectados a la red de distribución, ya sea en baja o media tensión, para que su generación o excedentes sean inyectados a la red de distribución. Esta actividad puede ser desarrollada por usuarios del Servicio Público de Electricidad, o persona natural o jurídica, que cumplen las condiciones técnicas del Reglamento. Así mismo define categorías para los generadores distribuidos en función de la capacidad instalada, su condición como usuario del servicio público y que produce para su autoconsumo y para la inyección de sus excedentes a la red de distribución. La categorización de los generadores distribuidos define el punto de conexión en la red de la Empresa de Distribución, sea en baja tensión o en medía tensión. Finalmente propone un esquema de tarifas relacionado con la categoría del GD, que dependiendo del caso es Net Metering, Net Billing o un esquema propuesto por el regulador.