Ingeniero Civil Electricista / Para el sector industrial resulta de suma importancia la calidad y continuidad del suministro eléctrico. Principalmente debido a la alta sensibilidad de diferentes equipos a las variaciones rápidas de voltaje, ocasionando cuantiosas pérdidas monetarias por paradas intempestivas del proceso productivo. Una depresión rápida de la tensión o hueco de tensión se define como una caída momentánea del valor rms de voltaje, que puede producir la operación errónea o desconexión total de un equipo o sistema. Estimar la magnitud y frecuencia de estos fenómenos en las instalaciones del sistema interconectado central chileno se vuelve de gran utilidad a la hora de decidir invertir en nuevas instalaciones o seleccionar puntos de conexión para éstas. El objetivo de este trabajo es estimar estocásticamente la ocurrencia de huecos de tensión en las barras del sistema troncal del SIC. La estimación estocástica emplea datos de falla de las instalaciones y pronostica la ocurrencia de los huecos a través de simulaciones de falla en el sistema, esto último requiere mucho menos tiempo que estimar los huecos de tensión mediante el monitoreo del sistema. Para realizar esta estimación estocástica se calculan las magnitudes del voltaje durante fallas en diversos puntos del sistema y se combina esta información con la tasa de falla de las posiciones de falla consideradas. Los resultados permiten caracterizar el sistema en términos frecuencia y magnitud de huecos de tensión en las distintas barras. De igual manera se encontraron las áreas donde al ocurrir una falla se afecta a barras sensibles del sistema, conocidas como áreas de vulnerabilidad, se contempló una para cada zona norte, centro y sur del sistema. Los resultados muestran que la zona norte del sistema interconectado es la que experimenta más huecos de tensión de severidad media a profunda durante un año, y que la zona sur es la que menos se ve afectada por huecos severos. Lo anterior justificado por la topología del sistema en la zona norte, líneas largas de un circuito y poca generación. Las áreas de vulnerabilidad encontradas son extensas para las tres barras estudiadas, siendo las fallas en el sistema de transmisión de 500 kV las que afectan a mayores zonas geográficas en términos de huecos de tensión. Con esta información la planificación del sistema tiene otra herramienta para tomar decisiones técnico-económicas que ayuden al correcto desarrollo del sistema eléctrico.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Ingeniería Eléctrica / El trabajo de tesis compara en forma sistemática las diferencias de rendimiento entre las principales metodologías de solución del problema de Predespacho (UC) y muestra la aplicación de la relajación lagrangeana a casos reales del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se propone una metodología para la creación de casos sintéticos de UC que permitan obtener diversidad a distintas escalas sin que resulten alejados de la realidad, siendo ésta la principal contribución del presente trabajo junto con los resultados estadísticos que favorecen MIP por sobre LR para sistemas de medianas dimensiones. La relajación lagrangeana (LR) y la programación entero mixta (MIP) son los métodos de solución que han encontrado el mayor número de aplicaciones prácticas al UC. Sin embargo, las comparaciones de rendimiento y calidad entre ambas, aunque propuestas conceptualmente y cuyas nociones intuitivas se encuentran dispersas en la bibliografía especializada, adolecen de falta de generalidad, escasa representación de la realidad, ausencia de especificaciones computacionales o, inclusive, éstas pueden haber quedado obsoletas. Ante la escasez de librerías de modelos de UC o, al menos, de métodos de creación de casos de aplicación, en el presente trabajo se propone y aplica un generador de casos sintéticos de prueba de UC. Este método formula casos basados en la combinación de datos estandarizados con la generación aleatoria de parámetros. De esta forma, los problemas de UC creados adquieren diversidad (universalidad) sin que las instancias se alejen demasiado de la realidad. La diversidad de las instancias generadas es controlada mediante los parámetros de las funciones de distribución de probabilidades, tanto para la selección de unidades candidatas como para la variedad en los parámetros técnicos característicos. Estas instancias son resueltas por los métodos para resolver el UC en una misma plataforma computacional. El método de LR encuentra soluciones factibles para 429 instancias de las 480 (89,4%), cumpliendo con el gap objetivo de 0,01% en tan sólo 90 casos (18,8%), mientras que el MIP encuentra la solución óptima para el 98,3% de los casos. Los resultados obtenidos verifican que para el rango de 10 a 100 unidades, la mejor solución entera factible alcanzada por LR tiene una menor calidad (valor mayor de la función objetivo en problemas de minimización) que la encontrada por el optimizador MIP. Los resultados permiten determinar que el sobrecosto (respecto al MIP) esperado de las soluciones mediante LR fue de 6,03%. El aumento de la dispersión en los parámetros técnicos beneficia ambos métodos al obtener la mejor solución factible en menores tiempos de ejecución. De esta forma se muestra que no sólo la calidad de la solución por LR se ve afectada por unidades similares, sino que también afecta al método MIP. Se comprueba que a medida que los problemas son más difíciles (juzgando por la adaptabilidad y por el número de unidades), la cota inferior de LR resulta en promedio mayor (mejor) a la cota inferior promedio por MIP. Respecto al caso práctico inspirado en el SING, la calidad de la solución por LR se ve especialmente deteriorada cuando las restricciones de mínimos técnicos de las unidades obligan que la solución óptima entera se aleje de la relajación lineal. Si bien para este caso la resolución mediante MIP también se dificulta requiriendo de hasta un 60% más tiempo de ejecución, este efecto es comparativamente menor al deterioro de la calidad de la solución observada mediante LR (que resulta hasta 4.5% mayor que MIP). Conceptualmente, este hallazgo se explica por los valores de actualización de los multiplicadores en LR, lo que se traduce en imposibilidad para explorar zonas del espacio de soluciones. Como conclusión general, el estudio entrega evidencia práctica a favor de la tendencia observada en la revisión bibliográfica en relación a privilegiar desarrollos de tipo MIP, la cual es aplicable a sistemas medianos como el caso real en estudio basado en el SING chileno. Esta conclusión no se extiende para otros sistemas reales de grandes dimensiones (eg. CAISO, MISO, UCTE). Como futuros desarrollos se sugiere explorar esquemas integrados LR-MIP explotando las mejoras de la cota inferior que proporciona LR en comparación con la relajación lineal del MIP y la creación de soluciones factibles por el método LR para inicializar el MIP.

La modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos del año 2004, conocida como la Ley Corta I, junto con establecer lo que se entiende por sistemas de subtransmisión, incorpora una detallada normativa para regular la valorización de dichos sistemas. Esta normativa no incluye el detalle de la estructura tarifaria de peajes mediante los cuales los propietarios de las instalaciones de subtransmisión pueden recuperar los costos de inversión (AVI) y los de operación, mantenimiento y administración (COMA). Lo anterior motiva al objetivo principal de esta memoria, el cual es estudiar alternativas de tarificación que permitan asignar de manera eficiente los costos de los sistemas de subtransmisión a los consumidores. Cabe señalar que este tema es particularmente relevante de resolver en sistemas enmallados, que es el caso del sistema de subtransmisión SIC 3, constituido fundamentalmente por instalaciones de propiedad de Chilectra, sistema en el cual se simulan las alternativas desarrolladas. El estudio comienza presentando una revisión de los mercados eléctricos y las características que tienen los sistemas de transmisión en este tipo de esquemas. Se muestra la importancia que tiene la regulación de la transmisión en permitir un correcto funcionamiento de un mercado eléctrico. Luego se señala el proceso de tarificación de sistemas de transmisión y las cualidades que son deseables que éste posea. Se realiza posteriormente una síntesis de como ha sido tarificada la subtransmisión en Chile en los últimos años. Se desarrollan dos alternativas para asignar el uso de la red. La primera identifica los tramos comprometidos basándose en un análisis topológico de la red y el principio de proporcionalidad. En ella se identifican los caminos por los que es abastecido cada consumo desde una barra del sistema troncal. Se establecen dos formas de efectuar el pago, una a través del costo efectivo de los tramos y la otra por medio de cargos base que consideran el costo medio de las instalaciones. La segunda alternativa obtiene las participaciones que un consumo tiene sobre un tramo, utilizando los factores generalizados de distribución de carga (GLDF). Ambas metodologías incorporan un análisis estocástico al considerar diversas condiciones de operación que permitan reflejar aún mejor el uso del sistema. Para evaluar las alternativas, éstas se aplican al sistema de subtransmisión SIC3, con datos de demanda de punta de invierno del año 2007 y 6 condiciones de operación que consideran hidrologías seca, media y húmeda y el despacho o no de la central Renca. Los resultados obtenidos muestran que las condiciones de operación no tienen gran incidencia en los valores finales. También se aprecia que el empleo de costos efectivos de instalaciones y el uso de factores GLDF, produce señales de localización similares al entregar cargos más altos en zonas donde las instalaciones tienen mayores costos. No obstante, en este caso se tiene el inconveniente de que se genera una gran dispersión de precios para un área geográfica acotada. Por otra parte, la alternativa que considera los costos medios, si bien obtiene cargos menos representativos de los costos del sistema, tiene la ventaja de ser muy sencilla de aplicar. Por las razones señaladas se recomienda aplicar la primera metodología empleando costos medios. Se propone para futuros trabajos abordar el tema del pago de centrales generadoras que inyectan su producción en subtransmisión.

La operación estable de los sistemas eléctricos requiere que en todo momento la generación de energía iguale a la demanda, para que la frecuencia del sistema se mantenga cercana a su valor nominal. Un desbalance entre la potencia activa generada y demandada se traduce en una variación de la frecuencia eléctrica del sistema, la que si no es restablecida con prontitud puede conducir a desconexiones de carga, acción de control que significa para el usuario final la pérdida del suministro constante de energía. En el SIC, el actual esquema de regulación de frecuencia lo conforma una máquina hidráulica de embalse, cuyo estatismo es seteado en un valor muy cercano a cero y que cuenta con un margen de potencia que le permite compensar los desequilibrios de oferta - demanda, y otras unidades que son operadas con estatismos del orden del 5 %. Sin embargo, como consecuencia del sostenido crecimiento que ha experimentado la demanda del SIC, el margen de reserva requerido por el sistema para la regulación efectiva de frecuencia ha ido en aumento, lo que hace que las unidades de embalse que tradicionalmente realizaban la regulación y que tienen una capacidad limitada de generación (~100 [MW]) ya no sean capaces de operar por los márgenes de regulación que el sistema requiere, quedando inhabilitadas para ejercer como unidades piloto. El objetivo del presente trabajo es revisar la aplicación de un esquema distribuido de regulación de frecuencia, consistente en la acción de varias unidades del sistema regulando frecuencia, sin la existencia de una unidad piloto. La metodología presentada consta en una primera etapa de la realización de un despacho económico considerando explícitamente el despacho de reservas de potencia, modelo de optimización lineal que incorpora restricciones de transmisión, de disponibilidad hídrica y generación, del que se obtienen los niveles óptimos de generación y reserva para las unidades del sistema. En una segunda etapa, se busca la valorización de las reservas requeridas por el sistema para hacer frente a las variaciones instantáneas de la demanda, para lo que se consideran datos de la operación real del sistema bajo distintos escenarios de demanda por un horizonte de 24 horas. Dicha valorización de reservas es contrastada con el caso base, en que la regulación de frecuencia para cada escenario se realiza con una unidad piloto. Los resultados muestran que el esquema de regulación de frecuencia de carácter distribuido no reduce los costos de operación del sistema, aunque tiene la ventaja de que se evita comprometer en sólo una unidad los márgenes de reserva que requiere la operación con una unidad piloto. Contar con un mayor número de unidades, cada una de éstas con reservas menores en promedio, reduce las pérdidas por eficiencia de las máquinas reguladoras y posibilita un control mucho más robusto de la frecuencia del sistema ante contingencias importantes, permitiendo una operación con mayores niveles de seguridad. Además se evita que en escenarios hidrológicos secos, las reservas de la unidad piloto se vean comprometidas, pues la obligación de la prestación de este SC recae en una importante proporción sobre unidades térmicas.

Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El objetivo de este trabajo es desarrollar una estrategia de negocios que permita a una empresa eléctrica construir sistemas de transmisión para evacuar en forma eficiente y rentable la energía eléctrica generada por grupos de centrales de tamaño mediano (5 a 50 MW), distribuidas en áreas geográficamente cercanas, pero alejadas de los sistemas de transmisión principales. La organización elegida es el Grupo de Empresas SAESA, de reconocida presencia en el Sur de Chile, que a través de sus filiales o relacionadas, participa en forma activa en los negocios eléctricos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía entre las regiones VIII y XI. En el contexto energético actual, es necesario el desarrollo de proyectos de generación de electricidad amigables con el medio ambiente (las llamadas Energías Renovables No Convencionales, ERNC) y que permitan aportar cantidades relevantes de energía al sistema eléctrico nacional. En la zona sur del país, existen numerosos proyectos de generación en base a centrales hidroeléctricas de pasada que para inyectar su energía al sistema deben efectuar grandes inversiones en transmisión, y que para hacer rentable al conjunto de proyectos deben construirse en forma integrada. En la zona de concesión del Grupo SAESA existen, al menos, 7 sectores en que se registra esta situación, con una potencia a evacuar del orden de 500 MW e inversiones de más de 100 Millones de dólares en líneas y subestaciones de poder. La metodología usada es el análisis de la interacción estratégica de los actores del sistema eléctrico: generadores, transmisores y distribuidoras; mediante teoría de juegos e integrada con un análisis sistémico de los principales elementos estratégicos del mercado de transmisión eléctrica: imperfecciones existentes (economías de escala, concentración de actores en algunos segmentos), Marco Regulatorio del Sector Eléctrico y acción del regulador, entre otras. Para ello se definió un marco de análisis para el negocio de transmisión, distinguiendo los elementos que lo componen (legal y económico), la interacción que se produce entre los distintos actores y el efecto de los elementos estratégicos del mercado. Posteriormente, se aplicó este marco de análisis a un caso puntual y su extensión a otros proyectos similares, determinando el efecto de los elementos estratégicos considerados y cómo deben ser abordados en la definición de una estrategia: reducir los factores de incertidumbre para desarrollar y asegurar la mejor solución constructiva desde el punto de vista técnico-económico; controlar las variables claves en la implementación de los proyectos: concentración en la prestación de servicios de ingeniería y eficiencia en la obtención de las servidumbres de paso; el financiamiento competitivo de las obras y la posible intervención del regulador. La estrategia propuesta aborda tres líneas de acción principales: el desarrollo de la excelencia operacional, entendida como proyectos competitivos en calidad, costo y plazos; el desarrollo de soluciones integrales que reduzcan los riesgos y mejoren la rentabilidad de los proyectos a través de comercialización de energía y; el desarrollo de una imagen pública y relación con la autoridad que afiance el liderazgo de la compañía en esta área. Para finalizar, se realiza un análisis de elementos estratégicos nuevos que deben ser considerados, como los efectos de la crisis financiera internacional en lo referido a acceso al crédito, contracción de la demanda eléctrica, volatilidad de precios de materiales y combustibles, calentamiento global, oposición de grupos ecologistas y las posibles acciones del regulador.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / En Chile se proyecta en los próximos años la construcción de una línea de transmisión en corriente continua de alto voltaje (HVDC) de 2000 km. Los enlaces HVDC presentan ventajas comparativas, de tipo operacional y económico, con respecto a la transmisión tradicional cuando cubre distancias sobre los 800 km. Uno de los principales desafíos de esta tecnología es que su operación requiere el consumo de potencia reactiva para el proceso de conversión, el que puede alcanzar valores cercanos al 50% de la potencia activa transmitida. Para el caso chileno se estima que el valor de la compensación ascendería a 1300 MVAr en los extremos de la línea, por ello potenciales déficits de potencia reactiva impactaría directamente en la estabilidad tensión de la red eléctrica. El objetivo general de este trabajo de memoria es estudiar el impacto en la estabilidad de tensión que provoca un enlace HVDC en un Sistema Eléctrico de Potencia. La metodología para abordar este problema, se basa en estudios cuasi-estáticos, centrados en las ecuaciones estáticas del sistema y sus respectivas linealizaciones, con los cuales se estima el grado de estabilidad de la zona de operación. Las principales técnicas para determinar indicadores de estabilidad de tensión se basan en una combinación de la sub-matrices del Jacobiano del método Newton-Raphson, con las cuales se obtiene una relación directa entre las potencias reactivas inyectadas a las barras y los módulos de la tensión de estas (matriz Jacobiana reducida). En este trabajo se combinan los valores y vectores propios de la matriz Jacobiana reducida a fin de obtener el indicador de sensibilidad de tensión. La plataforma de trabajo utilizada es MATLAB con la que se obtienen las variables de estado, matriz Jacobiana reducida y valores de sensibilidad. Para las redes AC incorporadas a este trabajo se utiliza una combinación de programas de análisis DigSilent y MATLAB, con los que se obtienen indicadores de estabilidad de tensión con errores menores al 1%. Para redes AC/DC se trabaja solo con Matlab en los trabajos documentados, obteniendo errores menores al 1% y 7% en las variables de estado AC y DC respectivamente. Para sistemas de modelación simplificada (enlace HVDC más dos barras AC) se concluye que la incorporación de enlaces HVDC impacta de manera negativa en la estabilidad de tensión cuando el sistema AC es débil y no existe una estrategia adecuada de control. Para sistemas extendidos (enlace HVDC más multi-barras AC) se concluye que la estabilidad de tensión no sólo se basa en la robustez del sistema y forma de control del enlace, sino además, las cantidades de potencia activa y reactiva en sus extremos y la metodología de convergencia adoptada en el flujo de potencia, esto debido a que la estabilidad de tensión depende del estado del sistema.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / Producto la mayor demanda de energía eléctrica, se han investigado nuevas opciones de generación y ahorro de energía. Sumada esta necesidad a la preocupación por el cuidado del medioambiente, se han desarrollado tecnologías de generación a partir de fuentes de energía renovable y no renovable. Entre estas opciones se encuentra la generación distribuida, definida como aquellas fuentes de energía eléctrica de pequeña escala instaladas en redes de distribución cercanas al consumidor final. En Chile, los primeros avances legislativos en el tema se produjeron en el año 2004 con la denominada Ley Corta I, otorgando beneficios en el pago de peajes para medios de generación menores a 20MW, además de establecer el derecho a conexión a redes de empresas distribuidoras a unidades menores a 9 MW. Posteriormente, el año 2006 se promulgó el Reglamento y Norma Técnica correspondiente, definiendo obligaciones y procedimientos de ambas partes, tanto empresas distribuidoras como generadores distribuidos. En este trabajo de título, se propone un método determinístico para el estudio de generadores distribuidos, consistente con el esquema actualmente utilizado en la fijación de tarifas del sistema de distribución chileno, basado en la comparación de una empresa distribuidora con una empresa eficiente o modelo. Para esto, se han creado en la plataforma DeepEdit de estudio de sistemas de potencia, dos aplicaciones de análisis técnico-económico. La primera aplicación entrega la configuración de conductores óptima para el alimentador en estudio, en base a una topología de alimentador definida y una base de datos con costos de conductores. La segunda aplicación permite hacer un estudio más detallado de los requerimientos de reactivos del sistema, tal que permita proponer una red con los equipos de regulación de tensión definidos según el criterio del diseñador. Cada herramienta es validada para casos específicos donde teóricamente se conocen los resultados. Los resultados obtenidos muestran que el óptimo de generación distribuida se encuentra cercano al 80% de penetración, disminuyendo las pérdidas de un 4,8% a un 1,4% y mejorando en promedio el nivel de voltaje en un 1,6%. Se concluye que a mayores niveles de penetración de generación distribuida, si bien las pérdidas medias disminuyen, se requiere una mayor inversión en tecnologías de control de reactivos, debido a las variaciones de flujos y aumentos de tensión en las líneas. Esto dependerá del tipo, magnitud, ubicación y diversidad de las tecnologías conectadas. Como trabajo futuro se propone el análisis con métodos de optimización entera o mixta, que permitan evaluar todas las variables en conjunto en una única etapa.

En el Sistema Interconectado Central de Chile, los recursos energéticos de menor costo y cercanos a los centros de consumo están próximos a agotarse, razón que ha propiciado la búsqueda de nuevos recursos situados a grandes distancias de los principales centros de demanda. En este contexto, asoma como una solución técnica y económicamente factible el empleo de tecnología HVDC (High Voltage Direct Current), la cual puede transportar grandes niveles de potencia a través de distancias considerables, aportando además una respuesta rápida de control a fenómenos indeseados que se presenten en el extremo receptor AC, conservando así la operación segura y eficiente del sistema. Una de las aplicaciones adicionales de las interconexiones HVDC, es su capacidad de amortiguar los modos de oscilación de potencia interárea, los cuales constituyen el tipo de inestabilidad que produce una mayor amenaza para el sistema, debido a que presentan una baja frecuencia y un amortiguamiento pequeño. La presente memoria de título tiene por objetivo principal validar la técnica que emplea la modulación de potencia del enlace HVDC, a través de la inclusión de un bloque de control suplementario para mitigar los modos de oscilación interárea presentes. Para ello, se realizan dos casos de estudio, utilizando como herramienta el análisis modal y los diagramas de participaciones, empleando como plataforma de simulación el software DigSilent Power Factory en su versión 14.519. El primer caso de estudio corresponde a un caso ampliamente citado en la literatura especializada del tema, consistente en dos áreas, cada una conformada por dos máquinas, unidas por un enlace monopolar de 200 [MW] con una tensión nominal de 56 [kV]. Se desprende de los resultados que, luego de incorporar el control suplementario para modular la potencia por el enlace, se obtiene un modo de oscilación interárea, cuyo factor de amortiguamiento es finalmente de 5.1 %, lo cual está inserto dentro de los valores adecuados para la mitigación de este modo oscilatorio. El segundo caso de estudio realizado corresponde a un enlace HVDC monopolar de 1000 [MW] con una tensión nominal de 500 [kV], interconectado con un equivalente radial reducido del SIC, concentrando su carga en la barra central. Las simulaciones obtenidas para los distintos tipos de contingencias aplicadas muestran un correcto amortiguamiento de las oscilaciones de potencia activa que circula por las líneas. Del análisis se obtiene como resultado que la tasa incremental de amortiguamiento obtenida para el modo interárea es de ξ=14.1%, valor que se encuentra contenido dentro de los márgenes de estabilidad requeridos para este tipo de oscilación, según la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios de Chile. Se concluye finalmente de las simulaciones y resultados obtenidos que la estrategia de control basada en la modulación de la potencia por el enlace HVDC cumple los requisitos exigidos, logrando amortiguar las oscilaciones electromecánicas interárea en un sistema AC.

No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / Los esquemas de desconexión automáticos de carga (EDAC) por señal específica se definen como recursos generales o especiales de control de contingencias, que operan al detectar un cambio de estado predefinido en el Sistema Interconectado (SI). Estos automatismos se definen en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT) y son de gran importancia para preservar la seguridad del SI. El presente trabajo busca contribuir en el desarrollo de estos esquemas, evaluando distintas aplicaciones en un modelo reducido del Sistema Interconectado Central (SIC). Adicionalmente, se propone una metodología para valorizar el Servicio Complementario que se provee al sistema. En esta memoria se consideran cuatro casos: EDAC por colapso de tensión, por límite térmico, por salida en cascada y por colapso en isla. Se simulan contingencias simples en todos los elementos donde son aplicables, y a partir de los estándares de recuperación dinámica, definidos en la NT, se procede a determinar los puntos críticos del modelo reducido del SIC, a los cuales se aplica una evaluación técnico-económica para determinar la conveniencia de implementar un EDAC por señal específica. Desde el punto de vista económico, se busca establecer si la operación del SI con uno de estos esquemas minimiza los costos de operar la red con un criterio N-1, el cual se refiere a una metodología de planificación y operación del SI, donde la ocurrencia de una contingencia simple no afecta a las restantes instalaciones del mismo. Los resultados obtenidos muestran que los EDAC por señal específica son un complemento válido al criterio N-1, ya que permiten utilizar el sistema de transmisión por sobre la limitación técnica establecida, lo que hace posible aumentar las transferencias hasta las cercanías del límite por colapso de tensión o el límite térmico. Por otro lado, estos automatismos permiten operar líneas de transmisión con elevados niveles de carga en sectores caracterizados por tener una topología enmallada, ya que evitan una salida en cascada al presentarse una contingencia simple en este lugar del SIC. Por consiguiente, centrales ubicadas en lugares remotos, y con menores costos variables, pueden aumentar sus inyecciones al SI, disminuyendo el costo de operación sistémico, con lo cual el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) cumple con el mandato legal de operar el sistema con una confiabilidad prefijada y a mínimo costo. Finalmente se evalúa numéricamente la propuesta de valorización para los distintos escenarios desarrollados. Se consideran las siguientes componentes de la valorización: la anualidad por inversión, el costo de falla, el valor de restablecer los consumos desconectados, reducción en las pérdidas del sistema y los costos de operación y mantenimiento. Se concluye que el valor del Servicio Complementario está fuertemente influenciado por la topología del sector, ya que las componentes fundamentales son la anualidad por inversión, costo de falla y valor de la energía no suministrada luego de que el sistema restablece el máximo de clientes posibles. Como trabajo futuro, se propone la implementación de múltiples escenarios utilizando el método de Monte Carlo, con lo cual se puede realizar una valorización más precisa de los EDAC por señal específica.

No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / Esta memoria de título se enmarca en un estudio para la Gerencia de Producción y Transporte de Endesa Chile, que busca ofrecer una solución a los problemas de capacidad de transmisión de flujos de potencia en tramos pertenecientes al SIC, por medio de la implementación de sistemas flexibles de transmisión AC (FACTS), que propicie una alternativa a la construcción de nuevas líneas de transmisión, dado el impacto social y económico que esta última opción genera. Para el estudio se considera un período de evaluación del Sistema Interconectado Central (SIC), comprendido entre enero del año 2011 y diciembre del año 2016. El objetivo general del estudio, consiste en sentar las bases de un análisis técnico económico para un nuevo proyecto de implementación de controladores FACTS en el SIC. Para llevar a cabo el estudio, se identificaron los tramos que presentan problemas de capacidad de transmisión dentro del horizonte de evaluación y se analizó la posibilidad de una solución viable, en términos técnicos, de implementar un controlador FACTS. El único tramo que presentaba las condiciones para proponer soluciones en base a dispositivos FACTS fue Cardones – Maitencillo 3x220 kV. Las soluciones propuestas para el tramo en estudio son la implementación de un controlador STATCOM, que incrementa la capacidad de transporte desde 340 MW a 390 MW y la implementación de un controlador UPFC, que incrementa la capacidad de transporte desde 340 MW a 490 MW. Ambas resultaron ser factibles, en base a los análisis técnicos que corroboran el aumento de capacidad deseado y al análisis económico que compara los costos totales de generación del SIC para el caso base, versus los costos para los casos en los que se incorpora uno de los dispositivos nombrados. Además, para complementar el estudio, se analizaron los proyectos de implementación de controladores FACTS que actualmente se encuentran en desarrollo para incorporarse a la operación del SIC. Se concluye, que las soluciones FACTS propuestas para el tramo Cardones – Maitencillo 3x220 kV, son factibles y atractivas técnica y económicamente, en base a los resultados obtenidos en el análisis. Por otra parte, el presente estudio sienta un precedente para futuros análisis de implementación de la tecnología FACTS en el SIC u otra tecnología de características similares.