Depósito Campus San Joaquín

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Aceleración de la resolución del problema de Unit Commitment mediante técnicas de inteligencia artificial
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-07-01) Rosenthal Miqueles, Fernando Esteban; Palacios, Eugenio; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Álvarez Malebran, Ricardo Javier
La transición energética ha introducido una alta variabilidad en la operación de sistemas eléctricos de potencia. En este contexto, el problema de Unit Commitment (UC) enfrenta severos cuellos de botella computacionales al escalar el sistema o proyectar planificaciones a largo plazo. Esta memoria desarrolla y valida una estrategia de optimización híbrida que utiliza Inteligencia Artificial (IA) para estimar el estado de las unidades generadoras, reduciendo drásticamente los tiempos de resolución de los modelos entero-mixtos (MILP) sin comprometer la factibilidad técnica ni la optimalidad económica. La metodología abarca la simulación de despachos económicos para construir un dataset robusto, el entrenamiento de modelos de Machine Learning y la resolución del modelo final con variables binarias pre-fijadas heurísticamente. Los resultados demuestran que las arquitecturas de Gradient Boosting con probabilidades calibradas mediante Regresión Isotónica ofrecen un desempeño superior, garantizando la seguridad del sistema al evitar paradas forzadas y alcanzando factores de aceleración (speedups) de hasta 9,6x en horizontes semanales. El análisis de sensibilidad ante contingencias y alta penetración renovable ratifica la resiliencia del modelo, manteniendo desviaciones de costo menores al 1 %. Destaca especialmente su desempeño en planificaciones mensuales, donde supera la maldición de la dimensionalidad: mientras el método clásico es truncado por tiempo sin lograr converger, la IA guía al solver hacia soluciones económicamente superiores en menos del 20 % del tiempo base. Finalmente, se propone como trabajo futuro la integración de Graph Neural Networks (GNN) y el uso de datasets más vastos para proyectar el potencial de esta técnica en sistemas a gran escala o de altísima volatilidad.
Análisis comparativo del cálculo de los costos marginales en el mercado eléctrico chileno con y sin vinculación multi-período interhorario para el año 2043
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-07) Sanhueza Ávila, David Eduardo; Departamento de Electricidad; Rozas Valderrama, Rodrigo Andrés
Este estudio analiza los costos marginales locacionales en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile bajo dos esquemas tarifarios: con y sin vinculación multiperíodo intertemporal. En el contexto de la transición energética hacia fuentes renovables no convencionales (ERNC), cuya intermitencia impone mayores exigencias de flexibilidad, se evalúa un escenario proyectado para el año 2043 mediante simulaciones con datos oficiales del Ministerio de Energía. Se adopta una metodología cuantitativa, utilizando la herramienta LGPLAN©, simulando días típicos de cada mes del año. El estudio evalúa el impacto de implementar costos marginales locacionales temporales (TLMP) sobre los ingresos netos de los participantes del mercado, con énfasis en centrales térmicas y sistemas de almacenamiento con diferentes restricciones operativas. Los resultados muestran que el esquema TLMP genera impactos diferenciados según la tecnología. Particularmente, las centrales con bajas tasas de rampa y los sistemas de almacenamiento de corta duración (4h) presentan disminuciones significativas en sus ingresos netos respecto al esquema LMP tradicional, mientras que los sistemas de mayor duración (12h) tienden a beneficiarse. Estos efectos se mantienen a lo largo del año, con variaciones influenciadas por la estacionalidad y las necesidades de flexibilidad del sistema. El análisis demuestra la relevancia de las restricciones de rampa y del estado de carga en la formación de precios bajo TLMP, subrayando la importancia de considerar la flexibilidad operativa en el diseño tarifario futuro.
Análisis costo-beneficio por la aplicación de una norma de medición de número partículas de vehículos diésel en Chile
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-07) Rodríguez Quinteros, Andrés; Blanco, Estela; Departamento de Ingeniería Mecánica; Osses Alvarado, Mauricio
Este trabajo analiza la viabilidad económica y técnica de implementar una norma para la medición del número de partículas en vehículos diésel en Chile. El objetivo principal es realizar un análisis costo-beneficio considerando la experiencia internacional, la reducción de material particulado (MP2,5) y sus impactos en la mejora en salud pública. El estudio incluye una evaluación de costos asociados a la adquisición y mantenimiento de equipos de medición, y beneficios derivados de la reducción de efectos asociados a morbilidad y mortalidad. A través de simulaciones y modelos matemáticos, se proyecta la efectividad de esta norma, destacando que su implementación puede mejorar significativamente la calidad del aire, reduciendo costos en salud y pérdida laboral en un horizonte de análisis de 10 años. Los resultados respaldan la adopción de este enfoque como una medida clave para garantizar sostenibilidad y bienestar social, estableciendo la diferencia entre los beneficios relacionados a la adopción de la medida versus el escenario sin norma aplicada.
Análisis de estados ligados en el continuo y propiedades de transporte en un sistema Fabry-Pérot compuesto por una homoestructura de grafeno
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026) Diethelm Galleguillos, Johann; Orellana Dinamarca, Pedro Alejandro; Departamento de Física; Rosales Ahumada, Luis Esteban
El grafeno, teóricamente descrito por Philip R. Wallace y aislado experimentalmente por Andre Geim & Konstantin Novoselov, presenta un interés creciente en nanoelectrónica por sus propiedades de transporte. En este trabajo se estudian las propiedades electrónicas y de transporte de nanocintas de grafeno y de una homoestructura tipo Fabry–Pérot compuesta por dos flakes superiores acoplados a una cinta inferior con la misma terminación, con el objetivo de analizar la posible aparición de estados ligados en el continuo (BICs). Empleamos un formalismo de funciones de Green y la formulación de Fisher–Lee junto con técnicas numéricas para calcular densidad de estados y transmitancia a temperatura cero. Los resultados muestran que la posibilidad de confinamiento depende fuertemente de la geometría: el confinamiento máximo observado se manifiesta como cuasi-BICs cuya existencia y ancho energético están controlados por el largo de los flakes superiores y el corrimiento inducido por zonas bilayer En condiciones realistas, BICs “puros” aparecen como soluciones accidentales derivadas de la interacción entre el desplazamiento de estados bilayer y la resonancia Fabry–Pérot, lo que sugiere rutas de diseño para estructuras que preserven el mecanismo de confinamiento analizando la mezcla entre estas dos fenomenologías.
Análisis de la sensibilidad de la planificación energética 2023-2027 del SEN ante la incorporación de un modelo de transmisión más detallado y sus efectos sobre las decisiones de inversión en almacenamiento y sobre las zonas elegidas como polos de desarrollo
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-07) Henríquez Vergara, Cristian Alberto; Toro Ortiz, Carlos; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Valdivia Lefort, Patricio
La planificación energética a largo plazo (PELP) del SEN actualmente utiliza un modelo de transmisión simplificado a flujos de transporte, por lo que es de interés identificar diferencias que esto ocasione en la planificación. Se realiza un modelo de la PELP preliminar 2023-2027, escenario Carbono Neutralidad en Plexos cuya metodología considera la carga de la solución de la PELP con tal de reducir tiempos de simulación y evaluar con bajo MIPgap las soluciones, utilizándose la base de datos del Coordinador para la PET Diagnostico 2022 como base para levantar el modelo, llevando la expansión en generación y almacenamiento que resulte por las diferencias del modelo a cero. Sin estas correcciones, los modelos de la PELP y la PET pueden diferir drásticamente, por lo que se levanta múltiples mejoras plausibles tanto para los escenarios de la PELP como de la PET. Tras validar el modelo con una diferencia en generación anual de -0,8% con respecto a resultados de generación de la PELP, se realiza la determinación de líneas de transmisión equivalentes a la solución de transmisión de la PELP que permite identificar efectos por realizas flujos DC y de transporte para distintos modelos de pérdidas que pueden impactar la solución. Se destaca que el uso de líneas de transmisión con flujos de transporte permiten reducir tiempos de simulación significativamente y que el uso de flujos de transporte con pérdidas localizadas no mostraron diferencias significativas con respecto a los resultados del modelo con flujos DC en los escenarios analizados, lo que requiere atención a posibles congestiones angulares que se recomienda profundizar. Por otro lado, las mayores diferencias se hallan al realizar flujos de transporte con pérdidas no localizadas, el cual es más rápido de simular que un flujos DC o de transporte con pérdidas localizadas. Por lo anterior, se halla que los modelos de transmisión y pérdidas evaluados no repercuten significativamente las decisiones de inversión en ESS y en generación en los escenarios evaluados, lo que afecta los Polos de Desarrollo, sin embargo, diferencias en generación anual por S/E halladas entre los modelos indican que, por el hecho de que se haya cargado una solución directamente sin optimizarse, puede existir una reducción de las diferencias entre escenarios, por lo que es algo que se puede profundizar aún más ya que podría repercutir en las proyecciones. Sin perjuicio de lo anterior, la solución se recomienda validar con flujos AC, lo que se explica en antecedentes. Posteriormente y con un modelo de la PELP simplificado, se simula el mismo problema pero en Julia con flujos de formulación MISOCP, los cuales son una relajación de el modelo de flujos AC más exacta que realizar flujos DC. El enfoque del estudio, junto a identificar la robustez de la solución y los tiempos de simulación, mostró que la optimización del modelo MISOCP no logra hallar soluciones enteras en un tiempo inferior a aprox. 200 veces el tiempo de simulación con formulación DC, menos aún a un MIPgap de 0,5% que respalde la calidad de la solución (en base a pruebas realizadas con flujos DC), lo cual por ende dificulta su aplicación en un problema de planificación de cooptimización y por ello en la PELP.
Análisis de las variaciones climáticas del viento y sus aplicaciones en la Ingeniería Civil, utilizando simulaciones de alta resolución (WRF-SAAG) en Chile continental
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-09) Huerta Cancino, Claudio Matías; Sepulveda Contreras, Claudio; Soto Rivas, Karina Andrea; Departamento de Obras Civiles; Lagos Zuñiga, Miguel Angel
El viento constituye una variable climática de relevancia para distintas áreas de la Ingeniería Civil, debido a su influencia sobre el aprovechamiento energético, las solicitaciones estructurales y la generación de oleaje. En este contexto, la presente investigación analiza las variaciones proyectadas del viento sobre Chile continental y el océano Pacífico adyacente bajo condiciones de cambio climático, utilizando simulaciones climáticas regionales WRF-SAAG de alta resolución, y evalúa sus posibles implicancias en aplicaciones de Ingeniería. Se analizaron diferentes componentes del viento a 10 metros de la superficie para un período histórico (2000–2021) y un período futuro (2060–2081) generado mediante el enfoque Pseudo Global Warming bajo el escenario SSP3-7.0. Se caracterizaron las variaciones anuales y estacionales de la rapidez media y máxima, incorporando análisis estadísticos y una evaluación regional de la distribución de los máximos. Posteriormente, los cambios obtenidos se aplicaron al análisis de densidad de potencia eólica, viento extremo para una aplicación estructural basada en la NCh432:2025 y estimación de altura significativa de oleaje mediante una metodología combinada WRF-SPM. Los resultados muestran una respuesta espacialmente heterogénea del viento futuro, con aumentos predominantes en el Norte Grande y Norte Chico, particularmente en sectores cordilleranos, disminuciones hacia las zonas Sur y Austral y variaciones menores en la zona Central. En potencial eólico, este patrón se amplifica debido a la dependencia cúbica con la rapidez, generando aumentos cercanos al 25 % en sectores del norte y disminuciones de hasta un 30 % hacia el sur. En la aplicación estructural, un aumento cercano al 21 % en la velocidad extrema del caso de estudio se tradujo en un incremento aproximado del 46 % de la presión de referencia. En oleaje, las estimaciones mostraron aumentos de la altura significativa principalmente en la zona Norte y disminuciones hacia el sector austral, con variaciones medias entre aproximadamente +0,11 y -0,41 metros entre los nodos analizados. En conjunto, los resultados evidencian que las variaciones futuras del viento pueden generar impactos diferenciados según la región y la aplicación considerada. Las simulaciones WRF-SAAG permiten avanzar desde la caracterización climática de alta resolución hacia la evaluación de variables de interés para la Ingeniería Civil, aportando antecedentes de alta resolución sin precedentes en la región para identificar posibles oportunidades y riesgos asociados al cambio climático, hasta ahora analizados con modelos de menor resolución.
Análisis del impacto de las medidas de ajustes de precios a clientes regulados, considerando PEC y eliminación de tarifa de invierno
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-08) Novoa Arce, Leandro Antonio; Departamento de Electricidad; Rozas Valderrama, Rodrigo Andres
El presente trabajo de memoria tiene por objetivo analizar el impacto de las medidas de ajuste en los precios de la tarifa eléctrica, en particular la incorporación del Precio Estabilizado al Cliente (PEC) y la eliminación de la tarifa de invierno. Este análisis se lleva a cabo mediante una evaluación económica que permite determinar si dichos cambios resultan favorables para los clientes regulados, así como proyectar sus efectos a futuro. Para ello, se realizó un estudio de la normativa vigente asociada a los ajustes tarifarios mencionados. Asimismo, se recopilaron los datos necesarios desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) para construir y simular el monto de la boleta eléctrica, considerando distintas condiciones según nivel de consumo y zona geográfica del cliente regulado. Además, se definieron tres escenarios con distintas variaciones en los cargos asociados al PEC. La herramienta utilizada para las proyecciones fue Microsoft Excel, a través de la función Tendencia, mientras que la emulación automatizada de las boletas eléctricas se desarrolló mediante el lenguaje de programación ‘Visual Basic for Applications’ (VBA). Esta implementación permitió aplicar de forma adecuada las restricciones de la tarifa de invierno, asignar precios según zona y consumo, y modelar la variación de los cargos conforme a los escenarios propuestos. Se elaboraron gráficos que muestran la evolución del monto final de la boleta eléctrica proyectado hasta el año 2035, así como también gráficos comparativos entre la condición actual y la condición inicial, y entre los distintos escenarios propuestos en el presente estudio. Finalmente, se concluye que, en promedio, los clientes regulados no se ven favorecidos económicamente por las medidas de ajuste implementadas en la tarifa eléctrica, considerando el comportamiento de consumo condicionado previamente por el desincentivo asociado a la tarifa de invierno. No obstante, bajo la estructura tarifaria actual, los clientes pueden verse beneficiados si incrementan su consumo invernal hasta superar un determinado umbral, a partir del cual el monto final de la boleta resulta inferior al que se habría obtenido bajo la condición anterior. Asimismo, se observó que los escenarios proyectados presentan diferencias marginales respecto del escenario base; sin embargo, estas variaciones podrían tener un impacto significativo para clientes con altos niveles de consumo o pertenecientes a segmentos socioeconómicos vulnerables. Por otra parte, a partir del primer período tarifario del año 2028, se evidencia una reducción considerable en el monto final de la boleta eléctrica, lo que contribuye a mitigar parcialmente las alzas acumuladas por los clientes regulados durante los años previos.
Análisis del uso de derechos financieros de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional considerando bloques horarios solares
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-03-26) García Salinas, Nicolás Ignacio; Araneda Tapia, Juan Carlos; Gacitúa Rocha, Leonardo Esteban; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Rozas Valderrama, Rodrigo Andrés
El acelerado proceso de transición energética y la masiva inserción de generación fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) han acentuado las restricciones de transmisión, generando frecuentes desacoples de precios nodales. Para mitigar este riesgo, la presente Memoria de Titulación evalúa la implementación y el desempeño económico de un mercado de Derechos Financieros de Transmisión (DFT) en el contexto chileno. La metodología propuesta contempla una simulación de la operación del sistema proyectada al año 2030, incorporando la futura línea HVDC Kimal-Lo Aguirre bajo una lógica de un mercado basado en ofertas. A partir de estos resultados, se formula e implementa un modelo de subasta para la adjudicación de DFT, evaluado bajo tres escenarios temporales: un mercado de 24 horas y uno segmentado en bloques diurno y nocturno. Los resultados demuestran que la estructuración del mercado en bloques de 24 horas enmascara el comportamiento real de la red, presentando una rentabilidad de cobertura del 84,8% y un 9,4% de sobrepago. Al segmentar el análisis, es posible aislar y contrastar las dinámicas operativas de ambos periodos: mientras el bloque diurno presenta diferenciales de precios más planos que desincentivan la participación (evidenciado en una rentabilidad de solo 37,6% y un alto sobrepago del 38,3%), durante el bloque nocturno el despacho de unidades térmicas eleva los costos marginales y expone los cuellos de botella estructurales. Es en este último periodo donde los DFT cumplen a cabalidad su función, otorgando un blindaje financiero altamente efectivo al registrar una rentabilidad del 91,5% y un sobrepago mínimo del 6,6%. Esta asimetría se fundamenta en que el 75,3% del ingreso tarifario es recaudado durante el bloque nocturno, lo que consolida la señal de localización y captura el valor económico de la separación geográfica en el sistema. La mitigación de esta incertidumbre financiera permite a los generadores reducir las primas de riesgo por congestión en sus estructuras de costos. Esta certidumbre fomenta(...).
Análisis técnico-económico del impacto de los sistemas de almacenamiento de energía en los servicios complementarios y la potencia de suficiencia
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025) Moreno Soza, Valentín; Cárdenas, Alfredo; Departamento de Electricidad; Valdivia Lefort, Patricio; Barrueto Guzman, Aldo
La mancomunión de los esfuerzos de diferentes organizaciones mundiales para mitigar los efectos del calentamiento global ha encontrado en el alto volumen de las emisiones de CO2, un problema que debe ser solventado, especialmente en las industrías que registran un mayor volumen de emisiones, como la energética; esto ha desembocado en un auge de los Sistemas de Almacenamiento de Energía, señalados como una tecnología central en la transición energética a la carbono neutralidad, debido a su capacidad de almacenar la energía en un determinado momento para luego ser inyectarla. Otra tecnología de vital importancia para la transición energética son las tecnologías de generación de energía eléctrica mediante fuentes renovables no convencionales, las que ya han demostrado poder contribuir a la reducción de las emisiones en comparación con las tecnologías de generación cuyos insumos son combustibles fósiles; sin embargo, también han complicado la mantención de los estándares de seguridad y calidad del suministro de energía eléctrica causado por la alta variabilidad del insumo del cuál se sirven las tecnologías renovables. En consecuencia, se ha visualizado en la capacidad de carga y descarga de los Sistemas de Almacenamiento de Energía, la posibilidad de complementar y solventar el defecto de la intermitecnia de las centrales de generación renovables no convencionales. Las empresas interesadas en estudiar la implementación de estos proyectos han encontrado en la normativa chilena existente un marco legal definido que faculta el estudio de la viabilidad de los Sistemas de Almacenamiento de Energía en el mercado eléctrico de Chile. En consecuencia, es posible estudiar su desempeño no solo en el mercado mayorista de energía, sino que también se puede extender su modelo de negocio hasta el mercado de servicios complementarios y potencia de suficiencia, mercados fundamentales para garantizar la seguridad y calidad del servicio eléctrico y principalmente dominados por las tecnologías convencionales. En el presente trabajo se evaluaron técnicamente 18 Sistemas de Almacenamiento de Energía diferentes, para luego visualizar el desempeño económico de los 6 artefactos que resultaron mejor evaluados en la etapa previa y así poder dilucidar la viabilidad de estos proyectos en Chile mediante una proyección de ingresos(...).
Análisis y propuesta de mejoras en el funcionamiento del sistema de transporte de sales fundidas de una planta de Concentración Solar de Potencia
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-03) Lira Egaña, Lukas Moisés; Osses Alvarado, Mauricio; Departamento de Ingeniería Mecánica; Roth Kliem, Miriam
El trabajo se desarrolla en una planta de CSP de torre que utiliza sales fundidas como fluido térmico para el transporte y almacenamiento de energía. En este contexto, la operación del sistema de bombeo presenta incertidumbre debido a la ausencia de mediciones confiables de presión y, en general, a la limitada instrumentación disponible. Actualmente, el análisis del sistema de transporte se basa casi por completo en los datos operacionales registrados en el DCS/SCADA. Sin embargo, no existe todavía un modelo validado que permita, a partir de esa información, estimar de forma consistente su comportamiento hidráulico y térmico, lo cual dificulta la cuantificación de ineficiencias y la identificación de oportunidades de mejora. El objetivo general es proponer mejoras para un funcionamiento eficiente del sistema de bombeo, a partir de la caracterización termohidráulica del circuito. La metodología combina el levantamiento detallado del sistema de tuberías y componentes del sistema (P&ID, planos isométricos y hojas de datos) con el desarrollo de modelos hidráulicos y térmicos en MATLAB. El modelo hidráulico representa la curva de sistema desde la descarga de las bombas hasta el tanque de salida del receptor, mientras que el modelo térmico estima las pérdidas de calor y la demanda de traceado eléctrico a lo largo de las líneas. Ambos modelos se comparan con información de diseño y datos operacionales reales para configuraciones de dos y tres bombas en paralelo, lo que permite evaluar indicadores como el consumo específico de energía. Los resultados indican que la carga del sistema está fuertemente condicionada por la altura geométrica de la torre y por el receptor solar, observándose un ajuste cuantitativo consistente entre el modelo y la curva de diseño, con errores del orden de 1-3%. El análisis del consumo específico de energía permite identificar rangos de operación más convenientes: en torno a 2300-2500 m³/h para el régimen con dos bombas, con reducciones del Consumo Específico de Energía cercanas a 5,4%, y alrededor de 2600-2800 m³/h para la operación con tres bombas, con disminuciones del orden de 7,5%. Estos resultados muestran que existe un margen relevante de mejora al orientar la estrategia de operación hacia dichos rangos de caudal y al optimizar la lógica de encendido del traceado eléctrico en función de la temperatura de las líneas, de modo que se resguardan en todo momento los requisitos de seguridad frente a la solidificación.
Análisis y propuestas de medidas de eficiencia energética para empresa de acuicultura en el marco de la implementación de un sistema de gestión energética basada en la Norma ISO 50001
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-01) León Otárola, Martín Andrés; Labra Avendaño, Cristóbal Labra; Departamento de Ingeniería Mecánica; Osses Alvarado, Mauricio
El presente trabajo de titulación tiene como objetivo principal evaluar medidas de eficiencia energética en una empresa dedicada a la acuicultura, en el marco de la implementación de un Sistema de Gestión de Energía (SGE) basado en la norma ISO 50.001. Esto debido al contexto energético en el cual se encuentra actualmente la organización, catalogados como consumidores con capacidad de gestión de energía (CCGE) debido a la Ley de Eficiencia Energética 21.305 de Chile, la cual obliga a este tipo de empresas a reportar y gestionar su consumo mediante sistemas certificados. Dentro de los alcances de esta memoria se desarrollan algunos puntos de la norma, que son los que responden a los objetivos específicos propuestos, los cuales son el desarrollo de la revisión energética, línea base energética, indicadores de desempeño energético, objetivos, metas energéticas y planificación para lograrlos y finalmente el seguimiento, medición, análisis y evaluación del desempeño energético del SGE. En la primera parte del desarrollo del trabajo, se realizó una revisión energética que permitió levantar información clave sobre los consumos, procesos y usos significativos de energía (USE) en las tres plantas productivas de la organización ubicadas en Pargua, Castro y Ercilla. Durante esta etapa, se determinaron las fuentes de energía utilizadas, entre las cuales destacan GLP, electricidad, diésel y combustibles alternativos líquidos (CAL). Se identificaron los usos finales de energía y se cuantificó la energía que consume cada uno de estos. Posteriormente, se desarrollaron indicadores de desempeño energético (IDE) y una línea base energética (LBE) que permiten medir y comparar el desempeño energético a lo largo del tiempo, y cuantificar las mejoras derivadas de la implementación de las medidas de eficiencia energética propuestas. Para la validación de estos modelos, se utilizaron herramientas estadísticas como el coeficiente de determinación (R²) y pruebas de significancia.(...)
Caracterización de fallos térmicos y eléctricos en transformadores de potencia mediante técnicas de espectrofotometría en el rango espectral de luz visible
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-06-24) Olivares Rojas, Lorena Beatriz; Vivas, Leonardo Alfredo; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Ardila Rey, Jorge Alfredo
Este trabajo de título aborda la caracterización de fallos térmicos y eléctricos en transformadores de potencia mediante el análisis del aceite mineral utilizando técnicas de espectrofotometría en el rango visible. Se prepararon muestras representativas con distintos tipos de fallas y se evaluaron los cambios físico-químicos inducidos por cada una. El espectrofotómetro permitió registrar curvas de absorbancia en el rango de 380 a 780 nm, revelando diferencias visuales y espectrales entre fallas térmicas, eléctricas y aceites de referencia. Sobre dichas curvas, se extrajeron variables estadísticas para la realización de análisis de componentes principales (PCA) con el propósito de explorar patrones y separabilidad entre grupos. Posteriormente, se aplicó los modelos de clustering probabilístico (GMM) y K-Means para identificar agrupamientos naturales entre muestras y comparar la clasificación obtenida con los métodos tradicionales. Los resultados muestran que la espectrofotometría tiene potencial para complementar las técnicas actuales de diagnóstico, permitiendo una primera aproximación no invasiva y de bajo costo para detectar y distinguir fallas en transformadores.
Caracterización del desempeño de módulos fotovoltaicos bifaciales bajo condiciones de irradiancia no homogénea en entornos desérticos de alta radiación
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-04-10) Vera Poblete, Martín Andrés; Cavieres, Robinson; Cárdenas, Carlos; Arias, Valentina; Departamento de Ingeniería Mecánica; Osses Alvarado, Mauricio
Los sistemas fotovoltaicos han experimentado un crecimiento sostenido durante la última década, destacando los módulos bifaciales debido a la reducción de los costos de fabricación y a su mayor capacidad de captación energética. Sin embargo, esta tecnología introduce desafíos operacionales asociados a la no homogeneidad espacial de la irradiancia trasera, fenómeno que puede generar mismatch eléctrico entre celdas, pérdidas de desempeño e incluso la aparición de hotspots. Estas problemáticas se intensifican en entornos de alta radiación solar, donde los módulos operan bajo condiciones térmicas y radiativas más exigentes. Con el objetivo de caracterizar el impacto de la irradiancia no homogénea en módulos fotovoltaicos bifaciales ubicados en entornos desérticos de alta radiación, en este trabajo se desarrolla un modelo acoplado óptico–eléctrico–térmico (O–E–T). El modelo es validado mediante datos experimentales obtenidos en la Planta Solar del Desierto de Atacama, que cuenta con un sistema bifacial compuesto por tres tecnologías distintas: una tecnología convencional y dos configuraciones half-cell. El sistema de estudio corresponde a un arreglo bifacial compuesto por 24 módulos fotovoltaicos bifaciales, con una potencia nominal total de 9467.5 [W]. Los módulos se encuentran instalados en configuración 2 up-landscape con una inclinación de 20°. Dado el carácter localizado de la no homogeneidad, el modelo O–E–T se implementa mediante una discretización a nivel de celda fotovoltaica, lo que permite representar explícitamente la variabilidad espacial de la irradiancia y la temperatura a lo largo del módulo. La componente óptica se modela mediante(...).
Clasificación automatizada de fallas en módulos fotovoltaicos mediante análisis de curvas I-V
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-03) Smith Romero, Víctor Scott; Barraza Vicencio, Rodrigo; Departamento de Ingeniería Mecánica; Estay Barrientos, Danilo Alejandro
Esta memoria presenta el desarrollo de una metodología automatizada para la clasificación de fallas en módulos fotovoltaicos monofaciales, mediante el análisis de sus curvas corriente-tensión (I-V). Las curvas fueron obtenidas a partir de ensayos realizados en el simulador solar “Temperature Controlled Laboratory Flasher” (TCLF), bajo condiciones controladas, y posteriormente sometidas a un procesamiento computacional basado en técnicas de inteligencia artificial y visión por computador. El enfoque metodológico consistió en transformar las curvas I-V en imágenes mediante el uso de Gramian Angular Difference Fields (GADF), permitiendo capturar información estructural completa de la curva. Se construyó una base de datos de 75 curvas, incluyendo tanto módulos en buen estado como defectuosos. Se desarrollaron dos modelos de clasificación: uno basado en análisis de porcentaje de color en sectores clave de la imagen, y otro empleando redes neuronales convolucionales (CNN) entrenadas sobre imágenes GADF etiquetadas. La metodología permitió identificar con alta precisión distintas fallas representativas, tales como degradación por resistencia serie o paralelo, cortocircuito, sombreado parcial y errores de medición. Se alcanzaron precisiones superiores al 99% en la clasificación de fallas con la CNN entrenada, y se implementó un sistema de generación automatizada de reportes individuales por módulo, consolidando resultados cuantitativos y visuales. Se concluye que el uso combinado de transformaciones GADF y aprendizaje profundo permite implementar un sistema confiable, rápido y escalable para el diagnóstico de módulos fotovoltaicos, lo que representa un aporte significativo al mantenimiento predictivo en plantas solares.
Control de máquina sincrónica virtual para sistemas de conversión de energía eólica basados en máquinas de inducción doblemente alimentadas
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-08-01) Mora Núñez, Fabián Ignacio; Sánchez Squella, Antonio; Barrueto Guzmán, Aldo; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Rengifo Santana, Johnny Wladimir
El crecimiento sostenido de las energías renovables ha implicado el reemplazo progresivo de la generación convencional, lo que conlleva una reducción significativa de la inercia rotacional presente en los sistemas eléctricos, afectando la capacidad de amortiguar perturbaciones en la red. En este contexto, se incrementa la necesidad de estrategias de control que permitan mantener la estabilidad del sistema ante eventos dinámicos. Esta memoria aborda el diseño, implementación y evaluación de un esquema de control de tipo grid forming (GFM, por sus siglas en inglés), basado en el concepto de máquina sincrónica virtual (VSM, por sus siglas en inglés Virtual Synchronous Machine), aplicado a una turbina eólica de velocidad variable con generador de inducción doblemente alimentado (DFIG, por Doubly Fed Induction Generator). La solución propuesta se basa en un modelo de control detallado que integra lazos predictivos de par (P-DTC, por sus siglas en inglés Predictive Direct Torque Control), el cual se acopla al esquema VSM mediante la referencia de par electromagnético que se construye a partir de este esquema de control propuesto. El modelo emula la dinámica inercial de una máquina sincrónica a través de una ecuación de oscilación virtual, que además incorpora un sistema de reserva de potencia habilitado mediante un control por estatismo. Dicha reserva se genera al operar el sistema bajo un esquema de seguimiento de punto de referencia de potencia (RPPT, por sus siglas en inglés Reference Power Point Tracking). De forma complementaria, se implementa un lazo de control predictivo de potencia (P-DPC, por sus siglas en inglés Predictive Direct Power Control) en el inversor del lado de la red, considerando un filtro LCL. Mediante simulaciones en escenarios con perturbaciones escalonadas en la demanda y un perfil de viento variable, se demuestra que el esquema GFM propuesto mejora sustancialmente la respuesta dinámica del sistema, logrando reducir la severidad de la caída de frecuencia y la tasa de cambio de frecuencia (ROCOF, por sus siglas en inglés Rate of Change of Frequency), en comparación con un esquema convencional grid following (GFL, por sus siglas en inglés). Además, se cuantifica el efecto de distintos niveles de inercia virtual, evidenciando mejoras en estabilidad a costa de una respuesta más lenta, producto del efecto amortiguador inducido. Finalmente, se discuten las limitaciones operativas del modelo propuesto ante eventos severos y se plantean futuras líneas de investigación orientadas a ajustar dinámicamente los parámetros del control, como la inercia virtual, según las condiciones operativas del sistema.
Control MPPT de paneles fotovoltaicos utilizando mini-inversor fuente de corriente
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-08-12) San Martín Amador, Miguel Angel; Departamento de Electricidad; Valdivia Lefort, Patricio; Sánchez Squella, Antonio
La presente memoria de titulo tiene el objetivo principal de estudiar el comportamiento y proponer un esquema de operación óptimo de paneles fotovoltaicos mediante la utilización de un mini-inversor fuente de corriente y control MPPT. Para lograr un tamaño adecuado del inversor se propone conmutaciones de alta frecuencia, la cual reduce el tamaño de los componentes necesarios, así como un método de modulación de manera analógica para lograr esta conmutación a alta frecuencia de manera sencilla. La simulación del sistema se llevó a cabo en el programa MATLAB SIMULINK en conjunto de PLECS Blockset. Además se realizó el diseño y montaje del circuito de modulación analógica, el cual fue satisfactorio, logrando generar los pulsos de disparo necesarios para el funcionamiento de un CSI. Como conclusión se logró llegar a un esquema de operación el cual cumple los requerimientos de diseño propuestos (control y alta frecuencia), el cual en trabajos próximos podría ser implementado.
Desarrollo de un pack de baterías de baja capacidad y alta potencia para vehículos eléctricos con pila combustible
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025) Véliz Tello, Cristóbal Luis; Morales Flores, Felipe; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Sánchez Squella, Antonio
Este proyecto se centra en el desarrollo de un pack de baterías de litio de alta potencia y baja capacidad energética para vehículos eléctricos con pila de combustible (FCEV). La motivación surge de la necesidad de avanzar hacia una movilidad más limpia y eficiente, en línea con las políticas chilenas de electromovilidad. En los FCEV, la batería cumple un rol complementario a la pila de combustible, entregando potencia instantánea en aceleraciones, recuperando energía en frenado regenerativo y estabilizando el sistema eléctrico. El estudio se estructura mediante una metodología secuencial, comenzando con el análisis del estado del arte sobre tecnologías de baterías, métodos de simulación, estrategias de gestión térmica y sistemas de protección para garantizar una operación eficiente y segura. A partir de este análisis, se definió el uso de celdas EVE-INR21700/40P. Antes de abordar el diseño completo del pack de baterías, resulta conveniente desarrollar primero un módulo de baterías con 6 celdas en series y 2 en paralelo, ya que este permite estudiar el comportamiento eléctrico y térmico a menor escala, validar las estrategias de control y gestión, y asegurar la viabilidad del diseño antes de su implementación en el conjunto total del vehículo. Para la gestión del módulo, y con el fin de asegurar una operación segura y un adecuado balanceo entre celdas, se selecciona un Sistema de Gestión de Baterías (BMS) pasivo por razones de factibilidad económica. Este sistema realiza el monitoreo de tensión y temperatura por celda, además del balanceo pasivo. La estimación del estado de carga (SOC) se implementó mediante un método híbrido que combina el conteo de carga y la curva de tensión de circuito abierto (OCV) y SOC de forma independiente al BMS. Aun así, el BMS cumple un rol fundamental en la protección del sistema, garantizando la seguridad del módulo frente a condiciones de sobrecarga, sobredescarga o sobretemperatura. En cuanto a la gestión térmica, se estudiaron tres estrategias, convección natural, ventilación forzada y refrigeración líquida. Si bien la última representa la solución más eficiente para FCEV, los ensayos experimentales se limitaron a las dos primeras debido a restricciones prácticas de laboratorio(...).
Desarrollo de un sistema de gestión de energía trifásico considerando modelos de carga de procesos productivos de pequeña escala para microrredes aisladas abordando los desbalances de fase
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-08-04) Bustamante Henríquez, Daniel Alfonso; Valencia Arroyave, Felipe; Departamento de Ingeniería Eléctrica; Espín Sarzosa, Danny Alexander
Las microrredes (MGs, del inglés Microgrid) aisladas se han consolidado como una solución clave para suministrar energía en zonas remotas o sin acceso al sistema eléctrico convencional. En este contexto, los sistemas de gestión de energía (EMSs, del inglés Energy Management System) desempeñan un rol fundamental al coordinar la operación de recursos distribuidos para garantizar un suministro eficiente, seguro y económico. Sin embargo, los EMSs enfrentan limitaciones al modelar MGs trifásicas desbalanceadas, especialmente cuando existe alta penetración de cargas y generación monofásicas, y cuando se incorporan procesos productivos de pequeña escala (SPPs, del inglés Small Productive Processes) cuya demanda depende de la tensión. Ante estos desafíos, se propone un EMS AC trifásico desbalanceado y formulado convexamente (C-TFEMS), que representa con mayor precisión el sistema eléctrico al integrar modelos de carga dependiente de la tensión y restricciones convexas. Para validar el modelo C-TFEMS propuesto en términos técnicos, económicos y computacionales, se desarrollan dos versiones simplificadas: una trifásica sin mutuas (C-TFEMS-NM) y una monofásica (C-MFEMS), permitiendo compararlo con formulaciones de menor complejidad. Además, se analiza su desempeño bajo tres escenarios de generación renovable: ideal, nubosidad suave e intensa. Como referencia, se implementa una versión lineal (L-TFEMS) y sus equivalentes L-TFEMS-NM y L-MFEMS, que permiten contrastar los beneficios del enfoque convexo. Las pruebas se realizan sobre una MG aislada basada en el sistema IEEE de 37 nodos, con un SPP de secado solar. Los resultados muestran que, aunque el modelo C-TFEMS requiere mayores tiempos de solución (siempre bajo 2 minutos por ejecución), ofrece una representación técnica más precisa. Es el único modelo que reproduce la dispersión realista de tensiones trifásicas (mínimos de 0,900 [pu] y desviaciones de hasta 0,049 [pu]), frente a modelos lineales con tensiones suavizadas cercanas a 1,000 [pu] y desviaciones menores a 0,014 [pu]. Esto permite estimar con mayor realismo la demanda efectiva de los SPPs, registrando errores relativos promedio entre 21–26 [%], frente a errores inferiores al 2 [%] en modelos lineales. Además, presenta un comportamiento más coherente ante condiciones complejas de red, superando a sus versiones simplificadas (C-TFEMS-NM, C-MFEMS) y lineales (L-TFEMS, L-TFEMS-NM, L-MFEMS). Bajo nubosidad, los modelos C-TFEMS y L-TFEMS captan el aumento de costos operacionales (de 11.214 a 18.538 [USD]), pero sólo el C-TFEMS refleja el impacto eléctrico asociado, con un aumento en la dispersión de tensiones (de 0,040 a 0,058 [pu]), mientras que L-TFEMS mantiene valores casi constantes, reafirmando la fidelidad del modelo ante escenarios de alta variabilidad renovable.
Determinación de la relación entre la robustez del SEN y los valores del índice ESCR para su implementación en Chile en el contexto de descarbonización de la matriz energética
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2025-08-11) Aparicio Espinoza, Camila Antonia; Rozas Valderrama, Rodrigo Andrés; Departamento de Electricidad; Álvarez Malebrán, Ricardo Javier
En esta memoria se evalúa la idoneidad técnica de los umbrales del índice Equivalent Short Circuit Ratio (ESCR) aplicados en Chile como herramienta para medir la robustez del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), en el contexto de su transición hacia una matriz energética descarbonizada y con alta penetración de recursos basados en inversores (IBR). Se describe el marco teórico relacionado con la estabilidad eléctrica, la influencia de los IBR en la robustez del sistema, y se analizan distintas metodologías para evaluar el nivel de cortocircuito. La evaluación se realiza a través de simulaciones RMS en DIgSILENT PowerFactory bajo diversos escenarios operacionales. Los resultados muestran que, si bien valores de ESCR menores a 1.5 generan mayores sobretensiones transitorias, no se detectan incumplimientos críticos de estabilidad ni colapsos de tensión. Se concluye que el umbral convencional de ESCR mayor a 1,5 podría ser flexibilizado bajo ciertas condiciones, especialmente considerando configuraciones con bajos despachos de IBR. Finalmente, se propone avanzar hacia la estandarización normativa del uso del índice ESCR, complementando su estandarización con simulaciones EMT para una caracterización más precisa.
Diagnóstico y propuestas de mitigación para comportamientos vibracionales atípicos mediante monitoreo del espacio de frecuencias del sistema turbina-generador en Central Hidroeléctrica Aconcagua
(Universidad Técnica Federico Santa María, 2026-03) Camacho Venegas, Catalina Annaiss Del Carmen; Nuñez Segovia, Jaime Humberto; Departamento de Ingeniería Mecánica; Arrué Cornejo, Patricio Andres
El presente trabajo de título aborda el análisis del comportamiento dinámico y la caracterización de la firma vibracional en las unidades generadoras Juncal y Blanco, las cuales conforman la Central Aconcagua del Complejo Hidroeléctrico Aconcagua de Colbún, situado en la comuna de San Esteban. La investigación surge a partir de los hitos de mantenimiento críticos ocurridos durante el segundo semestre de 2025, centrados en el cambio de rodete de ambas unidades tipo Pelton vertical. Un aspecto determinante de este estudio es que la unidad Juncal experimentó una modificación en su diseño original al reemplazar su rodete de 20 cangilones por uno de 21 cangilones (geometría impar), mientras que la unidad Blanco mantuvo la configuración estándar de 22 cangilones (geometría par). Tras la puesta en marcha, se detectaron ruidos anómalos y variaciones en los niveles de vibración basales en la unidad Juncal, lo que motivó la necesidad de un diagnóstico técnico basado en el monitoreo de condición. El estudio se basó en un monitoreo continuo y recolección de datos a lo largo del semestre, aprovechando las variaciones naturales en la configuración de inyectores (2, 3, 4 y 6 en funcionamiento) impuestas por la disponibilidad de caudal de los ríos Juncal y Blanco. Esta estrategia permitió obtener una base de datos representativa de diversos escenarios operativos sin la necesidad de interrumpir la operación comercial para pruebas exclusivas. La instrumentación utilizada consistió en un sistema dual: sondas de proximidad para medir la vibración relativa del eje y acelerómetros para la medición de la velocidad vibratoria absoluta (mm/s) en los descansos estructurales. Esta disposición permitió evaluar el comportamiento del conjunto rotatorio en sus tres puntos de apoyo críticos: guía superior e inferior del generador y guía turbina. Para el monitoreo y adquisición de datos de vibraciones, se utiliza el software Compass 6000^TM (Brüel & Kjær Vibro, 2016, v.6.16, Alemania), específicamente la versión de estación de trabajo 3.6.49004 (Type 7123). El análisis espectral se centró en la (...).