Ingeniero Civil / Diversos estudios que hacen referencia al conocido efecto de cambio climático, indican que el aumento de las concentraciones de gases de efecto invernadero producto de actividades humanas, implicará aumentos en las temperaturas y disminuciones de las precipitaciones, impactando negativamente la disponibilidad del preciado recurso hídrico. El presente trabajo de título consiste en desarrollar un análisis de tendencias de mediano plazo de las precipitaciones, caudales de escorrentía y volúmenes de escorrentía de deshielo de la zona central de Chile, comprendida entre los Valles del Huasco y del Biobío, que permita estimar la oferta del recurso hídrico y sirva como antecedente para la toma de decisiones de mediano plazo en proyectos de ingeniería civil (20 a 30 años). Este análisis busca determinar la existencia (o no) de tendencias persistentes o ciclos en las series históricas de las variables de estudio, en aquellas cuencas nivo-pluviales que presenten control fluviométrico por parte de la Dirección General de Aguas. Se han excluido las cuencas costeras, ya que éstas poseen pocas estaciones de medición y no presentan suficientes registros. Los estadísticos utilizados en el análisis corresponden a curvas dobles acumuladas y medias móviles de períodos de 7 años. Los resultados de los análisis de tendencias realizados, evidenciaron, para la zona comprendida entre los valles del Huasco y del Choapa, una disminución en la magnitud de las precipitaciones totales anuales, la cual varía entre un 11% para el valle del Limarí y hasta un 55% en el Valle del Huasco. Además, los caudales medios han disminuido entre un 30% y un 40% para todo el sector, junto a una manifestación más temprana del período de deshielo. Por su parte, los valles del Aconcagua, Maipo y Rapel han sufrido una disminución de precipitaciones que bordea el 25%, mientras que los caudales han disminuido entre un 5% y un 20%. No se observan tendencias persistentes a un adelantamiento de los caudales en el período de deshielo. Finalmente, los valles del Maule y Biobío no presentan variaciones significativas en cuanto a los regímenes de precipitaciones y de escorrentía, y no se observan tendencias de adelantamiento de caudales en el período de deshielo.

On September 16, 2015, a Mw 8.3 earthquake struck offshore of the north-central Chile coast with a fault-rupture length of approximately 150 km. The earthquake triggered a tsunami that impacted 500 km of coastline from Huasco (28.5°S) to San Antonio (33.5°S), registering as much as 4.5 m on the tide gauge at Coquimbo (30.0°S) with run-up heights >10 m at a few exposed locations between Limarí (30.7°S) and Coquimbo. The tsunami provided an invaluable opportunity to examine the nature of tsunami deposit evidence in a semi-arid, siliciclastic environment, where settings suitable for the preservation of tsunami sedimentation are scarce, thereby improving our ability to identify such evidence in the geologic record. Using before-and-after-tsunami satellite imagery and post-tsunami coastal surveys, we targeted one of the few low-energy depositional terrestrial environments in the tsunami-affected area that had a high potential to preserve the 2015 tsunami deposit and older events: the Pachingo marsh in Tongoy Bay (30.3°S). We employed field and laboratory methods to document the 2015 tsunami deposit and discovered sedimentological evidence of previous tsunami inundation of the site. The 2015 tsunami deposit and an older sand bed ~10 cm lower in the stratigraphy exhibit similar sedimentological characteristics. Both sand beds are composed of poorly to moderately sorted, gray-brown, fine- to medium-grained sand and are distinct from underlying and overlying organic-rich silty sediments. The sand beds are thinner (from ~20 cm to <1 cm) and finer (from medium- to fine-grained sand) at more inland locations, and fine upward. However, the older sand bed extends over 150 m farther inland than the 2015 tsunami deposit. To explore the differences in the offshore ruptures that generated the tsunamis that deposited each sand bed, we employed an inverse sediment transport model (TSUFLIND). Our field survey, sedimentological data, and modeling results infer that the older sand bed preserved at the Pachingo marsh field site was produced by a larger tsunami than the 2015 tsunami. Anthropogenic evidence (copper smelter waste) along with Cs137 and Pb210 dating constrains the magnitude and age of the older sand bed to the last 130 years. Based on historical analysis of recent tsunamis that impacted the Pachingo marsh region, we infer a widespread tsunami in 1922 is the best candidate for depositing the older sand bed at our site, providing first geologic evidence of pre-2015 tsunami inundation along the north-central Chile coast. / Master of Science / On September 16, 2015 a segment of the Chilean subduction zone ruptured off the coast of north-central Chile producing a magnitude 8.3 earthquake. The earthquake created a tsunami that impacted 500 km of coastline and created waves measuring 4.5 m on the tide gauge at Coquimbo (30.0°S) with waves reaching inland to heights >10 m at a few exposed locations. The 2015 event in north-central Chile provided a unique opportunity to study tsunami deposits in semi-arid, sand-dominated environment where preservation of tsunami deposits within coastal sediments is rare, helping improve our ability to identify this type of evidence in the sedimentary record. Using before-and-after-tsunami satellite imagery and post-tsunami coastal surveys, we targeted a marsh in the tsunami-affected area that was capable of preserving the 2015 tsunami deposit and older events: the Pachingo marsh in Tongoy Bay (30.3°S). We employed field and laboratory methods to document the 2015 tsunami deposit and discovered evidence of previous tsunami overwash at the site within the sediments of the marsh. Our field work observations and sedimentary data revealed that in addition to the 2015 tsunami deposit, the site contained an older, anomalous sand bed that we infer to be a tsunami based on its similarity to the modern deposit at the site. Our modeling results suggest that the older sand bed was deposited by a tsunami larger than the 2015 tsunami. Based on historical analysis of recent tsunamis that impacted the Pachingo marsh region, we infer a tsunami in 1922 is the best candidate for depositing the older sand bed at our site. This discovery provides the first evidence of tsunami sediments from pre-2015 tsunami inundation along the north-central Chile coast.

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Ingeniero Civil Eléctrico / Dada la necesidad energética del país, las pequeñas centrales hidráulicas de pasada aparecen como una buena alternativa para aumentar la capacidad de generación. Al respecto, este trabajo se enfoca en los costos de conexión de varias centrales hidráulicas de pasada al SIC. En primer lugar, se escoge el estero Coyanco como curso de agua para estudio. Se estima caudal y caída neta, para luego, establecer tres posibles centrales hidráulicas de pasada las cuales suman 20,9 MW en total (Cap. 2). Una vez definida la ubicación geográfica de las centrales, se analiza el sistema eléctrico de 110 kV del sector. Se establecen cuatro opciones de conexión: S/E La Laja, S/E Vizcachas, S/E P. Alto y S/E Florida Se analizan las cuatro opciones de conexión, concluyendo que todas cuentan espacio para ampliaciones y son accesibles de llegar hasta ellas con una línea de transmisión (Cap. 3). Luego, se estudia el impacto en la red eléctrica de la incorporación de las tres centrales al SIC, encontrando que la inyección de 20,9 MW no provoca la saturación de las líneas en ninguna de las cuatro opciones de conexión y no produce cambios en la regulación de tensión en las barras de 110 kV de las cuatro subestaciones. Además, el incremento de las corrientes de CC no indica necesidad alguna de cambios en los equipos de las subestaciones existentes. Por lo tanto, las cuatro opciones son técnicamente factibles (Cap. 4). A continuación, se diseñan tres componentes principales: patio de elevación, línea de transmisión y paño(s) de línea para la acometida al STT (Cap. 5). Con este diseño, se estima el valor de inversión (V.I.) de la conexión para cada una de las cuatro opciones de conexión, resultando S/E La Laja la más conveniente.

This study uses the case of the Maipo Valley in Chile to examine how climate change will affect viticultural suitability. Using a geographic information system analysis of topographic, soil, land use, and climate data, a baseline assessment of viticultural suitability in the Maipo Valley was performed. The impact of climate change on viticultural suitability was modeled by overlaying downscaled global circulation model temperature data for two emission scenarios. The findings of this study suggest that the capacity of vineyard managers in the Maipo Valley to cultivate high-quality traditional grape varietals from cooler grape maturity classes might be limited in the future.

En todo el mundo existe preocupación por los impactos de la operación de centrales hidroeléctricas sobre ecosistemas acuáticos. Una manera de cuantificar dichos impactos es a partir del grado de alteración hidrológica inducido por la operación de los embalses, que puede estimarse mediante el análisis de series de tiempo de caudales turbinados (STC). En el Sistema Interconectado Central de Chile, la operación de todas las centrales generadoras queda determinada por el CDEC-SIC, que utiliza modelos de despacho de largo y corto plazo, PLP y PCP, respectivamente. Estos modelos minimizan los costos del sistema satisfaciendo la demanda energética de manera óptima. Uno de los resultados de estos modelos son las STC en las centrales hidroeléctricas, que pueden ser utilizadas para estudios de alteración hidrológica. En el presente estudio, son de principal interés las STC de corto plazo (caudales horarios), cuyo grado de alteración hidrológica se puede analizar a partir de Metrics of Hydrologic Alteration (MHA). El Centro de Energía de la FCFM de la Universidad de Chile (CE-FCFM), cuenta con los modelos DeepEdit (Despacho) y MIPUC (Predespacho), réplicas del PLP y PCP respectivamente. Estos modelos consideran, para centrales hidroeléctricas en cascada, que el tránsito del agua ocurre de forma instantánea de una central a otra. De esta manera, el objetivo principal de este trabajo, es implementar una representación de los tiempos de viaje en el modelo de corto plazo, y estudiar el impacto de esta modificación sobre las STC. Para obtener las STC de corto plazo se deben utilizar ambos modelos en conjunto, ya que uno de los datos de salida del modelo de largo plazo (Función de Costo Futuro Esperado) ingresa como dato de entrada en el modelo de corto plazo, que entrega las STC a nivel horario. Para el periodo incluido en el presente estudio, ya existían resultados de estas Funciones De Costo Futuro Esperado, por lo que no fueron necesarias las simulaciones del modelo de largo plazo. Así, el modelo utilizado (y adaptado) en el presente estudio, corresponde solamente al modelo de corto plazo, MIPUC. Con las STC de carácter horario, se calculan las MHA, las que son empleadas para comparar los valores relacionados con los resultados de una simulación con y sin adaptación. En este trabajo se comparan los resultados de tres versiones del modelo: i) versión sin adaptación, ii) versión con adaptación simple (considera tiempos de viaje de valor entero), y iii) versión con adaptación sofisticada (enfoque continuo para los tiempos de viaje). Para estas versiones, se tienen resultados de las MHA, para distintas semanas y valores de caudal (que determinan de forma exógena los tiempos de viaje), con los cuales se confeccionan curvas de frecuencia acumulada para cada MHA, pudiendo determinar niveles de variabilidad de las STC para un valor particular de cada MHA (conocidos de la literatura), que es conocido como “valor umbral” el que al ser superado indica un impacto medioambiental significativo. Los resultados fueron bastante variados para cada MHA, para cada versión del modelo. De esta forma, se realiza un análisis que cuantifica la variabilidad de las STC de ambos enfoques en función de los caudales considerados (inversamente proporcionales a los tiempos de viaje). De este análisis se observa que el efecto de la modificación del modelo es proporcional a los tiempos de viaje. Del total de los casos, se tiene un mayor porcentaje (que avala esta afirmación) para el enfoque continuo (87.5%), que para el enfoque discreto (50%), por lo que se recomienda el uso de la versión del modelo con el caso continuo. Finalmente, la consideración de los tiempos de viaje en el modelo de corto plazo, aumenta la variabilidad de las STC (mayor alteración hidrológica) para más casos en la versión continua del modelo, para los valores umbrales conocidos de las MHA. Esta conclusión final, convoca a la discusión de la incorporación de este factor en los modelos utilizados actualmente en el país, los que velan por una protección al medio ambiente.

En el presente trabajo de título se analiza técnica y económicamente la incorporación de grandes bloques de energía eólica en el sistema de transmisión del SIC. El objetivo es estudiar los límites de transferencia en zonas que incluyen participación de bloques de generación eólica, actuales y proyectados a mediano plazo, en las zonas con mayor potencial eólico, es decir, las regiones de Coquimbo y Bío-Bío. Para estudiar el fenómeno se calculan las curvas de calentamiento de las líneas que se cree serán las más afectadas. Con esto se obtienen las capacidades máximas de transferencia según distintos criterios de seguridad y condiciones ambientales. Considerando los límites anteriores se realizan simulaciones computacionales de las líneas de transmisión con el software DigSilent ®, con las cuales se obtienen las potencias transmitidas por las líneas en escenarios de generación distintos. En estas simulaciones, se incluyen centrales eólicas generando teóricamente a su máxima capacidad, que es el más desfavorable de los casos posibles. Las simulaciones consideran casos de pre y post-falla en escenarios de demanda baja y media, casos en los cuales las líneas de transmisión se ven más sobrecargadas. Como forma de comparación se considera un escenario actual (año 2010) y un escenario futuro (año 2012) para la zona norte; y un escenario proyectado 2012 en el caso de la zona sur. En cada una de esas zonas, se tienen en carpeta proyectos que suman cerca de 200 MW, además de inversiones en el sistema de transmisión. Por otro lado, se realizan simulaciones dinámicas con la finalidad de comprobar que los escenarios simulados fuesen estables en cuanto a la operación y factibles en conformidad con las exigencias establecidas en la normativa vigente y las limitantes técnicas de los equipos de potencia. En el caso de la zona norte se busca encontrar aquellos límites más restrictivos en cuanto a la operación, mientras que para la zona sur sólo se busca comprobar la factibilidad de la operación y la estabilidad antes mencionada. Estos datos fueron empleados posteriormente en un análisis económico, que se realizó en base a simulaciones del software PLP, que permiten un análisis económico que se ajusta a las condiciones reales de operación en el largo plazo. Los resultados de las simulaciones, muestran que efectivamente ante ciertos escenarios de generación, en el caso de la zona norte; y sumando la presencia de contingencias, en el caso de la zona sur, existen situaciones de sobrecarga en las líneas estudiadas, si se considera una alta generación eólica en la zona. La solución propuesta corresponde a una recomendación de operación del sistema ante estas condiciones. Por lo cual, se propone el aumento de la capacidad operacional de transmisión de las líneas en estudio, mediante la desconexión inmediata de un monto de generación eólica ante la presencia de una contingencia. La evaluación económica realizada muestra que con el beneficio anual de la operación con estos nuevos límites es posible pagar un automatismo (EDAG) que permita la desconexión instantánea de un monto de generación eólica. Así también, este beneficio obtenido corresponde al valor máximo que el sistema estaría disponible a pagar a los generadores eólicos ante la desconexión de dichos montos de generación, en vez de la desconexión o disminución de generación proveniente de centrales térmicas de la zona, lo que podría dar origen a la prestación de un Servicio Complementario.

En el actual escenario de fomento y desarrollo de energías renovables en Chile, surge la necesidad de estudiar el impacto que genera esta nueva clase de tecnologías en la operación de los sistemas eléctricos. En esta línea, el presente trabajo contribuye mediante el desarrollo de un modelo de despacho económico para uso como herramienta de programación de la operación, orientado a un sistema que involucre el recurso viento como parte importante de su matriz de generación. En el trabajo se describe, basado en una revisión bibliográfica, el impacto que genera el recurso eólico en los sistemas eléctricos. Se enfatiza los efectos sobre la operación, en donde destacan las consecuencias sobre el control secundario de frecuencia, y los nuevos algoritmos de despacho que abordan la falta de certeza en la estimación del energético primario en una evaluación que incorpora restricciones de seguridad. Para incorporar energía eólica en el esquema general de operación del sistema, es necesario un mecanismo, ajeno a la operación económica, que permita predecir la potencia generada por este tipo de centrales en un horizonte de tiempo definido y con algún grado de certeza. Bajo este contexto, una forma de evaluar el recurso es mediante la extrapolación de perfiles eólicos a partir de datos históricos de viento. Usando dichos valores e incorporando todos los elementos propios de un parque eólico, es posible reducir la información a un par de perfiles que denoten el funcionamiento esperado del parque con una probabilidad de ocurrencia asociada. Estos perfiles se ingresan como dato de entrada a un modelo de programación de despacho económico para un horizonte de tiempo en particular. El modelo de despacho económico propuesto consiste en un algoritmo que minimiza el costo total esperado de operación, bajo diversos escenarios determinados por la existencia de contingencias en adición con los errores de estimación en el viento y los consumos; y en los cuales debe cumplirse la restricción de balance de carga mediante la imposición de restricciones de seguridad basadas en la definición de reservas para regulación primaria y regulación secundaria. Si bien se optimiza en forma conjunta todos los escenarios contemplados, las consignas de potencia y reserva son únicas para el conjunto de estados del sistema. Del modelo se obtienen cinco productos específicos, que son comunes para todos los escenarios en consideración: la consigna de potencia de las centrales, las reservas primarias de subida y bajada; y, las reservas secundarias de subida y bajada. El modelo desarrollado se valida mediante su implementación en un sistema uninodal de tres generadores – uno de ellos eólico – y bajo distintos casos de análisis. Finalmente se implementa el modelo propuesto en estudios de operación de corto plazo del SING, mediante la inserción de un parque eólico de 100 MW de capacidad instalada. Se aprecia, para dos casos particulares de estudio, una disminución en el costo marginal promedio del sistema en 15 [$/MWh] – en comparación con su símil sin recurso eólico – y un aumento en la reserva secundaria disponible debido a cambios de configuración en los ciclos combinados. Dada la suficiente reserva en giro y las elevadas tasas de toma de carga, el sistema posee la holgura suficiente para cubrir los escenarios de viento descritos para el tiempo de simulación sin recurrir a una reasignación de recursos entre las unidades previamente programadas por el predespacho. Como trabajo futuro es evidente la necesidad de estudiar el impacto del viento en el modelo de predespacho, junto con implementar el modelo aquí presentado en estudios online, incorporando dispositivos SCADA en las simulaciones.

El cambio climático se define por la Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) como una “Importante variación estadística en el estado medio del clima o en su variabilidad, que persiste durante un período prolongado”. Los nuevos fenómenos climáticos tendrán efectos en diversas actividades y en particular en el sector eléctrico. Es necesario hacer análisis de estos efectos a largo plazo, con el fin de adaptarse a los sucesos futuros. La presente investigación estudia la forma en que el cambio climático puede afectar al Sistema Interconectado Central (SIC) en Generación, Transmisión y Consumo, durante el siglo XXI. Actualmente el SIC se compone principalmente de energía hidroeléctrica y termoeléctrica. El consumo más importante se ubica en Santiago y, debido a la configuración radial del sistema, este es vulnerable a experimentar congestión en las líneas, puntos donde las condiciones climáticas más hostiles podrían causar riesgo en la seguridad del sistema. En esta investigación se hace un estudio de las variables climáticas en ciertos puntos de mayor vulnerabilidad del SIC y se indican sus posibles efectos. Se realizan estimaciones de demanda eléctrica y se configuran las matrices de generación, para tres escenarios de estudio (Pesimista, Optimista y BAU). Finalmente se hace un análisis de flujo de potencia en el SIC para los escenarios anteriormente indicados, considerando cuatro periodos de evaluación. Se concluye que el efecto de aumento de temperaturas y disminución de precipitaciones reducirá la generación hidroeléctrica y afectará a la eficiencia de las plantas termoeléctricas. En el sistema de transmisión, el aumento de temperaturas producirá disminución de la capacidad de los conductores. En cuanto a la demanda eléctrica, se prevé un aumento debido al crecimiento del PIB y por los nuevos consumos proyectados, por ejemplo: el auto eléctrico y la demanda por sistemas de aire acondicionado. Estos cambios en la demanda producirán un cambio en las curvas de carga, lo que implica nuevos patrones en los peak de demanda. Por lo expuesto, es necesario incrementar la capacidad en el sistema de transmisión. Este sistema deberá ser renovado y ampliado para aumentar la confiablidad, evitar la congestión y acceder a puntos de generación remotos comúnmente asociados a fuentes de energía renovables. Si las infraestructuras de transmisión son insuficientes, existe una clara amenaza a la integridad del sistema.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Recursos y Medio Ambiente / Ingeniero Civil / Se proyecta que impulsado por la denominada ley 20/25 aprobada por el Senado en 2013, al año 2025 el parque generador de energías renovables no convencionales genere un 20% de la energía comercializada en el Sistema Interconectado Central (SIC). Si bien la introducción de este tipo de tecnologías implica contar con energía más limpia desde el punto de vista medioambiental, también involucra desafíos operacionales sobre el sistema eléctrico. Particularmente, la energía eólica tiene una alta variabilidad a nivel intradiario, lo cual implica que el sistema constantemente tiene que compensar las altas fluctuaciones de entrega de energía. Los sistemas de almacenamiento de energía son una alternativa para mitigar el efecto de estas fluctuaciones. El objetivo general de este trabajo es modificar el modelo hidrotérmico de predespacho MIP-UC del Centro de Energía de la FCFM de la universidad de Chile, para poder estudiar los efectos del uso de sistemas de almacenamiento en el sistema interconectado central. Uno de los objetivos específicos más importantes de esta tesis, es contribuir a la identificación de los puntos del SIC donde sería atractiva la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía. Usando el modelo MIP-UC modificado, se cuantifican los beneficios de la operación de sistemas de almacenamiento en el SIC en un año se simulación, se realizaron 3 etapas de selección en las que se va acotando la lista los puntos del SIC atractivos. Se establecen 4 puntos del SIC de mayor interés para la instalación de sistemas de almacenamiento: las barras Maitencillo 110, barra Degañ 110 y Ovalle 66 además de un sistema acoplado al parque éolico Sarco II. Posteriormente, se modeló un caso de estudio con 100 [MWh] de almacenamiento en cada uno de esos 4 puntos. Si bien los costos totales del sistema no disminuyeron con el uso de SAE s para el rango de capacidad estudiado, sí se produjo un beneficio en cuanto a la reducción en la operación de centrales térmicas y disminuciones considerables en los costos marginales de las barras con sistemas de almacenamiento, disminuciones del orden del 4%, 8% y 30% respectivamente para las barras estudiadas. Esa reducción en los costos marginales se traduce en una disminución del monto que se cancela por suministro de energía del orden de entre [5,1 MM USD] hasta 94,4 [MM USD] al año dependiendo del tipo de hidrología. Desde el punto de vista de los operadores de los sistemas de almacenamiento modelados, se logran beneficios anuales del orden de 1,3 [MM USD] en Maitencillo 110, 0,7 [MM USD] en Degañ y 1,8 [MM USD] en Ovalle 66, sin grandes fluctuaciones al sensibilizar los resultados con hidrologías y eficiencias de almacenamiento distintas. Con los niveles de almacenamiento estudiados y respecto del caso sin almacenamiento, no se aprecian diferencias significativas en la operación de embalses, que pudiesen afectar las condiciones hidroambientales aguas abajo de los embalses,. Se recomienda finalmente realizar estudios más profundos de instalación de sistemas de almacenamiento en los cuatro puntos del SIC señalados como más atractivos.