En el Perú se utiliza el gran potencial hídrico de los ríos, lagos y lagunas para generar la electricidad que utilizamos. Esta generación hidroeléctrica representa aproximadamente el 60% del total de nuestra electricidad. El otro 40% lo generan las centrales térmicas, que trabajan con la fuerza del vapor y cuyo combustible principal es todavía el petróleo, y en menos porcentaje se usa el bagazo de la caña de azúcar, que algunas empresas privadas como los ingenios azucareros usan.

Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2011

Tese de mestrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores (Especialização em Energias Renováveis). Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2007

Tese de mestrado integrado. Engenharia Civil. Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2009

La difícil situación ambiental y energética, nacional y mundial, lleva a buscar soluciones distintas a los combustibles fósiles. Consecuentemente, se ha estado promoviendo la generación eléctrica a través de medios renovables no convencionales. En nuestro país, las modificaciones introducidas a la Ley General de Servicios Eléctricos a partir del año 2004 han mejorado las condiciones para estos medios de generación. Con ello se espera lograr, además, diversificar la matriz energética y contar con un suministro más confiable. El objetivo de la memoria es diseñar y avaluar una central hidroeléctrica de pasada en el río Picoiquén, en la vecindad de la ciudad de Angol, IX Región. Para este fin, se consideraron y/o elaboraron los aspectos técnicos y económicos de la generación eléctrica, el marco regulatorio, la hidrología del río Picoiquén, los escenarios de precios futuros, los diseños conceptuales de las obras civiles y los lineamientos básicos del impacto ambiental. Se desarrolló un estudio hidrológico mediante correlaciones, se estableció su comportamiento probabilístico y se concluyó en un caudal de diseño de 2.88 m3/s. Para la columna de agua disponible de 431.5 metros, se determinó que la mejor turbina es una Pelton de cuatro inyectores. Se propuso un diseño conceptual de la tubería de presión, del canal de aducción, la bocatoma y la chimenea de equilibrio. La potencia estimada de la central fue de 10,7MW. La potencia firme se estimó en 5,3MW. En Chile la energía puede ser transada en mercado spot entre los generadores a costo marginal; a precio de nudo entre generadores y distribuidoras y a precio libre entre generadoras y consumidores libres. Bajo ciertos supuestos, se evalúa entregar la energía a los diferentes mercados, concluyendo que la mejor opción de venta es que, hasta el año 2012, se participe en el mercado spot y, posteriormente, en el mercado regulado. Por último, se evaluó económicamente el proyecto en distintos escenarios hidrológicos y se calcularon los indicadores económicos tradicionales. En promedio, se llegó a un VAN de US$22.000.000 con una tasa de descuento del 10% sobre el total de los activos y una TIR del 18%. Al incluir en la sensibilización económica la participación en el Mecanismo de Desarrollo Limpio, derivado del protocolo de Kioto, se concluyó que es recomendable vender bonos de CO2 para mejorar aún más la rentabilidad del proyecto. Se recomienda usar estos resultados en los diseños conceptuales de las obras, siempre y cuando se amplíe la muestra de datos hidrológicos del río para retroalimentar el modelo planteado y se puedan corroborar o modificar las dimensiones estimadas para cada elemento. Se deberá avanzar en la topografía, la mecánica de suelos, la Declaración de Impacto Ambiental, la búsqueda de proveedores, la consultoría para el MDL y gestionar el financiamiento para apalancar el proyecto.

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Ingeniero Civil / Uno de los mayores desafíos del país durante los próximos 20 años será la necesidad de contar con recursos energéticos suficientes, competitivos y amigables con el medio ambiente. Es por ello que en el último tiempo se han centrado muchos esfuerzos en lograr flexibilizar el sistema, y una de las alternativas que aparece con fuerza es el almacenamiento de energía. La estrategia nacional de energía (Minenergía, 2013) establece seis pilares fundamentales, entre los que se encuentran el crecimiento con eficiencia energética y el fomento a las energías renovables, de manera de lograr mayor seguridad en el abastecimiento, un menor costo de energía y finalmente la generación de energía limpia. En este trabajo se analiza, a nivel de prefactibilidad, la conversión de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña en una central de acumulación por bombeo. Para ello se estudiará el sistema energético de Arica, de manera de establecer la operación óptima del sistema para abastecer la demanda energética al menor costo posible. La metodología propuesta consiste en generar diversas configuraciones físicas factibles para la conversión de la Central Chapiquiña en una central de acumulación por bombeo. Para ello se identificaron las principales restricciones para su ampliación, siendo estas la capacidad de aprovechamiento de las instalaciones existentes y las restricciones en el uso de los afluentes a la central, que pertenecen a derechos de agua de los regantes del Valle de Azapa. Luego mediante un modelo de optimización, se busca obtener la operación óptima de cada una de estas configuraciones. Finalmente, se analiza cuál de estas configuraciones genera mayor beneficio para el sistema eléctrico, en términos de minimización de costos de generación. Esta metodología se aplica para diferentes escenarios de penetración de energía solar en el sistema eléctrico. Además, se compara la operación óptima desde el punto de vista del sistema (minimización de costos de generación), con la operación óptima desde el punto de vista del propietario (maximización de ingresos por venta de energía), de manera de establecer si existen diferencias que perjudiquen al sistema o al propietario. Los resultados indican que, para niveles de energía solar instalada menores a 50 (MW), la configuración que logra minimizar los costos de generación del sistema es la configuración P8, logrando reducir los costos en un 6,8% para una potencia solar instalada de 2 (MW) y un 8,7% para una potencia solar instalada de 50 (MW). En caso de que la energía solar instalada sea mayor a 50 (MW), la configuración que logra minimizar los costos de generación del sistema es la configuración Francis, la cual logra reducir los costos de generación en un 18,8%.

En todo Chile, la demanda eléctrica sigue aumentando más rápido que la oferta y ocurre a menudo que las empresas distribuidoras de electricidad no pueden abastecer con certeza los consumidores. Para garantizar el abastecimiento eléctrico de un edificio turístico, durante la hora de punta en la temporada de verano, en la región del Lago Llanquihue, se propone diseñar una mini central hidroeléctrica de aproximadamente 7.5kVA. Haciendo uso de muchas fuentes de aguas, esencialmente subterráneas, que confluyen hacia una zona de acopio y con una tubería de conducción que lleva el agua hasta la zona del generador, se propone aprovechar una caída de agua de aproximadamente 30 metros para un caudal de 34 litros por segundo. Los objetivos de esta memoria fueron: diseñar el estanque de almacenamiento de agua, la tubería forzada hacia la casa de máquina, la turbina generadora y la casa de máquina. Con tal finalidad, se elaboraron los cálculos hidráulicos relevantes, los planos de las obras, y se determinaron los materiales, así como los métodos de construcción que se van a aplicar a lo largo del proyecto y los cálculos económicos. La metodología contempló una salida al terreno al sitio de construcción donde se tomaron unas muestras del terreno para luego realizar un análisis preciso de su composición. Después de conseguir los datos topográficos e hidrológicos de la zona, se diseñaron las obras principales (embalse, tubería, casa de máquina, turbina) según un procedimiento normalizado. Con los cálculos hidráulicos necesarios y el diseño elaborado, se realizaron los planos de obras junto con el estudio económico.

Ingeniero Civil / El trabajo de título realizado consiste en analizar el comportamiento de la modelación numérica 3D de canales supercríticos, mediante la simulación numérica del rápido de descarga de la Central Hidroeléctrica Chucás de Costa Rica, utilizando el software ANSYS CFX. El análisis se divide principalmente en dos: simulación del modelo físico y análisis de los métodos o criterios de diseño existentes para contracciones en canales supercríticos. El software trabaja resolviendo las ecuaciones promediadas de Reynolds para la turbulencia (modelos RANS) en tres dimensiones, junto con la ecuación de conservación de masa, mediante el método de volúmenes finitos. Para lograr la simulación es necesaria la creación de un dominio espacial, realizar al discretización de este dominio y aplicar las condiciones de borde que gobiernan el fenómeno a simular. La modelación numérica fue ejecutada con éxito para un perfil de tipo Ogee de ancho unitario, en el sentido que los errores con respecto a datos experimentales del USACE son menores a un 1,3 % en la altura de escurrimiento. Sin embargo, la simulación del modelo físico no fue efectiva, obteniendo errores promedio en la altura de escurrimiento de 21,6 % para el caudal de diseño de la obra. No obstante, las mediciones de alturas de escurrimientos podrían no estar del todo correctas ya que los resultados simulados de la presión sobre el vertedero logran un excelente ajuste para las mayores presiones ubicadas en el cuenco de lanzamiento del salto de esquí. No así el caso de las presiones sobre el umbral, que aunque siguen un comportamiento similar con los datos experimentales, la magnitud de estas difiere en mayor medida que las presiones sobre el cuenco de lanzamiento. En la modelación de contracciones en canales supercríticos, la simulación numérica presenta resultados concordantes con datos experimentales, imponiéndose como mejor alternativa que el uso de los métodos existentes para flujos con números de Froude mayores a 6.