Actualmente, la energía en sus diferentes formas, es un recurso necesario para el aprovechamiento del ser humano. Entre todas estas formas, la energía eléctrica cumple un papel fundamental, no solo en el ámbito industrial, sino también en nuestro desenvolvimiento cotidiano, haciendo posibles muchas de nuestras actividades. Asimismo, se puede lograr la generación de electricidad mediante diversos métodos, entre los cuales se encuentra el uso de una planta térmica, que es el sistema en el cual se realiza el presente trabajo. Dicho sistema usa vapor de agua para transformar energía térmica en energía eléctrica usando un ciclo termodinámico. Así, para determinar el valor de la potencia eléctrica recibida, es importante una adecuada medición de dicho flujo de vapor, pues ambas magnitudes tienen una relación directamente proporcional. En primer lugar, se definieron requerimientos previos a la realización del diseño de monitoreo de flujo másico, dentro de los cuales se observa que la forma de cálculo se deriva de la obtención de señales de sensores de presión y de temperatura. De esta forma se puede valorar el flujo másico indirectamente, y bajo estas condiciones se realizaron los diseños presentados. En segundo lugar se implementaron dichos diseños para comprobar los resultados inicialmente esperados usando las etapas de hardware y software. En tercer lugar se comprobó el funcionamiento del sistema total implementado y la planta térmica, cuyos resultados fueron monitoreados y registrados satisfactoriamente. Con los resultados obtenidos se concluye que el diseño presentado puede realizar el monitoreo en los intervalos inicialmente establecidos de temperatura entre 100 °C y 200°C y de presión entre 0 y 10 bar, con errores de 0.5% y 0.33% respectivamente. Todos los ensayos se realizaron en la planta térmica del Laboratorio de Energía de la Pontificia Universidad Católica del Perú. / Tesis

En este trabajo se ha desarrollado la implementación de una planta de concentración solar de receptor central (CRS por sus siglas en inglés Central Receiver System), conocida también como campo de helióstatos o central solar de torre, ubicada en el norte grande de nuestro país, región de Antofagasta, ciudad de Calama. La ventaja y atractivo de esta tecnología, en contraste con la experimentada de colectores cilindro parabólicos, en adelante CCP, es la mayor eficiencia que se puede obtener en el ciclo térmico de potencia, gracias a su tecnología de seguimiento en dos ejes que concentra en mayor grado la radiación solar. De esta manera, resulta posible trabajar con vapor saturado de alta temperatura, lo que se traduce en una mayor eficiencia resultante del ciclo de potencia de la central. La primera parte del trabajo se centra en explicar la modelación de la tecnología de concentración solar. En particular, se presentan los siguientes contrastes con la tecnología CCP: forma plana del reflector frente a una parabólica; sistema de seguimiento en dos ejes y no en eje único; disposición de los espejos dentro del terreno; receptor central versus al receptor distribuido de los reflectores parabólicos; distinto fluido térmico de trabajo, explicado por las distintas temperaturas de operación alcanzadas; entre otras. Posteriormente, se analiza el impacto positivo en el desempeño de la planta al incluir un sistema de almacenamiento térmico, para lo cual se procede a programar y exponer en el software Matlab® un grupo de funciones que representan la dinámica de la planta con y sin este sistema. La metodología que permite mostrar la salida eléctrica en función de la disponibilidad solar, es el balance de energía en las componentes principales de la central: campo de helióstatos, receptor, tanque de almacenamiento y generador de vapor. Un punto al cual se le prestó especial énfasis, fue la descripción del mercado eléctrico de nuestro país y los incentivos concretos, traducidos en normas, que apuntan a introducir las ERNC (energías renovables no convencionales) a la matriz energética de nuestro territorio. En particular, el mecanismo de cuotas ERNC, que exige que un porcentaje de la energía despachada por las centrales convencionales provenga de fuentes renovables, se traduce en una fuente adicional de ingresos para la central solar. Finalmente, se ha hecho confluir el aporte del sistema de almacenamiento a las posibles estrategias de despacho de la central, de modo de maximizar los ingresos por venta de energía y por suministro de potencia firme, o de suficiencia, en las horas de demanda punta. El análisis global demostró que el sistema de almacenamiento no sólo permite mejorar la eficiencia de operación de la central, por medio del despacho constante a capacidad nominal, incluso ante la presencia de un frente transitorio de nubes, sino, y de acuerdo a la revisión de los distintos indicadores financieros, que su presencia permite maximizar los ingresos obtenidos, disminuir el periodo de recuperación del capital, aumentar el VAN del proyecto y aún más destacable: hacer rentable el proyecto no convencional.

Este trabajo tiene como objetivo principal evaluar la factibilidad técnica y económica de una central de generación de energía eléctrica termo solar. Para lograr este objetivo, se evaluó en primer lugar, la energía proveniente de la radiación solar en el norte grande de Chile, considerando las condiciones geográficas y climáticas. Adicionalmente a lo anterior, se analizaron las diversas tecnologías que existen hoy en día para el procesamiento de la energía directa del sol, comparando sus virtudes y defectos para su aplicación en Chile. A partir de la información disponible de experiencias extranjeras en este tipo de tecnologías fue posible extrapolar magnitudes y costos, y comprender los aspectos relevantes para evaluar un proyecto de esta naturaleza en Chile. En este contexto se determinó, en primer lugar, el potencial de energía solar anual existente en las primeras tres regiones de Chile, que es igual a 70 [GW]. Adicionalmente, se estimaron factores y parámetros generales para poder dimensionar una central termo solar en base a paneles cilindro-parabólicos, y, también, la superficie de terreno utilizada y la energía generable anualmente. Se estudió los beneficios ambientales y económicos de generar electricidad a través de centrales solares, viéndose reflejados estos ingresos económicos en la venta de bonos de carbono a países desarrollados. También, se estudió el efecto que generará en la evaluación económica la ley de fomento de las energías renovables. Luego de haber dimensionado una central estándar y de estimar sus costos de inversión y operación, se hizo un análisis de rentabilidad, determinando que aún no se obtiene un VAN positivo en este tipo de proyectos (VAN = -31,5 millones de US$ y una TIR de 8,27%). Sin embargo, se prevé que todos los costos relacionados a la energía solar irán decayendo en los próximos años, producto de un mejoramiento de las tecnologías y del aumento en las escalas de las ventas. Finalmente, por tratarse de una tecnología limpia, seguramente su implementación será incentivada por diversas políticas estatales y mundiales.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Mecánica / Ingeniero Civil Mecánico / La generación de energía eléctrica se está convirtiendo en un problema como consecuencia de la contaminación producida por las centrales termoeléctricas. Las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (GEI) aumentan cada año debido a las crecientes necesidades energéticas de los países, lo cual contribuye al calentamiento global. Para disminuir estas emisiones es posible realizar programas de eficiencia energética en conjunto con el desarrollo de sistemas de generación eléctrica mediante fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Chile, debido a sus características geográficas, tiene un enorme potencial para desarrollar ERNC en el corto plazo. Dentro de los lugares con mayor potencial se encuentra el norte de Chile, donde se tiene una de los mayores niveles de radiación solar en el mundo. Este trabajo tiene como objetivo principal el dimensionamiento de una central solar termoeléctrica cilindro parabólico con sistema de almacenamiento térmico (SAT) para la generación de energía eléctrica en el norte de Chile. Junto con esto, se dimensiona la central con distintos tamaños de SAT, con lo que junto a un análisis económico se intenta obtener el tamaño de SAT óptimo que minimice el costo normalizado de generación eléctrica (LEC). Para lograr el objetivo del estudio se genera una plataforma de simulación en el software TRNSYS, donde se obtienen los parámetros de funcionamiento de la central para los distintos tamaños de SAT a lo largo de un año de operación. Dentro de los resultados de la simulación obtenidos se encuentran: energía térmica producida por el campo de colectores, energía térmica en el SAT, energía eléctrica neta producida por el bloque de potencia y factor de planta de la central. Los casos en estudio fueron tamaños de SAT de: 0, 1, 3, 6, 7,5, 9, 12 y 15 horas; donde se obtiene que el rango de menor LEC se encuentra entre las 9 y 12 horas de capacidad. Además, para este rango se logran factores de planta de 63 a 72%, llegando a incluso un 79% para un SAT de 15 horas; valor muy cercano al factor de planta de centrales térmicas convencionales. Finalmente, se estima que el costo de generación eléctrica de la central solar con SAT ronda los 80$/kWh. Con lo que, junto a estimaciones futuras de costos en el SING y de la tecnología cilindro parabólico, se proyecta que este tipo de centrales solares se tornarían completamente competitivas entre los años 2016-2018 en el norte de Chile.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de almacenamiento de energía, en particular en baterías, son un conjunto de tecnologías que gracias a sus diversas características técnicas generan una variedad de aplicaciones que permiten mejorar el funcionamiento de los sistemas eléctricos. El objetivo principal del presente trabajo de título es el de estudiar, proponer y evaluar casos de estudio de problemas existentes o que puedan existir a futuro en el Sistema Interconectado Central (SIC) que puedan ser solucionados con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS). Los casos de estudio evaluados fueron los siguientes: el desplazamiento de reserva en giro para mejorar el control de frecuencia; el balance energético que puede existir en el norte del SIC entre la generación renovable y la generación a carbón; y el posible vertimiento de energía renovable debida a la aplicación de criterios de seguridad en la operación del sistema. La propuesta de tener reserva en giro en el norte del SIC mejora la respuesta del sistema. La opción del BESS tuvo mejor respuesta en frecuencia que la alternativa de utilizar Guacolda, central de base que podría proveer la reserva en giro propuesta. Además, con valores de inversión de mercado la alternativa del BESS es más atractiva desde el punto de vista económico. La variación en la generación de proyectos de ERNC en el norte genera problemas en el despacho de Guacolda, debido a los límites de transmisión existentes y por las características técnicas de las centrales a carbón. Dicho problema solo se presenta hasta 2018 con la ampliación del sistema de transmisión de 500 kV. Realizando la modelación horaria del sistema se encontraron zonas donde podría existir vertimiento de energía renovable en un futuro cercano, en los tramos Paposo Diego de Almagro y Pan de Azúcar Las Palmas principalmente. Los BESS podrían solucionar este problema, pero los costos sistémicos son tales que no alcanzan a financiar esta solución. Finalmente, la alternativa de usar BESS en el SIC es factible para el control de frecuencia, pero para los problemas técnicos que podrían existir con el aumento de generación ERNC se requiere profundizar su estudio para analizar el comportamiento dinámico de estos equipos. Además, mejorar los modelos de generación renovable o de las tecnologías de las centrales a carbón, permitirán un análisis mucho más certero frente a los problemas estudiados en el presente trabajo.

Ingeniero Civil Mecánico / En este trabajo, se desarrolla un modelo termodinámico de una central geotérmica emplazada en Pampa Apacheta, utilizando los datos medidos en las pruebas de producción de Cerro Pabellón (48 [MW] instalados), la primera central geotérmica de Chile actualmente en construcción. De acuerdo a estudios previos y a la descripción del proyecto Cerro Pabellón, el tipo de central que mejor se adapta a las condiciones de Pampa Apacheta es una de ciclo combinado de expan-sión súbita binaria que consiste en un ciclo de generación con vapor y un ciclo binario cuya ener-gía es extraída de la salmuera o fase líquida del flujo geotérmico. Las variables de diseño escogidas en el modelo corresponden a las presiones de boca de pozo asociadas a las curvas de productividad, el fluido binario y la presión de trabajo de este último. Además, se incluye un procedimiento para evitar la precipitación de sílice, componente común del fluido geotérmico, en los distintos componentes del proceso de generación. El modelo es validado mediante cálculo de la potencia neta a partir de las condiciones de pozo de la central geotérmica Miravalles ubicada en Costa Rica. El resultado presenta un 1% de error diferencial y con esto se da por validado el modelo termodinámico computacional. En relación al modelamiento de la central en Pampa Apacheta, las presiones en la boca de los pozos deben ser las mínimas posibles, evitando la precipitación de sílice, es decir 800 [kPa] en el pozo CPE-1 y 350 [kPa] en el pozo CPE-2. Por otra parte, el fluido binario debe presentar tempe-raturas de evaporación entre 422 [K] y 430[K]. Entre un conjunto de fluidos binarios candidatos evaluados, el fluido que maximiza la potencia neta generada a partir de los pozos mencionados es el isopentano, considerado también para Cerro Pabellón, y que permite producir 9,9 [MW]. Se obtiene un rendimiento de primera ley de 7,26% y de segunda ley de 22,53%, valores bajos debido principalmente a las restricciones operacionales para evitar la precipitación de sílice. La central óptima presenta una utilización de 10,7 [(kg/s)/MW], es decir, al extraer 514 [kg/s] (flujo másico declarado para Cerro Pabellón) se obtiene una potencia neta de 48 [MW] a partir de 10 pozos de producción, utilizando isopentano como fluido de trabajo binario. Se estima que una central de esta envergadura en Pampa Apacheta tiene un costo de inversión aproximado de 320 [MM USD] incluyendo exploración, perforación, piping, la central de poten-cia y líneas de transmisión, que en términos unitarios se traduce en una inversión de 6,6 [MM USD/MW].

El objetivo general del presente trabajo de titulo es realizar un análisis técnico, económico y regulatorio a las centrales térmicas de respaldo diesel que se están incorporando durante este año 2008 producto de la incertidumbre en que se encuentra el sector eléctrico en relación a la posibilidad de que ocurra un racionamiento eléctrico para este o los años venideros, y de esta forma se espera proveer información acerca de la factibilidad y conveniencia de este tipo de proyectos. Para esto se ha considerado como central representativa de este grupo a la central Olivos, ubicada en las cercanías de Los Vilos y que se encuentra operando en el Sistema Interconectado Central desde enero del 2008, sobre la cual se realizaron los análisis pertinentes con el fin de cumplir con los objetivos planteados. Se analizó la situación actual del mercado eléctrico en términos de la probabilidad anual que ocurra un déficit, obteniéndose altas probabilidades de que esto ocurriese, lo que da pie al ingreso de este tipo de centrales de respaldo de forma de ayudar a dar seguridad en el abastecimiento eléctrico del país. Del análisis regulatorio se determinó que no le corresponden beneficios en materia de peajes, en base a la normativa vigente se estimó la potencia de suficiencia definitiva y el pago de peajes, valores que fueron utilizados luego en la evaluación económica. Se determino que a la central le corresponde presentar una declaración de impacto ambiental y se detallan las principales restricciones medioambientales que se deben respetar. Se Realizó además un estudio de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio con el fin de determinar los estudios necesarios para garantizar el cumplimiento por parte de la central de los estándares allí establecidos, para lo anterior además se realizaron simulaciones con el programa DigSilent, de la operación en sincronismo de la central con el resto del SIC y se hicieron análisis de cortocircuito, flujo de potencias y estabilidad transitoria, de forma de enunciar el procedimiento y verificar el cumplimiento de la NTdeSyCS. Finalmente se Realizó una evaluación económica de la cual se determino el valor actual neto y la tasa interna de retorno para la central Olivos junto con un análisis de sensibilidad con el objetivo de establecer el nivel de variación de los resultados económicos en función de los componentes más significativos del flujo de cajas y estimar la rentabilidad del proyecto. Se concluye que la incorporación de este tipo de centrales térmicas de respaldo durante el año 2008 es una iniciativa rentable y factible de realizar dado que aprovecha la coyuntura del momento, sin embargo la incorporación a futuro de estos proyectos se ve como una iniciativa riesgosa desde el punto de vista de la rentabilidad, debido al escenario distinto que se presenta.

El predespacho de unidades consiste en un problema de optimización en que se decide el estado de operación de cada unidad generadora presente en un sistema eléctrico, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda, respetando los requerimientos de reserva, restricciones de operación de las centrales y minimizando los costos operativos de las unidades térmicas. Dentro de las centrales de generación, las unidades de ciclo combinado se caracterizan por acoplar dos ciclos termodinámicos: un ciclo a gas y otro a vapor. Estas unidades presentan una gran flexibilidad de operación debido a las distintas combinaciones en que pueden operar. Sin embargo, éstas introducen complicaciones en su modelación, lo que ha sido abordado en la literatura especializada mediante los modelos por modos de operación y por componentes. En este trabajo se desarrolla e implementa un modelo matemático lineal enteromixto de predespacho, con unidades térmicas de ciclo combinado representadas mediante sus componentes, incorporando diversas características que describen su operación. Se permite también la posibilidad de corregir parámetros que se vean afectados por la temperatura ambiente. Dentro de las restricciones de mayor relevancia para las unidades de ciclo combinado se encuentran aquellas que describen su evolución temporal. Para modelar esta característica se propone una modelación basada en la teoría de redes de flujo. Esta técnica consiste en plantear un grafo dirigido no estático, conocido también como una red de flujo a tiempo discreto, la cual se compone por arcos y nodos dependientes del tiempo. Esta formulación permite relacionar los parámetros de tiempos mínimos de operación; partidas en caliente, en tibio y en frío, y las transiciones entre combustibles. Se verifica la ventaja de este modelo a través de ejemplos simulados, construidos en base a datos reales del Sistema Interconectado del Norte Grande. El análisis de desempeño se efectúa a través de dos pruebas: valor de la función objetivo del problema relajado y tiempo de resolución del problema entero; comparando el modelo propuesto con otros dos modelos de la literatura. Los resultados indican que la formulación basada en una red de flujo a tiempo discreto logra mejores soluciones del problema relajado para el 60% de los casos implementados, obteniéndose mejoras de aproximadamente 1% a 4% en el valor de la función objetivo. También se logran reducir los tiempos de resolución del problema entero en un 30% o más para el 50% de los casos estudiados. Como trabajo futuro se propone extender la modelación basada en red de flujo y desarrollar una herramienta computacional adecuada a esta técnica de optimización. También se propone ampliar el modelo de predespacho a sistemas hidrotérmicos, incorporando además las congestiones y las pérdidas óhmicas de la red de transmisión.

Las olas son un recurso energético inagotable y de costo nulo. Se ha estimado que Chile posee un potencial eléctrico de 240 GW a lo largo de toda la costa. Esto hace que sea interesante comenzar a estudiar la factibilidad de producir energía eléctrica a partir de las olas del mar, con el fin, de aportar a la diversificación del mix de generación y desincentivar el uso de combustibles fósiles para tal propósito en el país. El presente trabajo de título tiene por finalidad evaluar técnica y económicamente una central undimotriz (o del oleaje) con tecnología Pelamis en Chile. Para ello, se obtuvo las potencias de salida teóricas de un dispositivo Pelamis (con potencia nominal 1 MW), cada 3 horas durante 20 años (1985-2004) en seis sitios a lo largo del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y del Sistema Interconectado Central (SIC), próximos a importantes centros de consumo (Arica, Antofagasta, Huasco, Valparaíso, Lebu y Chiloé). Además se consideraron dos posibles tamaños para la central del oleaje; una con una potencia instalada de 3 MW y a otra de 30 MW. La evaluación se enfocó principalmente en obtener dos indicadores; valor actual neto (VAN) y costo de energía (COE), los cuales fueron sensibilizados para determinar qué variables dependen sus rendimientos. Se revisó también el marco legal que rige a la generación eléctrica a partir de energías renovables no convencionales (ERNC) en Chile. Los resultados de la evaluación indican que actualmente la explotación comercial de la energía del oleaje es inviable. Las probabilidades que en el corto plazo un proyecto como el anteriormente descrito sea rentable en el norte de Chile son nulas. A su vez, desde Valparaíso a Chiloé, las probabilidades fluctúan entre un 4% y un 12%, alcanzando su máximo en último sitio nombrado. Esto se produce ya que, al igual que otras energías renovables no convencionales, la undimotriz depende críticamente del precio de la energía. En un caso optimista, si el costo marginal de energía promediara US$135/MW en 20 años, una central undimotriz Pelamis con una potencia instalada de 30 MW podría ser rentable en Chiloé. El precio promedio de energía en los dos últimos años (marzo 2006 - marzo 2008) sobrepasa los US$138/MWH en promedio. Por otra parte, los altos costos de capital son otra característica negativa de las ERNC, y en particular, de la energía del oleaje. En un caso optimista, la inversión por MW instalado asciende a US$ 2,7 millones, esto equivale aproximadamente a 1,6 veces de lo que se invirtió por MW en el Parque Eólico Canela. Sin embargo, priorizar los costos de energía (COE) de un proyecto de este tipo sobre el valor actual neto (VAN) podría significar más posibilidades de inversión, puesto que el COE no depende del precio energía (ni de otros supuestos), sino de variables que pueden ser mejoradas producto de avances en tecnología (reducción de costos y mayor generación de energía) y porque la ley chilena estipula una obligación a los distribuidores a obtener un porcentaje de su energía a partir de fuentes renovables no convencionales. Chiloé es el único lugar donde la energía del oleaje podría competir en costos de energía con respecto a otras fuentes no convencionales en el corto plazo. Bajo supuestos razonables, para una planta con potencia instalada de 30 MW se podrían alcanzar costos de energía casi tan competitivos como los de una planta geotérmica de similar tamaño. No se descarta que pueda ocurrir lo mismo en Valparaíso y Lebu en un mediano plazo. Esto dependerá que tan rápido el avance de la tecnología repercuta en la disminución de costos y en la mayor capacidad de los convertidores al capturar la energía disponible en las olas.

Geóloga / El sistema geotermal de Cerro Pabellón está ubicado en la comuna de Ollagüe, en la II Región de Antofagasta, Chile. Corresponde a la primera planta de producción geotérmica de alta entalpía del país y de América del Sur. Este proyecto es llevado a cabo por Enel Green Power (EGP) junto a la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y permitirá la diversificación de la matriz energética del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se espera que entre en funcionamiento durante el año 2017. El objetivo de este trabajo es identificar la alteración hidrotermal y sus condiciones físico-químicas mediante el estudio de asociaciones minerales de microestructuras y zonas de alteración. Para esto se realizará un estudio en detalle de la alteración hidrotermal presente en la roca a partir de muestras del sondaje exploratorio PexAP-1, con un enfoque principal en las microestructuras (vetas, amígdalas). Esto por medio de petrografía, análisis de difracción de rayos X para roca total y minerales del grupo de las arcillas y microscopía electrónica de barrido. De los resultados obtenidos se dedujo que la roca caja corresponde a una andesita basáltica con plagioclasas, feldespato potásico y piroxeno. En los fenocristales de estos minerales se presentó en distintos grados argilización y cloritización, respectivamente. La alteración se encontró de forma principal en las vetillas y amígdalas siendo los minerales principales cuarzo, calcita, clorita, heulandita y óxidos de hierro. Debido a la presencia de clorita pero ausencia de epidota se catalogó la muestra como perteneciente a la zona de transición hacia el reservorio. Esto acotó el rango de temperatura entre 180 y 200°C y dio un pH alcalino. Los minerales pertenecientes al grupo de las arcillas encontrados corresponden a esmectitas, interestratificados I/S como C/S, illita y clorita. Gracias a esta minerología se pudo deducir que toda la longitud del sondaje correspondía al clay cap del sistema. La formación de esta capa está dominada por las estructuras por lo que no se puede suponer una forma homogénea y horizontal. / Esta memoria fue totalmente financiada por el Centro de Excelencia en Geotermia de los Andes, Proyecto FONDAP-CONICYT N° 15090013