Los sistemas de puesta a tierra representan un elemento esencial para la protección de personas, aparatos eléctricos, instalaciones y viviendas contra averías o fugas eléctricas. Por tal razón, es necesario desarrollar y mejorar la calidad de los elementos de descarga como el electrodo copperweld. El mercado objetivo del proyecto es constituido por las empresas de distribución eléctrica y los distribuidores de materiales para el sector eléctrico. Los electrodos copperweld tienen un diámetro desde 14.60 mm hasta 19.05mm y un largo desde 1.80 M hasta 2.40 M. La presentación comercial tiene las medidas de 14.60 mm x 2.40 M y será comercializada a un precio de S/. 30.00 soles más IGV. Al ofertar este electrodo como novedoso y con un estricto cumplimiento de las norma ANSI C33.8 se espera cubrir el 30% del mercado interno. La planta tendrá un área de 520 metros cuadrados y estará ubicada en la Zona Industrial Infantas en el distrito de Los Olivos en Lima. El proceso productivo consiste en la recepción de la materia prima e insumos, acondicionamiento del cuerpo del electrodo y desengrase, el cual irá luego a las tinas de inmersión para obtener el recubrimiento de cobre, y finalmente el electrodo será secado en un horno eléctrico y embalado en mangas de plástico. La inversión inicial del proyecto en activos fijos es de S/. 221,512.00 soles incluyendo el IGV, con respecto al capital de trabajo es necesaria la suma de S/. 136,066.83 soles incluido IGV. El financiamiento ha sido estructurado en 47.94% de capital propio y 52.06% de deuda. El costo ponderado de capital es 13.97%. La evaluación económica y financiera de los flujos de caja del proyecto presentan su factibilidad en diversos escenarios, con un Valor Actual Económico de S/. 80,072 soles, un Valor Actual Neto Financiero de S/. 177,342 soles y un período de recuperación de 5 años. La Tasa Interna de Retorno Financiera es 39.79%, por lo que el proyecto es rentable. / Tesis

Ingeniero Civil Electricista / El objetivo principal de la presente memoria de título es realizar un análisis normativo y económico de las diferentes alternativas de negocio y estrategias para la utilización de la casa de fuerza Mantos Blancos. En primer lugar se consideró la operación directa de la central con participación en el mercado Spot y potenciales contratos. En segundo lugar, se analizó la posibilidad de utilizar la casa de fuerza como respaldo, considerando mantener las unidades actuales o comprar equipos de generación diesel nuevos, con el objetivo de contener eventos de falla del sistema. Como tercera opción, se analizó la posibilidad de cambiar la fuente de combustible por una renovable. Finalmente, se evaluaron las condiciones económicas necesarias para arrendar las instalaciones. Para esto, se recopiló información técnica, normativa y económica de informes previos realizados para Anglo American Norte respecto a la casa de fuerza; además, se utilizó documentación perteneciente al Centro de Despacho Económico de Carga y a la Comisión Nacional de Energía. Toda esta documentación permitió establecer las principales características operacionales de la casa de fuerza. Asimismo, se analizaron los procedimientos establecidos por las autoridades, que influyen durante el proceso de toma control y operación de la casa de fuerza. Para el primer escenario se calcularon los flujos económicos de los últimos 3 años, los cuales se usaron como base para realizar estimaciones hasta el año 2023, sensibilizando los parámetros que conforman el pago por potencia firme y la potencia instalada disponible. Para el escenario de respaldo, se destacaron las pérdidas en producción causadas por fallas y racionamientos, observando las ventajas y desventajas de utilizar las unidades de generación existentes o nuevas. En el tercer escenario, se observó la posibilidad de cambiar la fuente de generación por una renovable, analizando el caso de la instalación de un aerogenerador desde una perspectiva técnica económica. El último escenario, estimó los cobros que se deberían realizar en caso de arrendar las dependencias a un tercero en base al costo de oportunidad de las utilidades. Las opciones que destacan son la operación directa y el arriendo a un tercero, recomendando finalmente la primera opción por disponer de acceso al mercado Spot, lo que significa una oportunidad para gestionar contratos competitivos tanto para la faena Mantos Blancos como para todas aquellas conectadas al SING. El presente estudio puede ser utilizado como guía por Anglo American Norte para el manejo futuro de la casa de fuerza Mantos Blancos, sacando provecho de un activo cuya operación realizada por un tercero está próxima a terminar.

Ingeniero Civil Industrial / En este trabajo se evalúa la factibilidad técnica y económica de un proyecto de generación eléctrica, mediante el uso de grupos electrógenos de respaldo constituidos como Pequeños Medios de Generación Distribuida y operados en las instalaciones de terceros. El proyecto consiste en adaptar varios grupos electrógenos utilizados para el respaldo de distintas empresas e industrias como mini centrales generadoras conectadas al sistema de distribución a través del mismo punto de conexión a la compañía de distribución. Estas centrales funcionarán como PMGD y serán coordinadas por una única empresa operadora, la cual integrará el Centro de Despacho Económico de Carga. También se estudian en distintos capítulos la legislación, el sector, la factibilidad de la conexión, y se evalúa económicamente el proyecto obteniendo indicadores económicos relevantes como la TIR, el VAN y el payback del proyecto con una sensibilización de los posibles escenarios futuros. El modelo de negocios diseñado con la metodología CANVAS se basa en mantener la capacidad de respaldo de los propietarios y operar como PMGD, sin generar costos para los propietarios. En otras palabras, rentabilizar lo que era considerado un costo hundido (inversión en GE). Se define también un plan de comercialización para captar, desarrollar y fidelizar a los clientes, el cual prioriza el respaldo de sus instalaciones antes de la operación como PMGD, de modo de no adicionar riesgos a la operación habitual de los clientes y sin realizar cobros directos a los clientes. Asimismo se evalúa la adaptación de los puntos de conexión a la red para operar como PMGD y la rentabilidad del proyecto, de modo de obtener un escenario límite en cuanto al número de PMGDs adaptados para el desarrollo de este bajo una tasa de descuento calculada como un WACC. Las fuentes de ingresos de la empresa generadora equivalen a un porcentaje de los ingresos por potencia de suficiencia e inyección de energía de cada PMGD, fijado por un tarifario dinámico, según la potencia máxima instalada y la indisponibilidad forzada de generación. Según las proyecciones de precios estimados del diésel, potencia, CV y CMg se necesitan 115.000.000 de pesos para el desarrollo del proyecto, así como para disponer de suficientes fondos propios durante los primeros 4 años. La cifra se financiará en un 45% con un crédito al 6,55% a 15 años, y estará abierto también a inversores externos. Por último, el umbral de rentabilidad se alcanza con un total de 6 PMGD tipo adaptados para el mes 20 (o un equivalente a 9 [MW] en potencia instalada ) y una facturación de 7 millones de pesos mensuales. Finalmente, considerando los resultados obtenidos, el amplio y poco explorado mercado, además del mínimo alcance de mercado necesario para levantar el proyecto, se recomienda proceder con la ejecución de este. Es atractivo, innovador, rentable y a su vez muy escalable. / 14-10-2021

En la presente tesis se desarrolla el Estudio y Diseño preliminar para la Minicentral Hidroeléctrica de Carampoma Ubicada en la Cuenca Alta del Río Rímac, la cual se localiza en el distrito del mismo nombre, provincia de Huarochirí, departamento de Lima. Asimismo, la minicentral se ubica en la subcuenca del río Shuncha, dentro de la subcuenca del río Santa Eulalia, parte alta de la cuenca del río Rímac. Inicialmente, se realizó un estudio del mercado energético con fuentes obtenidas del Organismo Supervisor de la Inversión de la Energía y Minería (OSINERGMIN), para analizar la tendencia de la demanda energética futura en el Perú. Luego, se realizó el estudio de disponibilidad hídrica en la subcuenca del río Shuncha. Sin embargo, dado que no se encontró ninguna estación hidrométrica o pluviométrica dentro de la subcuenca del río Shuncha, se empleó el método de la transmisión hidrológica con el fin de obtener un registro de caudales medios mensuales del río Shuncha, a partir de los caudales medidos por la estación hidrométrica Sheque. Adicionalmente, se consideró el aporte de las lagunas Huamparcocha, Huachuguacocha, Rondan y Mancacoto (información proporcionada por Edegel), pues los caudales obtenidos de la estación Sheque eran naturalizados. También se consideró el criterio del caudal ecológico propuesto por la Autoridad Nacional del Agua (ANA). A partir de los criterios anteriormente indicados, fue posible elaborar la curva de duración de caudales para la determinación de posibles caudales de diseño, de acuerdo a la tendencia gráfica y de valores teóricos de persistencia. Por otro lado, se determinó el emplazamiento de las obras típicas para la minicentral, de acuerdo con las características geológicas y topográficas de la zona del proyecto. Asimismo, se realizó una evaluación económica con la finalidad de determinar la rentabilidad y evaluar la viabilidad del proyecto. Para tal efecto, se calculó el costo total de la minicentral a partir de distintos caudales tentativos de diseño. Para determinar el costo de las obras civiles, suministros y obras electromecánicas, se emplearon curvas paramétricas. Además, con la finalidad de adjudicar energía al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la minicentral se analizó según los lineamientos del OSINERGMIN para la subasta de suministro de electricidad con Recursos Energéticos Renovables (RER). Como resultado de la evaluación económica, se obtuvo la mayor rentabilidad para el caudal de diseño de 1.38m³/s, con lo cual se genera una potencia de 5.74 MW. Las características principales de la minicentral contemplan la toma de agua en el río Shuncha, además del sistema de conducción de agua desde la captación Carhuac hasta las turbinas en la casa de máquinas (canal de conducción y tubería forzada de acero en superficie). Asimismo, la casa de máquinas en superficie, la subestación elevadora a 22.9 kV, la línea de transmisión de 22.9 kV hasta el punto de conexión al SEIN en la subestación San Mateo de Luz del Sur y las rutas de acceso permanentes al proyecto. Por último, se realizó el predimensionamiento de las obras típicas para la minicentral y el esquema del diseño preliminar del proyecto desarrollado. / Tesis

El Proyecto consiste en una central de generación eléctrica de 17 MW con 3 equipos turbogeneradores de 5,66 MW cada uno, en adelante la Central, utilizando como combustible el biogás que genere el Relleno Sanitario Santiago Poniente (RSSP). Dadas las características de composición del biogás generado por el Relleno (presencia de contaminantes), la Central incluye un Sistema de Tratamiento de Gas (STG) que permite suministrar el gas combustible a los turbogeneradores de acuerdo a las especificaciones técnicas de calidad y cantidad requeridas. La Central se desarrollará en dos etapas: la primera fase con dos equipos turbogeneradores, para luego en el quinto año de operación incorporar un tercer equipo, iniciándose así la segunda etapa del Proyecto. La Central sería instalada en las inmediaciones del Relleno y conectada al SIC a través de la línea de 44 KV Central Carena – S/E Lo Prado, propiedad de la empresa Colbún S.A. La energía y potencia generada se vendería a precio de nudo en el sistema de distribución del SIC, específicamente en la subestación Lo Prado propiedad de la empresa distribuidora Chilectra S.A. Las principales partes involucradas en este Proyecto serán Proactiva Medioambiente S.A. (Proactiva), empresa de la cual depende la operadora del RSSP y South World Consulting S.A. (SWC), empresa encargada de originar y desarrollar el proyecto de generación eléctrica. De este modo, los principales contratos requeridos para el desarrollo del Proyecto son, el de suministro de biogás entre Proactiva y la Central y, el contrato de suministro de energía y potencia firme que se llevaría a cabo con Chilectra. La evaluación económica se realizó en base a los siguientes principios de modelo de negocio: (1) la Central vende el 100% de la energía y potencia firme producida a precio de nudo en el sistema de distribución del SIC (unidad tomadora de precio) con un factor de planta de 93%; (2) la Central compra la cantidad de biogás requerido por la PGE a la salida del sistema de colección del RSSP a un precio de 1,0 USD/MMBTU, que representa el caso base de evaluación. Con una inversión de 33,5 MM USD para el Proyecto, los resultados obtenidos muestran una tasa de retorno sobre activos (TIR) de 19,8 % y un valor presente neto (VPN) de 18,9 MM USD para una tasa de descuento exigida del 12%. Además, la sensibilización de las variables más relevantes del Proyecto, permitió determinar que se podría pagar por el biogás hasta un precio cercano a los 4,0 USD/MMBTU en el mejor de los escenarios previstos. Con lo anterior, el Proyecto se presenta como una alternativa interesante de inversión en el mercado eléctrico chileno, que de llevarse a cabo, constituiría la primera central de generación con biogás producido a partir de un relleno sanitario en Chile.

El objetivo principal de este trabajo es evaluar la factibilidad técnica y económica de instalar una planta termo solar de colectores parabólicos en el Desierto de Atacama, en el norte de Chile. La ubicación geográfica específica de la planta es en las cercanías de la barra Lagunas, en el Sistema Interconectado del Norte Grande, SING (Lat. 20º58’ S y Long. 69º40’ W). El trabajo dimensiona la energía solar disponible en el lugar, utilizando el modelo de Perrin de Brinchambaut, el cual es implementado en MATLAB. Este modelo es validado con datos reales, con lo que se determina que la energía solar anual, considerando seguimiento solar, es de 3.553 GWh/km2 . Se consideran tamaños de planta de 50, 100, 150 y 200 MW, sin almacenamiento térmico ni medios alternativos de generación de vapor. Se calculan los costos de inversión y operación de cada ítem de la planta para los distintos tamaños, basándose en la tecnología de plantas similares existentes hace más de 20 años en EE.UU. Además, se estudia el modelo de negocios de la central, considerando los ingresos percibidos por venta de energía y potencia firme al sistema. Se realiza la evaluación económica de la planta en función del costo marginal de la energía del sistema y de la venta de bonos de carbono. Se estudia el mecanismo de emisión de bonos de carbono. Se calculan las emisiones medias equivalentes en toneladas de CO2 por unidad de energía eléctrica generada. Este parámetro se denomina Factor de Emisión del SING, y tiene un valor de 0.8226 ton CO2/MWh. Los resultados indican que para un costo mayor a 115 USD/MWh la planta de 200 MW es rentable. A medida que disminuye el tamaño de planta se requiere un costo marginal superior para que ésta sea rentable. Así, para la planta de menor tamaño de 50 MW, se llega a que con un CMg igual o superior a 140 USD/MWh es rentable. El trabajo también estudia la factibilidad de instalar un sistema de almacenamiento térmico en la planta. Al evaluar esta alternativa, se obtiene que todos los tamaños de planta son rentables para un CMg igual o superior a 120 USD/MWh. Se realiza un análisis de sensibilidad del proyecto a los distintos costos, y se obtiene que el parámetro más relevante es la eficiencia de conversión solar a eléctrica. Basándose en proyecciones internacionales se espera que los costos de esta tecnología disminuyan en el futuro, lo que redundaría en un menor riesgo para un proyecto de una planta termo solar de colectores parabólicos. El trabajo concluye que es factible realizar un proyecto de estas características en Chile.

Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / Las olas son un recurso energético inagotable y de costo nulo. Se estima que Chile tiene un potencial teórico bruto es de 240 GW según un estudio realizado por Baird & Associates S.A., y la actividad del oleaje es lo suficientemente intensa como para producir energía en toda la costa del Pacífico. Se podría decir que Chile es el mejor lugar del mundo para la generación de energía undimotriz, con más de 4.000 km de costa expuesta a constantes oleajes de alta energía. Esto nos muestra 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 la factibilidad de instalar una central undimotriz con tecnología Pelamis o Wilefko en el puerto de Minera Centinela, perteneciente al grupo Minero Chileno Antofagasta Minerals. Ubicado en la localidad de Michilla, 50 Km al Norte de la Ciudad de Mejillones en la segunda región de Antofagasta Chile, lugar privilegiado, ya que posee olas ideal para esta tecnología por su frecuencia, Amplitud y desplazamiento. Para ello, se propone crear un sistema de energías renovables no convencionales (ERNC), capaz de suministrar 2MW continuos, por medio del sistema undimotriz, inyectándolo al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Se revisará también el marco legal, tributario y económico que rige a la generación eléctrica a partir de energías renovables no convencionales (ERNC)1 en Chile. Identificando algunas oportunidades y obligaciones para este proyecto, tomando en cuenta el interés que presenta el estado de Chile en realizar proyectos de este tipo y que se consideran en las siguientes leyes e instrumentos de incentivo tributarios vigentes: 1) Ley Corta 1, (ley 19.940) Fecha de publicación 12-2 -2004 2) Ley Corta 2, (ley 20.018) Fecha de publicación 19-05 -2005 3) Ley ERNC, (ley 20.257) Fecha de publicación 01-04-2008 4) Ley 20/25, (ley 20.698) Fecha de publicación 20-10-2013 5) Incentivo Tributario a la Inversión privada en Investigación y Desarrollo: La Ley I+D da el derecho a un crédito tributario equivalente a un 35% de los pagos en virtud de Proyectos certificados por Corfo. Históricamente, Antofagasta Minerals AMSA a través de su división Minera Carolina de Michilla, ha colaborado con la comuna del mismo nombre proporcionándoles energía eléctrica desde su subestación en planta, hoy en día, esta división asumió su cierre definitivo como parte del grupo AMSA y el futuro comprador de la minera no nos asegura que dispondrá el mantener dicho aporte a esta vecina comuna. AMSA tiene un Compromiso Social con nuestros vecinos y este proyecto logra proponer una alternativa de asegurar este compromiso, a través de un proyecto para un puerto sustentable en energía y una alternativa de aporte energético para la comunidad de Michilla. Dado el cambio climático que ha experimentado el planeta en los últimos tiempos, hoy en día urge generar energía a partir de métodos sustentables. Chile, en particular, atraviesa por una seria crisis energética producida principalmente por el aumento de la demanda nacional y este tipo de proyectos innovadores 1 Definido por el Gobierno de Chile como excluyente de proyectos hidroeléctricos mayores a 20 MW de potencia instalada

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

Ingeniero Civil Eléctrico / La matriz energética del Sistema Interconectado Central (SIC) está compuesta prioritariamente por medios de generación con base a combustibles fósiles y grandes centrales de generación hidráulica. El Gobierno de Chile decidió impulsar el desarrollo de proyectos de generación en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC) [1]. Este desafío incorpora el desarrollo de proyectos hidráulicos de pequeñas unidades hidráulicas de pasadas para generar energía, donde el país posee un gran potencial. En particular, en el Centro de Energía de la Universidad de Chile (CE-FCFM) se está desarrollando una central Micro Hidráulica de 10 kW, la que tiene la capacidad de operar de forma aislada o en sincronismo con la red. Esta central es manejada a través de una Interfaz Hombre Máquina (HMI, Human Machine Interface), y se comunica con el controlador principal de la central mediante protocolo serial RS232. El objetivo de este trabajo es mejorar la HMI existente de modo que presente los datos relevantes del sistema, además de permitir controlar la central de forma sencilla e intuitiva. Esta interfaz debe ser compatible con el esquema de estados y transiciones con el cual opera la central, el que debe ser flexibilizado y ordenado. Para este trabajo se utiliza el software de diseño de aplicaciones graficas QTcreator, que permite de manera sencilla implementar interfaces gráficas, mediante la utilización de objetos predefinidos y código fuente en C++. A su vez, para trabajar en el sistema de estados y transiciones, se utiliza Code Composer Studio, el cual permite programar el Procesador Digital de Señales que controla la central. Se logra crear una interfaz gráfica que cuenta con distintas pestañas en las que se pueden observar las variables relevantes del sistema (tensión, corrientes, potencia, etc.) y enviar órdenes de cambio de estados o modos de operación al controlador principal (Detenido, En Espera, Isla, Sincronizado, Red y Mantencion). Asimismo, se expanden los estados de operación y se reescribe la estructura del programa del controlador principal de forma que quede ordenado de manera secuencial. La solución es integrada y validada exhaustivamente en el prototipo de central micro hidráulica, donde asimismo, una serie de problemas de operación, componentes e interfaz son detectados y abordados sistemáticamente proponiendo soluciones en cada caso. Como trabajo futuro, se propone la implementación de un sistema de reinicio de la central micro hidráulica en caso de emergencia, como también la implementación de las protecciones contra fallas que puedan ocurrir en el sistema y la subsecuente integración de inteligencia en la central. También se propone implementar la sección de herramientas de la interfaz, y finalmente la interfaz misma para dispositivos móviles.

El sistema interconectado nacional del Perú, es operado a través del COES SINAC y consta de redes eléctricas en alta tensión en niveles de tensión 500 kV, 220 kV, 138 kV y 60 kV, con la finalidad de transportar la energía eléctrica desde las diferentes centrales de generación, y satisfacer la demanda de distintos usuarios a nivel nacional y que va en crecimiento cada año, llevando así al límite de cargabilidad de los distintos equipos (transformadores, líneas, barras), por lo tanto es necesario la implementación de nuevas centrales de generación, hay que destacar, las centrales de generación cumplen un rol importante en el sistema eléctrico, ya que, gracias a ello se mantiene perfectamente equilibrado el sistema eléctrico entre la demanda y la oferta. Adicionalmente dentro de la matriz energética del Perú, se ha establecido un mayor porcentaje de generación eléctrica a través de energía limpia, es así que en los últimos años se han realizado diversas licitaciones a nivel nacional para la generación de energía renovable. Debido a la vulnerabilidad del sistema eléctrico, las centrales de generación se encuentran expuestas constantemente a fallas ya sean por eventos naturales, accidentes físicos o por el mal uso de los equipos, lo que puede conllevar a fallas consecutivas, y finamente queden fuera de servicio, perjudicando así al sistema de potencia. Actualmente, una solución para actuar ante las diferentes fallas que presenta el sistema eléctrico y que no afecten a las instalaciones, es mediante una correcta selección de equipos de protección, de las cuales se requiere realizar un estudio de coordinación con el objetivo de otorgar al sistema una mayor confiabilidad, protegiendo así los equipos de alto costo, previniendo daño al personal y limitar la interrupción del servicio. Por ello, en esta presenta tesis se propone realizar un estudio de coordinación de protecciones en la nueva central eólica para la conexión al sistema interconectado. En primer lugar, se realiza un análisis de los parámetros eléctricos del sistema de potencia sin la central eólica, posteriormente se realiza un análisis de los parámetros eléctricos del sistema de potencia con la central eólica, luego se evalúa la implementación de los equipos de protección, considerando los valores obtenidos con anterioridad y finalmente, se realiza la simulación de una correcta coordinación de protecciones mediante el software DIgSILENT.