Ingeniero Civil Eléctrico / El cambio climático es una realidad, así como lo es también el hecho de que en esta oportunidad su causa es principalmente de tipo antropogénica, es decir, causada por el hombre. Este es consecuencia del llamado efecto invernadero, que refiere al aumento progresivo de la temperatura causado por la radiación solar que ingresa a la atmósfera pero no puede salir de ella, debido a la presencia de gases que la retienen, como lo es el Dióxido de Carbono o CO2. Producir energía es, casi directamente, producir CO2, ya que, según datos de la agencia internacional de energía, aproximadamente un 80% del total mundial de energía producida en 2014 provino de combustibles fósiles. Ya sea energía eléctrica para consumo residencial o bien energía para moverse en un automóvil, estos procesos implican un residuo en carbono. Entonces, ¿qué se puede hacer para reducir estas emisiones? A nivel residencial, es posible adoptar las llamadas Tecnologías Bajas en Carbono (LCT, por sus siglas en inglés), las cuales corresponden a medios de generación que producen baja cantidad de emisiones, como lo son los paneles solares fotovoltaicos, por ejemplo, cuya instalación a nivel residencial para uso propio supone una disminución del consumo de energía proveniente de fuentes fósiles a la vez que un ahorro económico. Lamentablemente, dadas las características intrínsecas de las redes de baja tensión a los que se conectarían estos, se sabe que una incorporación masiva de paneles fotovoltaicos generaría problemas en ellas, tales como aumentos de los niveles de tensión o bien problemas de sobrecorriente en las líneas. Entonces, surge la pregunta: ¿qué tipo de problemas y en qué cantidad? Es en este contexto que nace esta memoria de título, que busca analizar redes de baja tensión para ver cómo les afecta la incorporación masiva de paneles fotovoltaicos de carácter residencial. Para esto, se creó una herramienta de simulación utilizando solamente softwares y modelos de código abierto, con el fin de que esta siga, en un futuro, esta misma filosofía. Del total de las 237 redes ficticias analizadas, tan solo un 36% presentó problemas de tensión y/o corriente para algún nivel de penetración PV. Los problemas de tensión fueron predominantes y en general se manifestaban antes que los problemas de corriente. Se validó también mediante las simulaciones el hecho de que redes largas y con muchos clientes tienden a presentar problemas, al contrario de redes cortas y de pocos clientes. Finalmente, el conjunto de redes que presentó problemas se analizó en detalle, encontrándose que, en promedio, para niveles de penetración menores al 20% ninguna red presentaba problemas de ningún tipo. Además, los problemas de tensión aparecen en el 20% y los de corriente por sobre el 80 %.

Ingeniero Civil Mecánico / La crisis mundial medioambiental actual ha llevado a diversas naciones a masificar el uso de energías renovables no convencionales como la solar con tal de purificar su matriz energética. Los gradientes de temperatura entre las distintas celdas que conforman un módulo fotovoltaico, provocan ineficiencias en el comportamiento, debido a que se produce un efecto denominado dispersión de parámetros . Lo anterior, se traduce en un perjuicio en la potencia de salida y del rendimiento, luego es necesario disminuir la temperatura de operación de las celdas. El objetivo de la presente memoria es definir el comportamiento de la temperatura al interior de la granja solar en función de la radiación incidente, pérdidas por radiación, convección y conducción, tras variar parámetros atmosféricos, como velocidad del viento y temperatura ambiente, además de parámetros geométricos, como el distanciamiento entre paneles. Tras determinar los parámetros anteriores, se procede a simular el modelo planteado en el software ANSYS FLUENT 18.1 para posteriormente realizar el análisis térmico transiente del panel fotovoltaico. Finalmente se encuentran relaciones para poder determinar la temperatura más elevada en las celdas y el distanciamiento promedio que debe tener una granja con tal de optimizar la eficiencia de esta, así poder tener inputs para un posterior desarrollo de un sistema ciberfísico. La simulación consiste en sólo una fila de 30 paneles de una granja fotovoltaica, cada panel de la marca Hareon genera 320 W por ende la cantidad evaluada generaría en condiciones óptimas 9,6 kW lo que se considera aceptable para una fila de paneles. La metodología ocupada es la siguiente: a) se realizan simulaciones para distintos casos hipotéticos de funcionamiento y distribución de los paneles en el modelo; b) se analizan que los parámetros de coeficiente de arrastre y de sustentación sean acordes a la bibliografía, así como encontrar un mallado adecuado que logre validar el modelo; c) se estudia el efecto de las variables climáticas y de la posición de los paneles en la temperatura del arreglo; d) se define una ecuación que optimice la eficiencia del arreglo sirviendo como input para el desarrollo de un posterior sistema ciberfisico. Los resultados obtenidos demuestran la importancia que tiene la temperatura ambiente o de ráfaga en el enfriamiento de los paneles, obteniendo que una diferencia de 4°C signifique un cambio de hasta 2% en la eficiencia de la granja solar. Además, se logra encontrar una relación que permite determinar el distanciamiento eficiente en una granja en función de su eficiencia y con parámetros atmosféricos extremos, obteniendo un máximo de 13% con un distanciamiento mínimo de 0,975 m entre paneles.

Ingeniero Civil Eléctrico / El incremento en el interés por las energías renovables no convencionales a nivel mundial es un producto del cambio climático y la oportunidad de los países de disminuir el nivel de dependencia a los precios de los combustibles fósiles. Específicamente en Chile la política energética nacional tiene como objetivo lograr una matriz que se componga por al menos un 60% de ERNC s para el año 2035. Para lograr esto, se han generado distintos incentivos para facilitar la adopción de tecnologías bajas en carbono e incentivar su uso en los consumidores residenciales, como por ejemplo la ley de netbilling, el programa de techos solares públicos, entre otros. Dentro de estas tecnologías se encuentran los vehículos eléctricos y la generación distribuida, como los sistemas fotovoltaicos. Frente al aumento del uso de estas tecnologías de generación distribuida, se han realizado diversos estudios sobre el potencial impacto que podrían tener en las redes de distribución de media y baja tensión. Dichos estudios muestran como niveles altos de uso, provocan efectos importantes en las redes de distribución, como cambios en los perfiles y esquemas de regulación de voltaje, reversión de flujos, disminución de las pérdidas, cambios en la calidad de la potencia por contenido armónico, entre otros. La metodología propuesta para evaluar los impactos de la generación distribuida, se aplica para un set de redes aproximadas de media tensión, basadas en estandares reales de diseño, que se modelan para abastecer a un área de similares características que la región Metropolitana de Chile considerando 42 subestaciones. Estas conectan a un total de 397 alimentadores, los cuales abastecen a 13739 transformadores de media tensión. Las tecnologías evaluadas son las 2 con mayor proyección a nivel residencial en el país: los sistemas fotovoltaicos y los vehículos eléctricos. Los impactos evaluados son los problemas de tensión en los transformadores de distribución MT y los problemas térmicos en los conductores. Los resultados obtenidos muestran que la metodología propuesta permite realizar una clasificación de los alimentadores según sus características topológicas, y la identificación de los alimentadores más sensibles a cada tecnología. Además, se obtiene que existen grandes diferencias en la susceptibilidad a presentar problemas entre cada alimentador y subestación MT analizada. Por otro lado, también se obtienen grandes diferencias entre cada una de las simulaciones para un mismo nivel de penetración con distintas localizaciones del recurso distribuido, lo que recalca la sensibilidad a la localización de las LCT s.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los actuales niveles de crecimiento de la demanda energética del mundo y los efectos del cambio climático impulsan nuevos desafíos para la comunidad global. Con el estado actual de alta dependencia de combustibles fósiles y el daño que ello significa para nuestro entorno es de suma importancia buscar nuevas formas de energía más amables con el medio ambiente. Esta realidad motiva un creciente esfuerzo por cambiar nuestra actual matriz energética por una con mayor participación de energías renovables. Para avanzar en esta transición, es necesario explorar nuevos proyectos de generación renovable que sean viables y capaces de enfrentar las dificultades de nuestro plano local. A medida que las tecnologías de generación son investigadas, se ha observado una complementariedad muy interesante entre la energía solar termal y la generación geotérmica. Ambas tecnologías operan en base a un ciclo termodinámico para producir energía y al operar juntas aumentan su eficiencia operacional frente a cambios en la temperatura ambiente. Si a esto sumamos los beneficios de compartir infraestructura, capacidad de transmisión y capital humano, la complementariedad solar-geotérmica resulta una alternativa atractiva de explorar. El objetivo principal de esta memoria es analizar la factibilidad de instalar una planta híbrida solar-geotérmica en Chile y simular su operación económica en el mercado eléctrico, de manera de determinar la viabilidad del proyecto. Para ello se analizan 6 casos de estudio correspondientes a la instalación de plantas geotérmicas, híbridas de tipo solar PV-geotérmica, y CSP-geotérmica ubicadas en la zona norte y sur del país. Se calcula la generación anual de energía para cada escenario, basándose en datos climáticos, perfiles de generación, investigaciones recientes y simulaciones. Posteriormente se calculan los ingresos y costos durante la vida útil del proyecto, para realizar una evaluación económica para cada escenario de estudio. Como resultado, en cualquiera de los 6 escenarios y considerando venta de energía al precio de costo marginal de la barra, ni los proyectos geotérmicos ni los proyectos híbridos son rentables. Sin embargo, a medida que se instala capacidad de generación solar fotovoltaica en una planta híbrida se obtiene un mejor valor actual neto del proyecto comparado con una planta geotérmica de igual capacidad en similares condiciones.

Ingeniero Civil Mecánico / El desarrollo de la industria y el crecimiento de la población chilena genera constantemente un aumento en la demanda energética del país. Es por esta necesidad que se requiere el aumento de la matriz eléctrica nacional. También es necesario disminuir las emisiones de gases de combustión al ambiente, para contribuir con el cuidado del medio ambiente. Por lo tanto, se requiere que participe en un mayor porcentaje la generación eléctrica a partir de fuentes renovables. Chile presenta un gran potencial para las energías renovables. En el norte del territorio existen dos grandes fuentes de energía limpia: La energía geotérmica por la existencia del anillo de fuego del pacífico, y la energía solar, gracias a los cielos despejados del norte del país. En particular, este trabajo analiza la localidad de Pampa Apacheta, en la región de Antofagasta, que cuenta con la primera planta geotérmica de Sudamérica, Cerro Pabellón. El objetivo de esta memoria es analizar la estrategia de integración de una planta geotérmica de ciclo binario y un campo solar de concentración en el norte de Chile, específicamente en la localidad de Pampa Apacheta. Para realizar el análisis se genera un modelo representativo de una planta geotérmica de ciclo binario de 26 MWe, utilizando los datos de Cerro Pabellón. Además, se desarrolla un modelo de un campo de colectores solares parabólicos en base a la radiación de la localidad de Pampa Apacheta. El calor solar obtenido de los colectores es entregado al ciclo geotérmico para aumentar la cantidad de vapor del fluido geotérmico y la temperatura de vapor a la entrada de la turbina de vapor. Se analiza la operación de la turbina fuera de los parámetros de diseño en base a la Elipse de Stodola, para valores de presión entre los 690 kPa y 1; 500 kPa, temperaturas de entrada entre 438 K y 663 K y títulos de vapor entre 28;64% y 90%. Se evalúan 4 configuraciones de planta híbrida. La configuración 1 logra la generación máxima de la planta híbrida de 73;45 MWe, aumentando un 276% la generación total, utilizando un campo solar de 263;18 MWt. Pero esto no significa lograr un menor costo nivelado de energía LCOE. Por esto se realiza un análisis transiente del funcionamiento de la planta geotérmica-solar para evaluar su LCoE. Se logra disminuir el este índice con un campo solar cuya capacidad de diseño de generación térmico es de 66;13 MWt, obteniendo un LCoE de 87;3 USD/MWh, en comparación al 94;21 USD/MWh de una planta geotérmica en el norte de Chile y un LCOE de 100 ����� 120 USD/MWh de una planta concentradora solar CSP.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Mecánico / 20/03/2024