Ingeniero Civil Eléctrico / El presente trabajo analiza el efecto en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de considerar la vida útil del reservorio geotermal de las centrales geotérmicas en un horizonte de tiempo de largo plazo. Para cumplir este objetivo se adapta un problema de optimización, que consiste en obtener la operación del SEN en un periodo de estudio que va desde el año 2017 hasta el año 2050 a mínimo costo, el cual se modifica al añadirle un nuevo modelo de central geotérmica. Esta modificación solo atañe a la tecnología geotérmica, la cual consiste en que la generación geotérmica esté presente solo en los meses del periodo de estudio que permitan disminuir el costo de operación, a diferencia de la operación actual de este tipo de centrales que generan de forma continua hasta el agotamiento del recurso. Este problema se resuelve de la misma forma que para un embalse, por lo que se utiliza el software "Modelo PLP", el cual encuentra una solución utilizando el método de Programación Dinámica Dual Estocástica (SDDP por sus siglas en inglés). Para evaluar el efecto de este cambio en el modelo, se realizan distintas simulaciones en el software PLP. Estas simulaciones usan como datos de entrada la información del sistema eléctrico e hidrológica para el año 2017, mientras que para los años futuros se utilizan proyecciones realizadas por la Mesa de Geotermia del Ministerio de Energía. Se realiza una simulación con esta información y con una central geotérmica en el sistema que es Cerro Pabellón. Además de esa simulación, que se la llama de referencia, se realizan 15 simulaciones extra donde se varían aspectos del plan de expansión y de la central geotérmica de modo de evaluar el impacto de estos cambios. Los resultados de las distintas simulaciones se analizan en base a 3 aspectos: la generación de energía anual en el horizonte de estudio, la potencia generada promedio para cada mes del año y la generación de potencia para cada bloque, haciendo especial distinción entre los bloques de día y de noche. Junto con lo anterior, se analiza la generación y los ingresos obtenidos por la generación geotérmica convencional (continua) y la alternativa propuesta en este trabajo. Finalmente se realiza una evaluación de los objetivos, se constata la importancia de ciertas tecnologías por sobre otras para definir la operación de largo plazo de las centrales geotérmicas, se evalúa la importancia de los parámetros utilizados para el modelo de central geotérmica y se comentan las ventajas y desventajas del modelo propuesto en este trabajo.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los niveles de dióxido de carbono han alcanzado los niveles más altos en la historia escrita, de esta forma almacenando más calor en la atmosfera, generando condiciones climáticas cada vez más extremas y cambiando el clima más rápido de lo que las especies se adaptan. Esfuerzos mundiales se realizan para reducir las emisiones globales mediante metodologías de cambios tecnológicos y eficiencia energética, de las que destaca la COP21 y el tratado de París, del cual Chile es parte. En la presente memoria se procedió a desarrollar 4 escenarios de descarbonización de la matriz eléctrica chilena al largo plazo, reemplazando la potencia instalada en carbón por geotermia y concentración solar CSP. Adicionalmente se procedió a hacer un análisis técnico económico de las centrales de reemplazo con la reutilización del bloque de poder, en particular, la turbina de vapor de la central térmica desmantelada. Para los escenarios de reemplazo de largo plazo se utilizó el modelo desarrollado en la Mesa de Geotermia con software PLP. Este proceso ocurre en el periodo que abarca desde enero del 2017 hasta diciembre del año 2050. El análisis técnico económico se desarrolla con cifras obtenidas de la Mesa y por el software SAM de NREL. Los principales resultados muestran que al acortar la vida útil de las centrales térmicas a carbón, la generación por medios renovables y sostenibles aumenta, el perfil de costos marginales del sistema baja, en particular durante en los valles, se logra reducir considerablemente las emisiones y la intensidad de CO2 y los costos de operación del sistema se reducen, sin embargo existe una inversión de capital necesaria para el plan de reemplazo. Para escenarios con vida útil acortada, se alcanza una matriz energética sin carbón al año 2040 y 2048 para los escenarios de descarbonización normal. Con respecto al análisis técnico económico, se muestra que, en base a los resultados obtenidos, la reutilización de las turbinas de las centrales desmanteladas genera reducciones en el costo de inversión y costo nivelado de la electricidad, haciendo que estos proyectos sean más competitivos. La descarbonización del sistema muestra beneficios en el sistema, reduciendo las emisiones totales de CO2, llegando a un parque generador con una baja intensidad de carbono, en particular planteando una política de desmantelamiento más intensa.

Geóloga / En la presente memoria se muestran los resultados de la simulación del funcionamiento de pozos geotérmicos en la zona noreste de Santiago, más precisamente en las inmediaciones de la comuna de Vitacura. La simulación utilizada para analizar si la instalación de pozos logra otorgar la demanda térmica necesaria para calefacción y refrigeración de un hotel en dicha zona. Primero se ha realizado una revisión bibliográfica para establecer los parámetros geológicos de la zona, para implementarlos en los modelos con sistema abierto de pozos en 3D usando el programa FEFLOW. Así mismo, se utiliza información bibliográfica de la posible demanda térmica respecto al sistema de calefacción y refrigeración en función de los metros cuadrados construidos. Con estos datos, se genera el modelo en 3D, y se simulan diferentes escenarios, en los cuales se varía el número de pozos ya sea de bombeo o de inyección de agua. Los resultados permitieron establecer ciertos parámetros importantes a la hora de diseñar un sistema de pozos geotérmicos y las dimensiones alcanzadas en la zona de afectación termal (TAZ). Los caudales de los pozos, sobre todo el de inyección, tienen una fuerte influencia en el tamaño y forma de la TAZ generada alrededor del pozo de bombeo. El valor del caudal calculado depende a su vez de distintos factores como la demanda térmica, la cual es función del clima en la zona de estudio y las condiciones estructurales del edificio a temperar. Otros parámetros relevantes estudiados son la distancia que hay entre los pozos de bombeo y de inyección y el flujo de aguas subterráneas. Las propiedades térmicas e hidráulicas también tendrían influencia en la forma de la TAZ, pero no son examinadas en profundidad en este trabajo. En cuanto a los resultados de los distintos casos estudiados, se puede concluir que las diferentes opciones simuladas pueden ser implementadas en la realidad. Considerando que a consecuencia del agua inyectada al acuífero se observan variaciones en la temperatura del agua bombeada, dichas variaciones no sobrepasan los 0,5°C si la temperatura del acuífero está próxima a 16°C. Una consideración importante al momento de elegir uno de los modelos simulados es la dimensión de la zona de afectación termal ya que esta puede interferir en el uso de otros posibles sistemas en los alrededores de la zona estudiada. El tiempo necesario para recuperar la inversión está entre 2 y 12 años dependiendo del sistema de calefacción con el que se compare. Además, para comparar los resultados del sistema abierto se simularon pozos con sistema cerrado. La simulación indica que un pozo de 100m puede extraer 3,75 kW. Esto equivale a la necesidad de instalar cerca de 68 pozos para suplir la demanda térmica del hotel. La falta de espacio en la zona y el alto costo de inversión de este modelo solo dejan como opción viable a realizar los escenarios propuestos con pozos de sistema abierto. / Este trabajo se enmarca dentro del Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (CEGA), proyecto FONDAP CONICYT N° 15090013