Geóloga / En el contexto energético de Chile, en que la capacidad instalada es de 18703.6 MW (correspondiente al 99 % de la capacidad instalada nacional), en que la matriz de energía eléctrica de Chile está compuesta principalmente por hidroelectricidad y generación de origen térmico, que la capacidad de generación debería aumentar en 800 MW/año y que el costo de energía eléctrica va en aumento con el tiempo, resulta imprescindible considerar nuevas formas de generar energía eléctrica. Las características geológicas del país, con un arco volcánico activo con manifestaciones termales que se extienden de norte a sur, sugieren que Chile posee un alto potencial geotermal. En efecto, Lahsen (1986) realizó una estimación preliminar del potencial geotermal asociado a recursos de mediana a alta entalpia (> 150ºC) en Chile. La estimación arrojó valores del orden de 16.000 MW por al menos 50 años que correspondería prácticamente a duplicar la capacidad actual de generación. En el presente trabajo se realizan estimaciones del potencial de generación de energía eléctrica del Campo geotermal de El Tatio, que se ubica en la segunda región de Antofagasta, en el norte de Chile (22.33°S, 68.01°W), con el método del volumen con simulaciones de MonteCarlo. El método consiste en encontrar la función de probabilidad del potencial geotérmico a partir de variables aleatorias; evalúa la función a estudiar en n escenarios diferentes seleccionados de manera aleatoria, asignando al azar un valor a cada variable en su dominio de pertenencia. Para llevar a cabo la estimación se analiza la geoquímica y geotermometría de las fuentes termales, se estiman los valores de los parámetros variables de la simulación teniendo en cuenta la geología. Se efectúan ajustes normal y de Birnbaum-Saunders (B-S) a los resultados junto con un análisis de sensibilidad de cada parámetro. Finalmente se compara con estimaciones hechas por empresas de exploración geotérmica. Los resultados obtenidos indican que para B-S (el mejor ajuste) se tiene que con un 90% de probabilidad la capacidad de generación de energía eléctrica se encuentra en el rango superior a 33 MW, con un 55% de probabilidad en el rango superior a 59 MW y con un 10% de probabilidad en el rango superior a 93 MW. Mediante el análisis de sensibilidad, el escenario más favorable se alcanza con el valor máximo del área y es de 90.32 MW, comparable con la estimación hecha por Geotérmica del Norte (GDN, 2010) de 91 MW.

Ingeniero Civil Eléctrico / Chile tiene un enorme potencial de energías renovables, en particular en recursos solares en la zona norte de su país. En el mundo el costo de estas tecnologías ha disminuido considerablemente volviéndolas competitivas en el mercado. Sin embargo, su alta variabilidad hace necesario integrar tecnologías de almacenamiento para mejorar la seguridad del sistema. Bajo este contexto, dado que Chile se encuentra cercano a la construcción de la primera central de concentración solar con almacenamiento térmico en la región, el presente trabajo compara tres metodologías de despacho para una central de concentración solar de 300 [MW] y 12 horas de almacenamiento térmico en el Sistema Eléctrico Chileno, proyectado hacia el año 2020, con el fin de evaluar la mejor alternativa para el despacho de estas centrales Los despachos analizados son: (1) minimización de costos, en el que la central se despacha al igual que el resto del sistema con el fin de minimizar los costos de operación; (2) generación constante, en el que la central entrega potencia constante durante 24 horas mientras las condiciones de radiación solar lo permitan; y, (3) maximización de utilidades, en el que la central es capaz de auto despacharse con el fin de maximizar sus utilidades por ventas al mercado spot. De los resultados se desprende que este tipo de tecnología aporta muchos beneficios al sistema, como son la mejor integración de energías renovables y la disminución de la utilización de combustibles fósiles para la generación de energía, reduciendo los costos del sistema y las emisiones contaminantes. Por otro lado, el despacho de generación constante si bien logra efectos positivos en términos de disminución de costos y emisiones, empeora la integración de energías renovables y resulta en una forma ineficiente para despachar a esta central. Por último, el despacho maximizando las utilidades permite disminuir los costos de operación en menor medida, aumentando sus utilidades respecto al caso de minimización de costos, pero esto implica otorgarle poder de mercado a un participante, el cual, si bien es pequeño en consideración al resto del sistema, logra realizar cambios en los precios en especial en las horas punta.

Propone resolver problemas de optimización en altas dimensiones que surgen en la gestión de la producción de energía eléctrica debido a la aleatoriedad de los da- tos. Más específicamente, consideramos el problema de la planificación a mediano plazo (MTPP, por sus siglas en ingles) de la producción de energía eléctrica bajo incertidumbre que apunta a la gestión de diversas plantas de producción durante un perıodo de varios meses (incluso años). En general, estos sistemas deben satisfacer una gran variedad de estrictas restricciones operativas en un entorno de toma de decisiones altamente incierto. En este contexto, establecemos los tres acoplamientos naturales de tiempo-espacio-aleatoriedad relacionados con esta aplicación, en donde la aleatoriedad de los datos es modelada por una filtración de un proceso estocástico. Los métodos que recogemos para la discretizacion del proceso estocástico, es aquel desarrollado en [Lenoir, 2008], los cuales se basan en una estimación no paramétrica sobre las esperanzas condicionales propuestas en [Nadaraya, 1964; Watson, 1964]. El enfoque que usamos posteriormente para resolver el problema discretizado, consiste en la optimización no diferenciable de la suma de dos funciones convexas, los cuales son abordados mediante la teoría de los operadores monótonos. Este planteamiento, nos permite estudiar las propiedades de convergencia de diferentes algoritmos clásicos y modernos en un modo unificado como algoritmos de punto fijo. Además, examinamos algunas familias de algoritmos de descomposicion-coordinacion resultantes de los “operator splitting methods”, a saber, los métodos Forward-Backward, Douglas-Rachford y Peaceman-Rachford, los cuales permiten la implementación de algoritmos proximales paralelos y distribuidos para resolver problemas de optimización convexa. En particular, un algoritmo sobre el cual estamos fuertemente interesados, es el “Alternating Direction Method of Multipliers”(ADMM) que comparte lazos con, por un lado, los métodos Lagrangianos aumentados y, por otro, con la teoría de los operadores splitting visto como un caso especial del algoritmo de Douglas-Rachford. Finalmente, implementamos dos modelos matemáticos sencillos (con sus respectivas soluciones numéricas) para la gestión de la producción de energía eléctrica; el primero de naturaleza estocástico y el segundo de naturaleza determinístico. / Tesis

Ingeniera Civil Eléctrica / La introducción de energía renovable (ER) a gran escala es un fenómeno mundial producto del cambio climático y la necesidad de los países de independizar sus matrices energéticas. Específicamente en Chile la política energética proyecta una matriz que se componga de un 60% de ER al año 2035. En particular, la generación de energía solar se caracteriza por su variabilidad e incertidumbre, lo que sumado a la inminente instalación de este tipo de energía de manera concentrada en el Sistema Interconectado del Norte Grande de Chile (SING), podría provocar serios problemas de estabilidad en el sistema. En términos de variabilidad del recurso solar se destaca el efecto nube, que deriva en cambios bruscos de generación fotovoltaica (PV) y, en definitiva, afecta a la estabilidad de frecuencia del sistema. Frente a lo anterior, se han realizado estudios que muestran que mantener reservas fotovoltaicas, operando en deload, es una estrategia eficaz de regulación de frecuencia. Sin embargo, dichos estudios utilizan reservas PV constantes lo que representa una pérdida significativa de generación. El presente trabajo busca aportar a la línea de investigación mencionada e introducir reservas calculadas dinámicamente para hacer un uso eficiente de la generación PV y simultáneamente contribuir a mantener la estabilidad de frecuencia. El método de cuantificación de reservas se basa en un modelo de pronóstico de generación solar. La estrategia busca reservar la potencia necesaria para enfrentar una caída de generación pronosticada considerando un margen de error de pronóstico con un nivel de confianza dado. El error de pronóstico se determina mediante un estudio estadístico del modelo de predicción, considerando conjuntos de datos representativos de una escala anual, estacional y mensual, con el fin de establecer comparaciones entre cada caso. Además, el problema se aborda de manera local, donde cada planta PV determina sus reservas de manera independiente, y a nivel centralizado, donde el operador del sistema cuantifica la reserva total considerando todas las plantas PV existentes y la distribuye entre ellas. La metodología propuesta se aplica en el modelo del SING proyectado al año 2020, al considerar un día con alta variación de irradiación solar según las condiciones locales. La proyección del sistema considera una penetración PV equivalente a un 25% de la capacidad total instalada. Se realizan simulaciones dinámicas en el software PowerFactory DigSILENT para observar el desempeño de las reservas determinadas dinámicamente en comparación con reservas constantes y el caso base sin reservas. Los resultados obtenidos muestran que la metodología propuesta de reservas dinámicas presenta una satisfactoria regulación de frecuencia ya que logra mantenerse dentro de los límites permitidos por la normativa chilena. Al mismo tiempo significa una considerable disminución de pérdidas asociadas a reservas sobredimensionadas respecto a trabajar con reservas constantes de 15%. Además, se obtiene que abordar el problema de manera centralizada significa menores montos de reservas que a nivel local.

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.

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 principal objetivo de la presente memoria de titulo es la realización de un análisis técnico-económico que permita establecer cuál es la mejor opción de negocio en cuanto a la utilización de los pequeños medios de generación ubicados en las divisiones de Anglo American Chile, ya sea como empresa de generación bajo diferentes regímenes o como autoconsumidor de su propia energía. Esto viene a raíz de un interés de la compañía en explorar variadas alternativas de producción de electricidad que aseguren el suministro eléctrico a sus instalaciones en caso de racionamiento o situación de excepción en el Sistema Interconectado Central. La particularidad de este proyecto es el hecho de utilizar generadores ya existentes por lo cual no se requiere inversión en equipos. Primero se realizó un análisis a las características internas del mercado chileno, como su legislación para pequeños generadores, normativas específicas y restricciones. También se analizaron experiencias extranjeras asociadas a esta temática además de centrar los esfuerzos en la definición que se tiene de la autoproducción. A continuación del análisis regulatorio se procedió a definir el sistema eléctrico de cada una de las divisiones, la capacidad de generación de cada unidad, los sistemas de transmisión y las demandas proyectadas, llegando a 20,4 [MW] potenciales de generación distribuidos en la totalidad de las instalaciones de las faenas mineras. A partir de esto se ubicaron las unidades en el sistema, además de proyectar los costos marginales, costos de combustibles y precios de nudo para el posterior estudio de alternativas. A partir de lo anterior se realizó un análisis basado en diferentes escenarios probables de generación. Se conoció la conveniencia de trabajar como empresa de generación o mediante estrategias de ahorro. En el primer caso se buscaron diferentes maneras de comercializar la energía y despacharla. Se analizó el caso de racionamiento, en el cual se producen pérdidas considerables si ocurren episodios de este tipo a lo largo del proyecto. Finalmente se concluye que la mejor opción de negocio corresponde a una empresa de generación con régimen de PMG operando con autodespacho vendiendo a costo marginal con beneficios de 17,8 MUS$ en un período de 10 años si no despacha, teniendo sólo como entradas los ingresos por potencia, con costos despreciables pero a disposición del sistema cada vez que se requiera.

El terremoto ocurrido el 27 de Febrero del 2010 en la zona centro-sur de Chile, dejó en evidencia la escasa autonomía eléctrica local de los centros de consumo, vinculados a un frágil sistema de abastecimiento eléctrico. De ahí la necesidad de avanzar hacia una matriz energética diversificada, que impulse la independencia energética de las distintas localidades, e incremente la confiabilidad del suministro eléctrico. En este sentido, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) apuntan a jugar un rol protagónico en la solución, impulsadas por la tendencia al alza del precio de los combustibles fósiles, y la disminución en el costo de generación de la energía eléctrica proveniente de fuentes renovables. Es así como los sistemas híbridos de generación eléctrica conectados a la red ofrecen una solución directa a la problemática planteada, principalmente en localidades rurales expuestas a frecuentes y prolongados cortes de suministro eléctrico. Como estrategia de trabajo, se desarrolla una metodología que permita el diseño de un sistema híbrido Fotovoltaico (PV) -Eólico-Diesel con almacenamiento conectado a la red, que sea capaz de entregar autonomía energética frente a un prolongado corte en el suministro eléctrico proporcionado por la red, y que tenga la capacidad de inyectar a la red los excedentes energéticos que no se consumen. La metodología generada propone un desarrollo paso a paso, comenzando por la búsqueda de datos estadísticos de las fuentes energéticas primarias solar y eólica, hasta finalizar encontrando la configuración óptima del sistema híbrido bajo el criterio mono-objetivo económico, que cumple las condiciones técnicas especificadas. Como herramienta de resolución, se utiliza el programa de optimización para modelos de micro-energía HOMER, el cual selecciona los equipos y configura el sistema idóneo. La metodología se ejemplifica y valida, con la aplicación de la misma al caso de la Posta de la localidad rural de Boyeruca, estudiando los resultados técnicos y económicos en función de distintos períodos de corte de suministro eléctrico. También se evalúa la dependencia de las configuraciones óptimas en función de parámetros como: radiación solar, precio del diesel, contrato de venta de excedentes eléctricos y precio de los equipos. Este trabajo permite aplicar la metodología de diseño desarrollada, a cualquier otra localidad en la que se desee resolver problemas de autonomía y confiabilidad mediante un sistema híbrido con almacenamiento conectado a la red, basado fundamentalmente en los recursos renovables solar y eólico. También invita a la incorporación futura de especificaciones en la metodología, que permitan obtener resultados más precisos o que incorporen otras fuentes energéticas.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Metalurgia Extractiva. Ingeniero Civil de Minas / Uno de los principales cambios que enfrentan hoy en día las mineras es la reducción de costos sumado a una búsqueda por el aumento de la productividad de sus trabajadores. La etapa de molienda en el procesamiento de minerales de cobre representa casi el 50% del consumo eléctrico del total de la mina situándolo como un foco de atención en la búsqueda de oportunidades. Sumado a lo anterior, hay una alta concentración de faenas en el Desierto de Atacama, el cual tiene uno de los potenciales solares más grandes del mundo debido a su alta irradiancia. El presente trabajo tiene como objetivo la exploración de una posible sinergia entre una planta de generación de energía fotovoltaica con un sistema de almacenamiento de energía en baterías con el proceso minero de la molienda semiautógena. Se plantea mediante el desarrollo de un modelo que permita entregar el tamaño óptimo de la planta fotovoltaica junto a su sistema de baterías que se integre de mejor forma al consumo del molino de manera híbrida sin desconectarse de la red eléctrica para obtener el mayor beneficio económico y ambiental con resultados confiables. Para realizar esto se propone el desarrollo de un modelo de optimización determinista para analizar los distintos efectos que tienen las principales variables del proceso sobre la disminución del consumo de la red eléctrica. Estas variables son la potencia contratada, el tamaño de la planta fotovoltaica y las capacidades de energía y potencia del sistema de almacenamiento de baterías. Para realizar el dimensionamiento de la planta que minimice los costos totales se propone un modelo de optimización estocástico el cual integre la incertidumbre de la generación de energía solar y del mineral derivada de su dureza provocando variaciones en el consumo de potencia del molino. La integración de la energía fotovoltaica al proceso puede ser fuertemente asistida mediante una administración adecuada de la dureza del mineral como demand side management, en donde se aproveche la energía solar durante el día alimentando al molino el mineral duro, y complementando con la energía almacenada en las baterías el consumo del mineral blando durante la noche. Como resultado de este trabajo se tiene que la potencia contratada tiene un gran efecto sobre las variables, donde la planta fotovoltaica y las baterías están estrechamente relacionadas para la reducción de costos evitando el sobreconsumo respecto a la potencia contratada. El dimensionamiento óptimo logra una reducción de costos totales de 31.8% anual con respecto a la operación sin energía solar para este caso de estudio. La administración del mineral resulta en una mejor integración mostrando que existe sinergia de la energía solar con esta etapa de la molienda, produciendo mayores ahorros gracias a una necesidad de una menor inversión en baterías mostrando grandes posibilidades para la aplicación de esta tecnología en las minas del futuro. Como trabajo futuro se propone la integración de los costos de realizar demand side management junto al estudio detallado del impacto que la separación de durezas tiene sobre el proceso completo. Además, se propone considerar una aproximación del uso de múltiples tipos de baterías para integrar el efecto de las estaciones del año en la optimización y dimensionamiento.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Las micro-redes son soluciones sustentables para la electrificación de zonas rurales que pueden hacer uso de sus recursos renovables. En este estudio, se propone un nuevo método para la planificación de micro-redes que incluye explícitamente el efecto de la incertidumbre de variables críticas que definen el diseño del sistema, como lo son las fuentes renovables y la demanda eléctrica. Se propone la utilización modelos difusos de T&S y modelos de intervalos basados en el método de la covarianza, ya que los primeros permiten caracterizar las no-linealidades del fenómeno a modelar, mientras que los segundos pueden representar sistemáticamente las incertidumbres asociadas a dichas variables críticas con un cierto nivel de confianza. Para el diseño de cualquier sistema eléctrico se requiere identificar la dimensión y comportamiento de carga a la cual se desea abastecer a través de su registro continuo y prolongado, lo cual no siempre es posible, especialmente si se trata de localidades aisladas o de difícil acceso. Para solucionar esto, se implementa un simulador de carga basado en Cadenas de Markov, obtenido a partir de la agrupación previa de hogares en función de su información socio-demográfica empleando el algoritmo de redes neuronales Self-Organizing Map . Basado en modelos de intervalos, se obtienen un conjunto de escenarios posibles, en donde se resuelve el problema de optimización de planificación de la micro-red, obteniendo la topología del sistema y el dimensionamiento de cada una de sus unidades. Los resultados obtenidos en este proceso son la base para el estudio de factibilidad y de diseño de un proyecto de micro-red. La metodología propuesta es aplicada para la planificación de una micro-red conectada a la red principal, basada en fuentes solar y eólica, en la comunidad rural Mapuche de José Painecura Hueñalihuen, IX Región de la Araucanía, Chile. En este caso de estudio, se determina que la modelación lineal es suficiente para caracterizar el comportamiento de la velocidad del viento y de la radiación solar, mientras que se requiere de la identificación de un modelo difuso para representar la no-linealidad del comportamiento de la demanda eléctrica. Por otro lado, a través de la identificación de modelos de intervalos, se obtiene que la velocidad del viento presenta una mayor incertidumbre que la radiación solar y la demanda eléctrica. Por lo tanto, el recurso eólico es la variable que mayor influencia tiene en la diferenciación de los distintos escenarios posibles. En función de las características locales y técnicas de cada unidad considerada, junto con los costos estimados y considerando un escenario conversador, se obtiene que el diseño final la micro-red es principalmente compuesta por tecnología fotovoltaica.