Ingeniero Civil Químico / This work reports the application of the Life Cycle Assessment (LCA) technique to the analysis of the main copper production processes in the Chilean context. The goal of the study was to estimate the environmental benefit, in terms of Global Warming Potential (GWP), that can be achieved with more intensive use of solar technologies to produce energy for the Chilean mining industry. Specifically, the copper industry and its GWP are the focus of the work. A baseline for current GWP of pyro and hydrometallurgical copper processes was built, using 2014 average data for the Chilean industry. Pyro-processes are estimated at 4.901 [kgCO2eq(ton Cu)-1] and hydro-processes at 3.960 [kgCO2eq(ton Cu)-1]. Most of the overall Green House Gases (GHG) emissions for each type of process are electricity-related (87% in pyro-process and 76% in hydro-process). Photovoltaic (PV), Concentrated Solar Power CSP, and solar thermal technologies were assessed. For pyro-process GWP decreases 10% when integrating PV and 35% when integrating CSP. And for hydro-process GWP decreases 14% with PV, 48% with CSP and 4% when employing solar thermal technology. The highest GWP reduction is achieved when both CSP and solar thermal technologies are integrated in hydro-process. 2.090 [kgCO2eq(ton Cu)-1] are saved and GWP of this process decreases 53%. Suggestions for future steps of this research are: perform technical feasibility and economic evaluations of proposed alternatives, evaluation of other mixed technologies scenarios, improving process step-resolution in the models, and adopting a process-comprehensive approach (understanding the purpose of every energetic resource in the process). This will allow to achieve a better comprehension of the processes under study and propose new alternatives for solar technology integration in mining industry. El presente trabajo da cuenta de la implementación del método de Análisis de Ciclo de Vida (LCA, por su sigla en inglés) a los principales procesos productivos del cobre en el contexto chileno. El objetivo de este trabajo es estimar el beneficio ambiental que se podría alcanzar con un uso más intensivo de tecnologías solares en la industria minera nacional. Específicamente, el trabajo se enfoca en el potencial de calentamiento global (GWP por su sigla en inglés) de la industria de cobre. Se construyó una línea base para el GWP de los procesos piro e hidrometalúrgicos, considerando las condiciones actuales y empleando datos promedios para la industria chilena para 2014. Las emisiones del proceso pirometalúrgico se estiman en 4.901 [kgCO2eq(ton Cu)-1] mientras las del hidrometalúrgico en 3.960 [kgCO2eq(ton Cu)-1]. La mayoría de las emisiones totales de Gases de Efecto Invernadero para cada tipo de proceso provienen de la generación eléctrica (87% en pirometalurgia y 76% en hidro). Se evaluaron las tecnologías fotovoltaica (PV), solar de concentración (CSP) y solar térmica. La mayor reducción del GWP se logra al integrar CSP y solar térmica en el proceso hidrometalúrgico. Se dejan de emitir 2.090 [kgCO2eq(ton Cu)-1] y el GWP disminuye en un 53%. En pirometalurgia GWP disminuye 10% cuando se integra PV y 35% con CSP. Y en hidrometalurgia GWP disminuye 14% con PV, 48% con CSP y 4% con solar termal. Para los próximos pasos en la investigación se sugiere: realizar análisis económicos y de factibilidad técnica para las alternativas propuestas, evaluar la utilización de otras combinaciones de tecnologías solares, aumentar la resolución en etapas con la que se representa las líneas productivas y adoptar un enfoque de comprensión del uso de los recursos energéticos en el proceso (process-comprehensive approach). Esto permitirá lograr una mejor comprensión de los procesos en estudio y proponer nuevas alternativas para la integración de tecnologías solares en minería.

Tesis para optar al grado de Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El presente proyecto aborda la evaluación técnico-económica y estratégica de una central generadora de energía eléctrica fotovoltaica en el Sistema Interconectado Central (SIC), incorporada dentro de las posibilidades de expansión de la empresa AES Gener. El producto que vende esta planta solar es energía y potencia eléctrica, y atributo de Energía Renovable No Convencional (ERNC). Los posibles clientes para esta planta son: mercado licitaciones, clientes libres y regulados, generadores (que compran atributo ERNC) y mercado spot. Se realiza un análisis FODA por tipo de cliente, concluyendo que la principal fortaleza consiste en la certeza en los flujos por venta de energía y potencia, y la principal debilidad es la dependencia del costo marginal, que posee alta incertidumbre ya que depende de muchos factores: hidrología, mantenimientos, fallas de centrales, etc. Fortalezas comunes a todos los segmentos tienen que ver con el tipo de tecnología: bajo costo operacional, rápida instalación, y es tecnología limpia con el medio ambiente. Las principales oportunidades consisten en la baja en los costos de inversión que ha experimentado en los últimos años, y la lentitud de los proyectos tradicionales de generación de energía versus la rapidez de instalación de esta central. La debilidad consiste en que todavía los costos de inversión son relativamente altos, y el bajo factor de planta. La principal amenaza consiste en la gran cantidad de generadores que ingresaría gracias a la nueva Ley 20/25 , que fomenta la instalación de plantas ERNC al imponer una cuota de generación de 20% de la energía contratada por los generadores, al año 2025. Se establecen y analizan tres posibles estrategias de contratación: a) Venta de energía a un cliente libre o regulado, y venta del atributo ERNC excedente, b) Venta al mercado spot a costo marginal, sin contrato, y venta del atributo ERNC a generadores deficitarios; c) Licitaciones ERNC. Para evaluar el margen comercial, se realiza una simulación de Montecarlo a través del modelo SDDP para diferentes escenarios de costos de combustibles, desde el año 2018 hasta el 2029, de modo de representar la incertidumbre presente en un modelo hidrotérmico. Luego, se obtienen los márgenes correspondientes para distintos precios de contrato y potencia: para cada precio de contrato, se busca la potencia óptima que minimice el CVaR, calculado como el promedio del 5% de los márgenes más bajos. Además, se simula la venta a través de mercado de licitaciones, concluyéndose que la estrategia óptima comercial consiste en establecer un contrato con un cliente, a precio 92 [USD/MWh] por venta de energía, con potencia contratada igual a 10 [MW] y a un precio de 10 [USD/MWh] la venta del atributo ERNC a generadores deficitarios. Al realizar el flujo de caja puro a 25 años (vida útil de la central), se encuentra que el VAN a 10% de tasa asciende a $9.472 [kUSD], con una TIR de 12,11%. El proyecto es altamente sensible a la tasa de interés elegida, por lo que si se elige una tasa superior a la TIR, ya no es rentable. Adicionalmente, se considera un costo de inversión de 2.000 [USD/kW]. El proyecto resulta rentable sólo hasta inversiones de 2.350 [USD/kW], más allá de ese valor el VAN es negativo.

Ingeniero Civil Eléctrico / La energía eólica permite a los países diversificar su matriz energética utilizando un recurso natural y disponible localmente, lo cual contribuye a su independencia de los mercados internacionales de combustibles fósiles. En Chile, actualmente existe potencial para la instalación de 40.000 MW en turbinas eólicas. La baja huella de carbono asociada a esta tecnología ha promovido su integración al Sistema Eléctrico Nacional. Debido a la naturaleza estocástica del viento, la energía eléctrica generada con fuentes eólicas se comporta de forma variable e intermitente. Estas variaciones se producen a escala diaria e incluso intra-horaria y suponen un problema para el operador del sistema eléctrico, lo cual convierte a este fenómeno en una de las barreras que deben ser sorteadas para favorecer su incorporación a cualquier sistema eléctrico de potencia. En el presente documento, se propone la diversificación geográfica como mecanismo de mitigación de la variabilidad intra-diaria de la producción conjunta de electricidad de un grupo de parques eólicos, utilizando la desviación estándar de la curva diaria de generación eléctrica como métrica de la variabilidad de las fuentes eólicas. Para esto se utilizó un modelo de optimización adaptado del modelo de Selección de Carteras de Markowitz, que permite hallar la forma óptima de repartir la potencia nominal instalada sobre un conjunto de perfiles geográficos de generación eléctrica, de manera de cumplir con un nivel dado de potencia media generada y minimizar la variabilidad. A partir de la curva de Markowitz, se eligen tres configuraciones diferentes que representan tres planes de expansión de generación eólica al año 2025, estos planes de expansión se comparan con el plan de expansión del caso base obtenido de un estudio previo. La primera configuración, presenta el menor promedio de desviación estándar intra-diaria, y un factor de planta 7.6% menor que el caso base. Se obtuvo una reducción del promedio de variabilidad anual del 36.5 %. La segunda configuración, presenta un promedio de desviación estándar intra-diaria menor que el caso base, con igual factor de planta que éste. En este caso se reduce la variabilidad intra-diaria en un 32.4 %, y la energía generada por fuentes eólicas mantiene su nivel. Finalmente, se estudió una tercera configuración, en la cual se logra producir un 7.6% más de energía, con una variabilidad prácticamente igual que el caso base. La energía generada por los proyectos considerados en estos planes de expansión permite, en promedio, evitar la emisión de 9.4 millones de toneladas de CO2 que resultarían de generar dicha energía con unidades termoeléctricas a carbón. En general, los tres escenarios reducen la razón entre variabilidad intra-diaria y potencia media. Finalmente estos planes se evaluaron utilizando el modelo de Programación de Corto Plazo (PCP) que utiliza actualmente el CDEC-SIC, para analizar, mediante los resultados del predespacho, el impacto que éstas configuraciones tienen sobre el desempeño del sistema. Los resultados indican que los casos 2 y 3 requieren de una menor cantidad de energía generada por fuentes térmicas para mantener el balance, con respecto al caso base, con lo cual se logra una reducción del 0.4% y del 3.4% -respectivamente- en las emisiones de CO2 del parque térmico. Mientras que para el primer caso, debido al menor factor de planta total, la generación térmica aumenta en un 0.9% con respecto al caso base, lo que implica un 0.8% más de emisiones de CO2.

Geólogo / La bomba de calor geotérmica es el principal medio de explotación de la energía geotérmica de baja entalpía. Las estadísticas muestran que su uso ha aumentado un 10% anual a nivel mundial en los últimos cinco años con una capacidad instalada de ~40 GWt en 2016. En Chile su uso es limitado, pero también tiene una tendencia al alza en los últimos años. Temuco en la Región de la Araucanía presenta serios problemas de contaminación por el uso de leña húmeda como combustible y su aporte a la emisión de material particulado, el cual llega en el mes de junio a los 98 µg/m3 en el caso de MP 2,5 y 115 µg/m3 para el MP 10, superando ampliamente la norma nacional y de la OMS. Este trabajo estima el potencial del recurso geotérmico aplicado a bombas de calor geotérmicas en Temuco sus 3 modalidades: circuito cerrado horizontal (GSHP Ground Source Heat Pump), circuito cerrado vertical (BHP Borehole Heat Pump) y circuito vertical abierto (GWHP Groundwater Heat Pump). Trabajando en la hipótesis de que existen predios en la ciudad donde es posible la instalación de colectores horizontales cerrados y que las características hidrogeológicas son favorables para sistemas verticales, se estima el potencial de cada uno de los intercambiadores de calor geotérmicos. La metodología considera un análisis hidrogeológico con información de la Dirección General de Aguas (DGA), un análisis cívico con el Plan Regulador Comunal (PRC) de la ciudad y su interpretación mediante el software geoestadístico Arcgis 10.3. Se estudia la profundidad del agua subterránea y su temperatura, para evaluar la viabilidad de sistemas abiertos (GWHP). Se realizan secciones estratigráficas y un estudio del calor extraíble de los sedimentos con el fin de estimar la capacidad de los sistemas BHP. Finalmente, las restricciones espaciales del PRC indican la favorabilidad de implementar sistemas GSHP. Los resultados muestran que un de 49% del PRC de la ciudad, puede ser climatizado mediante sistemas del tipo GSHP. La temperatura del suelo a 1,5 m de profundidad permitiría al sistema un coeficiente de rendimiento (COP) entre 3,7 y 4,3, significando costos operacionales anuales de 90 a 320 mil pesos (USD$ 140 a USD$ 490). La profundidad del agua subterránea está entre los 3 y los 30 m, lo que sumado a una potencia del acuífero de al menos 100 m sugiere a los sistemas GWHP como una buena alternativa, ya que requieren profundidades a perforar de 24 a 64 m en promedio (solo pozo productor) y presentan un COP promedio de 5,6 implicando un costo operacional anual de 65 a los 230 mil pesos (USD$ 100 a USD$ 350). También se realiza el estudio para sistemas del tipo BHP, donde la profundidad a perforar requerida para suplir las demandas térmicas para una vivienda pareada de 68 m2 está entre los 20 y los 42 m y el costo operacional es similar al de un sistema GSHP. / Esta memoria fue financiada por el proyecto Conicyt-Fondap 15090013

Memoria para optar al título de Arquitecta

En la actualidad la generación de energía eléctrica representa el tipo de energía con mayor influencia para el desarrollo de la sociedad. Destacando su importancia, se toma en cuenta la fuente de generación para conseguir este tipo de energía, en el cual cabe mencionar el uso frecuente de combustibles fósiles (gas, carbón, diésel), siendo un gran problema ambiental, debido a la emisión de grandes cantidades de CO2. Además de la fuente de generación, otro elemento importante en los sistemas de generación actual, son las grandes distancias existentes desde el punto inicial de generación hasta al usuario final, lo cual representa implementaciones de grandes estructuras para el transporte de energía, perdidas de voltaje, disminución de confiabilidad, entre otros problemas. Los sistemas de generación distribuida, o también llamada generación insitu, se presenta como una solución para los dos problemas puntualmente mencionados anteriormente en relación a la generación eléctrica, ya que este tipo de generación se basa en el uso de fuentes de energía renovables, destacando la energía solar. El presente trabajo pretende determinar la factibilidad de integrar un sistema de generación distribuida en la empresa “ALDUR NUTRIPELLET” con conexión a la red de media tensión. Se realizará un método de selección para determinar el sistema de generación más adecuado en base a criterios propuestos, además se realizará el cálculo necesario para el diseño y dimensionamiento de acuerdo al resultado del método de selección. También se mostrará el estado actual en el que se encuentra el alimentador el cual suministra de energía eléctrica a la empresa a partir de informes y registros de medición realizado por la empresa concesionaria. Luego se describirá la conexión del sistema eléctrico a través de un análisis de flujo de potencia incluyendo el sistema de generación propuesto y finalmente se analizará el impacto técnico y económico de la integración del sistema en la red eléctrica de media tensión. Al desarrollar la integración del sistema de generación distribuida disminuyó la caída de tensión y cargabilidad en las líneas. Asimismo, se cumple con las tolerancias impuestas por “La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)” tanto en tensión como en frecuencia eléctrica. Además, según el presupuesto planteado, se consiguen indicadores económicos tales como VAN de S/. 427 260,41 y TIR de 33%, representando la factibilidad del proyecto.

En el presente trabajo de investigación, el objetivo principal es dimensionar un sistema eólico – fotovoltaico, el cual nos va a permitir autoabastecer a la universidad católica Santo Toribio de Mogrovejo, ubicada en el distrito de Chiclayo, provincia de Chiclayo, departamento de Lambayeque. La energía promedio de consumo de la universidad es de 80 kWh. Teniendo en consideración que la radiación promedio anual ES DE 4,7 𝑘𝑊ℎ𝑚2⁄ (según data del Atlas solar del Perú), con respecto a la velocidad de viento promedio anual es de 6,5 𝑚𝑠⁄ (de acuerdo a la data obtenida por el Atlas eólico del Perú 2016). El sistema propuesto está conformado por un aerogenerador AIR 30 PRO, 40 paneles fotovoltaicos de 360 Wp, 10 controladores de corriente, 1 inversor de corriente y 20 baterías de 260 Ah; teniendo un coto de inversión de S/. 425,122.46. La propuesta de la implementación de este sistema eólico – fotovoltaico, es para fomentar la generación de RER (recursos de energía renovables), y así disminuyendo las emisiones de gases de efecto invernadero. Es de conocimiento público que la USAT, es la primera universidad a nivel del departamento de Lambayeque que está reconocida en la huella de carbono, la cual es una iniciativa del Ministerio del Ambiente para la disminución de gases de efecto invernadero.

En el Perú existen regiones que tienen zonas rurales donde no llega el servicio de energía eléctrica y la región Lambayeque es una de ellas. Tal es el caso del caserío Pampa de Lino ubicado en el distrito de Jayanca, donde varios fundos agrícolas se ven obligados a conectarse a la red de energía más cercana, lo cual implica grandes costos para su uso. Por ende, el objetivo de esta investigación fue dimensionar un sistema hibrido eólico–fotovoltaico de baja potencia para el suministro eléctrico en el fundo La Campiña. Para ello, se utilizó el diseño de investigación correlacional bajo un enfoque cuantitativo, con un tipo de investigación aplicado – no experimental. Donde se determinó la demanda estimada en el décimo año, la que resultó 2,37 𝑘𝑊 y una energía promedio de 9,38 𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎. Se utilizaron tres tipos de base de datos para la radiación solar: atlas solar del Perú, el software RETScreen Expert y el software line POWER Data Access Viewer, obteniendo el dato de 4,01 𝑘𝑊ℎ/𝑚2/𝑑í𝑎. Los datos de velocidad del viento fueron obtenidos del software line POWER Data Access Viewer y sirvieron para la sistematización de la energía que suministra el aerogenerador. Finalmente, se determinó que instalar un sistema hibrido eólico-fotovoltaico, logra abastecer de energía eléctrica al fundo la Campiña, y que al ser fuentes de energías renovables son una excelente opción.

La presente tesis propone diseñar un sistema undimotriz tipo captador puntual para la generación eléctrica en el Perú, con tecnología que permita mitigar los impactos ambientales a consecuencia de la generación eléctrica. Se seleccionará la zona óptima para el aprovechamiento adecuado del oleaje marítimo, diseñando un sistema para utilizar la máxima fuerza del mar en el proceso de generación. Se obtendrá datos de altitud y periodo de ola de la Dirección de Hidrografía y Navegación (DIHIDRONAV), así mismo se calculará y diseñarán los componentes del sistema. Finalmente se define el costo del proyecto y se representa el proceso industrial mediante un esquema gráfico. El modelo de generación propuesto consta de 6 boyas oscilantes, que aprovechan el movimiento ascendente y descendente, inyectando agua a presión para romper la inercia de una turbina pelton. La potencia estimada del proyecto es de 5 MW. La zona de instalación fue escogida por tener datos de mayor proporción (Altura, profundidad y periodo), mejor cercanía a sub-estaciones y la orografía de terreno, ya que facilita la instalación considerablemente. Una de las dificultades de funcionamiento es un comportamiento anormal de las aguas, que conllevaría a alterar el diseño y el tiempo de vida útil. Si sustituimos todos los sistemas convencionales que usan combustibles o recursos derivados del petróleo por esta tecnología Undimotriz, se mitigarían los impactos ambientales producidos por la generación eléctrica hasta un 20%, el diseño partirá desde la captación del recurso hídrico hasta la conversión de energía mecánicaeléctrica, la tesis no incluye el control ni distribución de electricidad, la propuesta es una idea netamente académica cuya implementación puede ser posible en un futuro cercano.

El presente estudio tiene por finalidad desarrollar un modelo de Programación Lineal Entera Mixta que permita dimensionar sistemas híbridos de generación de electricidad a base de fuentes de energías renovables tomando en cuenta consideraciones como: el área máxima permitida por tipo de tecnología a usar, costos fijos y variables de los módulos a usar, parámetros meteorológicos, etc. Todo ello, con el fin de minimizar sus costos. El modelo es aplicado para dimensionar un sistema domiciliario para los hogares de Lomo de Corvina. Los pobladores de esta zona tienen diferentes problemas como la carencia de energía eléctrica, carencia de agua, viviendas inadecuadas y falta de seguridad. Estos problemas se cuantificaron y priorizaron con base a la información recolectada y usando un conjunto de herramientas como: diagrama de Ishikawa, diagrama de Pareto, matriz FACTIS y el análisis why why, lo que permitió reconocer que su principal problema era la carencia de electricidad y la mejor alternativa de solución era el uso de fuentes de energía renovables justificando que el modelo resulta útil para ser aplicado en esta población. Habiendo obtenido el costo de implementar un sistema híbrido para cada hogar se calcula el indicador económico LCE que es el precio al cual se generaría la electricidad resultando de 0.22 $/kW-h. Asimismo, se calcula el VAN de un proyecto con intereses humanitarios para instalar sistemas híbridos a 120 hogares en Lomo de Corvina obteniendo un VAN de S/ 12 cobrándoles a los ciudadanos una cuota por hogar de S/ 6 y requiriendo un subsidio de parte del estado de S/ 5103 por cada hogar. La propuesta también tiene beneficios sociales y ambientales. Así, para cada hogar se espera un incremento en las horas de estudio, acceso a radio y televisión y un aprovechamiento de la iluminación cuyo beneficio económico mensual se estima en S/ 69.12, S/ 9.52 y S/ 45.68 respectivamente. Asimismo, electrificar los 120 hogares usando la propuesta señalada no implica la emisión de CO2 mientras que si se usara un grupo electrógeno, que es la energía convencional más usada en estos casos, las emisiones a lo largo de 20 años corresponden a 419.2 toneladas lo que indica el impacto ambiental negativo en el que se está dejando de incurrir.