Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Mecánico / De acuerdo a la necesidad de mitigar la variabilidad de producción de energía eléctrica mediante recursos renovables de naturaleza variable (energía solar y eólica), se analiza la factibilidad técnica de utilizar un sistema de almacenamiento de energía mediante bombeo de calor (Pumped Heat Energy Storage o PHES) utilizando CO2 como fluido de trabajo, lo que permite alcanzar altas eficiencias con bajo riesgo asociado al ciclo y un menor potencial de contaminación ambiental en comparación a otros fluidos de trabajo. El funcionamiento de un sistema PHES, consiste en el uso de bombas de calor para almacenar energía, en forma de calor (normalmente con sales fundidas tipo sal solar), a partir de superávit eléctrico, o bien en condiciones de bajo costo marginal en la red (alta generación de renovables - eólicas o fotovoltaicas). El calor almacenado es transformado nuevamente en energía eléctrica a través de un ciclo de potencia apropiado. Se establecen 6 distintas posibles configuraciones con distintos grados de viabilidad de acuerdo a tres factores: Las ventajas de utilizar el mismo fluido de trabajo en carga y descarga (Ciclo de descarga tipo Rankine de vapor o Brayton de CO2), la limitante tecnológica de la no existencia en el mercado de una turbina de CO2 apropiada (tipo de expansor en la bomba de calor: Turbina o válvula de expansión) y la limitante tecnológica-económica de los compresores de CO2 comerciales, los cuales no alcanzan temperaturas ideales para el uso de sales fundidas como medio de almacenamiento de calor (utilización o no de calentador eléctrico como complemento del compresor en la bomba de calor). Además se explora la posibilidad de utilizar 5 tipos distintos de sales fundidas, algunas de las cuales presentan potencial de ser producidas localmente. Se realizan modelos computacionales de cada configuración y se comparan eficiencias Round-Trip, eficiencia exergética de la bomba de calor y uso de sales fundidas principalmente. Se descartan combinaciones de sales fundidas con configuraciones que resultan inviables y se obtienen eficiencias Round-Trip entre 40 y 63% para aquellas viables, siendo la configuración con mayor eficiencia la con bomba de calor sin modificaciones y ciclo Rankine estándar (no considera restricciones), seguida por la configuración equivalente pero con calentador eléctrico (eficiencias 3-5% menores considerando restricción del compresor). Luego, las más prometedoras son aquellas con descarga Brayton, con eficiencias 4-7% inferiores que las con ciclo Rankine y presentando la posibilidad de utilizar los mismos equipos tanto en carga como descarga (ciclo Brayton reversible), aunque con mayores presiones de trabajo (asociado a mayores costos). Se considera necesario un estudio económico con mayor profundidad para determinar la conveniencia o no de este tipo de ciclos, así como también cuantificar las ventajas y desventaja de cada uno de los casos estudiados. Por último, de las 5 sales evaluadas, se detecta gran potencial en sales de litio (eficiencias 2-5% menores que sal solar con un requerimiento de flujo aproximadamente 40% menor) que podrían ser producidas en Chile dada la disponibilidad de materia prima.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / El cambio climático que afecta a nuestro planeta ha sido un tema de debate en los últimos años en la comunidad científica. En el área de energía se han desarrollado diversas soluciones para afrontar este problema, entre las más destacadas están, la integración masiva de ERNC, políticas de contención de gases de efecto invernadero para centrales térmicas, la integración de pequeñas fuentes de generación de energía en un área de distribución (Generación Distribuida) y la incorporación de pequeños sistemas independientes como las micro-redes. El presente trabajo tiene por objetivo principal el desarrollo de un software de evaluación económica orientado en la implementación de diversos modelos de envejecimiento del sistema de almacenamiento de una micro-red, aplicados al controlador que determina el pre-despacho de las unidades de generación (EMS). Este software se comunica con el usuario mediante una interfaz gráfica, la cual se diseñó considerando un total control sobre las variables de simulación y los parámetros de la micro-red de estudio. La interfaz gráfica cumple además, la función de mostrar los resultados y estadísticas principales en la misma pantalla. El primer paso para el desarrollo de este software fue encontrar modelos de envejecimiento de baterías que se ajustaran a las necesidades del EMS. Estos modelos deben ser caracterizados por una cantidad pequeña de variables. El EMS plantea un problema de programación lineal entera mixta, por lo que las variables de los modelos encontrados deben ser fácilmente linealizadas. Se logró identificar tres modelos que responden a los requerimientos mencionados. Estos modelos son el de Drouilhet, el de Copetti y el de Bo Zhao. Posteriormente, se trabajó en integrar los modelos al EMS, en forma de restricciones en el problema de optimización. Antes de realizar las simulaciones pertinentes, se debió elegir una micro-red de pruebas que tuviera una extensa base de datos de operación, en este caso se seleccionó la micro-red de Huatacondo. Los parámetros fijos asociados a cada modelo de envejecimiento de las baterías se estimaron a partir de la base de datos antes mencionada y de la ficha técnica entregada por el fabricante. Estos parámetros fueron validados, encontrándose un error de un 6\% entre el valor de estado de salud propuesto por los modelos, y el valor esperado de estado de salud en función de las fechas de recambio de baterías encontradas en los informes realizados por el Centro de Energía. Para demostrar la versatilidad y eficacia de la herramienta, se efectuaron simulaciones en el corto y largo plazo, utilizando métodos de pre-despacho clásico y de horizonte deslizante. Los resultados de las simulaciones mostraron una reducción en los costos operacionales del orden del 38\% entre el EMS Base (sin considerar modelos de envejecimiento) y el EMS actualizado. Se observó una reducción en la actividad del banco de baterías, independiente del modelo implementado, la cual se reemplazó por una operación extendida de la unidad térmica. Algo similar se obtuvo con las simulaciones usando el método de pre-despacho con horizonte deslizante, los costos se redujeron en un 22\% con respecto al método clásico, esto debido a la disminución de la incertidumbre de las variables de entrada estimadas.

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.

Formula un planteamiento para el suministro de energía eléctrica, mediante un Sistema Fotovoltaico Domiciliario (SFVD), para el cual nos hemos focalizado en la zona rural del distrito de Putina, ubicada en la provincia de San Antonio de Putina, departamento de Puno, donde más de 1,127 familias carecen de éste servicio básico, y los medios precarios que hoy utilizan como velas, mecheros, pilas, baterías, afectan su salud y economía. El modelo de Asociación Pública Privada que proponemos, permitirá que la empresa privada vea atractivo implementar un Sistema de Gestión de Infraestructura Sostenible para el suministro de energía eléctrica a las zonas no conectadas a la red, desde el punto de vista financiero; y al Estado le sea de una alta rentabilidad social. Para ello, es necesario que el marco normativo actual incorpore algunas variantes que posibiliten la implementación de APPs para el caso específico que proponemos, y no estén reservados únicamente para los grandes proyectos.

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 / Dentro de la Agenda de Energía lanzada por el Gobierno de la presidenta Michelle Bachelet en el año 2014 se encuentra la política Energía 2050, la cual surge como respuesta a la motivación de entregar una hoja de ruta hacia un futuro energético sustentable e inclusivo en el país. Existen diversos objetivos en dicha hoja de ruta, donde destaca la meta de lograr un 70% de producción anual de energía renovable no convencional al año 2050. Sin embargo, este escenario favorable desde el punto de vista medioambiental presenta riesgos desde el punto de vista de la operación del sistema, debido a que los recursos renovables suelen ser de naturaleza intermitente. En particular, grandes niveles de penetración renovables generan niveles de rampas que podrían no ser compensadas por la generación convencional, debido a la masiva entrada de la generación fotovoltaica por las mañanas y la masiva salida de las mismas en las horas cercanas al anochecer. Esto generaría a priori desbalances entre la generación y la demanda, trayendo consigo problemas asociados a la estabilidad del sistema. Dentro del contexto internacional, en la literatura se ha investigado el tema, generando propuestas metodológicas y modelos de operación acoplados en el tiempo, basados en conceptos vinculados con la planificación centralizada de sistemas de potencia. En particular, el nivel de penetración de energías de naturaleza intermitente depende del nivel de flexibilidad que el sistema refleje, por medio del empleo de las capacidades técnicas del conjunto de generadores convencionales en el problema de despacho económico, y de las reservas de operación disponibles. En el presente trabajo de título se realiza una propuesta metodológica para determinar el nivel de penetración de energías renovables óptimo en el Sistema Eléctrico Nacional, por medio de su operación económica, tal que se asegure la correcta toma de carga por parte de las centrales convencionales. En dicha propuesta, se estudia primero la confiabilidad por suficiencia, mediante el cálculo del LOLE en el caso de estudio seleccionado. Una vez verificada la suficiencia, se estudia la operación horaria a lo largo del año de estudio utilizando un modelo de operación basado en el modelo REFLEX. Una vez verificada la correcta operación del caso de estudio, se reitera la simulación anual de forma iterativa aumentando cada vez el nivel de capacidad instalada de centrales ERNC a una tasa constante. Se observan en las iteraciones las tendencias presentes en los costos de operación, el desplazamiento de la generación convencional y los niveles de vertimiento renovable, revisando las causas de las deficiencias de operación detectadas. De esta forma, los niveles de vertimiento renovable presentes surgen debido a un excedente del recurso. Con ello el sistema posee suficiente nivel de toma de carga para abastecer la demanda bajo grandes niveles de entrada y salida de generación renovable. Esto se concluye bajo las condiciones en que el modelo fue construido y ejecutado. Debido al carácter preliminar del estudio, se sugiere continuar el trabajo realizado, agregando al modelo los efectos asociados al sistema de transmisión.

Ingeniero Civil Eléctrico / La creciente competitividad de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la preocupación por el medio ambiente han cambiado el paradigma energético, han permitido que en los últimos años este tipo de energías jueguen un rol cada vez más relevante en los Sistemas Eléctricos de Potencia (SEP), donde las tecnologías eólicas y solar fotovoltaica han aumentado explosivamente, particularmente en Chile. Sin embargo, por naturaleza estas energías tienen características de variabilidad e incertidumbre, lo que plantea desafíos adicionales en la operación de los SEP, que deben adaptarse a los cambios rápidos e intempestivos de generación, producto de las ráfagas de viento y/o del ciclo solar diario, mediante la toma de carga o descarga por parte de otras unidades de generación en el sistema. La capacidad de un SEP de adaptarse a estos cambios se denomina flexibilidad. Este trabajo aborda principalmente al estudio de la flexibilidad como un atributo sistémico y al desafío correspondiente a los procesos de toma de carga y descarga de las máquinas térmicas del sistema, especialmente críticos en los períodos de amanecer y atardecer por los importantes cambios de energía solar disponible. El proceso se vuelve cada vez más crítico en la medida que se aumenta la participación solar fotovoltaica, tecnología muy relevante para el futuro energético de Chile, pues se estima que para el año 2035 alcance cerca de 13 GW de capacidad instalada, lo que será aproximadamente el 30% del parque generador para aquel año. La propuesta metodológica de este trabajo consiste en la simulación de la operación horaria del sistema en el corto y largo plazo, para el cálculo de índices de flexibilidad que cuantifiquen la capacidad del sistema de adaptarse a cambios rápidos en generación. Para ello se considera como caso base de estudio el Plan de Expansión de Largo Plazo , en su Escenario B, publicado por el Ministerio de Energía, y se simula la operación horaria del sistema durante 4 años específicos (2018, 2025, 2035 y 2050), considerando la estocasticidad de diferentes escenarios hidrológicos futuros. El análisis de resultados de los índices de flexibilidad obtenidos permite identificar una situación crítica en los procesos de toma de carga para el año 2035, específicamente en las horas de atardecer, año donde la penetración de energía solar fotovoltaica es máxima. Para resolver el problema de falta de flexibilidad sistémica, se proponen y evalúan dos medidas claves que deben ser tomadas en conjunto; (i) adelantar parte de la inversión en tecnología solar térmica (CSP) que propone el plan de expansión y (ii) el reemplazo de centrales de carbón lentas por un equivalente de Gas Natural Licuado flexible. Una vez tomadas, las medidas indicadas permiten mejorar la situación crítica identificada. / Este trabajo ha sido parcialmente financiado por Acciona Energía Chile

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.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Eléctrico / El proyecto Solarbosch, de la empresa Enerbosch, es un proyecto de una central de concentración solar de torre de pequeña escala, que busca aprovechar el gran potencial solar existente en Chile, sobre todo en su zona norte. Varios son los desafíos que deben ser abordados en el diseño de una planta de estas características; uno de ellos y tema principal del actual trabajo de memoria corresponde al control automático de los helióstatos encargados de redirigir la radiación solar hacia la torre. El requerimiento principal que estos deben cumplir corresponde a que el error de apunte sea el menor posible. En primer lugar, se desarrolla un modelo matemático que describe el movimiento de un helióstato con geometría de movimiento de tipo pitch/roll. Este modelo es vital para calcular la posición que debe adoptar un helióstato con el objetivo de apuntar a la torre; pero además, es necesario para desarrollar la metodología de calibración basada en el uso de una superficie objetivo ubicada en la torre central, la cual permite realizar mediciones de error. Para lograr esto último, el modelo considera posibles errores geométricos de construcción y/o instalación del helióstato, los cuales pueden ser estimados utilizando las mediciones mencionadas. En segundo lugar se presenta el sistema de control desarrollado, el cual funciona completamente en lazo abierto, siendo esto posible gracias a las ventajas que presentan los motores paso a paso en tal contexto. La posición del Sol se calcula con un algoritmo especial para aquello, luego, el modelo geométrico desarrollado es utilizado para calcular la posición que debe adoptar el helióstato en función de su posición relativa a la torre. El sistema diseñado fue aplicado e implementado en un helióstato prototipo, el cual fue construido en el contexto de un trabajo de memoria multidisciplinario entre las especialidades de Ingeniería Civil Eléctrica y Mecánica. Finalmente, para validar la metodología de calibración implementada se realizan simulaciones y pruebas en terreno utilizando el helióstato prototipo construido. De las simulaciones se obtiene que la metodología permite corregir el seguimiento de los helióstatos de forma eficaz siempre y cuando las medidas de calibración sean lo más variadas posible, esto quiere decir que hayan sido tomadas durante distintos días del año y a distintas horas. Por otro lado, las pruebas en terreno validan que el sistema de control y la metodología de calibración implementados efectivamente funcionan para un helióstato real. Como trabajo futuro se plantea que aún deben realizarse pruebas en terreno ubicando el/los helióstatos prototipos a distancias más alejadas de la superficie objetivo de calibración. Por otro lado, también debe extenderse de forma funcional el sistema de control implementado para que pueda operar en una planta con un mayor número de helióstatos.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales)