El objetivo general del presente trabajo de título es desarrollar una recopilación de los aspectos de mayor relevancia que deben estar presentes para la comprensión de los medios de generación mareomotrices y undimotrices, de tal manera de aportar al desarrollo de un tratamiento sistemático de este tipo de fuentes, especialmente desde la perspectiva de su futura reglamentación, tratamiento ambiental y sus aspectos de conexión. Con el fin de contextualizar el desarrollo existente de los dispositivos de conversión eléctrica que se basan en la utilización de medios marítimos, se realiza una revisión de las principales formas en que se presenta la energía en el océano y se describen algunas tecnologías representativas que actualmente están en fase de desarrollo o en etapa de comercialización. Como parte de este estudio, se ha incorporado la aplicación de ejemplos, en donde se consideran algunas tecnologías existentes para ser implementadas en alguna zona del borde costero nacional. Para lo cual se debe conocer o estimar el recurso, para proceder al cálculo de energía anual capaz de generar y del factor de planta o capacidad del dispositivo. Realizando algunas estimaciones sobre los costos es posible la realización de una evaluación privada del proyecto y la obtención de los parámetros económicos VAN y TIR, los cuales dan una idea de la rentabilidad del proyecto. Se espera que el VAN sea positivo y/o la TIR mayor a la tasa de descuento (10%) para que el proyecto resulte atractivo para los privados. El resultado final para las tecnologías analizadas bajo una tasa de descuento de 10%; un factor de capacidad de 25%; un precio de la energía de 79,1 [US$/MWh] y un precio por potencia firme de 9 [US$/kW-mes]; se obtiene que ninguna de las tecnologías es rentable, debido a que presentan un VAN menor a cero y una TIR menor que la tasa de descuento. Por lo que es necesario analizar casos en que aumenta el factor de capacidad o disminuyen los costos de inversión. En éstos caso dependiendo de la variación es posible obtener a lo más tres proyectos rentables: Rotech Tidal Turbine (RTT), AquaBuOY y SeaGen. Por lo que es posible concluir que aun falta tiempo para que estas tecnologías se desarrollen más, ya sea para mejorar su factor de capacidad o bien para disminuir sus costos de inversión debido a la producción en masa. De todas formas el ejercicio de realizar el ejemplo ha servido para percibir los objetos faltantes y las consideraciones tanto en ámbito legal y normativo, como en una mejor evaluación y estudio del recurso energético existente en el país.

La integración masiva de tecnologías no convencionales de generación implica un gran desafío en el manejo técnico de las redes eléctricas, ya que no sólo aportan en la diversificación de la matriz energética, sino que además obligan a un rediseño tanto en los procedimientos de control, operación y en la infraestructura del sistema eléctrico, puesto que se deben mantener los estándares de calidad y seguridad de servicio en los niveles establecidos por la norma. Dentro de los recursos energéticos no convencionales la energía eólica es una de las tecnologías con mayor proyección de penetración en los sistemas eléctricos de potencia, particularmente en el SIC se están evaluando una importante cantidad de proyectos dadas las favorables condiciones geográficas de Chile. Dados estos posibles escenarios de penetración eólica es necesario evaluar la factibilidad técnica de la instalación masiva de aerogeneradores, dentro de este contexto este trabajo plantea un diseño alternativo para el control de tensión de las posibles barras de generación eólica que pueden implementarse en el SIC, el principal objetivo de este trabajo es que el método propuesto sea una alternativa a los actuales procedimientos de regulación de voltaje en redes con generación eólica (regulación local en los parque eólicos, SVC’s, etc.). Este sistema de control propone el uso conjunto de la capacidad de regulación de tensión que tienen los generadores convencionales (unidades hidráulicas y térmicas) presentes en un sistema eléctrico con el propósito de disminuir así el uso de equipos de regulación de voltaje local en los parques eólicos, maximizando la utilización de los recursos de la red. El planteamiento teórico de esta técnica corresponde a un sistema de optimización que entrega como resultado el aporte necesario que deben realizar los generadores convencionales para corregir el voltaje en las barras de generación eólica. Este método se implementó en tres zonas del SIC las cuales presentan distintas características en su topología y corresponden a áreas geográficas con potencial eólico. Las configuraciones obtenidas por este método para los tres casos de estudio fueron simuladas en el modelo estático disponible del SIC, los resultados arrojados por los flujos de potencia son satisfactorios, ya que los niveles de tensión logrados son muy cercanos al valor nominal para todas las barras de generación eólica implementadas, por lo tanto el sistema de control propuesto satisface los principales objetivos planteados. Como trabajo futuro se proponen estudios de comportamiento dinámico de un sistema eléctrico que tenga implementado este método de control de tensión; también establecer un procedimiento que permita determinar la configuración del sistema de control de acuerdo a los requerimientos de la operación de la red eléctrica; y por último encontrar una forma de asignar el valor quedebiera tener este método de control visto como un servicio complementario.

En los últimos años el SIC ha presenciado complejos escenarios energéticos, como por ejemplo poca disponibilidad de gas y altos precios de combustible, escenarios que sumados a la poca diversificación de la matriz energética se traducen en que la potencia instalada del SIC está muy cercana a su demanda actual. Lo anterior conlleva a una alta dependencia de fuentes energéticas extranjeras y a la necesidad de contar con nuevos proyectos masivos de generación como Hidroaysén y/o de otras fuentes energéticas, como energías renovables no convencionales, energía nuclear, etc. Eventualmente todos estos grandes proyectos llevan a cambios sustanciales en la planificación y la operación del sistema, por lo que en este trabajo de memoria se presenta un nuevo modelo de planificación de largo plazo del SIC basado en la resolución estocástica de su hidrología con el software Plexos, y también se realiza una confrontación operacional entre dos situaciones: la entrada del proyecto Hidroaysén versus una alta entrada de centrales en base a ERNC en el SIC, situaciones de gran probabilidad de ocurrencia para cumplir con el continuo aumento de la demanda. La metodología desarrollada consta de tres etapas. En la primera etapa se recopila la información necesaria para desarrollar el trabajo de tesis, es decir, se colecciona la información general de operación del SIC, los manuales del modelo PLP y del software Plexos y los proyectos futuros de generación y demanda. En la segunda etapa se crea el modelo en Plexos a partir de PLP y este se sincroniza con la modelación que tiene actualmente la DO del CDEC-SIC. En la tercera etapa se ajusta el modelo anterior a los objetivos buscados, ingresando los proyectos en el horizonte de evaluación y se realizan las dos modelaciones: una con sólo el proyecto Hidroaysén y otra intercambiando esta potencia por generación en base a ERNC. Finalmente se presenta un análisis de los resultados y una comparación de los dos casos propuestos anteriormente, llegando a la conclusión general de que la futura operación del SIC no depende de una solución en particular, sino de una mezcla de distintas soluciones: diferentes fuentes de generación y eficiencia energética. Lo anterior se infiere dado que no surgen demasiadas diferencias operacionales globales entre las dos soluciones, como se verá en el cuerpo de este documento. Adicionalmente para los futuros estudios más detallados, se proponen algunas mejoras específicas a incorporar al actual modelo, como por ejemplo: incluir restricciones de riego de las dos cuencas y actualizar permanentemente la nueva información de las centrales, líneas, consumos y cambios en la normativa, entre otros.

El aumento del aporte energético por parte de las centrales eólicas dentro de la matriz de energías renovables no convencionales de Chile, crea la imperiosa necesidad de desarrollar herramientas que ayuden a gestionar el funcionamiento de parques eólicos, y en particular de los aerogeneradores que lo componen, con el fin de hacer más eficiente la integración y manejo en el sistema interconectado. En esta línea, el propósito de este trabajo es desarrollar un modelo predictivo para la potencia generada en un aerogenerador en base a series de tiempo históricas de variables atmosféricas del lugar donde éste se encuentra. El trabajo de memoria presenta los resultados de la implementación de un modelo SARIMA (siglas en inglés de Seasonal Auto Regressive Integrated Moving Average) y un modelo de persistencia, para predicción de velocidad de viento a horizontes de tiempo de uno y cinco pasos en una escala de tiempo de una hora por cada paso, resultados que luego son transformados a potencia eléctrica por medio de la curva de potencia del aerogenerador considerado. La investigación conecta los campos de la física, generación de energía y de teoría de estimación. Mientras que el primero aporta las ecuaciones con las cuales se describe el viento en la atmósfera y el segundo aporta la base técnica con la cual se relaciona la velocidad del viento con la potencia generada por un aerogenerador, el tercero entrega las herramientas para poder realizar predicción a distintos horizontes por medio de series de tiempo. Por ello, el reporte comienza por los fundamentos físicos que describen la velocidad del viento en la atmósfera, para seguir con los principios técnicos de un aerogenerador y continúa mencionando técnicas utilizadas en el ámbito de la predicción. Además, se trabaja con datos muestreados durante el año 1990 en la localidad de Punta Lengua de Vaca y que fueron obtenidos por el proyecto EOLO del Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile. Los resultados de este trabajo permitieron conocer las limitaciones, ventajas y desventajas que poseen tanto el modelo de persistencia como los modelos SARIMA en el ámbito de predicción. En la misma línea, se cuantificó por medio de indicadores de desempeño la exactitud en las predicciones realizadas usando ambos modelos, para finalmente compararlos bajo distintos horizontes de predicción y usando datos de distintos lugares. Finalmente se concluye que el modelo SARIMA puede ser utilizado para predicción de potencia generada en un aerogenerador y que, en comparación con el modelo de persistencia, presenta mejores resultados en predicción a cinco pasos, pero no así en el caso de predicción a un paso, donde la relación se invierte.

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Autorizada por el autor, pero con restricción para ser publicada a texto completo hasta el año 2014 / La presente memoria tuvo como motivación la obtención de Energía Renovable No Convencional mediante la digestión anaeróbica de residuos papeleros, con producción de metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2) como componentes principales del biogás. El objetivo general fue la realización del estudio de factibilidad técnica, mediante la operación de un digestor en condiciones naturales, con nitrógeno y/o fosfato agregados para la obtención de parámetros cinéticos bacterianos. La cuantificación y caracterización del biogás producido fueron los parámetros clave del trabajo. En primer lugar se realizó un estudio experimental de la factibilidad, realizándose una digestión anaeróbica mesofílica, tipo Batch, con contenido de sólidos totales de 10% y tiempo de residencia de 25 días. Las experiencias consistieron en agregar nitrógeno para configurar distintas fracciones C:N dentro del rango recomendado teóricamente para digestiones anaeróbicas, utilizando como inóculo materia fecal vacuna y como control una muestra con lodo papelero estéril. A partir de los parámetros encontrados experimentalmente y en bibliografía, se desarrollaron los balances de masa y eficiencia de utilización de energía de una propuesta de planta para producción de biogás. Además, se realizó el dimensionamiento de equipos principales para una planta de nivel industrial y se calculó el costo total del proyecto (inversión). Los resultados experimentales demostraron la factibilidad técnica de la digestión, con una degradación del 30% de los sólidos volátiles disponibles y producción de biogás con relación al peso degradado de sólidos volátiles con un promedio de 0.053 [Nm3/kg]. Mediante cromatografía de gases se caracterizó el biogás obtenido, con valores superiores al 80% v/v de CH4, indicando que el gas producido tiene un alto potencial energético. Se desarrolló un diagrama de flujo para una planta de producción de biogás, incluyendo Reactor IC para la Fermentación metanogénica, deshidratadores del residuo tratado, filtro de H2S para biogás y circuito de aguas. El proceso es de tipo continuo, con un flujo de entrada de 3,000 [t/mes], considerándose un tratamiento anaerobio mesofílico de una etapa que se lleva a cabo en el digestor. El equipo primordial del proceso es el reactor IC con volumen de 1.9 x 103 [m3] y un costo unitario de 4.4 millones de [US$]. A través del método de Miller se calculó el costo total del proyecto siendo de 17.2 millones de [US$]. Dentro de las conclusiones respecto al trabajo experimental, se tiene que es factible la digestión anaerobia de residuos papeleros. Además, el filtro de H2S se consideró innecesario tanto por las características del lodo papelero, que no suele tener sulfato, como por no percibirse su presencia durante el experimento. La consideración de una planta piloto y una planta a nivel industrial de producción de biogás, se basa en la necesidad de corroborar los parámetros encontrados en laboratorio en una planta piloto, ajustándose para ser utilizados en una planta industrial. Se considera este trabajo como una aproximación al desarrollo industrial del tratamiento anaeróbico para este residuo papelero, comprobándose la factibilidad técnica.

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Durante los últimos años el precio de la electricidad en Chile ha experimentado fuertes alzas, incidiendo directamente en los costos de producción de la industria minera nacional y afectando su competitividad en el mercado mundial. Este incremento en los costos de la electricidad, se debe principalmente a la implementación de políticas energéticas que no prosperaron dentro de las cuales se encuentra la crisis experimentada en la importación de gas natural en la última década, en donde se produjo un efecto combinado entre el reemplazo de gas natural por otros combustibles convencionales de mayor costo y el incremento generalizado del precio de éstos, particularmente en los años 2007 y 2008. Lo anterior representa un incentivo a estudiar y analizar el desarrollo de una potencial implementación de tecnologías que consideren el uso de energías renovables no convencionales, obteniendo así seguridad en el suministro a precios más competitivos. Este trabajo consiste en un estudio de factibilidad de la utilización de energía solar para la producción de energía eléctrica necesaria para las operaciones unitarias de las faenas mineras del Norte Grande, focalizando el análisis en identificar las posibles barreras que afectan a este tipo de proyectos: técnicas, de entrada, económicas, políticas, ambientales y socioculturales. La matriz energética del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se compone casi en su totalidad de centrales termoeléctricas, las que principalmente consumen carbón y sus derivados para generar electricidad a costos más bajos. El compromiso y la protección medioambiental mundial fomentan la necesidad de reducir las emisiones contaminantes a través de beneficios e incentivos económicos normados y reconocidos como la huella de carbón. Dentro de las tecnologías que generan energía a partir de energía solar, una de las que cuenta con mejor disponibilidad y desarrollo, es el Concentrador Cilindro Parabólico, el que pese a contar con ventajas comparativas, presenta altos costos que no permiten en el mediano plazo invertir en una implementación de este tipo. Finalmente se concluye que la ley sobre energías renovables no es suficiente para crear los incentivos necesarios para impulsar inversiones en tecnología limpia por parte de las grandes empresas mineras. Lo que sumado a altos costos de estas tecnologías relacionados directamente a su desarrollo incipiente y a su falta de desarrollo, no logra dar paso a inversiones de este tipo. Pero el escenario debe ser evaluado de forma más integral de acuerdo a las tendencias actuales, internalizando otros aspectos como los impactos negativos de seguir explotando sistemas de generación convencionales como las centrales termoeléctricas, referidos principalmente a efectos en la salud y medioambiente. Para ello, establecer mecanismos legales y normativos se muestran como la principal herramienta para poder atenuar o eliminar las barreras de entrada a tecnología solar-térmica de concentración. Con lo anterior se espera que las empresas mineras tengan reales incentivos a rediseñar sus políticas energéticas, invirtiendo en tecnologías de generación no convencionales que en mediano plazo resulten en una disminución de costos de la energía y la actividad sea más competitiva.

Ingeniero Civil Industrial / El presente informe tiene como objetivo determinar la factibilidad de instalación de una planta de biogás para la empresa Reciclajes Industriales S.A. en su actual locación. Hoy en día la empresa recibe más de setenta mil toneladas de residuos agroindustriales, los cuales son utilizados en su totalidad para la producción de biofertilizante compostaje en pilas-. A partir de esto surge la oportunidad de obtener mayores ingresos a través de la producción de biogás, con la misma base de insumos y sin interrumpir la producción actual. El diseño del proyecto contempla la construcción de una planta de biogás con tecnología Flujo Pistón, que resulta ser la más adecuada para los sustratos seleccionados. Para un óptimo funcionamiento de la planta se descartaron sustrato con características poco atractivas para la producción, dejando aproximadamente un 60% de la provisión total. Como resultado se obtiene una planta que es capaz de generar 7.427 MWh eléctricos equivalente potencia firme 0,85 MW- y además por co-generación más de 20.506 MMBtu de energía térmica. Mirando el futuro, el estudio determinó que la mejor opción para aumentar la provisión de sustrato es comprar subproductos agroindustriales o cultivos energéticos, por su mayor potencial energético y disponibilidad. La búsqueda de clientes adicionales para provisión de residuos es complicada, la empresa ya tiene contrato con la mayoría de los potenciales proveedores y los que restan son muy pequeños para ser interesantes los costos de transporte complican -. Los riesgos principales del proyecto son el lugar de instalación y los costos de transmisión. No se puede asegurar la viabilidad del proyecto en Camino Lo Boza, esto debido a las restricciones por área de influencia del aeropuerto, por lo que sería interesante evaluar una relocalización de Reciclajes Industriales. Adicionalmente, los costos de transmisión pueden complicar la rentabilidad del proyecto, por lo que asegurar la venta de energía térmica es muy importante. Con una inversión de 3.9 MM USD, se obtiene un VPN de 114 mil USD y TIR 10,4%. A través de la venta de energía eléctrica, potencia eléctrica y bonos de carbono se obtiene ingresos superiores a los 740 mil USD/año. Por otra parte, los gastos y costos representan una suma de más de 130 mil USD/año. Además, el proyecto se vuelve mucho más atractivo concretando la venta de energía térmica: VPN 1.4 MM USD y TIR 14,9%, dejando el proyecto con mayor holgura. Para esto existen potenciales clientes como: calefacción para el aeropuerto cercano e invernaderos de tomate que se instalen en la cercanía de la planta.

Ingeniero Civil Electricista / El intenso desarrollo a nivel mundial de tecnologías alternativas para la generación en los sistemas eléctricos de potencia impone distintos desafíos a sus operadores y/o planificadores. En particular, aquellas tecnologías que hacen uso de recursos intermitentes (como la energía eólica o la solar), y la tendencia a la baja de los costos de inversión de las mismas, hace necesaria una evaluación del impacto técnico y económico que puede provocar una creciente penetración de dichas fuentes energéticas. Al respecto, hoy en día se trabaja fuertemente en desarrollar herramientas, tanto de largo plazo (planificación) como de corto plazo (predespacho), que permitan ir integrando los fenómenos que induce la variabilidad de algunas fuentes renovables. La metodología desarrollada en este trabajo de investigación busca ahondar en la mejora de herramientas existentes para la planificación de los sistemas eléctricos con generación eólica, proponiendo una restricción de flexibilidad, que pretende abordar los fenómenos de corto plazo que normalmente (por limitaciones computacionales) no son considerados. Se presenta una revisión bibliográfica que incluye las diversas metodologías de planificación centralizada de la expansión. Asimismo, se clasifican los tipos reserva que implementan distintos operadores de sistemas eléctricos a nivel mundial, en particular aquellas resultantes de la integración de recursos intermitentes, junto con su relación con los modelos de predespacho para la operación de corto plazo. El análisis presentado permite evidenciar las deficiencias existentes en las herramientas de planificación de la expansión, en términos de la información que se pierde al realizar simplificaciones que conllevan no considerar algunas restricciones de corto plazo (predespacho) y el impacto que esto puede tener en los resultados de la matriz energética proyectada comparada con el desarrollo real del sistema. Con el fin de superar estas deficiencias, se propone incorporar una restricción de flexibilidad al problema de planificación. El modelo propuesto es integrado a un software existente de planificación, donde se realizan validaciones y estudios de distintos escenarios. Los resultados confirman que la integración de la restricción propuesta, permite alcanzar soluciones de expansión cercanas, errores menores al 6% en la potencia instalada, a aquellas resultantes de resolver el problema completo. Este porcentaje se compara con diferencias de hasta un 50% mostradas por los esquemas tradicionales. Asimismo, los tiempos de cómputo muestran reducciones de hasta un 57% respecto de resolver el problema completo. El trabajo futuro se concentra en mejorar el esquema de convergencia de las aproximaciones a la restricción de flexibilidad y extender el análisis a otros elementos de inflexibilidad del sistema (mínimos técnicos, energía solar, etc.).