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.

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.

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.

Memoria (licenciado en ciencias jurídicas y sociales)

Ingeniero Civil Eléctrico / El Gobierno de Chile ha impuesto un gran desafío en el sector eléctrico que indica que al año 2025 el 20% de la energía eléctrica contratada en el país debe provenir de fuentes renovables no convencionales. Un fuerte crecimiento de generación renovable, como la eólica, implicará un incremento de requerimiento de reservas en los sistemas eléctricos. Con esto, se hace relevante un estudio sobre la capacidad óptima de las líneas de transmisión, con el fin de que en caso de variaciones en la generación renovable, el sistema pueda proveer reserva en giro y/o reserva pronta sin violar los límites de transmisión existentes. Así un aumento en la reserva del sistema, en una escala de tiempo operacional, va a impactar en la necesidad de mayor capacidad de transmisión en el largo plazo, por lo que es esperable que bajo ciertas circunstancias sea apropiado reforzar la red de transmisión con el fin de poder acceder a los servicios de reserva brindados por las distintas áreas del sistema de forma confiable. Los estándares actuales de sistemas eléctricos de potencia no toman en consideración los requerimientos de reserva para determinar la planificación de la transmisión, por esto, el aporte del presente trabajo de título es centrarse en los nuevos escenarios en los que se verán envueltos los sistemas eléctricos y las nuevas metodologías que serán necesarias tener en consideración para hacer una planificación que permita operar el sistema de forma confiable y a mínimo costo. Para llevar a cabo esta tarea se desarrolla un modelo de planificación de la transmisión que permite tomar en consideración los intercambios de reserva, su impacto en la operación y la planificación de la transmisión que permite operar el sistema eléctrico de manera óptima económicamente. El caso de estudio corresponde a la interconexión de los sistemas chilenos, Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), con el área del Noroeste Argentino (NOA) del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) operando de forma aislada. Los resultados obtenidos muestran las mejoras existentes al considerar en la planificación de la transmisión los aportes de reservas producto de la variación de la generación eólica. Se observó que la planificación tiende a aumentar la capacidad de la red a medida que son mayores los requerimientos de reserva. Además, los resultados demostraron las importantes ventajas económicas que resultan de permitir la transferencia de reserva por las líneas de transmisión entre los sistemas modelados. Finalmente se concluye que este modelo, pese a ser simplificado en la operación y planificación de la transmisión, tiene un fuerte impacto en las decisiones de planificación dados los requerimientos de reserva para una operación confiable del sistema. Así se alienta la expansión del presente trabajo adhiriendo la modelación de otros fenómenos (tasas de toma de carga, pérdidas en transmisión, etc.) involucrados en los sistemas eléctricos de potencia.

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 Ingeniero Civil Eléctrico / Una de las energías renovables más prometedoras hoy en día corresponden a las mareomotrices y undimotrices, siendo esta última el foco principal de este informe. La energía undimotriz se manifiesta como energía mecánica que se transporta a través de las olas marítimas, y los métodos para aprovecharla, junto con los procedimientos de máxima extracción de energía son un tema que merecen un estudio bien detallado. La energía undimotriz, posee diversas diversas ventajas con respecto al resto de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), las cuales pueden utilizarse como motivación para el desarrollo de este trabajo. Algunas de ellas son: Posee menor variabilidad, es fácil de predecir, la generación prevalece en el tiempo, posee gran potencial a nivel mundial y posee bajo impacto negativo en el medio ambiente. La necesidad de buscar nuevos métodos de extracción de energía marina, se basa en el reemplazo de los sistemas hidráulicos que utilizan las centrales undimotrices, por las siguientes razones: Existe un impacto medio-ambiental asociado al uso de pistones con fluidos tóxicos, fomentando las siguientes consecuencias: Contaminación de la fauna oceánica circundante, se añade complejidad al sistema, los costos en construcción son elevados, existe una mayor cantidad de pérdidas y alta probabilidad de falla. Lo anterior impulsa la búsqueda de generación energética marina minimizando costos y de manera sustentable, aplicando sistemas que no requieran de un intermediario hidráulico. En este trabajo de memoria, se procede a evaluar y comparar la posibilidad de generar energía undimotriz a través de dos métodos de extracción: El primero, consiste en la generación a través de Columnas de Agua Oscilantes (OWC), el cual utiliza una Máquina de Inducción Doblemente Alimentada (DFIM) que genera energía eléctrica a nivel costero o en alta mar. El segundo método, se concentra en el movimiento unidimensional de boyas flotantes acopladas con Máquinas Lineales Doblemente Alimentadas (DFLM), cuyas unidades se encuentran operando en mares de alta profundidad, debido a su capacidad de operar a bajas velocidades pero sometida a grandes fuerzas. Al utilizar el regulador de deslizamiento para el DFIG que permite evitar el estancamiento de la turbina, se demuestra una mayor eficiencia en la generación eléctrica. Mientras que al utilizar el diseño de flujo híbrido se prueba que la generación de energía es convincente. Lo anterior se concluye debido al aumento de la potencia RMS o promedio para el caso del DFIG, y por la generación de potencia instantánea sinusoidal sobre el DFLG.