Las energías renovables constituyen un recurso importante en el mundo ya que no contaminan el ambiente en comparación con los recursos fósiles. En el mundo se cuenta con un gran potencial de fuentes de energía renovables como el agua (energía hidráulica), los desechos (biomasa), aire (energía eólica), entre otros. Sin embargo, el potencial total de estas energías no son aprovechadas debido a factores como costos, falta de lugares idóneos para su implementación y factores que pueden afectar en muchos casos el hábitat de los animales. En el Perú, el potencial teórico de energía eólica es de alrededor de 22 000 MW contra una capacidad instalada de 239 MW, lo cual representa 1 % del total que se podría obtener. Las principales barreras para un mayor aprovechamiento del potencial eólico son los costos y la tecnología. Dado que el potencial de energía eólica y su crecimiento está basado en la altura de las torres de los aerogeneradores, su desarrollo se ve impedido por el transporte y la maquinaria necesaria para su instalación a más de 100 m de altura. Por ello, en el presente trabajo se desarrolla el diseño de un sistema generador de electricidad con una estructura tipo cometa como dispositivo para captar la energía cinética del aire a alturas mayores a 100 m. El diseño cuenta con una cometa que está unida mediante cables a una unidad de control que cuenta con dos motores DC que modifican el perfil de la cometa para controlar su trayectoria. La unidad de control se une también mediante cables a una estación en tierra donde se encuentra un tambor que transmite el movimiento al generador. En la estación en tierra se ubica un motor AC para retornar la cometa una vez que esta haya alcanzado la altura máxima de operación. El generador se conecta a un banco de baterías para almacenar la energía producida. El control de la trayectoria se realiza mediante un control en tiempo real y módulos de posicionamiento, así como sensores de velocidad de viento, sensores de fuerzas, temperatura y voltaje para asegurar la seguridad del sistema. La metodología del diseño propuesto se delimita a partir del estado del arte encontrado. Luego, se definen los conceptos de solución y se evalúa el concepto de solución óptimo. Se realiza también una evaluación de los sensores y actuadores a usar a partir de los requerimientos establecidos, y se define una estrategia de control para la trayectoria en la generación de energía. El resultado final del diseño se muestra en las ilustraciones del documento y planos. / Tesis

En la elaboración de Estudios de Impacto Ambiental se utilizan habitualmente metodologías de identificación de impactos específicas según el tipo de proyecto. Actualmente, en Chile no existen metodologías específicas para el caso proyectos de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas en Cauces Naturales (PCH-CN), correspondientes a centrales de pasada con potencia instalada inferior a 20 MW y en forma gradual hasta los 40MW. Este tipo de centrales han aumentado su importancia en el país en los últimos años debido a sus ventajas como Energía Renovable No Convencional (ERNC) en el marco de diversificar y mejorar un mercado energético en explosiva expansión y con un alto aporte energético de combustibles fósiles. En este contexto, el objetivo principal de este trabajo es proponer un aporte tanto al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental como a las empresas proyectistas, consistente en un instrumento de apoyo para la identificación de los impactos ambientales y la proposición de medidas de mitigación en la implementación de las PCH-C aportando a la aceleración, objetivación y transparencia del proceso. Siendo las PCH-CN el objeto central del análisis, se realiza en primer lugar una descripción general de ellas destacando sus ventajas como ERNC. Luego se profundiza en torno a impactos ambientales y sus métodos de identificación, analizando también el sistema y la institucionalidad ambiental del país, en especial en lo relativo a las ventajas y debilidades de la Ley Nº 20417 promulgada el año 2010. Finalmente se plantea una lista de verificación de impactos ambientales específica para PCH-CN, planteando también posibles medidas de mitigación. El trabajo demuestra las ventajas de las listas de verificación frente a otros instrumentos como una metodología de identificación de impactos ambientales, fundamentándose en que su aplicación simple y ordenada contribuye a no omitir factores esenciales y a comparar diversas alternativas y medidas de mitigación eficientes. El análisis centrado sólo en la identificación cualitativa de los impactos ambientales, se aplica en este trabajo a la Central Hidroeléctrica Guayacán con el objetivo de demostrar su validez teórico-práctica.

El objetivo general de este proyecto es analizar consecuencias económicas directas en los agentes del mercado eléctrico mayorista chileno, debido a incentivos regulatorios a la generación por medio de fuentes renovables no convencionales. Estos agentes son generadores de Energía Renovable No Convencional (ERNC) y del tipo convencional. En la actualidad, existe una creciente preocupación por el Cambio Climático y el Medio Ambiente. Bajo este escenario, las ERNC se sitúan como un agente de gran relevancia para el cumplimiento de la meta de mitigación de CO2e que el país se ha comprometido. Además, las ERNC introducen en general una señal de precios a la baja en los mercados marginalistas como el chileno. Por estas dos razones, que se hace relevante el estudio de incentivos regulatorios y consideraciones para lograr un eficiente fomento a las ERNC. Así, para lograr el desarrollo de este trabajo, primero se realiza un estudio acucioso del mercado eléctrico nacional. Después, se estudia la regulación mundial en cuanto a incentivos a las ERNC y, luego, se estudia las leyes sobre ERNC en Chile. Finalmente, se investiga sobre la tecnología relacionada con las Energías Renovables mediante un Diplomado en el área. Luego, la metodología utilizada en esta memoria se compone de: un análisis de la Situación Actual de Consideraciones e Incentivos Propuestos, el levantamiento de Información del Mercado Eléctrico a través de Encuesta, la determinación de Precios de Energía y Potencia de Largo Plazo, un análisis de la Aplicabilidad de Medidas de Eficiencia Energética en Chile, un análisis del Impacto de la Exención de Peajes Troncales, el análisis del Impacto en el Cumplimiento en las Cuotas Reguladas por cambios en el límite de Centrales Mini-hidroeléctricas, la determinación del Precio de Largo Plazo del Atributo ERNC y la Evaluación Económica de tecnologías ERNC en todos los escenarios que se describen en este proyecto para inversionistas convencionales y no convencionales y para algunos casos de proyectos ERNC. Finalmente, en este trabajo se determina un Plan de Obras de ERNC para cumplir con las exigencias de la ley, el precio de largo plazo del atributo ERNC, la viabilidad de instaurar el mecanismo Feed-in Tariff en Chile con respecto al actual y qué tecnologías ERNC y cuándo son económicamente factibles bajo la perspectiva de un inversionista de generación convencional y un inversionista tipo ERNC. Además, se determina cómo se comporta la rentabilidad económica de los proyectos ERNC bajo distintos escenarios.

El presente documento conforma la tesis doctoral titulada "Integración de Energías Renovables en Redes Eléctricas Inteligentes". Impulsada por el auge en las energías renovables y las redes inteligentes, la tesis hace un recorrido a través de los sistemas de generación, acumulación y control del sistema eléctrico. Se modela una red distribuida, un sistema de generación fotovoltaico y un sistema de generación eólica y se realizan los estudios de integración estáticos y dinámicos para analizar el comportamiento de las redes con presencia de generación renovable distribuida y sistemas de acumulación. Finalmente, se propone la optimización de los sistemas de generación propuestos para prestar el servicio complementario de ajuste de frecuencia en una red distribuida. Como resultados se presenta el balance de las mejoras que la generación propuesta comporta a la red distribuida estudiada y se desarrollan una serie de objetivos para optimizar la presencia de generación distribuida e implementar nuevas consignas de control.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Mecánica / El consenso científico indica que la actividad humana ha causado el aumento de la temperatura del planeta, por esto se ha planteado el objetivo mundial de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero. Una de las medidas es aumentar la generación mediante energías renovables. Entre las energías renovables destaca la energía eólica, que es limpia y puede ser utilizada en una amplia gama de potencias (desde residencial hasta industrial) en diferentes lugares (desde zonas rurales aisladas hasta zonas urbanas). Las características de las turbinas eólicas de eje vertical, tales como menor generación de ruido, y ser omnidireccionales y robustas frente a turbulencia, hacen que sean adecuadas para la generación de energía en zonas urbanas por ejemplo en techos de edificios. El objetivo principal de una turbina eólica es obtener energía eléctrica junto con aprovechar de manera eficiente el recurso eólico disponible, estos objetivos pueden ser cuantificados mediante la potencia mecánica y la generación de entropía, respectivamente. Por consiguiente, en este trabajo de investigación se busca analizar comparativamente la generación de entropía y la potencia mecánica de turbinas eólicas de eje vertical en diferentes configuraciones de emplazamiento. Para ello se implementa un modelo computacional en dos dimensiones de tres turbinas eólicas en el software Ansys Fluent, se simulan 28 casos de emplazamiento. La investigación concluye que el máximo de generación de entropía instantáneo ocurre en el mismo momento que el máximo de potencia mecánica tanto a nivel de álabe como de turbina. Al mismo tiempo, sus zonas de fluctuaciones son coincidentes. En cuanto al análisis comparativo global, el máximo de potencia mecánica coincide con el mínimo de generación de entropía indicando ser el mejor lugar para emplazar una turbina eólica aguas abajo. Finalmente, si se modifica el emplazamiento se puede lograr una combinación que aumente la potencia mecánica y disminuya la destrucción de trabajo útil.

Magíster en Economía Aplicada. Ingeniero Civil Eléctrico / In the Chilean electricity market, renewable energy sources had a participation rate of 43% of total electric generation. In this context, the target for renewable energy participation levels is 60% for 2035 during 2017. Recent studies suggest that this target is achievable. However, there are some concerns about the impact that renewable energy imposes on the grid, which could lead to the inefficient incorporation of these technologies. One reason for this potential inefficiency is that electricity demand is not directly exposed to the spot price, so it is not very responsive to market conditions. The current literature on demand-side flexibility in the Chilean electricity system is limited and there are no studies that analyse the effects of the introduction of demand flexibility on the efficient use of renewable energy technologies in the Chilean electricity market. This thesis develops a deterministic Demand Response Unit Commitment (DR-UC) model. This model is formulated as a mixed-integer nonlinear program (MINLP) using a two-part quadratic disutility function. This formulation allows us to assess the impact of demand-side flexibility when demand can be shifted or adjusted in an electricity system using five different generation technologies (solar, wind, hydro reservoirs, run-of-the-river and thermal power plants). Unlike most of the literature, which considers that only a fraction of the total demand is flexible, I place no restriction regarding the amount of demand flexibility. I simulated the operation of the Chilean electricity system for different scenarios in the year 2035. I use the results of these simulations to assess the benefits provided by demand flexibility in the Chilean electricity market and the impact on renewable energy generation and on the operation of other technologies. The Demand Response benefits found in this study corresponds to a lower bound of its possible benefits to the system. The results of this thesis suggest that demand-side flexibility integration increases the efficient use of renewable energy investment for the year 2035. This is due to the reduction of both renewable energy curtailment and cycling operation of low-cost thermal power plants, as well as lower spot price variability. When incorporating demand-side flexibility, diesel generation is reduced by up to 42% due to the shift in consumption from peak to non-peak hours. An important result of the study is to show that a Demand Response would increase CO2 emissions because coal power plants operate at higher capacity. The software code that implements the model and assesses its impact is offered as free software, and is one of the major contributions of this work. It is available in the Git repository of the project.

Memoria para optar al Título Profesional de Ingeniero en Recursos Naturales Renovables / En este trabajo se determinó el potencial eólico “off-shore” y su factibilidad técnica y económica para el área comprendida entre los 17ºS y 56ºS de latitud, desde el borde costero hasta 100 km hacia el oeste a lo largo de Chile. Para estimar el potencial eólico se utilizó la distribución de probabilidad de Weibull, utilizando datos de velocidad de viento provenientes del “Reanalysis” ERA-Interim a 10 m sobre la superficie del mar entre los años 1979 y 2014. En términos técnicos, se determinó el factor de planta y rendimiento para un aerogenerador utilizado para parques eólicos “off-shore”. Utilizando esta información y datos provenientes de proyectos similares, se calcularon indicadores económicos utilizados en evaluaciones de proyectos eólicos como el “Levelised Cost Of Energy” (LCOE), Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y Periodo de Recuperación del Capital (PRC). Los resultados muestran que la zona entre los 45°S a 56°S de latitud presenta los valores más altos tanto de potencial (llegando a 3.190 W∙m-2) como de factor de planta (en su mayoría sobre el 60%), sumado a indicadores económicos positivos, con PRC de entre 6 a 10 años. No obstante, al considerar la alta densidad de potencia de dicha zona se hace necesaria la utilización de turbinas de mayor capacidad. El área de mayor interés para el desarrollo de futuros proyectos eólicos “off-shore” se ubica entre los 30°S a 32°S de latitud presentando una alta rentabilidad económica considerando una inversión del 85% y presentando un LCOE entre 70.000 $∙MW-1∙h-1 y 80.000 $∙MW-1∙h-1.

Ingeniero Civil Eléctrico / A nivel mundial existe un creciente aumento en la penetración de energías renovables no convencionales, específicamente la energía eólica que representa un 50,9% de la energía producida por este tipo de fuentes a nivel mundial. El caso de Chile no es la excepción debido a que hasta marzo del 2015 la energía eólica representaba un 39,8%(892 MW) de la capacidad instalada de energía renovable no convencional, siendo esta la de mayor participación de este tipo de energía. Debido a lo anterior, y al impacto que generan este tipo de parques tanto en la operación como en el comportamiento dinámico del sistema, cobra importancia los estudios dinámicos que modelen de forma correcta el comportamiento de los parques eólicos. Para poder realizar esto se utilizó un sistema pequeño de 9 barras (IEEE 9 Bus System), al que se le agregó un parque eólico de 100 MW con capacidad para aportar al control primario de frecuencia. El método utilizado para que el parque pudiese aportar al control de la frecuencia consiste en la operación deload de la turbina en conjunto con un control droop . Este último modifica la consigna de potencia entregada al conversor de forma proporcional a las variaciones de la frecuencia, mientras que la operación deload implica la conservación de un margen de reserva de potencia para las distintas turbinas. El estudio dinámico es realizado mediante el software Digsilent en el cual se simulan distintos niveles de agregación de las turbinas del parque eólico de manera de observar tanto el comportamiento dinámico del sistema, como el tiempo que le toma al software simular los distintos casos. Los resultados obtenidos muestran que al simular un mayor número de turbinas en el parque existe un fuerte aumento del tiempo de simulación. El caso donde se simulan la totalidad de las turbinas del parque de forma separada, es 27 veces más lento que el caso en que se simula el parque como una sola gran turbina. Por otro lado, al simular un mayor número de turbinas se observan fenómenos como la desconexión de turbinas que no son capaces de entregar la potencia requerida por el controlador para el aporte a la regulación de la frecuencia. Esto conlleva a que exista una diferencia en el comportamiento de la frecuencia ante los distintos casos y por ende, exista un compromiso entre el tiempo de simulación y la precisión de la simulación.

Ingeniero Civil Eléctrico / En los últimos años, se ha incrementado la preocupación por incorporar e integrar de mejor forma las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a los sistemas eléctricos, para lo cual se han propuesto los sistemas de almacenamiento. En este contexto, este trabajo analiza una central de bombeo (PHS, Pumped Hydroelectric Storage) en el sistema eléctrico nacional al año 2020, comparando tres estrategias de despacho para un conjunto de generación que incluye unidades fotovoltaicas de 600 MW y unidades PHS de 300 MW. Las tres estrategias de despacho a analizar son: (1) generación base: consistente en operar la central fotovoltaica y PHS en conjunto de forma tal de entregar potencia constante durante 24 horas; (2) minimización de costos: tanto la central fotovoltaica como la PHS operarán para reducir los costos de operación del sistema (i.e. en función del despacho económico de mínimo costos); y (3) maximización de utilidades: la PHS operará de forma tal de maximizar las utilidades por concepto de compra/venta de energía al propietario de las centrales. De los resultados obtenidos, se desprende que el despacho de generación base es el más ineficiente para el propietario de las plantas de generación y el beneficio sistémico es relativamente menor al otorgado por el despacho de minimización de costos. Por otro lado, la operación minimizando costos del sistema es la que mejor aprovecha las propiedades de la central PHS, reduciendo los costos de generación, las emisiones de contaminantes y el vertimiento de las ERNC; ahora bien, los ingresos percibidos, en especial por la central PHS, son relativamente menores. En contraste, la metodología de maximización de utilidades brindó mejores retornos económicos al propietario de las centrales (1,4% de aumento con respecto al caso de despacho de mínimo costo), pero también aumentó levemente el costo del sistema (0,95%) y el pago de la demanda (0,57%) respecto al caso de minimización de costos; esto, debido a que se confirmó (mediante una manera cuantitativa) el poder de mercado existente y que potencialmente podría ejercer la central PHS. Aunque la pérdida de eficiencia sistémica es relativamente menor en términos promedio cuando el propietario despacha su central, se demuestra que existen horas donde hay un gran potencial para ejercer poder de mercado (donde las variaciones de precios pueden llegar a ser de un 57,2%), tanto en horarios de carga (alrededor del mediodía cuando el dueño de la central se ve tentado a limitar su consumo con el fin de no aumentar precios de mercado) como en la descarga de la PHS (en el horario de demanda máxima, cuando el propietario se ve tentado a limitar su generación para no disminuir los precios de mercado). Estos resultados podrían tener importantes implicancias en términos regulatorios y de monitoreo de mercado.

Ingeniero Civil Mecánico / Con el afán de agregar competitividad a las nuevas tecnologías de captación de energía undimotriz, se deben incluir nuevos estudios en la materia que permitan un desarrollo óptimo de la tecnología. Las interferencias entre boyas de distintas formas y pertenecientes al mismo arreglo no ha sido estudiado en su totalidad, por lo que el objetivo del trabajo de título es generar resultados de interferencia entre boyas y de esta forma tener datos sobre su comportamiento. Para lograr esto, se hacen simulaciones en el software Ansys Aqua de tres formas de boya y tres volúmenes distintos de boya. Con los resultados de boyas aisladas, se hacen simulaciones de un total de 45 pares de boya, para obtener resultados de las interferencias destructivas o constructivas que pueden sufrir. En primer lugar, se identifican las variables sensibles de las formas de boya en su movimiento para poder generar los casos de estudio. Además, se elige la ola para el estudio, usando una de altura significativa de 10[m] y 2[s] de periodo, similar a las encontradas en Romeral. Luego, se hacen las simulaciones de boyas asiladas, con un total de nueve, tres por cada forma y tres por cada volumen. Las formas son semiesférica, cilíndrica y cúbica, mientras que los volúmenes son 16.75[m^3], 32.72[m^3] y 54.56[m^3]. Para hacer las simulaciones se hacen los modelos 3D de las nueve boyas en el software CAD SolidWorks y se importan a los módulos de trabajo Hydrodynamic Diffraction (HD) e Hydrodynamic Response (HR) de Ansys Workbench. Con los resultados de HD se puede hacer la verificación del modelo, mientras que con los de HR se puede sacar la potencia, rescatando la posición, velocidad y aceleración en el tiempo y procesándolos Matlab. Por último, según estos resultados se crean conjuntos de cuatro boyas y se simula para ver su comportamiento. Las boyas semiesféricas muestran valores de potencia promedio de 15.588[kW], 30.96[kW] y 43.711[kW]. Las boyas cilíndricas de 18.83[kW], 36.775[kW] y 52.883[kW], mientras que las cúbicas 16.901[kW], 28.065[kW] y 61.119[kW]. Todas muestran oscilaciones acordes a la ola sin entrar en resonancia. Las boyas semiesféricas son interferidas de forma creciente según su volumen y con valores similares según el tipo de boya. Las diferencias porcentuales con respecto a la boya aislada rondan entre los -9% y 60%. Las boyas cilíndricas son interferidas destructivamente en su mayoría y la interferencia no depende del volumen de ella ni de las otras. Las diferencias porcentuales destructivas toman valores de entre los -15% y -40%, mientras que las constructivas no superan el 25%. Las boyas cúbicas no presentan un patrón de comportamiento en relación a la interferencia que poseen, ya que los resultados cambian mucho al variar su volumen. En algunos casos muestra valores destructivos de -63%, mientras que en otros, interferencias constructivas de 68%. Los conjuntos de cuatro boyas presentan disminuciones de entre 2% y 5% con respecto a la interferencia de a pares y una disminución de la mitad del porcentaje según su posición en el arreglo. Los resultados para las boyas aisladas son esperables según la teoría de potenciales de velocidad, aunque presente algunas incoherencias. La interferencia si es significativa en la mayoría de las boyas y en algunos casos los valores de interferencia se pueden relacionar con su forma y volumen. Sin embargo, se estima que es necesario un estudio más extenso para llegar a alguna conjetura, ya que cualquier reacción por parte de las boyas está sujeto al tipo de ola y a su propia perturbación sobre esta.