Nuevas formas de generación basadas en recursos energéticos distribuidos asociados a cargas locales se han estado desarrollando. Sin embargo, su masificación puede tener un alto impacto en el control del flujo de potencias y frecuencia del sistema. Por lo tanto, se requiere de una arquitectura de control y gestión que permita la inclusión de los generadores distribuidos y el manejo de las potencias activas en el sistema. Una forma de aprovechar el potencial emergente de los generadores distribuidos es tomar un enfoque sistémico que considera a la generación y las cargas como un sub-sistema: una microrred. En este marco y con el objetivo de crear un innovador sistema de coordinación que permita aprovechar en forma económica los abundantes recursos energéticos en Chile, el Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, ha desarrollado una microrred aislada en el poblado de Huatacondo. En esta memoria de título se desarrolla la modelación de dos de las unidades que conforman la microrred aislada instalada de Huatacondo y que son elementos usuales de las microrredes: la unidad de generación fotovoltaica y la unidad banco de baterías de plomo ácido. El propósito es generar un aporte futuro para el desarrollo de un simulador integrado de una microrred. Además, debido a las necesidades del proyecto del Centro de Energía, se propone un estimador del estado de carga de las baterías de plomo ácido basado en el modelo no lineal de Copetti y en la metodología de estimación de estados usando filtro de Kalman extendido. El primer tema abordado es la estimación de los parámetros de 3 modelos de baterías: Thevenin, Randeles y Copetti. En el último caso se propone una metodología para que la relación entre el voltaje de circuito abierto y el estado de carga sea igual a la determinada por el fabricante. El segundo tema abordado es la estimación de los parámetros de un modelo de celda fotovoltaica que incluya el efecto de la temperatura, la dinámica del sol y la orientación de la montura. Por último, se implementa un estimador del estado de carga de las baterías usando el modelo de Copetti adaptado a un filtro de Kalman extendido. Se obtienen resultados auspiciosos con respecto a las ventajas potenciales que podría tener un estimador de estas características. Como trabajo futuro se propone el desarrollo de un simulador de una microrred que incorpore los modelos desarrollados en esta memoria. El objetivo del simulador es ser una herramienta para: la planificación de futuras plantas, el diseño de estrategias de control a nivel supervisor, el desarrollo de un administrador de contingencias, el análisis de la respuesta transitoria del sistema y la estimación de estados del sistema.

Ingeniero Civil Mecánico / El desarrollo de la conversión de energía desde fuentes renovables no convencionales forma parte fundamental de la investigación y desarrollo de nuestro presente. Una de las tecnologías más utilizadas es la solar fotovoltaica, cuyo objetivo es convertir directamente la energía solar proveniente del sol en energía eléctrica para ser utilizada por sus consumidores. La utilización de módulos fotovoltaicos (PV) para la conversión de energía solar ha sido un gran avance de la ingeniería moderna, pero aún posee importantes puntos pendientes en su desarrollo. La dependencia del rendimiento con la temperatura de la celda, convierte a este parámetro en uno de los más relevantes a la hora de diseñar mejoras en el desempeño de un panel fotovoltaico operando en condiciones reales. Mientras mayor sea la temperatura que alcance el panel, menor será su rendimiento eléctrico final, por lo que es de gran interés poder controlar el desempeño frente a condiciones externas mediante algún tipo de disipador de calor. El estudio presentado tiene por objetivo general presentar un estudio acerca de la temperatura al interior de un panel fotovoltaico con disipador de calor mediante análisis teórico y simulaciones computacionales para un módulo sometido a condiciones atmosféricas reales del norte de nuestro país. El objetivo principal es analizar la distribución de temperatura en el módulo fotovoltaico y la influencia de la presencia del dispositivo disipador de calor en el aumento de la eficiencia del panel fotovoltaico, mediante la caracterización de la resistencia térmica que posee el conjunto panel-disipador. Para conseguir el objetivo planteado, se realiza un análisis teórico de la temperatura en el interior del panel fotovoltaico mediante un balance energético (definición de la temperatura de celda en función de la radiación incidente, pérdidas por radiación y convección al ambiente, y pérdidas por disipación de calor y por generación de energía) para un modelo simplificado. A continuación se realizan simulaciones computacionales mediante software especializado en análisis por elementos y volúmenes finitos (ANSYS Mechanical) para poder realizar un análisis térmico en tres dimensiones. Luego de obtener resultados numéricos que permitan caracterizar la temperatura al interior del panel se procede a optimizar el diseño del disipador de calor mediante simulaciones con diseño paramétrico (ANSYS APDL) para poder caracterizar la influencia de la geometría del disipador en la resistencia térmica. Finalmente, se realiza un análisis cuantitativo del incremento en la eficiencia del panel en base a los resultados obtenidos por las distintas simulaciones. La memoria se desarrolla en el contexto del proyecto FONDECYT N° 11110235 Charge carrier flow hydrodynamics in PN junctions with applications to photovoltaic solar cells junto con el trabajo de otros memoristas y tesistas.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Mecánica. Ingeniero Civil Mecánico / El estudio de energía solar responde a las necesidades energéticas actuales, ya que es de una fuente virtualmente inagotable, abundante y amigable al medioambiente. Esta energía puede ser convertida a energía eléctrica mediante celdas solares fotovoltaicas. Éstas presentan comúnmente eficiencias en el rango de 15% al 20%, donde gran parte de la energía restante se transforma en calor. El aumento de temperatura de las celdas trae consigo una disminución de eficiencia y vida útil, lo que justifica el desarrollo de sistemas de enfriamiento. Un conjunto de celdas conectadas en serie se limitan por la celda con peor eficiencia, lo cual crea la necesidad de uniformizar la temperatura para disminuir este efecto. El objetivo principal de este trabajo es plantear teóricamente y modelar numéricamente la fluidodinámica y transferencia de calor de un disipador de calor pasivo que permita disminuir y reducir las variaciones de la distribución de temperatura de un panel fotovoltaico bajo condiciones de operación extrema. Se diseñó un disipador de aletas que cumple con los requerimientos nombrados anteriormente. Se propuso un modelo de altura variable que toma en consideración las transferencias de calor por conducción, convección y radiación para hacer el balance energético. Lo anterior se simuló en el software ANSYS CFX para estudiar la distribución de temperatura en el panel, considerando adicionalmente la fluidodinámica. El modelo simulado en ANSYS CFX (simulación estacionaria) considera 6 celdas con un disipador, orientadas en la dirección del flujo, en un dominio lo suficientemente grande para que no afecte el resultado final modificando el perfil de velocidad. El modelo considera efectos de turbulencia, radiación, convección y conducción. Los resultados simulados son cercanos a lo predicho por el modelo analítico, validando así el modelo propuesto. El disipador logra disminuir y uniformizar la temperatura de forma aceptable. En términos de costos, se puede observar que es prácticamente lo mismo que otros sistemas similares, se podría establecer que la ganancia en eficiencia se ve mermada por un gran costo de manufactura. El problema puede seguir siendo estudiado en profundidad considerando distintas condiciones de operación, lo cual queda propuesto para un trabajo futuro.

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.

Tesis para optar al grado de Magíster en Gestión y Dirección de Empresas / El presente documento describe un modelo de negocios para instalación de sistemas fotovoltaicos tanto para edificios en construcción como para construcciones ya en funcionamiento. Se presenta un desarrollo de un modelo de negocios que estudia la configuración especifica del negocio en términos del precio adecuado de acuerdo al contexto del mercado nacional y los precios actuales, se define además el modelo menos riesgoso de compra de los componentes fotovoltaicos, ya sea a través de importaciones directas desde China (mayorista) o a través de un distribuidor nacional de acuerdo a la demanda (minorista). Este modelo de negocios fue evaluado a través de un análisis de sensibilidad y evaluación del riesgo utilizando el método de Montecarlo, en donde se contrastó el tipo de compra mayorista y minorista. Los resultados señalaron que el riesgo de pérdidas económicas de la compra mayorista fue de un 30,5%, mientras que el riesgo de pérdida de la compra minorista fue de un 17,3%. A su vez, el promedio de los casos mostró que después de los primeros 3 años del negocio propuesto, la utilidad operacional promedio de la compra minorista fue de 178 millones de pesos, mientras que para la opción mayorista 138 millones de pesos. Por lo tanto, se concluyó que la mejor opción fue la compra minorista. De acuerdo a las entrevistas realizadas no fue posible identificar una industria especialmente interesada en la energía fotovoltaica y se infirió que la decisión de comprar un sistema fotovoltaico depende del cliente en específico y no de una industria, más bien es un ejercicio costo-beneficio. Finalmente se define una unidad de venta de sistemas fotovoltaicos de 100 kWp a un precio de entre 62.5 y 69,4 millones de pesos, precio que se define de acuerdo al cliente y el contexto de negociación. El modelo de negocios propuesto tiene una posibilidad promedio de VAN de 98 millones de pesos chilenos con una TIR de 111%, tomando en cuenta una inversión inicial de 17,4 millones de pesos.