La crisis del petróleo en la década del 70, el problema ambiental causado por el calentamiento global en los 90 y el desabastecimiento energético en Chile a partir del año 2004, propulsaron la búsqueda de combustibles sustitutos a los fósiles, convirtiéndose los biocombustibles en uno de los potenciales reemplazantes. Se define biorrefinería como un proceso productivo de biocombustibles capaz de maximizar el uso de la materia prima a través de la integración de sistemas de cogeneración eléctrica que utilizan biomasa como combustible. Esta biomasa se obtiene del mismo proceso de producción de biocombustibles. La factibilidad técnica de una biorrefinería productora de bioetanol en base a maíz se aborda a partir de su producción anual. Se reconoce que las principales variables de entrada para la producción del bioetanol son el flujo horario de maíz, la potencia eléctrica demandada, la tasa de energía calórica requerida y el flujo horario de biomasa como combustible para el sistema de cogeneración integrado a la planta de bioetanol. La factibilidad económica considera la operación de la biorrefinería conectada al SIC por un período de 4 meses, en los cuales efectúa inyecciones o retiros de energía eléctrica dependiendo del esquema propuesto, el cual se basa principalmente en el sistema de cogeneración integrado al proceso productivo y el tipo de biomasa usada como combustible. Dentro de los ingresos más relevantes se identifican la venta de bioetanol, de energía eléctrica al sistema y de co productos del proceso. El pago por potencia firme no influye en el resultado general. Entre los costos más importantes se identifican el costo del maíz, producción de electricidad y vapor y el costo fijo de la planta de bioetanol. El costo fijo del sistema de cogeneración y los costos extras para producción de bioetanol influyen en menor medida. El presente trabajo concluye que la biorrefinería propuesta es un proceso productivo que posee factibilidad técnica y económica. Sin embargo, los supuestos asumidos ignoran una serie de costos que encarecerían la producción de bioetanol en base a maíz. Entre estos cabe mencionar los peajes por concepto de inyección de energía eléctrica en sistemas de subtransmisión (para el caso particular en estudio), costos de conexión al sistema eléctrico, evaluación económica en períodos más largos de tiempo, costos específicos variables, el efecto de las detenciones de la planta por falla o mantención, entre otros. La revisión de la legislación respecto a biocombustibles en distintos países del continente muestra que en Chile se han emitido leyes que reconocen la existencia de los biocombustibles como fuente energética. Además existe un tratamiento tributario y las especificaciones técnicas que se aplicarán a los biocombustibles. Sin embargo, se considera que estos elementos son aún insuficientes. Todos los países analizados (con excepción de Chile) ya han emitido leyes y sus respectivos reglamentos, los cuáles tienen un fuerte enfoque para la integración de los biocombustibles.

En esta tesis se estudia el acondicionamiento de la tensión de salida de un sistema de micro cogeneración basado en celdas de combustible. Se emplea un convertidor de tensión cc-cc, que permite acondicionar la tensión de salida del sistema de batería de celdas de combustible modelo Nexa 1200 que posee la Facultad Regional Bahía Blanca de la UTN. El convertidor es de tipo elevador, pero a la entrada, el clásico filtro L, ha sido reemplazado por un filtro LCL, de este modo se espera que la topología presente un valor de rizado prefijado, con componentes de menor volumen. La estrategia de control elegida se basa en la técnica de control por modo deslizante. Además, se utilizan observadores de estados para evitar medir todas las variables involucradas y para estimar la carga variable. Mediante simulaciones y procedimientos experimentales se verifica el correcto desempeño del convertidor. / In this thesis, the conditioning of the output voltage of a micro cogeneration system based on fuel cells is studied. A dc-dc voltage converter is used, which allows conditioning the output voltage of the Nexa 1200 model fuel cell battery system owned by the UTN - Facultad Regional Bahía Blanca. The converter is a step-up converter, but at the input, the classic L filter has been replaced by an LCL filter, in this way it is expected that the topology will present a predetermined ripple value, with components of lower volume. The chosen controlstrategy is based on the sliding mode control technique. In addition, virtual sensors are used to avoid measuring all the variables involved and to estimate the variable load. Through simulations and experimental procedures, the correct performance of the converter is verified.

Ingeniero Civil Mecánico / El Ministerio de Energía de Chile, en su plan Energía 2050, establece los lineamientos para el desarrollo energético del país hacia el año 2050, con énfasis en la ampliación de la red actual en capacidad y accesibilidad. Este plan incluye la energía hidroeléctrica como una de las principales, ya que es una energía renovable, limpia, eficiente y existe un alto potencial energético en la zona centro sur del país. En este contexto, el Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Chile desarrolló un prototipo de turbina Pelton de microgeneración, con una potencia hidráulica disponible de 13,69 [kW], y un rendimiento teórico global de 70%. Sin embargo, la potencia generada en las pruebas fue de 8,189 [kW], con un rendimiento global de 59,34%, debido a problemas de subida de agua dentro del housing por su diseño. El objetivo general de este trabajo es realizar y evaluar un nuevo diseño del housing para el prototipo de laboratorio de la turbina Pelton del Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Chile. Con este propósito, se desarrolla en primera instancia un modelo 3D de la turbina, donde el nuevo diseño del housing se realiza utilizando fundamentos de la teoría hidráulica de turbinas Pelton de microgeneración. Además, se modelan los elementos exteriores a la turbina, como rodamientos, generador, acoples, etc. Con el diseño de las partes, se presenta la configuración final de la turbina y sus componentes, y los materiales y tratamientos necesarios a utilizar en su fabricación. Se realiza un análisis computacional del comportamiento del agua dentro del nuevo housing de la turbina en sus condiciones de diseño con el fin de evaluar el nuevo diseño propuesto. El análisis utiliza el modelo Volume Of Fluid (VOF) para estudios multifásicos, a través del programa Ansys FLUENT. Los resultados del análisis muestran que no se generan problemas de subida de agua, por lo cual no se esperan bajas de rendimiento en el nuevo diseño del housing. El costo de fabricación del nuevo housing es de $470.000 CLP, lo que se encuentra por debajo del housing existente, con un total de $625.000, sin considerar los componentes adicionales de la turbina. / 05/06/2022

Ingeniero Civil Mecánico / En el norte grande de Chile existe el potencial de energía solar más grande del mundo y también en esta área la demanda de energía eléctrica viene en su mayoría la minería del cobre que representa un 80% del consumo. La matriz energética de este sector viene dominada por termoeléctricas en base a combustibles fósiles, principalmente carbón por lo que tiene altas emisiones de CO2. Existen 2 tipos de tecnologías para generar energía eléctrica a partir de la energía solar, los paneles fotovoltaicos y la tecnología termosolar. Esta última se divide en tres tipos; cilindro parabólico, Fresnel y torre central, las cuales generan electricidad mediante una turbina a vapor (ciclo Rankine). Este vapor se genera por medio de colectores y receptores que concentran la radiación solar para alcanzar grandes temperaturas de entre 250ºC y 600ºC dependiendo de la tecnología. La ventaja de estas tecnologías es que poseen altos factores de planta. Después de un análisis de optó por la tecnología de torre central con almacenamiento de sales fundidas. El gran inconveniente en la utilización de estas tecnologías termosolares es el tema de refrigeración debido a que los lugares donde generalmente se instalan son áridos y carecen de agua para refrigeración. La refrigeración por aire merma la generación en un 7,14% como se calculó y hace el proyecto mucho menos rentable. Dentro de los procesos mineros para la obtención de cobre está la lixiviación y la biolixiviación, procesos que se desarrollan a temperatura ambiente pero que reaccionan favorablemente a aumentos de temperatura como se analizó en dos estudios. Los flujos de soluciones ácidas varían desde los 0,1-10 m3/hora por metro cuadrado de pila de lixiviación lo que genera caudales de varios miles metros cúbicos por hora. Es por esto que se propone la cogeneración, usando las soluciones ácidas de las pilas de lixiviación para para el bloque de condensación de la central termosolar. Esto es muy viable debido a los grandes caudales que presentan las pilas de lixiviación. Además se obtiene una mayor obtención de cobre como demuestran los estudios y un mayor rendimiento de los procesos de lixiviación y biolixiviación lo que significa mayores ingresos económicos para la empresa minera. La evaluación económica demostró que la cogeneración daba tasas de retorno de un 31,7% contra un 12,8% de la misma planta con refrigeración por aire. Las centrales con cogeneración demostraron ser rentables para precios de energía eléctrica de 100 USD/MWh mientras que la central con refrigeración por aire ya no es rentable bajo un precio de 125 USD/MWh. También se comprobó que la rentabilidad de los proyectos es mayor con un almacenamiento térmico de 13 horas versus uno de 10 horas.

Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Mecánico / El presente trabajo aborda la eficiencia energética desde la cogeneración o generación simultánea de electricidad y calor a partir de una única fuente energética (CHP). Al aplicar CHP, se reduce el consumo de combustible y las emisiones contaminantes. El objetivo general del proyecto es evaluar técnica-económicamente la implementación de tecnologías CHP en sectores residenciales comparando tres distintos tipos de tecnologías: celdas de combustibles, Stirling y combustión interna. Los objetivos específicos son: realizar un estudio bibliográfico del estado del arte de la cogeneración a pequeña escala, establecer configuraciones de diseño para su implementación en consumidores tipo, determinar el perfil de consumo requerido en cada caso, diseñar instalaciones a nivel de perfil para la implementación de las tecnologías y efectuar la evaluación técnico-económica de las mismas. La metodología para desarrollar el proyecto incluye revisión bibliográfica, sus ventajas con respecto a la generación convencional y de las tecnologías disponibles para su aplicación. Para el análisis de casos y tecnologías se seleccionan tres establecimientos de pequeña escala definiendo su emplazamiento, demanda térmica, eléctrica y arquitectura. El diseño de los sistemas CHP considera conexión a la red mediante generación distribuida. Se establece la disposición y control de los equipos en layout y P&ID, se ejecuta análisis de eficiencia energética, se calcula la reducción de emisiones y se determina la viabilidad técnico-económica por medio de análisis marginal de sistemas CHP vs sistema de suministro convencional. Los resultados obtenidos muestran que los cogeneradores impulsados por motores a combustión interna, Stirling y celdas combustibles son técnicamente factibles para aplicaciones a pequeña escala; siendo la tecnología de celdas combustible la más onerosa y la que menos impacto en el medio ambiente genera. El proyecto se encarga de analizar sistemas CHP en una vivienda, un hostal y en un distrito logrando soluciones de suministro energético técnicamente factibles. Como los casos analizados se caracterizan por una alta variabilidad en las demandas térmica y eléctrica, no es posible balancear per se el suministro CHP por lo que es necesario suplir la demanda a través de generación distribuida, almacenamiento térmico y caldera auxiliar en stand-by. La factibilidad económica no se logra con celdas combustibles por su alta inversión inicial, en Stirling se obtienen ganancias marginales para la magnitud de la inversión y en cogeneradores a combustión interna se observa una rentabilidad aceptable. Con todas las tecnologías se observan reducciones considerables de las emisiones contaminantes, además se consigue una alta confiabilidad en el suministro de energía. Estos beneficios sociales sumados a la factibilidad técnica y, según el caso, económica de sistemas de cogeneración hacen concluir que su inversión en proyectos de eficiencia energética, en el sector residencial, son una opción limpia y fiable para el desarrollo sostenible del país.

Ingeniero Civil Mecánico / En este trabajo, se desarrolla un modelo termodinámico de una central geotérmica emplazada en Pampa Apacheta, utilizando los datos medidos en las pruebas de producción de Cerro Pabellón (48 [MW] instalados), la primera central geotérmica de Chile actualmente en construcción. De acuerdo a estudios previos y a la descripción del proyecto Cerro Pabellón, el tipo de central que mejor se adapta a las condiciones de Pampa Apacheta es una de ciclo combinado de expan-sión súbita binaria que consiste en un ciclo de generación con vapor y un ciclo binario cuya ener-gía es extraída de la salmuera o fase líquida del flujo geotérmico. Las variables de diseño escogidas en el modelo corresponden a las presiones de boca de pozo asociadas a las curvas de productividad, el fluido binario y la presión de trabajo de este último. Además, se incluye un procedimiento para evitar la precipitación de sílice, componente común del fluido geotérmico, en los distintos componentes del proceso de generación. El modelo es validado mediante cálculo de la potencia neta a partir de las condiciones de pozo de la central geotérmica Miravalles ubicada en Costa Rica. El resultado presenta un 1% de error diferencial y con esto se da por validado el modelo termodinámico computacional. En relación al modelamiento de la central en Pampa Apacheta, las presiones en la boca de los pozos deben ser las mínimas posibles, evitando la precipitación de sílice, es decir 800 [kPa] en el pozo CPE-1 y 350 [kPa] en el pozo CPE-2. Por otra parte, el fluido binario debe presentar tempe-raturas de evaporación entre 422 [K] y 430[K]. Entre un conjunto de fluidos binarios candidatos evaluados, el fluido que maximiza la potencia neta generada a partir de los pozos mencionados es el isopentano, considerado también para Cerro Pabellón, y que permite producir 9,9 [MW]. Se obtiene un rendimiento de primera ley de 7,26% y de segunda ley de 22,53%, valores bajos debido principalmente a las restricciones operacionales para evitar la precipitación de sílice. La central óptima presenta una utilización de 10,7 [(kg/s)/MW], es decir, al extraer 514 [kg/s] (flujo másico declarado para Cerro Pabellón) se obtiene una potencia neta de 48 [MW] a partir de 10 pozos de producción, utilizando isopentano como fluido de trabajo binario. Se estima que una central de esta envergadura en Pampa Apacheta tiene un costo de inversión aproximado de 320 [MM USD] incluyendo exploración, perforación, piping, la central de poten-cia y líneas de transmisión, que en términos unitarios se traduce en una inversión de 6,6 [MM USD/MW].

L’objectiu d’aquesta tesi és estudiar la viabilitat de la integració de la tecnologia dels cicles de refrigeració per absorció ja existent comercialment, en plantes d’energia industrials, comparant els resultants amb l’alternativa convencional formada per cicles de compressió. La metodologia proposada en aquesta tesi es basa en cinc grans apartats: recopilació de dades de la planta d’energia i de la demanda de fred que es pretén cobir, seleccionar els cicles de refrigeració candidats que podrien satisfer l’esmentada demanda de fred, és a dir, establir les alternatives de disseny existents per a subministrar el fred necessari a la planta de procés utilitzant el programa XV, el qual permet la simulació i optimització de plantes d’energia. El tercer pas de la metodologia, es construir un fitxer de dades estàndard on s’introdueixen la topologia de la planta d’energia i les seves característiques específiques, incloent els paràmetres d’operació dels cicles de refrigeració. Al quart pas, es realitza l’optimització de la planta global d’energia utilitzant com a funció objectiu els costos d’operació i les prestacions de la planta i finalment es calculen els costos d’operació i els indicadors econòmics adients per a la selecció de la millor configuració. En aquesta tesi es presenten dues aplicacions pràctiques en una indústria pretroquímica de Tarragona per tal d’avaluar la metodologia proposada utilitzant equips d’amoníac/aigua i d’aigua/LiBr.

La creciente necesidad de proveer potencia eléctrica y calorífica al sector comercial, público y residencial ha derivado en la creación de sistemas de cogeneración de potencia y calor basados en turbinas a gas en miniatura. En particular, estos sistemas serían de gran uso en localidades aisladas de nuestro territorio nacional. En este contexto, el presente trabajo nace de una iniciativa personal para diseñar y construir una mini turbina a gas para fines de cogeneración.nEsta memoria contempla el cálculo y diseño básico de la turbina, además de una descripción básica del sistema de cogeneración de potencia y calor, con miras a fabricar un prototipo de ensayo y verificación.nEl diseño de la turbina parte con la suposición de ciertos factores basados en experiencias anteriores y requerimientos de energía basados en la potencia máxima de consumo de un hogar de altos ingresos. El procedimiento de cálculo incluye el cálculo del ciclo termodinámico, potencias involucradas y factores asociados al rendimiento del sistema. nEl cálculo mecánico de los componentes se hace de manera analítica, usando herramientas computacionales donde sea estrictamente necesario. Se calculan las dimensiones de los componentes y esfuerzos asociados, especificando materiales para cada componente. Se hace un análisis simple del campo de temperaturas asociado a la operación continua de la turbina, además de un análisis de frecuencias naturales de vibración del sistema rotor.nSe establecen los aspectos de diseño que ameritan una revisión mayor, incorporando herramientas computacionales de análisis, simulación y diseño. Finalmente, se elaboran planos de todos los componentes a fabricar o comprar, y se incluyen los archivos originales de las piezas a maquinar computacionalmente para su eventual fabricación.

El documento digital no refiere un asesor / Publicación a texto completo no autorizada por el autor / Evalúa una posible conversión a ciclo combinado de la Central Térmica de Aguaytía realizando una comparativa técnica y económica de cuatro opciones de generación de energía eléctrica: primero, el ciclo combinado sin post combustión con una turbina vapor de dos (2) niveles de presión; segundo, ciclo combinado sin post combustión con una turbina vapor de tres (3) niveles de presión; tercero, ciclo combinado con post combustión con una turbina vapor de dos (2) niveles de presión y cuarto, ciclo combinado con post combustión con una turbina vapor de tres (3) niveles de presión. Analiza la viabilidad técnica y económica de la conversión a ciclo combinado de la Central Térmica de Aguaytía, considerando 4 posibles escenarios; para ello determina los niveles de presión para la producción de vapor óptimos en cada uno de los escenarios, la cantidad de producción de vapor óptimo en los diferentes niveles de presión para cada uno de los escenarios, el ciclo con mayor eficiencia, el ciclo con mayor potencia, el escenario con mayor valor actual neto, el escenario con mayor tasa interna de retorno, el escenario con menor tiempo en el retorno de inversión, la mejor opción del estudio como base para la elaboración de la ingeniería básica y traza una metodología para la elaboración de estudios similares. / Trabajo de suficiencia profesional

El predespacho de unidades consiste en un problema de optimización en que se decide el estado de operación de cada unidad generadora presente en un sistema eléctrico, con el fin de asegurar el abastecimiento de la demanda, respetando los requerimientos de reserva, restricciones de operación de las centrales y minimizando los costos operativos de las unidades térmicas. Dentro de las centrales de generación, las unidades de ciclo combinado se caracterizan por acoplar dos ciclos termodinámicos: un ciclo a gas y otro a vapor. Estas unidades presentan una gran flexibilidad de operación debido a las distintas combinaciones en que pueden operar. Sin embargo, éstas introducen complicaciones en su modelación, lo que ha sido abordado en la literatura especializada mediante los modelos por modos de operación y por componentes. En este trabajo se desarrolla e implementa un modelo matemático lineal enteromixto de predespacho, con unidades térmicas de ciclo combinado representadas mediante sus componentes, incorporando diversas características que describen su operación. Se permite también la posibilidad de corregir parámetros que se vean afectados por la temperatura ambiente. Dentro de las restricciones de mayor relevancia para las unidades de ciclo combinado se encuentran aquellas que describen su evolución temporal. Para modelar esta característica se propone una modelación basada en la teoría de redes de flujo. Esta técnica consiste en plantear un grafo dirigido no estático, conocido también como una red de flujo a tiempo discreto, la cual se compone por arcos y nodos dependientes del tiempo. Esta formulación permite relacionar los parámetros de tiempos mínimos de operación; partidas en caliente, en tibio y en frío, y las transiciones entre combustibles. Se verifica la ventaja de este modelo a través de ejemplos simulados, construidos en base a datos reales del Sistema Interconectado del Norte Grande. El análisis de desempeño se efectúa a través de dos pruebas: valor de la función objetivo del problema relajado y tiempo de resolución del problema entero; comparando el modelo propuesto con otros dos modelos de la literatura. Los resultados indican que la formulación basada en una red de flujo a tiempo discreto logra mejores soluciones del problema relajado para el 60% de los casos implementados, obteniéndose mejoras de aproximadamente 1% a 4% en el valor de la función objetivo. También se logran reducir los tiempos de resolución del problema entero en un 30% o más para el 50% de los casos estudiados. Como trabajo futuro se propone extender la modelación basada en red de flujo y desarrollar una herramienta computacional adecuada a esta técnica de optimización. También se propone ampliar el modelo de predespacho a sistemas hidrotérmicos, incorporando además las congestiones y las pérdidas óhmicas de la red de transmisión.