Existe al presente una rueda hidráulica en la PUCP que no está siendo aprovechada eficientemente. En uno de los extremos del eje tiene una bomba que se acciona con el giro y al otro lado del eje simplemente está apoyado en una chumacera. Este proyecto inicia cuando se descubrió el potencial de elaborar un mecanismo que permitiría utilizar el giro del extremo libre para almacenar energía. Actualmente, la energía producida por ese lado del eje estaba en completo desuso y a través de esta iniciativa esta energía se podrá aprovechar y utilizar de manera eficiente. El proyecto se empleará a través de un sistema de embrague que fue diseñado con este propósito ya que se quiere acoplar un generador mientras el eje esté girando. Se efectuó un análisis físico, estático, técnico y económico, finalmente se diseñó un procedimiento que cumplió con las obligaciones propuestas. Esto se logró siguiendo los siguientes pasos: un estudio extenso del estado del arte, estudio de las funciones principales del sistema, las alternativas viables, las evaluaciones técnicas, evaluaciones económicas, cálculos, proceso de selección, esquemas representativos, finalizando con un estudio del mercado peruano. De acuerdo al reto asumido inicialmente, y después de la investigación, el diseño, la elaboración de planos y las respectivas revisiones se puede decir que se logró obtener los resultados previstos con este sistema de embrague. El embrague soportará el torque entregado por la rueda hidráulica de 1kW de potencia y 2m de diámetro sin esforzar al operario, prometiendo que el trabajo será seguro, liviano, confiable y económico. De esta manera se puede concluir que se cumplieron las metas establecidas logrando superar este desafío. / Tesis

El proceso de liberalización del sector de electricidad en Europa puede ser considerado como un referente a nivel mundial, una transformación progresiva, coordinada y por etapas fueron las características más importantes de este fenómeno. En la gran mayoría de países europeos, la liberalización del sector de electricidad fue hecha a partir de la segmentación de grandes monopolios legales. Estos monopolios, estaban constituidos por una sola empresa de propiedad del Estado, por lo que las actividades estaban sujetas a un régimen de derecho público. Sin embargo, con la creación del mercado único de la energía (creación de la Unión Europea), el antiguo régimen será substancialmente modificado con el fin de alcanzar el objetivo de un mercado interno único, y aplicar como regla de principio el derecho de la competencia en lugar del derecho público. En este contexto se encuentra Francia, este país presenta una muestra interesante de como el derecho público y el derecho de la competencia pueden ser armonizados y equilibrados. El sector de electricidad francés es considerado como un sector esencial para el desarrollo del país por el solo hecho de ser considerado como servicio público, por este motivo se le consideró, en un inicio, como exclusivamente reservado al Estado. Por otro lado tenemos la realidad peruana, el sector eléctrico peruano, el cual fue sujeto de una extensa nacionalización, fue liberalizado de la misma manera pero por razones de un funcionamiento defectuoso y una gestión estatal ineficaz. Existía una reticencia a la actividad económica del Estado, considerándola como inapropiada y deficiente. El principio de subsidiariedad aplicado a la acción pública y la promoción de la iniciativa privada serán los principios que guiarán esta nueva etapa en la evolución del sector eléctrico peruano. Muchos puntos en común se pueden notar entre la evolución del sector eléctrico peruano y francés, más allá de diferencia estructurales del mercado, será muy interesante analizar cómo los poderes públicos afrontaron la compleja decisión de abrir el sector eléctrico a la libre competencia, qué mecanismos y qué plan de ruta se estableció para cada realidad. / Tesis

Ingeniera Civil Electricista / La presente memoria tiene por objetivo principal optimizar el despacho de una central solar térmica, que tiene como sistema de almacenamiento tanques de sales fundidas, y que además considera el funcionamiento de una caldera auxiliar para recalentar el fluido circulante en el campo solar. Para cumplir con el objetivo se evaluaron los principales factores influyentes, se realizó un análisis del comportamiento de los costos marginales de las dos subestaciones cercanas a la posible ubicación de la planta, estimando el funcionamiento mensual de la planta para diferentes formas de operación. En este contexto, se implementó un mapa de comportamiento de la central, para estudiar el funcionamiento en un rango variado de escenarios, para así obtener una estadística de las horas en las que el almacenamiento estaba activo, y cuando era la caldera auxiliar la que tenía el peso de la generación. Asimismo fue posible discernir las combinaciones de salida de turbina y porcentaje de combustible fósil que lograban una mejor eficiencia del bloque de potencia. El mapa de comportamiento también identificó los escenarios en los que el fluido térmico alcanza su mayor temperatura y se tenía una cantidad más alta de pérdidas térmicas, además de identificar en qué meses se generaba el mayor gasto en combustible fósil. Una vez terminado el mapa de comportamiento, se diseñaron dos conjuntos de estrategias, una plana a lo largo del día, con una salida de turbina al 100% y otra que permite una fluctuación de generación entre un 80% y un 110%. Cada conjunto está definido por diferentes escenarios, en algunos de los cuales se daba preferencia al almacenamiento y en otros a la caldera auxiliar. Los resultados de las estrategias diseñadas se valorizaron, obteniendo los ingresos por generación y los costos por concepto de combustible fósil para la caldera auxiliar. Además se determinaron las alternativas que presentaban una mejor eficiencia a lo largo del año. Se determinó que el escenario que contemplaba una generación diferenciada a lo largo del día, pese a tener durante gran parte del año un margen de ingreso similar a la producción plana, era una mejor opción dado que el gasto en combustible era menor y, por lo tanto, implica una menor contaminación por emisiones de dióxido de carbono. Finalmente se presenta un resumen del comportamiento de la central, con los datos de generación bruta y neta anual, el consumo de agua, las horas de generación y la eficiencia promedio de la planta.

El propósito de la investigación es determinar las causas y proponer soluciones para reducir el consumo de energía eléctrica, a partir de evaluaciones energéticas en las Centrales de Telecomunicaciones de Telefónica del Perú. Se presentan propuestas de Innovación Tecnológica como: Capacitación en Eficiencia Energética, Peak Saving y Energy Logic, para lograr ahorros de energía y reducción de costos por el pago del consumo de energía eléctrica y costos operativos. Se identificaron algunos factores causantes del incremento del consumo de energía, como son: tener equipos rectificadores y de aire acondicionado sobredimensionados; tener equipos rectificadores dentro de la sala de telecomunicaciones; pérdida de eficiencia en equipos rectificadores y de aire acondicionado; ampliación de equipos de telecomunicaciones. Esto representaría un sobrecosto anual de S/ 456,132.81. Se determinó además, el exceso de pagos ocasionados por la parte operativa, como son: dar mantenimiento a los equipos rectificadores y de aire acondicionado sobredimensionados; y la falta de conocimiento del personal operativo sobre Eficiencia Energética al momento de realizar las labores de mantenimiento. Estos sobrecostos representarían un total anual de S/. 199,573.20. Al realizar el análisis financiero de la propuesta, se tiene un costo o inversión inicial de S/. 731,697.72 de implementarse las soluciones planteadas, contra un ahorro anual de S/. 472,828.12, con un retorno de inversión de 1.55 años, esto hace factible desarrollar el proyecto.

La energía geotérmica constituye una fuente inagotable de energía que puede ser extraída de la tierra por medio de bombeo de fluidos calentados en su interior, aprovechando su gran inercia térmica. Este intercambio de calor se realiza para proyectos geotérmicos de baja entalpía en pozos de energía o bien por medio del uso de aguas subterráneas. Para hacer uso del calor extraído es necesario integrar el sistema con una bomba de calor, que actuará como intermediaria entre el sistema de intercambio de calor o colector y sistema de distribución interno de la vivienda, aportando el complemento de energía necesario para acondicionar térmicamente el hogar. Este estudio consiste en el análisis y evaluación técnica, económica y legal de varias instalaciones geotérmicas de baja entalpía que se encuentran en funcionamiento, utilizadas para climatización de piscinas y aire acondicionado, en edificios dedicados al sector servicios como Hoteles, Centros Comerciales; y en un estudio de viabilidad en una Bodega en la que se propone la utilización de la energía geotérmica para la producción de frío y calor tanto para la obtención de vino como para la climatización y ACS en zonas varias. Los estudios se han realizado en la Isla de Lanzarote en lugar de la Isla de Tenerife ya que es donde podemos encontrar un mayor número de instalaciones de este tipo. No tenemos conocimiento de instalaciones de geotermia somera en la Isla de Tenerife, aunque vemos que es factible su utilización. La investigación incluye el seguimiento de varias instalaciones geotérmicas de baja temperatura mediante pozos que se encuentran en funcionamiento desde hace algunos años. Se llega a la conclusión de que técnicamente los sistemas geotérmicos de baja entalpía utilizados son factibles y permiten reducir costos. Los sistemas que utilizan aguas subterráneas, sistemas geotérmicos abiertos, presentan ventajas frente a los sistemas geotérmicos cerrados verticales, por tener costos iniciales que generalmente suelen ser menores. En España no existe ninguna Ley de Geotermia que regularice el uso del recurso geotérmico otorgando concesiones de exploración y explotación. La regulación en el caso de utilizar aguas subterráneas la tenemos en el Consejo Regulador de Aguas.

Propone resolver problemas de optimización en altas dimensiones que surgen en la gestión de la producción de energía eléctrica debido a la aleatoriedad de los da- tos. Más específicamente, consideramos el problema de la planificación a mediano plazo (MTPP, por sus siglas en ingles) de la producción de energía eléctrica bajo incertidumbre que apunta a la gestión de diversas plantas de producción durante un perıodo de varios meses (incluso años). En general, estos sistemas deben satisfacer una gran variedad de estrictas restricciones operativas en un entorno de toma de decisiones altamente incierto. En este contexto, establecemos los tres acoplamientos naturales de tiempo-espacio-aleatoriedad relacionados con esta aplicación, en donde la aleatoriedad de los datos es modelada por una filtración de un proceso estocástico. Los métodos que recogemos para la discretizacion del proceso estocástico, es aquel desarrollado en [Lenoir, 2008], los cuales se basan en una estimación no paramétrica sobre las esperanzas condicionales propuestas en [Nadaraya, 1964; Watson, 1964]. El enfoque que usamos posteriormente para resolver el problema discretizado, consiste en la optimización no diferenciable de la suma de dos funciones convexas, los cuales son abordados mediante la teoría de los operadores monótonos. Este planteamiento, nos permite estudiar las propiedades de convergencia de diferentes algoritmos clásicos y modernos en un modo unificado como algoritmos de punto fijo. Además, examinamos algunas familias de algoritmos de descomposicion-coordinacion resultantes de los “operator splitting methods”, a saber, los métodos Forward-Backward, Douglas-Rachford y Peaceman-Rachford, los cuales permiten la implementación de algoritmos proximales paralelos y distribuidos para resolver problemas de optimización convexa. En particular, un algoritmo sobre el cual estamos fuertemente interesados, es el “Alternating Direction Method of Multipliers”(ADMM) que comparte lazos con, por un lado, los métodos Lagrangianos aumentados y, por otro, con la teoría de los operadores splitting visto como un caso especial del algoritmo de Douglas-Rachford. Finalmente, implementamos dos modelos matemáticos sencillos (con sus respectivas soluciones numéricas) para la gestión de la producción de energía eléctrica; el primero de naturaleza estocástico y el segundo de naturaleza determinístico. / Tesis

La producción de energía es uno de los objetivos principales de las sociedades y países. El Perú ocupa una posición geográfica inmejorable además cuenta con diversidad medioambiental y recursos energéticos. En los últimos cinco años la demanda de energía en el Perú se ha incrementado de tal forma que las proyecciones del año 2010 indican un posible desabastecimiento de energía en la región norte si no se implementan y desarrollan los proyectos de energías renovables como el hidroeléctrico. Las empresas privadas, de capitales extranjeros, del sector de generación de energía del Perú, tienen una participación mayoritaria en el mismo y centran su operación en las regiones donde se encuentran disponibles los recursos gasíferos, sin embargo aquellas regiones con potencial hidroeléctrico como el departamento de Piura no cuentan con inversiones en este sector. En ese contexto, y sumado a las perspectivas positivas de crecimiento económico del país y a la anunciada presencia de nuevas inversiones en el sector; surge la necesidad de aumentar la competitividad por parte de capitales nacionales que equilibren el sector y a la vez permitan ganar experiencia para competir en mercados extranjeros. El objetivo del presente trabajo de investigación es elaborar un plan estratégico de generación hidroeléctrica en el departamento de Piura, que sea ejecutado por inversiones privadas en beneficio de sus propietarios, los usuarios consumidores y las comunidades ocupantes de los territorios que albergan los recursos hídricos. El estudio se realizó en base al modelo secuencial del proceso estratégico del profesor Fernando D´Alessio, a estudios de pre factibilidad de generación hidroeléctrica en el departamento de Piura realizados en la década de los 80, a entrevistas con expertos del sector electricidad, a documentación relacionada con estudios de mercado y del sector, publicaciones especializadas privadas y gubernamentales e investigaciones similares. La investigación determinó que existe oportunidad de inversión para la generación hidroeléctrica en el departamento de Piura. Se establecieron la misión y visión así como tres objetivos de largo plazo para un periodo de 9 años: (1) El año 2020 se generará 140 Mega Watts (MW) de energía hidroeléctrica en el departamento de Piura, hoy se produce 37.9 MW, preservando el medio ambiente siendo socialmente responsables; (2) integrar al sistema interconectado nacional las provincias fronterizas de Huancabamba y Ayabaca; y (3) la generación de energía hidroeléctrica en el departamento de Piura aportará 20 MW para el proceso de exportar energía eléctrica a Ecuador. Para el cumplimiento de los objetivos de largo plazo, se formularon estrategias de integración y de penetración para integrar el mercado con representatividad. / The production of energy is one of the main goals of the societies and countries. Peru has an excellent geographic position also has environmental diversity and energy resources. In the last five years the demand for energy in Peru has increased, so that the projections for 2010 indicate a possible energy shortages in the northern region are not implemented and develop renewable energy projects such as hydropower. The foreign-owned private sector power generation in Peru, have a stake in it and focus its operations in regions where gas resources are available, however those regions where hydropower potential as the department of Piura, not have investments in this sector. In this context and in addition to positive economic growth prospects of the country and announced the presence of new investments in the sector, there is a need to increase competitiveness by domestic capital that balance while allowing industry to gain experience to compete in foreign markets. The objective of this research is to develop a strategic plan for hydropower generation in the department of Piura, which is run by private investments for the benefit of its owners, consumers and communities users occupying the territories that harbor water resources. The study was performed based on the sequential model of the strategic process of Professor Fernando D'Alessio, a prefeasibility studies of hydropower in the department of Piura made in the 80's, interviews with industry experts electricity, related documentation with market research and industry, government and private publications and related research. The investigation determined that there is opportunity for hydroelectric generation investment in the department of Piura. It established the mission and vision as well as three long-term goals for a period of 9 years: (1) The year 2020 will generate 140 MW of hydroelectric power in the department of Piura, now produces 37.9 MW, while preserving the environment being socially responsible, (2) integrated into the national electricity network the border provinces Ayabaca and Huancabamba, and (3) the generation of hydroelectric power in the department of Piura will provide 20 MW to the process of exporting electricity to Ecuador. To fulfill the objectives of long-term, integration and market penetration strategies were developed to integrate it with representation. / Tesis

Tesis para optar al grado de Magíster en Administración / Fuentes, Pamela, 1984- [Parte I], Valenzuela, Marcela, 1975- [Parte II] / No trae autorizaciones, para el acceso a texto completo de su documento / “Green Power”, es una compañía que entrega una solución integral a la exigencia de poder suministrar energía de bajo costo, y amigable con el medio ambiente a los hogares del norte de Chile. Esto responde a la necesidad de poder ahorrar dinero en los consumos cotidianos del hogar, sin tener que cambiar las rutinas de la familia. Además, hoy en día se ha masificado el movimiento ambientalista, y la comunidad ha tomado conciencia de lo importante que es convivir de manera amigable con el medio ambiente. Para esto se ofrece el servicio de asesoría, instalación y mantención de equipos solares en los hogares en la XV, I, II y III regiones del país. Las regiones del norte del país cuentan con las condiciones climáticas idóneas para la obtención de energía solar, considerando días despejados prácticamente todo el año, y los niveles más altos de radiación del planeta. La diferenciación de esta compañía respecto a otras está en la fuerza de ventas, que considera orientación inicial para identificar las reales necesidades del cliente y luego el servicio post venta. En Chile se están evaluando nuevas alternativas energéticas, y se están promoviendo en particular las energías renovables, que sean limpias y amigables con el entorno, esto debido al gran crecimiento que ha experimentado el país, y hace urgente la búsqueda de nuevas alternativas para poder proveer a los hogares e industrias de los recursos necesarios como energía eléctrica o agua caliente. Los competidores directos de la empresa son solo seis, y en su mayoría se enfocan a vender un producto y no a vender la solución asesorando al cliente. Por lo cual la diferenciación se convierte en un factor crítico de éxito. Un factor fundamental de éxito es el dar a conocer la empresa, lo cual se relaciona directamente con el crecimiento de esta, la cual inicialmente estará enfocada a los hogares del norte del país, para luego poder satisfacer las necesidades de locales comerciales o industrias de la zona, sin descartar la expansión geográfica a otras regiones del país o del continente.

El objetivo general del presente trabajo de titulo es realizar un análisis técnico, económico y regulatorio a las centrales térmicas de respaldo diesel que se están incorporando durante este año 2008 producto de la incertidumbre en que se encuentra el sector eléctrico en relación a la posibilidad de que ocurra un racionamiento eléctrico para este o los años venideros, y de esta forma se espera proveer información acerca de la factibilidad y conveniencia de este tipo de proyectos. Para esto se ha considerado como central representativa de este grupo a la central Olivos, ubicada en las cercanías de Los Vilos y que se encuentra operando en el Sistema Interconectado Central desde enero del 2008, sobre la cual se realizaron los análisis pertinentes con el fin de cumplir con los objetivos planteados. Se analizó la situación actual del mercado eléctrico en términos de la probabilidad anual que ocurra un déficit, obteniéndose altas probabilidades de que esto ocurriese, lo que da pie al ingreso de este tipo de centrales de respaldo de forma de ayudar a dar seguridad en el abastecimiento eléctrico del país. Del análisis regulatorio se determinó que no le corresponden beneficios en materia de peajes, en base a la normativa vigente se estimó la potencia de suficiencia definitiva y el pago de peajes, valores que fueron utilizados luego en la evaluación económica. Se determino que a la central le corresponde presentar una declaración de impacto ambiental y se detallan las principales restricciones medioambientales que se deben respetar. Se Realizó además un estudio de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio con el fin de determinar los estudios necesarios para garantizar el cumplimiento por parte de la central de los estándares allí establecidos, para lo anterior además se realizaron simulaciones con el programa DigSilent, de la operación en sincronismo de la central con el resto del SIC y se hicieron análisis de cortocircuito, flujo de potencias y estabilidad transitoria, de forma de enunciar el procedimiento y verificar el cumplimiento de la NTdeSyCS. Finalmente se Realizó una evaluación económica de la cual se determino el valor actual neto y la tasa interna de retorno para la central Olivos junto con un análisis de sensibilidad con el objetivo de establecer el nivel de variación de los resultados económicos en función de los componentes más significativos del flujo de cajas y estimar la rentabilidad del proyecto. Se concluye que la incorporación de este tipo de centrales térmicas de respaldo durante el año 2008 es una iniciativa rentable y factible de realizar dado que aprovecha la coyuntura del momento, sin embargo la incorporación a futuro de estos proyectos se ve como una iniciativa riesgosa desde el punto de vista de la rentabilidad, debido al escenario distinto que se presenta.

El principal objetivo de la presente memoria de titulo es la realización de un análisis técnico-económico que permita establecer cuál es la mejor opción de negocio en cuanto a la utilización de los pequeños medios de generación ubicados en las divisiones de Anglo American Chile, ya sea como empresa de generación bajo diferentes regímenes o como autoconsumidor de su propia energía. Esto viene a raíz de un interés de la compañía en explorar variadas alternativas de producción de electricidad que aseguren el suministro eléctrico a sus instalaciones en caso de racionamiento o situación de excepción en el Sistema Interconectado Central. La particularidad de este proyecto es el hecho de utilizar generadores ya existentes por lo cual no se requiere inversión en equipos. Primero se realizó un análisis a las características internas del mercado chileno, como su legislación para pequeños generadores, normativas específicas y restricciones. También se analizaron experiencias extranjeras asociadas a esta temática además de centrar los esfuerzos en la definición que se tiene de la autoproducción. A continuación del análisis regulatorio se procedió a definir el sistema eléctrico de cada una de las divisiones, la capacidad de generación de cada unidad, los sistemas de transmisión y las demandas proyectadas, llegando a 20,4 [MW] potenciales de generación distribuidos en la totalidad de las instalaciones de las faenas mineras. A partir de esto se ubicaron las unidades en el sistema, además de proyectar los costos marginales, costos de combustibles y precios de nudo para el posterior estudio de alternativas. A partir de lo anterior se realizó un análisis basado en diferentes escenarios probables de generación. Se conoció la conveniencia de trabajar como empresa de generación o mediante estrategias de ahorro. En el primer caso se buscaron diferentes maneras de comercializar la energía y despacharla. Se analizó el caso de racionamiento, en el cual se producen pérdidas considerables si ocurren episodios de este tipo a lo largo del proyecto. Finalmente se concluye que la mejor opción de negocio corresponde a una empresa de generación con régimen de PMG operando con autodespacho vendiendo a costo marginal con beneficios de 17,8 MUS$ en un período de 10 años si no despacha, teniendo sólo como entradas los ingresos por potencia, con costos despreciables pero a disposición del sistema cada vez que se requiera.