Tesis (magister en derecho) / No autorizada por el autor para ser publicada a texto completo / Se postula en concreto, a modo de tesis, lo siguiente: los Centros de Despacho Económicos de Carga del Sistema Interconectado Central y del Norte Grande, tras el inicio de la vigencia del Reglamento de la Ley Eléctrica, formaron sociedades de responsabilidad limitada, lo que a mi juicio es irregular (o eventualmente ilegal), dada la operatoria legal básica de aquel tipo de sociedades fundadas, en la regla de la unanimidad, lo que crea una situación jurídica que equivale a la instalación de una barrera de entrada a posibles nuevos actores del ámbito generación-transmisión, situación que es potencialmente atentatoria contra la libre competencia, en la medida que tales contratos de sociedad se erigen como convenciones restrictivas, respecto de los cuales subyace latente la calificación de ilícitos acuerdos horizontales. Consciente de los requisitos reglamentarios, se hizo un esfuerzo por abreviar lo más posible los primeros capítulos, que son meramente introductorios, tarea que no se pudo reducir más para no sacrificar la comprensión global del trabajo por un eventual lector no especialista o versado en una sola temática de las dos abordadas. De esta manera el trabajo comprende, a continuación de esta introducción, los siguientes capítulos: 2. Síntesis sobre la industria eléctrica nacional; 3. Normativa legal y reglamentaria atingente a la industria eléctrica y particularmente a los Centros de Despacho Económicos de Carga; 4. Los Centros de Despacho Económicos de Carga; 5. Derecho de la competencia y su aplicación a los diversos segmentos de la industria eléctrica nacional; y 6. Desarrollo de la hipótesis.

Ingeniero Civil Industrial / El presente trabajo conceptualiza e implementa metodología multi-criterio AHP/ANP para la priorización de proyectos y programas de inversión, en conjunto a métodos de programación lineal, planteando un método único para la selección de proyectos y formación de portafolios de inversión ante situaciones de limite presupuestal. El modelo propuesto busca mejorar la gestión y selección de portfolios de inversión, cuya función es autorizar la priorización, selección e implementación de programas y proyectos de inversión. Lo anterior, con el fin de cumplir los objetivos estratégicos de la organización a la cual representan. La priorización de proyectos permite realizar un benchmarking de iniciativas de inversión, mediante la asignación de puntajes únicos que reflejan benéficos y necesidades del proyecto desde una perspectiva económica, operacional y de desempeño histórico. Por otra, el mecanismo jerarquiza los programas de inversión y objetivos estratégicos, a través de la aplicación de un modelo multi-criterio AHP/ANP y la participación de expertos en la materia, respectivamente. Las prioridades cualitativas y cuantitativas son empleadas como parámetros de un problema de programación lineal con restricciones presupuestarias, con el fin de distribuir y asignar recursos disponibles en un mismo universo de proyectos. De esta forma, se pude establecer una cartera óptima incorporando su impacto técnico-económico de los proyectos seleccionados. El modelo es probado empíricamente utilizando una serie de proyectos de la empresa distribuidora de energía, CHILECTRA S.A. La muestra es sometida a los parámetros de evaluación propuestos para determinar su impacto económico y operacional. Los resultados establecen una priorización óptima de portafolios que resguardan el cumplimiento de los objetivos estratégicos de la compañía y gestionan de manera eficiente las inversiones para el período 2014-2018. Por lo tanto, se concluye que el modelo puede ser utilizado como una herramienta que permite el apoyo a la toma de decisión en la gestión de portafolios de proyectos.

De acuerdo a la legislación vigente en Chile cada cuatro años se deben realizar estudios para determinar el valor anual de los sistemas de subtransmisión (VASTx), a modo de mantener una tarificación adecuada para el sistema y conservar correctamente la distribución de ingresos entre las empresas participantes de éste. El VASTx se forma a partir de la determinación del valor de inversión (VI) de las instalaciones y de los costos de operación, mantención y administración (COMA) de los sistemas de subtransmisión. El presente trabajo de título tiene por finalidad definir una metodología para calcular los valores de inversión, tanto de líneas de transmisión, como de subestaciones eléctricas que se encuentren catalogadas como de subtransmisión, la cual puedan utilizar las empresas del rubro, consultores o inversionistas. Se realiza una revisión general del sector de transmisión de energía eléctrica, para posteriormente centrarse en determinar cómo se regula el sector denominado de subtransmisión en Chile. Además se presentan los principales componentes del estudio de determinación del VASTx que influyen en el cálculo del valor de inversión. La metodología que se propone permite manejar la gran cantidad de información que se debe ordenar para valorizar las instalaciones de los sistemas de subtransmisión, tanto eléctricas como asociadas a obras civiles. A modo de aplicación del modelo del modelo de valorización desarrollado, se efectúa la valorización de la línea perteneciente al SIC6, 66 kV Valdivia – Los Lagos, y de las subestaciones extremo, de manera de poder obtener el valor económico del tramo. Como conclusión se obtiene que la metodología implementada resulta ser efectiva para determinar los costos de un sistema de subtransmisión y evita trabajar con grandes volúmenes de datos, al mantener una segmentación adecuada de éstos. Particularmente, el trabajar con bases de datos permite mantener un orden respecto de lo que se está valorizando facilitando la extracción de datos dependiendo de lo que se requiera particularmente.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de transmisión de energía eléctrica están destinados a conectar a los agentes productores con los consumidores, de modo que las transacciones se lleven a cabo. En el mercado eléctrico chileno, la ley asegura la libertad de ingreso de los generadores al sistema de transmisión para que se pueda producir competencia en el mercado de corto plazo y en el de contratos. El Sistema de Subtransmisión está destinado a tomar la energía del Sistema Troncal y conducirla hasta la entrada de los sistemas de distribución para su posterior direccionamiento a los clientes finales ubicados en dichas zonas. Para financiar el AVI y el COMA de estas instalaciones se ha definido una estructura de tarifas en que las cargas pagan peajes de retiro y los generadores pagan un monto anual de acuerdo al uso esperado de las instalaciones, siendo el desafío cómo asignar las responsabilidades entre ellos, para lo cual la ley estipula el uso de factores de distribución, más conocido como Método GGDF. A pesar de haber sido usada durante varios años, esta metodología requiere de análisis de red adicionales previos a su aplicación, que pueden llegar a ser muy complejos sobretodo en redes más enmalladas como algunas redes del Sistema de Subtransmisión por lo que surge la motivación de estudiar otros métodos alternativos. En este trabajo se evalúa el estado del arte de los esquemas de tarificación usados internacionalmente, seleccionando en particular cuatro métodos: el Método Nodal, el Método de Grafos, el Método de las Corrientes y el Método GGDF. Se realizan simulaciones en un sistema reducido de cinco barras, obteniéndose que el Método GGDF asigna pagos a las centrales generadoras de manera muy distinta a los otros tres métodos, cuyos resultados se asemejan en gran medida. Luego de analizar ventajas y desventajas se escoge la metodología vigente (Método GGDF) y el Método de las Corrientes para simular la tarificación de un sistema real, para lo cual se escogió el subsistema SIC-3. Se obtiene que el Método de las Corrientes es mucho más prolijo físicamente ya que detecta las corrientes complejas que fluyen por cada tramo de línea, identificando así fácilmente las participaciones de los generadores y de los consumos en las cargas de cada tramo de línea. Se plantea como un método eficaz y completo para tarificar el Sistema de Subtransmisión, que no requiere análisis adicionales más allá de su simple aplicación. Como trabajo futuro se plantea estudiar cómo el método presentado permite asignar responsabilidades de las pérdidas eléctricas de la red entre los generadores y las cargas. Además sería interesante evaluar si este método entrega los incentivos suficientes a los agentes de mercado para expandir el sistema de subtransmisión de manera eficiente, desde el punto de vista de un planificador centralizado.

El desarrollo de la presente investigación, tiene como objetivo en determinar de qué manera influye el Smart Grid en la reducción de costos de energía eléctrica, particularmente en el sistema de distribución, de la Unidad Minera Julcani, Huancavelica 2017, cabe mencionar que dicho estudio fue de tipo descriptivo, explicativo, bajo el diseño no experimental, de corte transversal, lo cual se realizó procedimiento de recolección de información contando con una población y a la vez el mismo tamaño de muestra de 24 oficinas administrativas de la Unidad Minera Julcani, por estar en constante actividad en cuanto a su consumo de energía eléctrica,

Ingeniero Civil Electricista / El gran número de circuitos que posee el sistema de distribución en baja tensión de Santiago hace imposible contar con elementos de medición que monitoreen estas redes de forma continua, por lo que se emplean métodos indirectos que permiten predecir el comportamiento de los Transformadores de distribución MT/BT y circuitos BT. Este proyecto de titulación presenta un software o herramienta para simular el comportamiento eléctrico ante cambios que se realicen en el sistema de baja tensión radial que posee gran parte de la ciudad de Santiago. Para ello se realizó un análisis de métodos, criterios y planificación de la compañía Chilectra S.A.. Se analizó la base de datos de los elementos de Baja tensión que posee y se realizo reuniones con las áreas interesadas en el proyecto. Se desarrollo una interfaz visual y mejora de un motor de cálculo, que facilita el análisis de comportamiento del sistema de baja tensión ante cambios en la red; se desarrolló un nuevo método de modelación de cargas; se agregó información que ayuda a mejorar el método utilizado por la compañía en cálculo de pérdidas tanto en transformación como en redes y se agregó datos para un mejor análisis de la red. Además se implementó una nueva modelación de cargas que se basa en un estudio estadístico de los factores de carga a partir de mediciones de clientes con demanda máxima leída y de un estudio realizado en la compañía a clientes residenciales, con los cuales se obtuvo un modelo de cargas según tipo de tarifa de cada cliente Finalmente se generó un modelo de red de baja tensión que permite optimizar el tipo de conductor y el transformador que debe ser empleado de acuerdo a la demanda. A partir de este modelo, se obtienen conclusiones del factor de uso de los transformadores, de la regulación de tensión en el sistema, estrangulamiento de conductores y pérdidas de red por transformador. Por lo cual, con los resultados obtenidos del flujo de potencia de la red de baja tensión, y los criterios definidos por la compañía, se genera un programa que puede preever posible fallas y evaluar soluciones para el sistema de baja tensión radial de Santiago.

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 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 / El proceso de molienda en minería, en donde se procesa el mineral para pasar de una granulometría del orden de 1/2 pulgada, hasta aproximadamente 180 micrones, es un proceso que puede llegar a representar del orden del 35% del consumo energético de una mina. Por esto, sumado a la gran complejidad de esta operación, es de sumo interés realizar estudios en torno a ella, y en particular, predecir la potencia de consumo de los molinos de trituración. Los molinos usados en minería, son grandes equipos giratorios, con forma de cilindro orientado horizontalmente, que mediante el movimiento del mineral al interior de ellos, son capaces de reducir su granulometría. En este trabajo de título, se busca obtener un modelo matemático, que con información acerca de ciertas variables clave en el funcionamiento de un molino para molienda, es capaz de predecir potencia de consumo. El modelo busca ser capaz de incorporar variaciones en la geometría de la carga a lo largo de un molino, además de ser válido para un amplio rango de diámetros de molinos, así como distintos tipos de estos (SAG, AG y de bolas). Para obtener dicho modelo, se seleccionan variables que tengan relevancia física en la dinámica al interior del molino. Con esto, se describe una porción de la potencia que se quiere predecir realizando un balance energético para la carga al interior del molino, y la potencia restante se predice usando datos experimentales y el software Eureqa. Con estas ecuaciones, integrando numéricamente a lo largo del molino, se obtiene un programa en Matlab que es capaz de predecir la potencia de consumo de un molino de molienda. Luego, utilizando 77 mediciones de 66 molinos industriales, se estudia la capacidad predictiva del modelo. El modelo resultante muestra buena congruencia con los datos experimentales con los que se cuenta. Se destaca también, que se encuentran indicios que hacen pensar que las ecuaciones que describen los molinos de alta y baja relación de aspecto deben ser distintas.

El objetivo general del presente trabajo de título es desarrollar los requerimientos tecnoeconómicos de un nuevo sistema de gestión de la energía, para incorporarlo a la oferta de la Compañía Americana de Multiservicios (Cam LTDA.); se espera ilustrar las necesidades, caracterizar el mercado y mostrar los argumentos necesarios, de modo que esta opción se evalúe en los comités correspondientes. Además, se desea enmarcar esta tecnología dentro del nuevo paradigma que plantea la evolución de las redes eléctricas actuales hacia redes inteligentes. Cam LTDA. es una empresa experta en implementar proyectos de gestión energética, que apuntan a un segmento del mercado que considera grandes empresas, por ejemplo, distribuidoras de energía eléctrica. Para abarcar a clientes menores, como cooperativas y mediana empresa, se requiere de un producto, de precio más accesible a los presupuestos que manejan estas organizaciones y que se perfile como un servicio que sea una herramienta diseñada para entrar en un ciclo de mejoramiento continuo, en la administración de los recursos energéticos. Se determinaron los requerimientos técnicos a incorporar en el software de EMH, tomando como base la actual propuesta que oferta Cam LTDA. Junto con esto, se realizó una evaluación económica del sistema, comparándolo con la inversión requerida para implementar el actual producto de Cam LTDA, mediante el análisis del Valor Actual Neto del proyecto. Al comparar las opciones, el sistema de gestión de la energía en base a medidores EMH entrega resultados favorables. Con esta evaluación, más los beneficios que entregaría el servicio, los clientes pueden justificar el costo que implica implementar este sistema en sus instalaciones. Sobre la base de estas propuestas, se concluye que se presenta una oportunidad comercial, que consiste en abordar a estos clientes, incorporando servicios y productos que entreguen una alternativa de altas características técnicas y que sea competitiva, para ser un referente de innovación con altos estándares de calidad para las grandes y medianas empresas latinoamericanas. El futuro desafío es incorporar esta nueva tecnología, la cual ya está siendo implementada en el sector de las generadoras, transmisoras y distribuidoras, en los otros actores del mercado eléctrico, es decir los consumidores industriales, comerciales y organizacionales. La evolución en Chile de las redes inteligentes sigue este camino, y en un futuro llegarán hasta los consumidores residenciales. Masificar los sistemas de monitoreo y gestión de la energía es un paso más que los actores del sector eléctrico deben dar, pues constituye parte fundamental para la implementación de las redes inteligentes, las cuales se perfilan como un nuevo paradigma para el mercado energético.