No autorizado por el autor para ser publicada a texto completo / El objetivo general del presente trabajo de título es evaluar el mercado de las Energías renovables no Convencionales (ERNC), dado que la Ley Nº20.257 incorpora la obligación por parte de los generadores de acreditar que el 5% de sus ventas de energía corresponden a ERNC; se espera proveer información suficiente, de modo de esclarecer las condiciones de mercado de los certificados de energías renovables. En la actualidad, la seguridad energética es uno de los principales desafíos de Chile. Nuestro País importa casi tres cuartas partes de la energía que consume, esto lo posiciona en una situación vulnerable en un contexto internacional caracterizado por alta volatilidad de los precios de los insumos e interrupciones en el suministro. En este aspecto, las políticas de gobierno están promoviendo medidas de corto y largo plazo para el desarrollo de la seguridad energética en miras de la diversificación de nuestra matriz energética y promoviendo el uso eficiente de esta y creación de energía limpias. Ante esta situación se aprobó una modificación en Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la generación de la energía eléctrica con fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC). Esta propone un mecanismo de cuotas de retiros de energía en base a ERNC, exigidas a los grupos generadores, en un comienzo establecida en 5% desde el año 2010 hasta el 2014, para luego aumentar 0,5% anualmente hasta alcanzar el 10% el Año 2024. En este contexto, se tiene como finalidad, disponer de un análisis técnico económico, que en términos generales, dimensione el potencial impacto de esta Ley, en el Mercado de las energías renovables no convencionales tanto para el SING como para el SIC. El resultado final fue un déficit de certificados emitidos por fuentes de ERNC, para los principales generadores que operan en nuestro país. Este déficit se presenta para el mercado global desde el año 2011, segundo año de puesta en marcha la Ley Nº20.257. Esté mercado global lo constituyen las sistemas SIC y SING por su característica de potencia instalada superior a 200MW. Estos déficit pueden llegar a 8,5 millones de dólares en el SIC y 6,4 millones de dólares para el SING, por motivos de multa, al no cumplimiento de la cuota del 5% de generación por medios de ERNC. Se concluye que el mercado de acreditación de ERNC, incorporado por la Ley Nº20.257, está supeditado al ingreso de nuevas fuentes de ERNC por parte de inversionistas que cuentan con la Aprobación Ambiental de sus proyectos. Se recomienda a los Grupos Generadores, la compra de estos certificados potenciales que se incorporarán al nuevo mercado de la ERNC. Además se puede establecer que los proyectos de ERNC, corresponden a más de 1.200MW potenciales con aprobación de impacto ambiental a la fecha de junio de 2009, para entrada en operación en un mediano plazo.

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Ingeniero Civil Electricista / El objetivo principal de la presente memoria de título es realizar un análisis normativo y económico de las diferentes alternativas de negocio y estrategias para la utilización de la casa de fuerza Mantos Blancos. En primer lugar se consideró la operación directa de la central con participación en el mercado Spot y potenciales contratos. En segundo lugar, se analizó la posibilidad de utilizar la casa de fuerza como respaldo, considerando mantener las unidades actuales o comprar equipos de generación diesel nuevos, con el objetivo de contener eventos de falla del sistema. Como tercera opción, se analizó la posibilidad de cambiar la fuente de combustible por una renovable. Finalmente, se evaluaron las condiciones económicas necesarias para arrendar las instalaciones. Para esto, se recopiló información técnica, normativa y económica de informes previos realizados para Anglo American Norte respecto a la casa de fuerza; además, se utilizó documentación perteneciente al Centro de Despacho Económico de Carga y a la Comisión Nacional de Energía. Toda esta documentación permitió establecer las principales características operacionales de la casa de fuerza. Asimismo, se analizaron los procedimientos establecidos por las autoridades, que influyen durante el proceso de toma control y operación de la casa de fuerza. Para el primer escenario se calcularon los flujos económicos de los últimos 3 años, los cuales se usaron como base para realizar estimaciones hasta el año 2023, sensibilizando los parámetros que conforman el pago por potencia firme y la potencia instalada disponible. Para el escenario de respaldo, se destacaron las pérdidas en producción causadas por fallas y racionamientos, observando las ventajas y desventajas de utilizar las unidades de generación existentes o nuevas. En el tercer escenario, se observó la posibilidad de cambiar la fuente de generación por una renovable, analizando el caso de la instalación de un aerogenerador desde una perspectiva técnica económica. El último escenario, estimó los cobros que se deberían realizar en caso de arrendar las dependencias a un tercero en base al costo de oportunidad de las utilidades. Las opciones que destacan son la operación directa y el arriendo a un tercero, recomendando finalmente la primera opción por disponer de acceso al mercado Spot, lo que significa una oportunidad para gestionar contratos competitivos tanto para la faena Mantos Blancos como para todas aquellas conectadas al SING. El presente estudio puede ser utilizado como guía por Anglo American Norte para el manejo futuro de la casa de fuerza Mantos Blancos, sacando provecho de un activo cuya operación realizada por un tercero está próxima a terminar.

Ingeniero Civil Electricista / El Microformer (MF) es un transformador de poder desarrollado por un grupo de estudiantes de postgrado de la Universidad de Wisconsin-Madison EEUU, entre ellos el académico joven de la U. de Chile Patricio Mendoza, como una alternativa de bajo costo para la transmisión de energía en sectores rurales. A partir de hornos microondas descompuestos se rescatan los equipos transformadores de razón de tensión 220/2200V y capacidad de 1kVA aproximadamente, modificándolos para adecuarlos al objetivo de distribución eléctrica. Para ello se extraen las barras magnéticas de los transformadores, disminuyendo la impedancia serie; se añaden espiras al enrollado primario, reduciendo la alta corriente de excitación; y se sumerge el equipo en aceite. En investigaciones previas se han estudiado los parámetros del circuito equivalente básico. Asimismo, se ha construido proyectos demostrativos del MF, los que se han aplicado en proyectos piloto en la materia. En el presente trabajo de título se construyen seis prototipos de MF, los que se someten a las pruebas eléctricas y térmicas comprendidas en los estándares internacionales del IEEE con respecto a transformadores de poder inmersos en aceite. Los resultados son comparados con los requerimientos generales propuestos en la literatura y, adicionalmente, con los elementos que exige la normativa en Chile. Se discuten las limitaciones, ventajas y desventajas de las modificaciones realizadas a los transformadores seleccionados, en función del cumplimiento de la normativa internacional y nacional. Asimismo, se desarrolla un método más preciso para determinar el número de espiras adicionales para el enrollado primario, considerando una razón de transformación objetivo. Se determinan además los parámetros del circuito equivalente eléctrico a partir de las pruebas realizadas, se implementa este circuito en el software Simulink y se simula una prueba de carga resistiva para comprobar el modelo. La precisión alcanzada es de un 2% en promedio. Por otra parte, se utiliza un modelo térmico de circuito equivalente tradicional para determinar la respuesta de temperatura del equipo. La determinación de parámetros se realiza a partir de pruebas de calentamiento y se simula una prueba adicional que considera escalones de corriente de alimentación, obteniéndose una precisión del 5,5% en promedio. Por último, considerando la relación resistencia-temperatura, se crea un modelo híbrido uniendo los circuitos eléctrico y térmico, el cual muestra una precisión promedio del 3,5%, en la prueba de escalones de corriente. Se concluye que existen limitaciones del MF para satisfacer los estándares internacionales y la norma nacional, en particular respecto de su desempeño térmico. En respuesta a lo anterior, se proponen 3 escenarios: primero, reducir la corriente nominal del equipo tal que se cumpla con los límites térmicos establecidos; segundo, instalar un MF sólo si las condiciones de operación son menos exigentes que la prueba de calentamiento en cortocircuito e incluir un interruptor térmico; tercero, situar los MF sólo en zonas aisladas, sin acceso de personas garantizando su seguridad. Como trabajo futuro se propone disminuir la temperatura alcanzada por el MF modificando el contenedor y encontrando el líquido más adecuado para su refrigeración. Adicionalmente, con el objetivo de minimizar las pérdidas, se plantea calcular un punto óptimo entre las vueltas añadidas al enrollado primario y la eficiencia asociada. Finalmente, valiéndose del estudio del MF en diferentes universidades, se sugiere la construcción de una base de datos de prueba centralizada, cuyo ingreso de resultados se realice por Internet, formando una biblioteca de fichas de diferentes transformadores.

La investigación tuvo como objetivo general: determinar en qué nivel la implementación de un sistema de energía solar fotovoltaico en la Municipalidad Distrital de Morococha, Yauli, Junín reduce la facturación por consumo de energía eléctrica; y como específicos: determinar en qué medida la radiación solar incide en los paneles fotovoltaicos, identificar el nivel de potencia eléctrica generada por los paneles fotovoltaicos y determinar el nivel de reducción de la facturación por consumo de energía eléctrica de la Municipalidad Distrital de Morococha, Yauli, Junín – 2017, a través de la implementación del sistema solar fotovoltaico. / Tesis

Ingeniero Civil Electricista / Actualmente la forma de tarificar la distribución se basa en que los flujos de potencia tienen un sentido aguas abajo. La inclusión de nuevas tecnologías, como PMGD y generadoras residenciales, permiten inyectar energía a las redes de distribución desde los puntos de consumo, siendo necesario estudiar los fenómenos que potencialmente pueden ocurrir en esta situación y esbozar cómo enfrentarse desde la perspectiva tarifaria. El objetivo general de esta memoria es estudiar las implicancias en la tarificación de la distribución mediante la confección de un modelo básico que permita estudiar los costos de inversión, operación, mantenimiento y administración (A&C), pérdidas técnicas y sus efectos en las utilidades de las empresas. Así, se busca ver la respuesta en términos tarifarios de la conexión de tecnología de generación distribuida (GD) a las redes de distribución. Para ello se estudian los aspectos legales y regulatorios a nivel nacional. El modelo básico tarifario consiste en considerar al servicio de distribución como una caja negra cuyos parámetros son la anualidad de los costos totales representados como A&C, las pérdidas medias de las redes y el precio de compra de la energía desde las redes de subtransmisión. Además sus variables de entrada son la demanda, con distinción de alta y baja tensión, y la capacidad de generación distribuida, conectada en cuatro puntos de inyección. Las variables de salida son las pérdidas técnicas y la energía ingresada desde subtransmisión. Con los parámetros y variables antes mencionados se construye una función de utilidad, la que será objeto de análisis. Además, se establecerán 3 escenarios distintos en la influencia que tiene la conexión de GD sobre los costos A&C distinguiendo alta, media y baja penetración. La implementación del modelo se realiza con el programa DigSilent Power Factory 14.0 Para ello se utiliza el alimentador IEEE 34 nodes al cual se modifica su longitud para obtener 2 alimentadores diferentes, con el fin de poder aplicar los parámetros tarifarios relativos a 2 áreas típicas de distribución diferentes: ATD 1 y ATD 4. En ambas áreas típicas se obtienen utilidades negativas para los 3 escenarios. Finalmente, se concluye que, de acuerdo al modelo utilizado, se observa un decremento en las utilidades de las distribuidoras frente a GD, haciendo necesario un análisis profundo de las implicancias desde la perspectiva de la señal tarifaria al cliente final y la forma de introducción y financiamiento ya sea por parte del propio distribuidor como del Estado. Lo anterior hace necesaria la definición de una política energética que aborde esta problemática.

En el presente trabajo se realiza una evaluación ambiental que permite identificar, a partir de la percepción de la comunidad, elementos y componentes sociales, económicos y ambientales, que pueden verse afectados con el proyecto de energización sustentable, y a su vez, aminorar, durante la etapa de operación e implementación, posibles efectos negativos que se puedan generar. Complementado a ello, se zonifican aquellos impactos más significativos del proyecto, lo que permite tener una visión espacial acerca de las transformaciones que puedan suceder. Esta memoria se estructura en tres partes. En la primera parte se indicarán los antecedentes generales, objetivos, información teórico-conceptual, antecedentes sobre el área de estudio y finalmente la metodología a aplicar. En la segunda etapa se entregan resultados sobre: descripción del proyecto de energización sustentable en Huatacondo, para tener una idea general sobre los alcances y contenido del proyecto; análisis de encuestas para identificar percepción de la comunidad afectada; generación de una línea de base territorializada, la cual permitirá tener una visión detallada del área de influencia del proyecto; cruce entre variables sociales, económicas y ambientales, con las obras y actividades, los que posteriormente permiten caracterizar y valorar los impactos; por último, se espacializará la información obtenida en la etapa anterior y se realiza una propuesta de medidas para mitigar los impactos negativos en cada una de los componentes estudiados. En la tercera etapa se realiza una discusión sobre las ERNC y las posibles transformaciones que ocurren en los diferentes sistemas estudiados. Además se presentan sugerencias que permitirán minimizar impactos a futuro.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el marco de una creciente demanda eléctrica global, es inminente la búsqueda de soluciones tecnológicas eficientes para reducir costos y mantener una operación del sistema eléctrico segura y confiable, y de esta forma, satisfacer este aumento de requerimiento energético. Ante esto, el uso de equipos de compensación serie en líneas de transmisión, es una medida óptima, la cual incrementa la capacidad de transferencia de potencia por las líneas a un costo mínimo en comparación con la construcción de nuevas líneas. Pero esta instalación, conlleva ciertos fenómenos transitorios como el alto contenido de frecuencia subsincrónica y elevado contenido de componente de decaimiento DC, afectando directamente a la localización de fallas. Sabida es la importancia de la ubicación de fallas en líneas de transmisión, ya que para fallas con tiempos de retardo mayores en su despeje, disminuye el tiempo de restauración del suministro eléctrico. Adicionalmente, tal como lo establece la ley, para toda falla se deben determinar sus causas, por lo que la localización de fallas aporta en reducir el rango de búsqueda de las brigadas de operación, ahorrando tiempo y recursos. Por lo tanto, este trabajo se enfocará en atenuar la influencia de estos problemas, y así, obtener la localización de falla con un mínimo error. Expuesto lo anterior, la presente memoria se centra en la localización de fallas en líneas de alta tensión con compensación serie, empleando información de las líneas de 500 [kV] de Transelec, las cuales comprenden gran parte del sistema de transmisión troncal chileno debido a sus grandes longitudes (incluso mayores a 200 kilómetros). Primero, se desarrolla un algoritmo que determine la ubicación de falla, que aplicado a ciertos parámetros variables, como la frecuencia de corte de los filtros y el método de resolución, entregará la localización con menor error. Aun así, la búsqueda de un error mínimo, lleva a realizar un problema de optimización estadístico que minimice la distancia a la ubicación real de las fallas. Luego, este algoritmo resolutivo es validado mediante el procesamiento de fallas simuladas en Digsilent, donde los escenarios de simulaciones dinámicas corresponden al tipo de falla y la ubicación de la falla con respecto a la compensación serie, con tal de abarcar la totalidad del largo de la línea. En general, los resultados obtenidos demuestran bajos errores promedio en la ubicación de fallas. Para fallas reales, se obtiene un 8.98% de error promedio para el algoritmo sin optimización, pero una vez minimizado el error, este desciende a 3.74%. En cuanto a las fallas simuladas en Digsilent, los errores corresponden a 8.01% y 3.95% respectivamente, lo que verifica los resultados alcanzados y permite ampliar la estadística para la corrección del error de la localización.

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