Hidroeléctrica Santa Rosa 1 es una central de pasada que emplea una turbina Francis doble de 1,33 MW. Desde su puesta en operación, la máxima medición de potencia eléctrica registrada en los bornes del generador está 14% por debajo de la potencia eléctrica de placa. Por otra parte, la medición de caudal muestra que el caudal disponible está 12% por encima del caudal de placa; por lo que el valor de la potencia eléctrica debería ser incluso mayor que la de placa. La empresa efectuó el cambio del rodete de la turbina con el propósito de aumentar la potencia de la central y/o eficiencia de la turbina, sin éxito. La propuesta solución que se planteó fue hacer una evaluación energética del sistema hidroeléctrico evaluando los parámetros relevantes que contribuyen con el problema como son: la longitud de la tubería de presión, el salto neto, el caudal y la geometría del rodete. Asimismo, se consideró que la eficiencia del grupo turbogenerador se mantenía constante. En primer lugar, se cuantificó teóricamente la energía hidráulica específica de la central, para lo cual se determinó que la longitud de la tubería de presión no era lo suficientemente larga para garantizar que el flujo dentro de la tubería de presión sea desarrollado. Posteriormente, se determinó que la diferencia entre la energía hidráulica específica de placa y la energía hidráulica específica teórica era de aproximadamente 33 J/kg. Con el valor de la energía hidráulica específica teórica, se determinó que la potencia eléctrica de la central cuando emplea el caudal de placa es de 1,13 MW, y para aumentar esta potencia se planteó aumentar el diámetro del tramo recto de 1,2 m a 1,5 m; observándose una ganancia de aproximadamente 70 kW. Asimismo, se determinó que la energía anual de la central y los ingresos aumentarían en 351 MWh y S/. 56 699 respectivamente. Luego, se recomendó efectuar el cambio de la tubería ya que el tiempo de recuperación de la inversión sería de 3 años. Finalmente, se efectuó el cambio de manómetro en la tubería de presión encontrándose que en el 77% de las mediciones de presión, la correspondiente potencia medida en los bornes del generador estaba por debajo de su respectiva potencia teórica esperada. En el 23% restante de las mediciones, sucedía lo contrario por lo que se recomendó que la toma de datos sea digital. En segundo lugar, se evaluó la medición del caudal disponible, para lo cual se graficó el perfil vertical de velocidades en el canal, encontrándose que la velocidad teórica (al 60% de profundidad de la superficie libre) es 4% mayor que la velocidad medida. Seguidamente, se determinó que el caudal teórico es un 30% mayor que el caudal disponible. Sin embargo, se estimó que la incertidumbre de la medición es de 13,3 %, esto debido a que se encontró los dos siguientes errores en la medición: en primer lugar, se consideró el mínimo número de líneas verticales (7 puntos en vez de 12) y en segundo lugar, que la medición de la velocidad se efectuó una vez en cada línea vertical cuando se debió hacer al 20% y 80% de profundidad de la superficie libre respectivamente. Efectuados dichos cambios, la incertidumbre se reduciría en aproximadamente 50%. Asimismo, se observó que la sección del canal considerado en la evaluación del caudal disponible, luego de efectuado las mediciones de la velocidad, era rectangular cuando debió ser trapezoidal; con lo cual el caudal disponible podría disminuir en casi 4%. Por todo lo mostrado anteriormente, el caudal disponible no debe ser tomado como un valor confiable sino que se la empresa deberá realizar futuras mediciones. En tercer lugar, se compararon las geometrías de: el rodete actual, el segundo rodete y el rodete teórico; encontrándose que el segundo rodete corresponde a una turbina más radial. De la misma manera, se comparó los triángulos de velocidades en los rodetes, encontrándose que la pérdida por choque en el segundo rodete era mayor. De la misma forma, la superficie mojada por álabe para el segundo rodete es mayor en aproximadamente 30% respecto al álabe del rodete actual, y por ende las pérdidas por rozamiento del flujo. Se concluyó que el rodete actual es el que más semejanza guarda con el rodete teórico para las condiciones nominales de la central. Se concluye que es posible aumentar la energía generada en la central hidroeléctrica Santa Rosa 1 aumentando el diámetro del tramo recto de la tubería forzada a 1,5 m, con lo cual se aumentaría en 351 MWh la energía generada anual lo que significa un aumento de los ingresos anuales por 56 699 nuevos soles. Asimismo, es importante verificar el tipo de flujo que se obtiene con el trazado de la tubería de presión, ya que de acuerdo al tipo de flujo la energía hidráulica específica disponible en la central hidroeléctrica es diferente. / Tesis

Publicación a texto completo no autorizada por el autor / Realiza el diseño hidráulico de los cuatro elementos que componen al desarenador (cámara desarenadora, transición de entrada, vertedero de salida y depósito de lodos) según la necesidad de la mini central hidroeléctrica Chaprin, con las características de un desarenador de lavado intermitente, de baja velocidad de escurrimiento, de una sola nave de sección rectangular, que permita eliminar arenas desde 0.2 mm de diámetro, que actualmente le son dañinas a la turbina Pelton con la que cuenta la referida central hidroeléctrica. / Trabajo de suficiencia profesional

Manifiesta que la gestión universitaria es uno de los problemas más significativos de la educación superior en el Ecuador y la Universidad Laica Eloy Alfaro de Manabí (ULEAM) no es ajena a esta situación, lo que podría radicar en su definición con única perspectiva académica que proyecta, olvidando el accionar administrativo que cualquier organización debe procurar, sumado a la escases de información sobre sus componentes. El estudio se basa en la estimación del grado de influencia que tiene la gestión universitaria de la universidad sobre su entorno, particularmente sobre la calidad de su clima organizacional. Para ello, se estimaron las relaciones de causalidad entre cada uno de los factores que la conforman, esto es; 1. Misión y Proyecto Institucional, 2. Gobierno y Gestión, 3. Gobernabilidad y 4. Gestión Económica-Financiera sobre el clima, mediante el uso de modelos de ecuaciones estructurales, en que se aplicó el método de mínimos cuadrados generalizados, así como también, índices de ajuste de bondad absolutos e incrementales. Luego, se estimó la correlación existente entre estos factores y cada una de las dimensiones del Clima Organizacional, es decir, 1. Gestión Institucional, 2. Retos Personales y 3. Interacción, usando el índice Rho de Spearman, por ser datos con escala ordinal. Para el análisis de las variables se usó el instrumento de evaluación externa elaborado por la Comisión Nacional de Evaluación y Acreditación Universitaria de Argentina (CONEAU) y el conocido CLIOUNing, respectivamente, los cuales fueron ajustados a manera de encuesta escrita con escalamiento de tipo Likert en 5 categorías. Los datos obtenidos demostraron la existencia de considerables niveles de correlación y causalidad entre los factores latentes de ambas variables; una caracterización pobre de la Gestión Universitaria; y, resultados desfavorables sobre el estado del Clima Organizacional. / Tesis

Ingeniera Civil Mecánica / Diversificar la matriz energética y reducir los costos medioambientales en la generación de energía, son problemas que está enfrentando Chile actualmente, por lo que es urgente comenzar a estudiar nuevas formas de generación de energías que no sean contaminantes, eficientes y sostenibles. En este contexto el Centro de Energías de la Universidad de Chile está desarrollando un proyecto de microgeneración hidráulica llamado Microcentral Hidroeléctrica Inteligente, este proyecto contempla la utilización de una turbina tipo Turgo importada desde China, la cual carece de especificaciones técnicas y presenta inconvenientes técnicos como un rendimiento de 49 %, considerado bajo para este tipo de tecnología. Ante este proyecto de innovación tecnológica es muy importante que el principal órgano de la turbina, el rodete, tenga un mayor rendimiento, y sean conocidas sus características técnicas y alta calidad. El objetivo de este trabajo de titulación es el diseño de un rodete de turbina tipo Pelton, con el fin de obtener un mayor rendimiento y calidad que con la actual turbina Turgo. Para esto se procederá de la siguiente manera, se realizará un diseño preliminar utilizando la teoría hidráulica. Luego, se modelará el rodete diseñado en el programa Ansys variando los parámetros relevantes para obtener el rodete con mejor rendimiento. El desarrollo de este trabajo será realizado para un recurso hídrico con las siguientes características: altura neta (Hn) de 40 [m] y caudal (Q) de 35 [l/s], considerando lo anterior la potencia hídrica es de 13,72 [kW]. Tras el diseño y modelación del rodete se obtienen los principales resultados que son el diámetro Pelton de 36 [cm], diámetro de puntas de 45 [cm] y para la cuchara un ancho de 12 [cm] y el largo de 11 [cm]. Se compara la fuerza del agua en la cuchara para el caso optimizado y el caso base, se obtiene que la fuerza es de un 0,1 % por ciento mayor. Con esto se espera un aumento del rendimiento teórico del rodete que en el caso base es de un 89 %, valor considerablemente mayor al obtenido en el estudio de la turbina Turgo china de un 49%. Finalmente se entrega el rodete dibujado en Autodesk Inventor.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Recursos y Medio Ambiente Hídrico / A medida que la participación de energías renovables fluctuantes (ERf), como la energía solar fotovoltaica y eólica, de un sistema eléctrico aumenta, la flexibilidad de la red para responder frente a mayores variaciones e incertidumbre en la demanda neta se torna cada vez más importante. En sistemas hidrotérmicos que poseen centrales hidroeléctricas con capacidad de acumulación, son éstas las que pueden proveer dicha flexibilidad. Así, la nueva meta ERNC 20/25 de Chile motiva a investigar las interacciones sistémicas entre centrales hidroeléctricas y proyectos de ERf. Si bien es conveniente proveer flexibilidad con centrales hidroeléctricas, esta capacidad es limitada, por lo que en esta investigación se exploran dos opciones para incrementarla. Una alternativa consiste en aumentar la potencia instalada de centrales hidroeléctricas ( up-powering ) y otra en optimizar el uso de los estanques de regulación que poseen algunas centrales de pasada. Un tercer punto a estudiar en esta investigación es analizar cómo se modifica la operación de centrales hidroeléctricas conforme una mayor penetración ERf. Una eventual operación más fluctuante, induciría grandes variaciones de caudal entre una hora y otra, lo que puede afectar negativamente otros usos aguas abajo, incluyendo efectos nocivos sobre ecosistemas fluviales. Para llevar a cabo esta investigación se diseñan distintos experimentos utilizando un modelo de minimización de costos (MIP-UC). Este programa determinístico entero-mixto replica las prácticas del operador del Sistema Interconectado Central (SIC) y prescribe la potencia a generar de todas las centrales eléctricas del SIC con resolución horaria en un horizonte típicamente semanal. Los resultados son analizados en escenarios definidos por distintos niveles de penetración de ERf y años hidrológicos. En relación al primer objetivo, se identifica una central a la cual aplicar up-powering es conveniente, aumentando así la capacidad de respuesta frente a variaciones en la demanda neta. Además, se genera una serie de sugerencias de fenómenos a modelar en los siguientes experimentos, como por ejemplo la inclusión de tiempos mínimos de encendido y apagado. Para el segundo objetivo, se endogeniza la operación de los estanques de regulación al MIP-UC, lo cual genera un ahorro sistémico cercano al 4% del costo térmico. Finalmente, mediante un análisis de frecuencia de las series de tiempo de caudales turbinados resultantes del MIP-UC para las principales centrales de embalse, se detectan dos centrales, El Toro y Pangue, particularmente susceptibles a mostrar mayores fluctuaciones de caudal para escenarios de elevada penetración ERf. En éstas se propone evaluar restricciones de operación para proteger a los ecosistemas acuáticos.

Ingeniero Civil Eléctrico / Dada la necesidad energética del país, las pequeñas centrales hidráulicas de pasada aparecen como una buena alternativa para aumentar la capacidad de generación. Al respecto, este trabajo se enfoca en los costos de conexión de varias centrales hidráulicas de pasada al SIC. En primer lugar, se escoge el estero Coyanco como curso de agua para estudio. Se estima caudal y caída neta, para luego, establecer tres posibles centrales hidráulicas de pasada las cuales suman 20,9 MW en total (Cap. 2). Una vez definida la ubicación geográfica de las centrales, se analiza el sistema eléctrico de 110 kV del sector. Se establecen cuatro opciones de conexión: S/E La Laja, S/E Vizcachas, S/E P. Alto y S/E Florida Se analizan las cuatro opciones de conexión, concluyendo que todas cuentan espacio para ampliaciones y son accesibles de llegar hasta ellas con una línea de transmisión (Cap. 3). Luego, se estudia el impacto en la red eléctrica de la incorporación de las tres centrales al SIC, encontrando que la inyección de 20,9 MW no provoca la saturación de las líneas en ninguna de las cuatro opciones de conexión y no produce cambios en la regulación de tensión en las barras de 110 kV de las cuatro subestaciones. Además, el incremento de las corrientes de CC no indica necesidad alguna de cambios en los equipos de las subestaciones existentes. Por lo tanto, las cuatro opciones son técnicamente factibles (Cap. 4). A continuación, se diseñan tres componentes principales: patio de elevación, línea de transmisión y paño(s) de línea para la acometida al STT (Cap. 5). Con este diseño, se estima el valor de inversión (V.I.) de la conexión para cada una de las cuatro opciones de conexión, resultando S/E La Laja la más conveniente.

Magíster en Ciencias de la Ingeniería, Mención Eléctrica / Las energías renovables penetran cada vez más en los sistemas de redes eléctricas interconectados, por lo que surgen nuevos retos para los operadores con el fin de mantener su fiabilidad en circunstancias inciertas. La natural intermitencia de las ENRC juega un papel importante ya que produce un incremento en los requerimientos de rampa del sistema y de reserva operativa, además de un mayor ciclaje de las unidades térmicas. En consecuencia, para integrar altos niveles de generación renovable de manera eficiente es necesario incluir tecnologías de almacenamiento que aumenten la flexibilidad del sistema. El objetivo de la presente tesis es evaluar el impacto en los costos globales de operación del Sistema Interconectado del Norte Grande y los ingresos percibidos por una central PHSS bajo un modelo de operación de arbitraje con diferentes tasas de penetración de ENRC. Se propuso una metodología para estudiar la sensibilidad del sistema ante diferentes tasas de penetración de ENRC-Capacidades de PHSS, entre las cuales se evaluaron 50MW, 100MW y 200MW, todas con una capacidad de almacenamiento de 8 horas. También se desarrolló un programa linear entero mixto que incorpora la operación de las centrales PHSS en un sistema tipo pool obligatorio. Además se introdujeron los modelos de las tecnologías existentes, haciendo énfasis en sus principales restricciones de operación, como máximos y mínimos técnicos; tiempos mínimos de operación y de apagado entre operación, costo de encendido y apagado, aportes máximos de reserva para el control primario y reserva en giro. Los resultados indican que el factor de penetración de ENRC es determinante para analizar los beneficios que prestan las PHSS. Se calcularon las curvas de ahorro de costos del sistema e ingresos percibidos, destacando que al superar una penetración del 20% de ENRC se hacen atractiva su implementación. Los ahorros en la operación alcanzan el 1.6%, 3.2% y 6.3% para las PHSS de 50 MW, 100MW y 200MW, respectivamente, al llegar a una penetración mayor del 30%. Adicionalmente se demuestra que las centrales PHSS pueden llegar a tener pérdidas en el momento que se aplana la curva de costos marginales debido a la eficiencia de esta tecnología. En el ámbito de la investigación futura se sugiere realizar un modelo que permita evaluar la operación de las PHSS bajo un despacho autónomo que maximice sus utilidades, dentro de un mercado tipo pool obligatorio.

Comprende la evaluación y mapeo geológico - geotécnico de la galería de prospección por progresivas, iniciando desde la progresiva 0+019.20 hasta 0+674.374, de la C.H. Curibamba. / Tesis

Ingeniero Civil Eléctrico / El presente informe analiza la estructura básica, características y el efecto de la sintonización de cada uno de los parámetros de tres elementos de control en una unidad generadora: El controlador de velocidad, el controlador de tensión y el estabilizador de sistema de potencia. Para asegurar la estabilidad dentro de un sistema eléctrico de potencia, es necesario que los reguladores mencionados estén correctamente ajustados, por lo cual esta memoria busca proponer una metodología para cumplir ese objetivo. El estudio abarca el control enfocado a centrales hidráulicas, verificando métodos de ajuste para compensadores PI y lead-lag. Se aplicaron las metodologías al caso particular de la Central Hidroeléctrica Carena: Se utilizó el compensador del tipo PI dentro del control de velocidad, ajustado mediante las técnicas de Bode y Ziegler-Nichols. Por otro lado, tanto para el control de tensión como para el estabilizador de potencia se utilizaron controladores del tipo lead-lag, los cuales fueron ajustados mediante técnicas de Bode. Se realizó el ajuste y las pruebas de los controladores en un modelo equivalente a una unidad de la central, con el fin de verificar que estos elementos cumplieran con las exigencias de la Norma Técnica. Se comprobó que la sintonización de los parámetros de los reguladores según los criterios sugeridos mejoró la estabilidad del sistema. En particular para el regulador de velocidad, se comprobó que el ajuste mediante técnicas de Bode tiene un mejor desempeño que el ajuste mediante el método Ziegler-Nichols. Por otro lado, la adición de la señal del estabilizador de potencia amortigua un polo de oscilación electromecánica, mejorando la respuesta del sistema. La aplicación de esta sintonización a cada una de las unidades de un modelo equivalente a las cuatro unidades de la central Carena requirió de un reajuste. Esto debido a que existe un cambio importante en la topología de la red. Se hizo un reajuste completo de los bloques lead-lag del sistema de excitación, mientras que sólo se ajustó la parte integral del regulador de velocidad, debido a que se buscaba reducir el error de estado estacionario. Finalmente, se reajustó el estabilizador de potencia para incluir un modo de oscilación más presente. Se comprobó que el ajuste mediante esta metodología cumple con los requerimientos mínimos de la Norma Técnica. La nueva sintonización asegura que la operación está dentro de los niveles de la carta de operación redefinida. Además, se comprobó la utilidad del estabilizador para la Central Carena, a pesar de que, por el nivel de potencia de la central, la Norma Técnica no lo exige.

Ingeniero Civil Eléctrico / Los sistemas de generación distribuida basados en fuentes renovables han experimentado un fuerte desarrollo a nivel mundial, con Alemania, Dinamarca, Japón y Estados Unidos como líderes en este campo. La sincronización de este tipo de fuentes a la red de suministro eléctrico es uno de los aspectos más importantes. La detección de la componente de secuencia positiva de la tensión a frecuencia fundamental es esencial para el control de la generación distribuida y de sistemas de almacenamiento. Considerando el contexto descrito, el objetivo general del presente trabajo es la elección de un algoritmo para la estimación de ángulo de fase en función del desempeño demostrado frente a distintas perturbaciones típicas de la red de distribución para su implementación en la Central Micro Hidráulica Plug & Play, correspondiente a un proyecto de desarrollo del Centro de Energía de la Universidad de Chile. Los métodos estudiados se basan en la técnica Phase Locked-Loop (PLL). La técnica PLL se puede definir como un método que permite la obtención de una señal de salida de igual frecuencia y fase a partir de una señal de entrada. El criterio de selección supone la simulación de distintos tipos de perturbaciones tales como distorsión armónica e interarmónica, alzas y caídas de tensión y saltos de frecuencia, entre otros. El funcionamiento de los algoritmos se prueba a nivel de simulación y a nivel experimental en la Central Micro Hidráulica Plug & Play con el fin de verificar su desempeño en condiciones reales de operación. Con el propósito de mejorar la respuesta dinámica de los algoritmos, se implementa, a nivel de simulación, una mejora del centro de frecuencia del esquema básico de PLL. De este modo se obtienen métodos que combinan un buen seguimiento de ángulo de fase y una buena velocidad de respuesta ante variaciones de la frecuencia de la red. Del trabajo realizado se desprende que las perturbaciones que combinan saltos de fase y desbalances de la magnitud de la tensión son más severas que aquellas que implican distorsión de la forma de onda o únicamente desbalances, los cuales se consideran menos graves; la diferencia entre el error de estimación en uno u otro caso puede ascender sobre los 5°. Los métodos de detección de ángulo de fase presentan un compromiso entre la dinámica y la precisión de seguimiento del ángulo de fase; dándose el caso de un error de estimación de 180° frente a saltos de frecuencia. Se concluye que los algoritmos basados en filtros presentan un mejor desempeño que aquellos basados en la componente de secuencia positiva de la tensión de la red de suministro, con diferencias entre sus errores de seguimiento acumulado de hasta 200 veces en el caso de sags de tensión y de hasta 6 veces frente a contenido armónico. El mejor método estudiado se basa en el uso de un observador y obtiene resultados ligeramente mejores que los presentados por los métodos basados en filtros. El conocimiento previo de las características del sistema es vital para la correcta sintonización de los métodos, pues determina el desempeño de los algoritmos. Se concluye que los métodos basados en PLL son una herramienta eficaz para la detección del ángulo de fase ante perturbaciones típicas de la red eléctrica de distribución. Adicionalmente, con el fin destacar más aún su utilidad, se simula el uso del PLL para la detección de operación en isla. Como trabajo futuro, entre otras cosas, se propone: la implementación experimental de centro de frecuencia variable y del mecanismo de detección de aislamiento, y la evaluación de los métodos frente a perturbaciones combinadas.