Magíster en Gestión para la Globalización / Este trabajo de Tesis tiene como objetivo desarrollar un plan de negocios que permita evaluar estratégica y económicamente la comercialización de sistemas fotovoltaicos para la Cooperativa Habitar Verde , asociada a las Energías Renovables No Convencionales en Chile. El proyecto se ve impulsado por la Ley 20.571, la cual fue desarrollada con el objetivo de fomentar la generación residencial de energías renovables tanto para el autoabastecimiento como para la inyección de energía a la red de distribución. De ésta forma, los usuarios pueden generar hasta 100 kw de energía eléctrica para su propio consumo e inyectar los excedentes a la red, recibiendo un pago por éstos. Otro factor relevante para el desarrollo de este plan de negocios, es que Chile presenta las condiciones ideales en radiación solar, la cual puede ser convertida en electricidad mediante el uso de la tecnología fotovoltaica. La metodología utilizada para realizar este trabajo consistió en primer lugar en un análisis de factores medioambientales a través de la herramienta PESTEL, y el análisis estratégico de las cinco fuerzas de Porter, y un análisis FODA. Esta metodología permitió analizar las fortalezas y debilidades de la organización, así como evaluar las oportunidades y amenazas que presenta el país. Adicionalmente, se realizó un análisis del mercado solar a nivel mundial y una revisión de la Ley Net Metering y los resultados de su implementación en otros países. La estrategia de entrada al mercado se elaboró, mediante el desarrollo de un plan de Marketing estratégico y táctico. La propuesta de valor del modelo de negocios constituye uno de los puntos centrales en el modelo de negocios, ya que al ser una entidad organizada de forma de Cooperativa, sus asociados realizan conductas verdes , donde la sustentabilidad les permitirá lograr una ventaja competitiva de largo plazo frente a las empresas competidoras. Por otro lado, se elaboraron las proyecciones de ventas de acuerdo a los segmentos analizados y las particularidades del mercado objetivo, caracterizado por aquellos hogares donde se realizan prácticas habituales de reciclaje. La inclusión de los sistemas fotovoltaicos se realizará de forma gradual, con una proyección 22,6 MW instalados al décimo año. Se diseñó un plan de marketing y conjuntamente se evaluó el plan de operaciones, en donde se seleccionó el proveedor y se desarrolló la estructura organizacional y los costos asociados a su implementación. Bajo los resultados de los análisis financiero se arrojó un VAN del flujo de caja de 423 millones y una TIR del 22,1%, haciendo rentable el negocio. La recomendación es implementar este plan de negocios y evaluar otros posibles proveedores, así como además la escalabilidad a proyectos de mayor envergadura y la posibilidad de expansión a las regiones del norte del país.

Ingeniero Civil Mecánico / Esta memoria surgió como un trabajo anexo a la investigación de la profesora Dra. Beatriz Maturana Cossio del Instituto de la Vivienda de la Facultad de Arquitectura de la Universidad de Chile, a través del proyecto Fondecyt Nº11130636: "Viviendas de Integración Social y la Sustentabilidad Medio Ambiental: una Investigación de Proyectos Claves en Chile". Esta investigación le permitió al estudiante ubicarse en un contexto real para aplicar una solución de ingeniería y eficiencia energética, la cual consiste en el diseño y estudio de pre-factibilidad de un sistema de bombas de calor geotérmicas para ser utilizado en la climatización de 2.088 viviendas de integración social que componen el proyecto San Alberto de Casas Viejas en Puente Alto, Santiago. El informe aborda los antecedentes necesarios para identificar la tecnología de interés. Se describe qué se entiende por geotermia de baja entalpía y su aprovechamiento por medio de bombas de calor. Con respecto a la metodología, se calcula la demanda energética para la climatización de las viviendas, y se determina el caudal de agua necesario que se debe bombear desde la fuente geotermal para suministrar de energía los sistemas de bombas calor. Luego, se modela el efecto que tiene en el acuífero la reinyección de agua más fría en invierno y más caliente en verano, y finalmente se dimensionan y caracterizan los principales componentes del sistema para estimar el costo de inversión, costo de operación y ahorro que determinarán la factibilidad económica de la propuesta. Se obtiene que el costo de inversión para el sistema de calefacción es en promedio de 15 millones de dólares y que el ahorro en el gasto de operación anual es de al menos 58% con respecto al gasto anual en climatización por medios convencionales alternativos. Se concluye que, tanto en un escenario favorable como uno promedio, la inversión se paga en un horizonte de entre 4 y 20 años. Además, es necesario considerar los beneficios sociales en medioambiente, salud y equidad social para justificar la inversión del proyecto, si se quiere, por parte del Estado. Finalmente, se discuten y proponen tres alternativas que lograrían reducir considerablemente el costo de inversión y los gastos de operación.

Ingeniero Civil / Esta memoria tiene como objetivo evaluar la factibilidad técnica y económica de la instalación de tecnologías de Energía Renovable no Convencionales (ERNC) en hogares chilenos. La metodología consiste en seleccionar 2 tipos de vivienda en función del costo (una avaluada en 650 UF y otra en 5500 UF), y ubicarlas en 4 ciudades; Iquique, Lonquimay, Santiago y Osorno; para diversificar el efecto del clima y disponibilidad de recurso energético en el análisis. Se determinan las tecnologías aplicables a nivel residencial y se evalúa implementar un reacondicionamiento térmico a viviendas que permitan ahorro en el gasto anual de calefacción. Con ayuda de Retscreen se diseña la implementación de distintas tecnologías, para dimensionar los sistemas y evaluar su rentabilidad. Mediante flujos de caja se estudia el comportamiento económico en un período de 20 años. Se seleccionan las tecnologías económicamente rentables para aplicarse simultáneamente en las viviendas de cada ciudad y se adiciona al costo inicial de los flujos de caja el valor de cada vivienda. Con las combinaciones apropiadas de tecnologías para cada caso, se recupera la inversión inicial de su implementación en ambas casas en todas las ciudades. En la vivienda 1 el promedio del tiempo de retorno es 8,2 años; y para la vivienda 2 es de 6,3 años. Al incluir el costo de la vivienda los proyectos son factibles sólo para la vivienda de 650 UF, ya que cuenta con acceso a subsidios que merman la inversión inicial, permitiendo un tiempo de retorno promedio de 16,7 años (excepto Iquique donde no resulta rentable); mientras que para la vivienda 2 el proyecto no resulta rentable. La instalación de sistemas basados en energías renovables no convencionales, junto a reacondicionamiento térmico, es un proyecto rentable si se seleccionan sistemas que posean potencial energético en la localidad de interés. Su correcta selección e implementación genera ahorros monetarios anuales que, para el caso de viviendas de costo bajo o moderado, pueden llegar a costear incluso el valor de la vivienda.

Seminario para optar al grado de Ingeniero Comercial, Mención Administración / El presente estudio busca recomendar o desalentar la inversión para un proyecto de 100 viviendas sociales sustentables en el norte de Chile, las cuales puedan optimizar el agua y utilizar energía solar mediante la instalación de un sistema de aguas grises, el uso de paneles solares y calentadores solares. Su implementación apunta a reducir las cuentas de los suministros de servicios y al incentivo en el uso de energías limpias, y por ende a impulsar un desarrollo sustentable como país. La iniciativa de esta evaluación de proyecto nace a raíz de varios motivos. Primero, la necesidad de sumar alternativas limpias a la matriz energética, en la cual comienzan a aparecer tímidamente las energías renovables no convencionales Segundo, la escasez de agua en el norte de Chile y a nivel mundial requiere nuevos métodos para optimizar el uso de este recurso en el país. Tercero, el déficit cuantitativo (y cualitativo) de las viviendas sociales y el interés del gobierno para entregar viviendas dignas y de calidad, al altura de los nuevos desafíos. Cuarto, el norte del territorio posee las características idóneas para la aplicación de energías solares. La metodología utilizada corresponde a las técnicas de evaluación de proyectos, la cual incluye un estudio de viabilidad económica, centrado en el cálculo de los flujos (VAN diferencial) y una sensibilización bidimensional comparando cantidad de hogares y precios de suministros. Adicionalmente, se aplica un estudio de viabilidad técnica, la cual detalla el funcionamiento de cada mecanismo, y un estudio de viabilidad legal, tomando en cuenta la actual normativa chilena. Este estudio está elaborado sobre una zona geográfica específica, la cual cumple las condiciones climatológicas propicias, además de una escasez de agua importante, por lo que bajo este contexto no es posible extrapolarlo al resto del territorio chileno. Los resultados muestran que el tratamiento de aguas grises con el uso de esta para inodoro y riego resulta rentable, con un VAN positivo de 26.725.992. De acuerdo a la sensibilización, es importante un tamaño mínimo del conjunto habitacional para cubrir los costos operacionales. Lamentablemente este no es viable legalmente, ya que existen normas sanitarias que impiden el uso del agua tratada en el inodoro, pudiendo utilizarse bajo ciertos parámetros de forma exclusiva para riego, necesitando con urgencia una modificación para el tratamiento de aguas grises. El uso de paneles solares para generar energía muestra un VAN negativo -99.034.183, esto quiere decir que no se recomienda la inversión en este proyecto, a raíz principalmente de la alta inversión inicial y la adquisición de baterías cada 5 años para su operación. Sin embargo, esto puede cambiar dependiendo de los beneficios otorgados por la ley “Net Metering”, donde el ahorro de energía eléctrica se sumaría a un ingreso que puede marcar una diferencia significativa para efectos de este análisis en el futuro. De los tres elementos, el único que es factible legal y financieramente conveniente ejecutar es el termo solar. Este presenta un VAN positivo de 71.667.603 y una sensibilización positiva en todos los contextos evaluados, derivado principalmente del ahorro del gas licuado en un 75% con respecto al sistema tradicional y de los nulos costos operacionales. Es por esto que el gobierno ha entregado subsidios para su instalación, ya que genera un beneficio tangible para las familias de menos recursos.

La generación de electricidad se ha visto afectada debido a problemas con el abastecimiento de energéticos primarios y el alza de precios, estimulándose de esta forma el desarrollo de nuevas tecnologías con el fin de abastecer la creciente demanda. Además, los altos índices de contaminación mundial y el aumento de la preocupación de parte de la población respecto a este tema han producido que la mayoría de los nuevos desarrollos apunten a disminuir la contaminación. Consecuentemente, las tecnologías de generación eléctrica relacionadas con energías renovables se asoman cada vez con mayor fuerza como medio de obtención de electricidad. Dentro de las energías renovables se encuentra la hidráulica, donde Chile presenta un elevado potencial disponible gracias a su geografía y clima. Por otro lado, la Generación Distribuida (GD) ha visto en alza convirtiéndose en una opción para facilitar el aumento de generación con tecnologías renovables, permitiendo la interconexión de pequeños medios de generación conectados a los sistemas de distribución. En este contexto en el Departamento de Ingeniería Eléctrica (DIE) de la Universidad de Chile se ha estado desarrollando un prototipo para laboratorio de una Central Micro-Hidráulica (CMH) utilizando una turbina de tipo Pelton. El objetivo de esta memoria de título apunta al perfeccionamiento del prototipo de CMH, integrando los controles necesarios para la correcta simulación del recurso hidráulico además de la implementación de un sistema de control local, monitoreo y control remoto que permita la operación del prototipo como un generador distribuido modificando sus modos de operación entre conectado o aislado de la red eléctrica. Durante el desarrollo de este trabajo se realiza una revisión del estado del arte sobre GD y la forma en que se relaciona con las centrales CMH, ahondando en los componentes de esta última y los tipos de control utilizados. Luego se exponen las leyes que rigen el comportamiento de una caída natural de agua y la forma en que ésta puede ser simulada con una bomba centrífuga. A partir de esto se integran los controles correspondientes al prototipo de CMH construido, incluyendo los sistemas de medición y accionamiento para modificar las variables eléctricas dentro de los rangos establecidos de forma manual o automática. Igualmente, se desarrolla un sistema de monitoreo y control remoto mediante una interfaz gráfica desarrollada en la plataforma comercial LabVIEW, que permite la conexión entre un operador local y la CMH de manera que el operador puede verificar su funcionamiento y decidir sobre su operación. Se obtiene como resultado un prototipo de CMH para laboratorio que permite simular el comportamiento de una central real, con sus respectivos controladores y un sistema de monitoreo y control remoto validado, alimentando cargas locales e inyectando cerca de 2 kW a la red. La reproducción del recurso hidráulico utilizando una bomba centrífuga muestra resultados satisfactorios, comprobándose que la altura equivalente simulada permanece constante gracias a la realimentación de la presión. El caudal del recurso hidráulico puede variar entre 0 a 300 l/min con un rango de alturas disponibles entre 30 a 55 metros. El funcionamiento del control implementado en la CMH presenta resultados satisfactorios en cuanto a su funcionamiento, permitiendo la operación de la CMH en forma aislada o conectada a la red, siendo validado experimentalmente. Sin embargo, al operar aislada de la red, la variación de la tensión y frecuencia, para modificaciones de carga mayores al 40% de la potencia máxima entregada por la CMH, sobrepasan el 10%, por lo que la calidad del suministro no se encuentra dentro de los rangos permitidos por la Norma Chilena. Se concluye que el perfeccionamiento del prototipo ha sido satisfactorio, convirtiéndose en una herramienta docente efectiva para comprender el funcionamiento de esta tecnología en un laboratorio, además de la escalabilidad del sistema de control y monitoreo implementado. Se propone como trabajo futuro mejorar el funcionamiento del controlador, realizando cambios en su topología y agregando mediciones de variables importantes para el funcionamiento del sistema.

En el último siglo, las intensas actividades industriales del ser humano y el uso cada vez mayor de combustibles fósiles han provocado un aumento en las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera, lo que ha derivado en una serie de impactos cada vez mayores en el clima del planeta, proceso que ha sido denominado como “calentamiento global” o más precisamente “cambio climático”. Esto ha generado lentamente un mayor interés en el uso de tecnologías de generación renovables, y una urgencia cada vez mayor en reducir el uso de combustibles fósiles. Por otra parte, el desarrollo de la matriz energética de nuestro país se ha realizado en base a recursos hídricos e hidrocarburos importados de otras naciones. Bajo este contexto, el Estado impulsó la ley 20.257 que tiene como objetivo diversificar la matriz energética de la nación y colaborar con la situación ambiental actual que existe en el planeta. Esta ley impone un sistema de cuotas de retiros de energía generadas en base a Energías Renovables no Convencionales (de ahora en adelante, ERNC), las que serán exigidas a las empresas que conforman los grandes Sistemas Eléctricos. Las cuotas establecen un 5% de generación en base a ERNC entre el 2010 y 2014, para luego aumentar a razón de 0,5% para llegar a un 10% el año 2024. Teniendo en cuenta este escenario en consideración, se define como objetivo principal del presente trabajo disponer de un análisis, que en términos generales, permita entregar respuestas respecto al desarrollo de las distintas tecnologías ERNC en Chile según los incentivos existentes. Como estrategia de trabajo se define minimizar el costo de energía equivalente de la selección de centrales para cumplir la cuota impuesta, de acuerdo a cada tecnología de generación con ERNC Luego, dado que las potencias y factores de planta de cada tecnología son función de variables tales como ubicación geográfica, disponibilidad del recurso, distancia de la red, etc. se plantea un desarrollo aleatorio con el fin de interiorizar estas alteraciones. Finalmente, con toda la información disponible, se seleccionan las centrales según el menor costo de energía, obteniendo así un portafolio de generación con ERNC. Respecto a los resultados obtenidos, se destaca que, dado el marco legal y las condiciones del mercado eléctrico en Chile, la tecnología ERNC que debiese primar es la mini-hidráulica. Sin embargo, dada las dificultades existentes en la obtención de derechos de agua y acuerdos con propietarios, y junto con los costos de energía que muestran las centrales eólicas, estas podrían ser competitivas en el mercado actual si se cumplen algunas condiciones mínimas favorables. De todas formas, los resultados muestran que la ley no es suficiente incentivo para diversificar la matriz energética, ya que existes tecnologías como la solar, que no logran ser competitivas económicamente con los precios de mercado y el actual marco regulatorio en Chile. Por último, se sugiere para trabajos futuros la inclusión de tecnologías adicionales que no fueron abarcadas en este trabajo debido a su actual estado del arte y falta de incentivos, como lo son la geotérmica y mareomotriz.

Los biocombustibles son una alternativa a los combustibles derivados del petróleo. En particular, el bioetanol podría reemplazar en forma parcial el uso de la gasolina, sin modificaciones a los motores y con la ventaja de ser renovable y tener un menor impacto ambiental. El proceso de producción de bioetanol a partir de residuos forestales comienza con un pretratamiento de la materia prima mediante diversos métodos que permiten incrementar la eficiencia de la etapa de hidrólisis de la celulosa. A su vez, esta hidrólisis permite obtener glucosa que es fermentable por microorganismos como la levadura Saccharomyces cerevisiae. Como producto de la fermentación se obtiene el etanol, el cual luego debe ser llevado a una pureza del 99,5%. Por otro lado, a partir de corrientes secundarias del proceso se pueden obtener subproductos, lo que se conoce como biorefinería, o también se pueden utilizar para generar energía térmica y eléctrica, lo que se conoce como cogeneración. En el presente trabajo se evaluaron técnica y económicamente diversas alternativas de producción de bioetanol a partir de residuos forestales, variando el pretratamiento de la biomasa y los coproductos obtenidos, con el objetivo de determinar aquella alternativa con mayor potencial económico. Los pretratamientos considerados fueron: explosión a vapor, organosolv y líquidos iónicos, y los coproductos: energía mediante cogeneración y productos de biorefinería (lignina, levadura y xilitol), considerando toda las combinaciones posibles entre éstos. El estudio consistió en diseñar el proceso correspondiente, realizar los balances de masa y energía y luego integración energética, dimensionar los equipos, confeccionar el layout, estimar los costos de capital y de operación y los ingresos, construir el flujo de caja, obtener los indicadores financieros, y realizar un análisis de sensibilidad respecto de los parámetros críticos, para cada una de las alternativas consideradas. A partir del estudio realizado se determinó que la alternativa con mayor potencial en términos de los indicadores financieros obtenidos es aquella con pretratamiento de explosión a vapor y obtención de coproductos de biorefinería. En este caso se obtuvo un VAN de 50,9 [MMUS$], una TIR del 19,3%, un ROI del 29% y un PRI de 6 años, considerando un procesamiento de 1.200 ton de residuos y una obtención de 240 m3 de bioetanol al día. Adicionalmente, se concluyó que en las condiciones actuales la explosión a vapor es preferible en términos de rentabilidad sobre el organosolv, y éste sobre el pretratamiento con líquidos iónicos (que resultó ser no rentable), mientras que la biorefinería es preferible sobre la cogeneración. Sin embargo, se plantea que existen potenciales escenarios futuros en que esta situación podría cambiar, dado que las técnicas de organosolv y particularmente líquidos iónicos pueden ser mejoradas y el precio de los insumos requeridos puede disminuir. Finalmente, dado que se determinó que el proceso con explosión a vapor y biorefinería es rentable y aquel con mayor potencial económico en la actualidad, se recomienda continuar a un estudio de prefactibilidad sobre dicha alternativa para la producción de bioetanol a partir de residuos forestales en Chile.

Ingeniero Civil Mecánico / La diversificación de la matriz energética en el plano nacional es un tema actual de discusión. Lo anterior se debe al escenario de crisis que ha provocado el incremento sostenido de la demanda energética durante los últimos 50 años, la contaminación ligada al consumo de energía producida con combustibles fósiles y el aumento de los costos de vida en general. En relación con ésto, el desarrollo e investigación ligado a nuevas fuentes de energía es necesario con el objeto de tener una red de generación limpia, viable económicamente y con una vida útil sustentable en cuanto a recursos. En este trabajo se estudia la fluidodinámica de una turbina helicoidal GHT para generación de energía mareo-motriz con datos obtenidos para el Canal de Chacao, X Región de Los Lagos. El trabajo realizado tuvo como objetivo principal obtener curvas de torque y eficiencia en relación con la velocidad angular de la turbina, lo que sirve para dimensionar la producción energética que puede ser generada. De manera adicional se estudiaron dos modelos de turbina derivadas del original y con ello se comparan también dos geometrías para la base de la turbina. Se realizaron simulaciones computacionales 3D por método de volúmenes finitos utilizando Ansys FLUENT, teniendo como antecedentes las características del recurso hidráulico y la geometría de la turbina GHT. Para ello se llevó a cabo previamente la etapa de validación de la malla. Se estudiaron también el efecto de algunas variables que inciden en los resultados mediantes análisis de sensibilidad 2D. Por otro lado se realizó una aproximación analítica mediante la implementación de un modelo de moméntum para turbinas de eje vertical, con modificaciones para aplicarlo a esta turbina helicoidal. Los principales resultados indican que este nuevo modelo tendría una eficiencia máxima estimada entre 12% y 19%, pudiendo generar del orden de 300 kW por módulo en marea viva. Los dos modelos derivados de esta turbina obtienen resultados menores, y el tipo de base que menos perturba la potencia generada es la base plana.

Ingeniero Civil Mecánico / El desarrollo de la conversión de energía desde fuentes renovables no convencionales forma parte fundamental de la investigación y desarrollo de nuestro presente. Una de las tecnologías más utilizadas es la solar fotovoltaica, cuyo objetivo es convertir directamente la energía solar proveniente del sol en energía eléctrica para ser utilizada por sus consumidores. La utilización de módulos fotovoltaicos (PV) para la conversión de energía solar ha sido un gran avance de la ingeniería moderna, pero aún posee importantes puntos pendientes en su desarrollo. La dependencia del rendimiento con la temperatura de la celda, convierte a este parámetro en uno de los más relevantes a la hora de diseñar mejoras en el desempeño de un panel fotovoltaico operando en condiciones reales. Mientras mayor sea la temperatura que alcance el panel, menor será su rendimiento eléctrico final, por lo que es de gran interés poder controlar el desempeño frente a condiciones externas mediante algún tipo de disipador de calor. El estudio presentado tiene por objetivo general presentar un estudio acerca de la temperatura al interior de un panel fotovoltaico con disipador de calor mediante análisis teórico y simulaciones computacionales para un módulo sometido a condiciones atmosféricas reales del norte de nuestro país. El objetivo principal es analizar la distribución de temperatura en el módulo fotovoltaico y la influencia de la presencia del dispositivo disipador de calor en el aumento de la eficiencia del panel fotovoltaico, mediante la caracterización de la resistencia térmica que posee el conjunto panel-disipador. Para conseguir el objetivo planteado, se realiza un análisis teórico de la temperatura en el interior del panel fotovoltaico mediante un balance energético (definición de la temperatura de celda en función de la radiación incidente, pérdidas por radiación y convección al ambiente, y pérdidas por disipación de calor y por generación de energía) para un modelo simplificado. A continuación se realizan simulaciones computacionales mediante software especializado en análisis por elementos y volúmenes finitos (ANSYS Mechanical) para poder realizar un análisis térmico en tres dimensiones. Luego de obtener resultados numéricos que permitan caracterizar la temperatura al interior del panel se procede a optimizar el diseño del disipador de calor mediante simulaciones con diseño paramétrico (ANSYS APDL) para poder caracterizar la influencia de la geometría del disipador en la resistencia térmica. Finalmente, se realiza un análisis cuantitativo del incremento en la eficiencia del panel en base a los resultados obtenidos por las distintas simulaciones. La memoria se desarrolla en el contexto del proyecto FONDECYT N° 11110235 Charge carrier flow hydrodynamics in PN junctions with applications to photovoltaic solar cells junto con el trabajo de otros memoristas y tesistas.

Ingeniero Civil Mecánico / El aumento progresivo en los costos de producción de electricidad en nuestro país, sumado al déficit que se prevé que este insumo presentará considerando el crecimiento gradual de su demanda frente a la cobertura actual de su oferta, se debe, entre otras variables, a la exigua diversificación de nuestra matriz energética frente a las alternativas de generación tradicionales; termoelectricidad e hidroelectricidad. Ante este escenario, es menester el desarrollo de nuevas tecnologías para la producción de electricidad, a partir de fuentes nacionales, con costos competitivos, de fácil acceso, y con poco impacto en el medio ambiente. Mediante el presente Trabajo de Título, se busca dar solución a esta necesidad, brindando sustento teórico a la termodinámica implicada en la transformación energética comprendida en el uso de recursos geotermales. A partir de la programación de cuatro configuraciones de ciclo orientadas a la generación eléctrica con sistemas geotermales hidrotermales; ciclo de utilización directa, ciclo de una etapa de expansión súbita, ciclo de doble expansión súbita y ciclo binario, y utilizando diferentes temperaturas del geofluido para distintas condiciones de presión de entrada, se obtuvieron resultados que permitieron realizar un análisis completo a cada uno de los ciclos modelados, para luego comparar, mediante la fabricación de diagramas, los desempeños según potencia máxima generada y eficiencia térmica lograda, con el fin de recomendar alguna configuración para un recurso geotermal en particular. Se empleó en estas modelaciones agua pura como fluido geotérmico, una curva de producción del pozo obtenida de la bibliografía y una temperatura de condensación de 40 [°C]. Se encontró que la temperatura del yacimiento, con el nivel de potencia generado y la eficiencia térmica se relacionaban de forma directa. De manera similar, la presión de entrada determina el flujo másico de geofluido participante, y aumenta levemente el trabajo específico desarrollado en la turbina. Entre las configuraciones que presentaron mejor desempeño, se observó notoria jerarquía de las centrales de vapor seco frente a sus contendientes de alta entalpía; los ciclos de una y dos etapas de expansión súbita. En el rango de baja entalpía, predominó el isobutano como el fluido de trabajo que presentó mayores potencias, mientras que las eficiencias térmicas mayores se distribuyeron entre los cuatro fluidos en estudio. Las centrales de doble expansión súbita, obtuvieron en promedio un 26% más potencia que su símil de una etapa de expansión, mientras que en términos de eficiencia, las superaban en un 2%. En cuanto al uso de agua pura como fluido geotérmico, se determinó que el decrecimiento en la entalpía calculada era cercana al 0,8% para cada 1% de sal en el geofluido, lo que se extrapoló a los valores de potencia obtenidos