Conexiones 365

Inercia sintética como alternativa para la integración de renovables

2021-01-07 Irayda Rodríguez y Conexiones 365
inercia sintetica como alternativa

Imágenes de Klaus-Uwe Gerhardt y andreas160578 en Pixabay

En entrevista, el líder del Laboratorio de Investigaciones en Redes Eléctricas Inteligentes del Instituto de Ingeniería de la UNAM habla del esfuerzo conjunto que los participantes del sector eléctrico deben hacer para que sea posible integrar más renovables a la red. Incluimos una aportación de John Sterlin, Director de Asuntos de Mercado y Política de First Solar acerca de la viabilidad de la inercia sintética.

 

Antes de hablar de la relación entre la inercia y las energías renovables, el Dr. César Ángeles Camacho, líder del Laboratorio de Investigaciones en Redes Eléctricas Inteligentes del Instituto de Ingeniería de la UNAM, puntualiza que es necesario recapitular cuál es el papel de la inercia en las redes eléctricas.

El especialista explicó que un sistema eléctrico de potencia convencional opera basado en las grandes centrales, ya sean hidroeléctricas o termoeléctricas. Estas cuentan con máquinas de generación síncronas que, a la vez, están sincronizadas entre sí y giran a una velocidad constante para que el sistema presente una frecuencia, en función de la carga y generación, que debe ser igual para conservar el balance.

“El rotor de estas máquinas es una pieza enorme de cientos de toneladas y aporta inercia al sistema eléctrico. Cuando hay una pérdida, la masa del mismo mantiene su velocidad, ofrece una resistencia al cambio y no permite que haya oscilaciones de potencia”, expuso el Dr. Ángeles Camacho.

De esta manera, la inercia hace que el sistema mantenga su estabilidad por más tiempo. Ahora bien, lo que ocurre con la generación variable de energía (ya sea eólica o fotovoltaica, por mencionar un ejemplo) es que la conexión a la red se realiza mediante convertidores de potencia y está desplazando a los grandes generadores de la modalidad convencional. Con ello, el sistema pierde la inercia que estos aparatos aportaban. 

“Ante una variación de potencia en las cargas en la red, los nuevos generadores responden de inmediato pero tienen una inercia baja. Cuando nos referimos a la inercia sintética o virtual, ya que muchos grupos de investigación le han dado diferentes nombres, es aquella que tienen los convertidores o plantas variables basadas en convertidores”, añadió el investigador de la UNAM.

Por lo tanto, ahora se tiene el desafío de programar estos convertidores para que compensen la falta de inercia y permitan que el operador de la red regule la frecuencia con la misma inercia que ofrecen los equipos tradicionales.

Como puntualizó el Dr. Ángeles Camacho, el inconveniente de las energías variables es que, al no contar con una máquina con una masa grande, cualquier variación en la energía primaria (como una ráfaga de viento) incrementa la potencia del generador. Con ello deja de inyectarse potencia a la red, ya que “estas variaciones son lo que conocemos como oscilaciones de potencia, son ondas que viajan por todo el sistema, afectando a los equipos y al voltaje”.

Como las fuentes renovables varían durante el día, agregó, esto se ve reflejado en la tasa de cambio en la frecuencia del sistema, una diferenciación que debe detenerse al tratar de reducir los picos y mantener un nivel más lineal. Aquí es donde entra parte de la inercia virtual, ya sea a través de bancos de baterías o de otro tipo de generación que sirva de respaldo.

“En las energías variables hay una pérdida de potencia importante al existir muchas oscilaciones en corto tiempo. Por ejemplo, si al norte del país se echan a andar máquinas hidráulicas o térmicas, en otra parte del país pueden tardar más tiempo del que se requiere (para) entrar en operación, por un fenómeno relacionado con la inercia”, expresó el Dr. Ángeles Camacho.

Como resultado, si se genera una potencia muy alta en el norte del país y en otra parte se genera deficiencia de energía, esto provocaría que se empezara a desconectar la red eléctrica por la desincronización de los generadores; es decir, ocurriría un apagón de gran magnitud por el colapso del sistema.

De esta forma, el investigador precisó que la dificultad de la caída de potencia podría aumentar conforme las renovables ganen terreno, pero para solucionarlo es necesario asumir el compromiso de lograr una sincronización entre las plantas fotovoltaicas y eólicas con las de generación convencional, como las hidráulicas y térmicas; que haya una interacción entre ellas para mantener la estabilidad del sistema. 

“El fenómeno de oscilaciones es un problema que está siendo atacado por grandes centros de investigación, el reto es tener modelos que reproduzcan esos fenómenos y ejecutar acciones en los centros de control para mitigarlos en las redes”, dijo el Dr. Ángeles Camacho.

De acuerdo con un artículo escrito por John Sterlin, Director de Asuntos de Mercado y Política de First Solar y publicado en la Revista Petróleo & Energía en su ejemplar de julio/agosto de 2020, la inercia sintética corresponde a aquellos recursos basados en inversores, tales como la energía solar y el almacenamiento, que pueden reaccionar tan rápido que son capaces de imitar la inercia de la masa giratoria que producen las grandes turbinas de la generación tradicional a las que se refiere el Dr. Ángeles Camacho.

De hecho, a diferencia del tiempo que les llevaría alcanzar la frecuencia deseada a las plantas tradicionales, diversos estudios han demostrado que los sistemas solares pueden reaccionar en cuestión de fracciones de segundo, “irónicamente debido a la ausencia de masa giratoria”, dice Sterling. A su vez propone como una de las posibles soluciones el que las plantas solares puedan mantener un margen, es decir, que no estén enfocadas en maximizar su generación en todo momento sino que puedan conservar cierta capacidad de generación que les permita aumentarla en caso de que llegue a presentarse una disminución de frecuencia.

Por supuesto, eso implica cambios en la forma en la que se compensan los recursos solares, pero este constituye un enfoque rentable en el que este margen puede “contabilizarse como reserva giratoria o podría proporcionar el servicio tradicional de regulación de frecuencias, todo ello con un costo marginal cero y con niveles de precisión significativamente más altos que los que pueden ofrecer las plantas fósiles.”[1]

Otra alternativa mencionada también frecuentemente por diversos especialistas es la integración de sistemas de almacenamiento, con el propósito de contar con capacidad de reserva que permita compensar bajas de generación y compensar la frecuencia cuando sea necesario.

Por último, el Dr. Ángeles Camacho instó a que la solución a este tema debe ser un esfuerzo conjunto entre todos los participantes del sector eléctrico, desde los fabricantes al ofrecer equipos que tengan la facilidad de aportar inercia virtual a la red, hasta los operadores, para tener modelos ya desarrollados. 

A la par, la academia debe aportar sus conocimientos, recursos humanos y nuevas metodologías que ayuden a atenuar el fenómeno, tal y como el Laboratorio de Investigaciones en Redes Eléctricas Inteligentes del Instituto de Ingeniería de la UNAM está contribuyendo a esta labor inaplazable.

 

[1] Revista Petróleo & Energía, julio-agosto 2020, pp. 56-57, en https://issuu.com/revistapetroleoenergia/docs/petroleo126-julio-agosto_1_

 

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