Son un elemento clave para la operación hidroeléctrica del sistema. Se trata de los controladores electrónicos que se usan en centrales de embalse y de pasada disponibles en la matriz energética nacional, puesto que redundan en una mayor eficiencia que se traduce en optimizar el funcionamiento de este tipo de instalación en el parque generador hidráulico.

Así lo indican a ELECTRICIDAD los especialistas del mundo académico, quienes destacan que estas tecnologías también otorgan un proceso de generación más rentable y confiable.

Objetivos

Héctor Chávez, académico del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, explica que los controladores de mayor relevancia sistémica son los gobernadores; los Reguladores de Voltaje Automático (AVR en inglés), y los Estabilizadores de Sistemas de Potencia (PSS en inglés).

“En caso del gobernador, este tiene la función local de mantener bajo control la velocidad de rotación de los generadores. En cuanto a su función sistémica, esta tiene que ver con mantener el balance de potencia activa instantáneo del sistema, accionando la válvula de energía primaria (agua, vapor, gas, petróleo) para variar la consigna de potencia activa de cada generador”, sostiene el académico.

“Cuando el gobernador sufre un déficit en el balance de potencia, lo que se traduce en más demanda que generación, se manifiesta como una reducción de la energía cinética de las maquinas rotatorias, lo que conlleva una disminución en la velocidad de rotación de tales maquinas. Ante esta situación, el gobernador mide la velocidad de rotación de las máquinas y aumenta la potencia de salida, volviendo el sistema al balance”, agrega Chávez.

Héctor Chávez, académico del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago. Foto: Gentileza Héctor Chávez.

Explica que los AVR, por su parte, tienen el propósito de mantener controlado el voltaje de salida del generador, a partir de un cambio en la consigna de potencia reactiva de salida, actuando sobre la excitatriz (fuente de alimentación) del generador. El PSS también actúa sobre la excitatriz, pero su finalidad es atenuar las oscilaciones de potencia activa que se originan por la interacción dinámica de los diferentes elementos del sistema, por lo que requieren ser sintonizados y/o ajustados de manera colectiva”, indica Chávez.

En el caso del AVR, el académico de la Universidad de Santiago sostiene que este controlador mide el voltaje de salida. “Si este baja, el AVR aumenta la inyección de potencia reactiva, lo que aumenta el voltaje dada la característica inductiva de los sistemas eléctricos. En cuando al PSS, este mide tanto la potencia de salida como el voltaje, mientras que en el caso de una oscilación, actúa sobre la excitatriz para compensar la oscilación”, asevera.

Según Claudio Roa, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción, “el control de velocidad (gobernadores) está más bien diseñado para centrales de embalse, de embalse con mínima regulación y de grandes unidades de pasada, ya que al modificar la velocidad de giro se está indirectamente controlando la frecuencia de la red eléctrica. En este caso el tamaño (MW) de la unidad importa. Para el segundo caso (AVR y PSS), el control de tensión puede existir en todas las unidades, ya que el control del nivel de tensión es una cuestión más bien local y por ende el tamaño de la unidad (MW) no tiene gran influencia en esto”.

Claudio Roa, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción. Foto: Gentileza Universidad de Concepción.

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Ventajas

Los académicos resaltan las virtudes que tienen estos dispositivos en la operación de las centrales hidráulicas. Héctor Valdés-González, director de Postgrado y Educación Continua de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Desarrollo, señala que las ventajas de los controladores son evidentes, ya que “la automatización asociada a este tipo de centrales, a través de la instrumentación electrónica, permiten no solo un control eficiente del proceso involucrado, sino que también posibilita optimizar el funcionamiento de las instalaciones, mejorando el rendimiento y confiabilidad entre otros, lo que junto a un proceso de supervisión hacen del conjunto un proceso más rentable y fiable”.

En relación a los aspectos monetarios, y pese a que la instalación puede ser económica, para el caso del controlador de tipo gobernador el impacto puede posteriormente ser mayor en una central de pasada, ya que la mantención debe contar con una reserva operativa, es decir, que su potencia de salida debe ser menor al máximo posible que se aproveche instantáneamente del recurso.

Así lo explica Héctor Chávez: “En tal caso, la energía que efectivamente el generador produce se verá reducida con respecto a lo esperado, y la energía aprovechable, que no sea transformada a electricidad se perderá, donde distinto es el caso de un embalse, ya que la energía del agua no turbinada no se pierde”.

“Existe un reglamento de Servicios Complementarios que da cuenta de este costo por reserva, pero en ningún caso considera el costo de oportunidad del caudal que no se aprovecha de manera instantánea por mantener reserva. Para el caso del AVR y el PSS, la inyección de potencia reactiva podría afectar la capacidad del generador de inyectar máxima potencia activa, debido al límite de potencia aparente de todo generador”, detalla el académico de la Universidad de Santiago.

Eso sí, Claudio Roa sostiene que “los controladores electrónicos en centrales hidráulicas de embalse cuentan con la gran ventaja y aporte de mantener la frecuencia del sistema dentro de las bandas normadas ante una operación normal o en situaciones de contingencia, donde se posibilita controlar dicho valor ante eventuales problemas”.

Retos

Los académicos coinciden en señalar que los controladores eléctricos, como los gobernadores, presentan el desafío técnico de contar con un sistema de válvulas que permita variar el caudal de entrada a la turbina y posibilite la acción del gobernador, mientras que para los sistemas de AVR y PSS, la tarea más relevante es cómo implementar esto en el caso que la máquina no sea síncrona tradicional (generadores más pequeños). En tal situación, explican los académicos, las interfaces con la red son basadas en electrónica de potencia y se presentan los mismos problemas que para las plantas fotovoltaicas y eólicas.

Héctor Valdés-González plantea como conclusión que otro desafío importante radica en que el sector privado, junto a las universidades, trabaje “para desarrollar e implementar soluciones tecnológicas que incorpore en este sector avances de punta, con los que, como sociedad, ganemos transversalmente. Creo que es casi como democratizar el uso e implementación de la tecnología en todos los sectores, especialmente en el hidroeléctrico”.

Héctor Valdés-González, director de Postgrado y Educación Continua de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Desarrollo. Foto: Gentileza UDD.