El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) de Estados Unidos destacó la experiencia de la planta fotovoltaica Luz del Norte, propiedad de First Solar, ubicada en la Región de Atacama, señalando que es “una prueba de que los recursos renovables variables pueden estabilizar la red eléctrica”.

La entidad resaltó el hito de que esta central generadora se haya convertido en la primera instalación de este tipo en Chile y del mundo en entregar Servicios Complementarios a una red eléctrica en condiciones reales de operación, recordando que para lograr esto “tuvo que pasar por un largo y complejo proceso de pruebas demostrativas, configuración, sintonización, predicción de la potencia máxima disponible en forma instantánea y pruebas de desempeño”.

“Una de las barreras finales fue precisamente el cálculo de la potencia máxima disponible instantánea con un alto nivel de precisión. Originalmente, Luz del Norte estaba utilizando fórmulas que mezclaban datos estadísticos con datos reales. Esta aproximación tenía muchas variables y no arrojaba los resultados esperados por el Coordinador de modo que Luz del Norte recurrió a un estudio científico desarrollado por NREL. La implementación de esta nueva metodología mostro automáticamente buenos resultados, de modo que fue aprobada por el Coordinador y permitió avanzar en la puesta en servicio”, señala NREL.

En este contexto, la entidad estadounidense se plantea si en un futuro con más energías renovables, las tecnologías solar y eólica podrían las principales fuentes de estabilidad de la red. Según NREL, el jefe de Ingeniería Vahan Gevorgian, otros investigadores del Laboratorio están demostrando que, en ausencia de inercia mecánica, las tecnologías basadas en inversores son capaces de estabilizar red junto con las tecnologías convencionales.

Más allá del ejemplo de la energía solar y Luz del Norte, Gevorgian, en colaboración con el operador del sistema de California (Caiso), Avangrid y GE, ayudó recientemente a demostrar la capacidad de estabilización de la red de parques eólicos a través del parque eólico Tule de 131,1 MW de Avangrid ubicado cerca de San Diego, California.

Adicionalmente, en un informe relacionado con el almacenamiento de energía, un equipo de NREL revisó ejemplos de casos de uso de sistemas de almacenamiento de baterías que brindan estabilidad en la red en sistemas eléctricos de EE. UU. y China.

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Sistemas híbridos

Dejando a un lado los sistemas en los que la energía renovable variable está proporcionado un soporte a la red, los estudios de NREL han demostrado que la energía variable no conduce necesariamente a un sistema de eléctrico inestable. De hecho, NREL está descubriendo que la combinación correcta de energías renovables variables y sistemas de control crea un nuevo tipo de planta de energía con una capacidad única.

“Nuestro siguiente paso es explorar híbridos, con varias energías renovables variables trabajando codo con codo”, dice Gevorgian.

“Al combinar la energía eólica y solar con baterías, podemos lograr una generación altamente despachable y flexible con la provisión de muchos tipos de servicios de red a nivel de planta”, agrega el especialista.

Según el NREL, “la esperanza híbrida es que al combinar la generación eólica y solar con el almacenamiento de energía, o incluso en combinación con el almacenamiento de energía hidroeléctrica en algunos casos, los sistemas de energía renovable pueden emular con mayor precisión el comportamiento de las centrales eléctricas convencionales.

Gevorgian lidera varios proyectos patrocinados por el Departamento de Energía de los Estados Unidos que investigan esos temas. Entre ellos, el proyecto FlexPower del Grid Modernization Laboratory Consortium ve una oportunidad para que las plantas híbridas renovables tengan un papel más activo en la confiabilidad, quizás más allá de lo que las plantas convencionales pueden proporcionar.

“Esperamos desarrollar controles que conviertan el rol de las energías renovables variables de simples proveedores de energía a una tecnología que sea despachable, flexible e involucrada en servicios en tiempo real a la red”, dice Gevorgian.

El proyecto FlexPower dará como resultado un controlador que optimiza y coordina la salida de activos renovables mixtos. El controlador recibirá señales y pronósticos del mercado y dirigirá la respuesta de los activos híbridos.
Estos estudios y proyectos han comenzado a cambiar el paradigma de las operaciones críticas de la red: cuando la red tradicional se apaga después de un corte de energía, se vuelve a encender de arriba hacia abajo, llegando de último a los sistemas de distribución. Cuando tienes un sistema dominado por inversores en un apagón, la red puede recuperarse de abajo hacia arriba con recursos distribuidos sincronizados.

Los resultados de NREL indican que estos sistemas son sustitutos funcionales de las centrales eléctricas convencionales a medida que las redes tienden a una menor inercia. Pero ¿qué pasa si no hay inercia?
Nuevas ideas para una red sin inercia

Existen islas, micro redes, comunidades, ciudades, estados y países que han declarado iniciativas para alcanzar una generación 100% renovable. Técnicamente, en muchos casos eso también significa 100% generación basada en inversores y 100% inercia no mecánica. En NREL, eso ha planteado una pregunta: ¿Necesitamos inercia?
“A medida que aumentamos nuestra participación en energías renovables, tal vez la mentalidad cambie de tratar de acomodar sistemas de generación mixta a construir alrededor de recursos basados en inversores”, dice Barry Mather, Gerente de Dispositivos y Sistemas Integrados de NREL.

Hasta este momento, las tecnologías de inversores se han definido principalmente por el comportamiento de seguimiento de la red en los sistemas eléctricos convencionales. Los inversores están programados para seguir y responder a la frecuencia de las máquinas rotatorias, que históricamente han ocupado una mayor proporción de generación. Mather está liderando un proyecto de investigación dirigido por NREL sobre inversores “creadores de red”, denominado inversores de inercia infinita (I3), un proyecto que anticipa un posible salto a la mayoría (o totalmente) de los sistemas eléctricos basados en esta tecnología.

“I3 es algo futurista, pero es una tecnología más para ayudar a abordar los problemas de una generación mayoritariamente proveniente de inversores “, dice Mather.

“La idea de I3 es idear una nueva forma de operar los activos en sincronía: mantener la sincronización durante las perturbaciones o cuando una nueva carga entra en línea, sin depender de la sincronización de las máquinas rotatorias”, añade.

I3 lleva los sistemas de inversores un paso más allá, desvinculando totalmente la frecuencia del inversor de otros recursos del sistema eléctrico. Con I3, los 50/60 Hz no se derivan de máquinas rotatorias ni de algún software avanzado; en realidad, proviene del espacio.

“I3 aprovecha las señales de reloj de una precisión increíblemente alta del GPS”, dice Mather, precisando que “el aspecto útil de I3 es que la red está siempre en 50/60 Hz; no depende de un desbalance de carga. Si nuestros sistemas están en transición a sistemas puramente basados en inversores, la frecuencia de la red no tiene que cambiar”.

Mather explica: “Actualmente, si se produce una falla y el voltaje baja, un grupo de inversores se desconectarán. Tal como está nuestro sistema hoy, los inversores esperarán en algún momento, tal vez cinco minutos, para que la generación convencional se conecte primero y establezca la frecuencia del sistema, para luego volver a conectarse. Con I3, el equipo de relés despeja la falla y los generadores basados en inversores pueden volver a conectarse en una fracción de segundo “.

De esta manera, I3 apoya funcionalmente el objetivo distante de los sistemas de energía autónomos: puede facilitar la instalación en isla, la reconexión y el funcionamiento similar a una micro red sin temor a la desestabilización relacionada con la frecuencia. Aunque distante, I3 representa un conjunto más de herramientas para integrar de forma segura una proporción cada vez mayor de energías renovables.