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Entrevista Central
un parque renovable
La asesora técnica del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ en Chile, resalta a ELECTRICIDAD los principales aspectos del estudio que impulsaron sobre las opciones tecnológicas que aporten servicios de seguridad al Sistema Eléctrico Nacional.
EN EL ABANICO DE OPCIONES TECNOLÓGICAS para avanzar en la descarbonización, que estudia el Ministerio de Energía, con la colaboración del Programa de Eficiencia Energética y Energías Renovables (4e) de GIZ en Chile, recientemente se publicaron los resultados de un estudio sobre diferentes tecnologías que pueden entregar seguridad a la operación del Sistema Eléctrico Nacional.
De acuerdo con las estimaciones del Ministerio de Energía, en 2030, la generación simultánea de energía solar y eólica en el Sistema Eléctrico Nacional llegaría a niveles de 87%, superando la llamada “línea inexplorada” para grandes redes eléctricas, en que se supera la barrera de 75%, por lo que el uso de la electrónica de potencia cobra una relevancia cada vez mayor para la operación del sistema.
El estudio señala la necesidad de tomar medidas tecnológicas que entreguen suficiencia al sistema eléctrico, además de señales de largo plazo para integrar la flexibilidad en la operación. Y es aquí donde se identifica a la inercia sintética como una solución “que habilita a parques fotovoltaicos y eólicos y a los sistemas de baterías para entregar estos tipos de servicios de seguridad”.
Nataly Montezuma, asesora técnica del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de GIZ, detalla a ELECTRICIDAD los principales puntos y alcances de esta investigación, adelantando que en lo que resta del año “se espera realizar una prueba con un parque renovable variable de gran escala para entregar inercia sintética”.
Alcances
¿Cuáles son los puntos más destacados del análisis de alternativas tecnológicas que aporten servicios de seguridad al SEN?
El estudio analiza estrategias de adecuación tecnológica para habilitar plantas eólicas, solares y baterías, para que provean servicios de seguridad a la red eléctrica como la inercia, la cual debe entenderse como una característica que brinda estabilidad al sistema eléctrico cuando se producen desbalances entre la generación de energía y la demanda, y generalmente es proveída por las maquinas rotatorias de las generadoras convencionales (gas, carbón, embalse, etc.).
La solución de inercia sintética consiste en que el inversor asociado a estas fuentes generadoras emula el comportamiento de un generador sincrónico para proveer inercia. También en el estudio se muestran experiencias internacionales exitosas como el de una batería a gran escala en Australia y una planta eólica en Canadá, las cuales entregan inercia sintética al respectivo sistema eléctrico.
Foto: Gentileza GIZ en Chile
La solución de inercia sintética consiste en que el inversor asociado a estas fuentes generadoras emula el comportamiento de un generador sincrónico para proveer inercia. También en el estudio se muestran experiencias internacionales exitosas como el de una batería a gran escala en Australia y una planta eólica en Canadá, las cuales entregan inercia sintética al respectivo sistema eléctrico”.
Con respecto a la regulación internacional se exploraron experiencias que incentiven la integración de tecnologías renovables, en este punto se destaca la experiencia de Irlanda, debido a que reconoce servicios de flexibilidad e inercia en su mercado. Por otro lado, en Reino Unido se busca innovar incluyendo nuevos servicios de seguridad, además de crear mecanismos para incluir los sistemas de almacenamiento, al igual que Australia con los recursos energéticos distribuidos.
¿Cuáles son los principales elementos identificados en la solución de la inercia sintética?
El elemento principal es el sistema de conversión de potencia, el
cual consiste en un inversor que debe conducir corrientes con grandes magnitudes, y el control primario, el cual se programa para emular a una máquina síncrona entregando inercia. Por otro lado, la central deberá tener una reserva de energía disponible para entregar inercia. Esto variará dependiendo de la estrategia utilizada, es decir operar en un punto sub optimo, almacenar energía en baterías o utilizar la energía de las aspas, en el caso de un parque eólico. También, se identificó en las experiencias estudiadas que se necesita de un sistema de Scada modificado para recibir los datos de la red y de la fuente de generación, además de parámetros de mercado para operar óptimamente el parque y el sistema de conversión de potencia cuando entrega inercia al sistema.
¿De qué forma la inercia sintética entrega seguridad al sistema eléctrico?
En general las soluciones con electrónica de potencia analizadas en el estudio pueden entregar servicios de seguridad como la inercia y control de frecuencia. En el caso de la inercia sintética proporcionada por las fuentes renovables variables o baterías, cuando hay desbalances de energía en el sistema eléctrico, el convertidor de potencia funciona como un generador sincrónico al proporcionar inercia y amortiguación al sistema eléctrico en intervalos de tiempo cortos, regulando la potencia activa en función de la frecuencia de la red.
¿Por qué la inercia sintética es catalogada como una solución que puede habilitar a estas energías y a los sistemas de almacenamiento?
La solución de inercia sintética consiste en una adecuación de los convertidores asociados a los parques solares fotovoltaicos, eólicos y a un sistema de baterías. Es decir, las habilita para entregar un servicio de seguridad al sistema eléctrico, adicional al control de frecuencia que pueden entregar actualmente, y que además normalmente es provisto por los generadores sincrónicos convencionales.
¿Qué función puede cumplir la inercia sintética ante el mayor ingreso de la generación renovable variable?
La inercia sintética es una de las tantas soluciones tecnológicas renovables que se pueden integrar al Sistema Eléctrico Nacional, en reemplazo de los generadores síncronos convencionales, puesto que puede contribuir a suplir los requerimientos de inercia del sistema eléctrico, los cuales además se espera que aumenten en un par de años, debido a la mayor integración de las fuentes renovables variables y el cierre de las centrales a carbón. Por otro lado, habilita a estos mismos parques fotovoltaicos y eólicos para entregar un servicio adicional al sistema eléctrico (inercia), el cual puede ser reconocido monetariamente por el mercado si se realizan las adecuaciones regulatorias necesarias.
¿Esta solución tecnológica puede entregar servicios complementarios?
Las soluciones tecnológicas con electrónica de potencia analizadas en el estudio entregan servicios de inercia y de control de frecuencia al sistema. En general, el control de frecuencia es reconocido como un servicio complementario, sin embargo, la inercia es un servicio que pocos mercados reconocen, este es el caso de Irlanda que lo incluye como un servicio que entrega flexibilidad. Por ello, es necesario abordar los desafíos regulatorios para reconocer la flexibilidad que pueden entregar nuevas tecnologías y que además sean sostenibles.
¿Qué elementos se pueden recoger para la operación del SEN, con lo realizado en la central Luz del Norte en materia de inercia sintética?
Foto: Gentileza GIZ en Chile.
Como se ha demostrado con las pruebas realizadas con la central Luz del Norte, los parques fotovoltaicos pueden realizar control de frecuencia con adecuaciones al control de los inversores. Durante este año se espera realizar una prueba con un parque renovable variable de gran escala para entregar inercia sintética al SEN con dichas adecuaciones en los inversores. En relación con la operación del sistema, este tendrá que estar preparado para operar las distintas tecnologías basadas en electrónica de potencia (grid-following, grid-forming, VSM, etc.), las cuales cumplirán distintas funciones en relación con su estabilidad,
“Este año se espera realizar una prueba con un parque renovable variable de gran escala para entregar inercia sintética al SEN con dichas adecuaciones en los inversores”, señala la especialista.
puesto que ya es un hecho que en los próximos años se tendrá un sistema eléctrico en el que predominarán los inversores por la integración de energías renovables variables.
¿Qué perspectivas a futuro ve para la inercia sintética en la planificación energética de largo plazo?
La inercia sintética puede ser una de las soluciones tecnológicas que se pueden integrar a la Planificación Energética de Largo Plazo del Ministerio de Energía, para abordar los desafíos que tendrá el sistema eléctrico en los próximos años en relación con los requerimientos de inercia y control de frecuencia. El objetivo es que esta solución se complemente con otras tecnologías sostenibles para brindar seguridad de forma distribuida a todo el SEN, entre ellas están las tecnologías basadas en electrónica de potencia, el condensador síncrono o la batería Carnot. Por esto es necesario que en Chile vayamos un paso más adelante integrando estas tecnologías al sistema eléctrico.
¿Cuáles son los principales desafíos técnicos que tiene la inercia sintética para el SEN?
Los desafíos técnicos que tendrá el SEN estarán relacionados con la integración de tecnologías. Por un lado, está la Grid- following, que tienen algunos inversores de parques fotovoltaicos y actúan como seguidores de la frecuencia de la red; otra es Grid-forming, que realiza un control de frecuencia del sistema en tiempos muy cortos, y la inercia sintética de los generadores renovables variables o baterías, que pueden entregar inercia con una fuente de energía reservada para este fin.
Entonces, el operador tendrá que coordinar todas estas tecnologías de forma óptima de manera que se complementen y cada una cumpla con su función ante las distintas fallas que pueden presentarse, entregando servicios de seguridad dentro del sistema eléctrico, dependiendo menos de los generadores síncronos convencionales para mantener la estabilidad del sistema.
