El proyecto interuniversitario perteneciente al Programa de Equipamiento Científico y Tecnológico (Fondequip) implementará en Chile un banco de pruebas configurable para la modelación dinámica de sistemas de potencia bajos en emisiones de carbono con alta penetración de recursos energéticos conectados a través de electrónica de potencia. Las instituciones participantes son las universidades de Santiago, Adolfo Ibáñez -a través del Centro de Transición Energética (CENTRA)-, Austral y de Chile. Cada una tendrá su equipamiento instalado y estarán conectadas a través de internet.
El fondo adjudicado recibirá aportaciones de la Agencia Nacional de Investigación y Desarrollo (ANID) cercanas a 860 millones de dólares americanos, a lo que se suma la aportación de las universidades participantes, cercana a 100 millones de dólares en total, y otros 285 millones equivalentes en infraestructura habilitada para el proyecto.
Esta suma de capital permitirá financiar la compra de equipos de alto valor comercial (simuladores en tiempo real y amplificadores de potencia, entre otros), junto con gastos de traslado e instalación, además de su operación durante cinco años.
Este tipo de megaproyectos debe contar con al menos tres instituciones y el plazo de investigación de cinco años responde a la necesidad de contemplar un tiempo de adquisición, instalación y operación del equipo. A futuro, éstos deberán ponerse a disposición de los investigadores externos al menos 30 días hábiles al año mientras dure el proyecto y, al menos, un 50% de este tiempo está destinado a usuarios de una región distinta a la beneficiaria, en este caso la Región Metropolitana de Santiago.
Los retos de las redes de distribución
Luis Gutiérrez, investigador del proyecto, sostiene la importancia de explorar los desafíos que supone la operación de los sistemas eléctricos de potencia con alta penetración de energías renovables no convencionales, los cuales normalmente se conectan a equipos electrónicos de potencia.
Gutiérrez afirma que las redes de distribución se diseñaron hace varias décadas, cuando la generación distribuida fotovoltaica y los vehículos eléctricos no estaban en el mapa. Bastó un diseño del tipo ‘fit and forget’ (conecta y olvídate) con mínima o nula observabilidad y que utilizaba el peor caso de demanda (máxima) para dimensionar los conductores y elegir los taps de los transformadores secundarios con tal de entregar un voltaje a los clientes finales dentro de la banda de operación requerida.
No obstante, al masificarse la adopción de nuevas tecnologías como generación distribuida fotovoltaica, vehículos eléctricos o la electrificación de la climatización, se puede superar los límites de diseño de las redes, resultando en congestiones, problemas de voltaje y fallos potenciales, lo que pone en riesgo la continuidad de suministro si no se adoptan estrategias de control más inteligentes.
Para el especialista, existe la necesidad de monitorizar y controlar los sistemas de distribución, pero también se debe hacer a nivel de transmisión. Tanto la energía solar como la eólica experimentan variaciones, dado lo cambiante del recurso primario, lo que incide en oscilaciones de potencia.
Este nuevo escenario implica una regulación permanente, ya que antes la demanda era predecible, pero con la masificación de la generación distribuida y otras tecnologías de alto consumo como vehículos eléctricos, la demanda agregada se vuelve mucho más volátil y, por lo tanto, mantener los sistemas dentro de sus parámetros operacionales se torna mucho más complejo.
Alta penetración de generación fotovoltaica
Otro desafío muy relevante se refiere a las curvas de demanda en sistemas eléctricos con alta penetración de generación fotovoltaica. En palabras del investigador: «La demanda neta vista por los generadores convencionales será mucho menor en horario solar, pero en un par de horas la misma demanda crecerá rápidamente al ponerse el sol. Este fenómeno de disminución de demanda neta en horario solar e incremento rápido en horario punta se conoce como curva pato, y puede empeorar con la adopción masiva de vehículos eléctricos, que tenderían a conectarse en hora punta, cuando sus usuarios llegan a casa».
Gutiérrez explica que esta situación hace que sean necesarias soluciones que puedan modelarse y testearse en un entorno lo más realista posible antes de ponerlas en práctica, como el uso de almacenamiento y los mismos vehículos eléctricos con carga controlada para suavizar la curva de demanda. Podrán también probarse distintos servicios complementarios para controlar frecuencia a nivel sistema o regular voltaje y congestiones a nivel de distribución.
Simulación de equipamiento en tiempo real
En cuanto a la influencia de la electrónica de potencia en la estabilidad de los sistemas eléctricos, el laboratorio permitirá testear el comportamiento de hardware real de electrónica de potencia conectado al simulador en tiempo real del sistema eléctrico a través de amplificadores de potencia. Por ejemplo, se analizará infraestructura como plantas solares y eólicas, HVDC, BESS, FACTS, entre otras, demostrando sus impactos y oportunidades en sus interacciones con la red eléctrica.
En concreto, el proyecto consiste en un simulador en tiempo real distribuido en cuatro lugares geográficos (asociados a las comunas donde se ubican las universidades investigadoras), que se coordinará a través de internet.
La razón para considerar lugares geográficos distantes es la de modelar de forma realista la comunicación remota de elementos distantes por medio de canales de comunicación convencionales. Esta interacción busca, por ejemplo, testear la viabilidad de que los recursos energéticos distribuidos puedan responder de forma coordinada a comandos de control dados desde el operador del sistema eléctrico para diversos fines, en particular para regulación primaria de frecuencia, donde la actuación de los controles debe ser rápida.
Configuración multi-sitio
Para el proyecto, el sistema de transmisión/generación de gran escala se simula en una universidad mientras en otras se pueden simular microrredes y testear hardware específico. En la UAI se simulará una red de distribución MT-BT desbalanceada de gran tamaño (miles de nodos trifásicos).
Con esta configuración ‘multi-sitio’, el proyecto es único en su tipo en Chile y permitirá integrar problemas que se tratan por separado disciplinariamente, uniéndolos a partir del equipamiento para obtener resultados globales y de mayor impacto.