NUEVO PARADIGMA DE
LOS SISTEMAS
ELÉCTRICOS: GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y
MICRORREDES ELÉCTRICAS. UN VÍNCULO DE ACCESIBILIDAD A LA ELECTRICIDAD
EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE
Luis Ángel Paredes Tapia1, Benjamín Rodolfo Serrano2,
Marcelo Gustavo
Molina3
1Ingeniero Eléctrico de la Escuela
Politécnica Nacional.
Magíster en
Gestión de Energías, 2016. Además. Ha realizado varios cursos y
especializaciones en temáticas de energía eléctrica en Estados Unidos,
China, Perú y Chile. Experiencia profesional en cargos como: operador
de sistemas eléctricos en tiempo real en la Empresa Eléctrica Quito
(EEQ); especialista de eficiencia energética del Programa de Cocinas de
Inducción en el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER);
superintendente de planificación en la Empresa Eléctrica Regional del
Sur (EERSSA); especialista eléctrico en la Corporación Eléctrica del
Ecuador (CELEC-EP) Transelectric; y especialista de generación y
transmisión de energía en el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable (MEER). Actualmente, candidato a Doctor en Ingeniería
Eléctrica (Ph.D.) del Instituto de Energía Eléctrica (IEE) de la
Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) en Argentina. Sus campos de
investigación están relacionados con: estabilidad y control en
microrredes eléctricas, FACTS, resiliencia de los sistemas eléctricos,
electromovilidad, energías renovables y operación de sistemas
eléctricos en tiempo real. lparedes@iee.unsj.edu.ar
2Ingeniero Electromecánico de la
Universidad Nacional de San
Juan
(UNSJ), 1981. Actualización de estudios en el Institut fuer Elektrische
Anlagen und Energiewirtschaft de la Universidad RWTH de Aachen,
Alemania desde 1984 a 1987; y en el Departamento de Ingeniería
Eléctrica de la Universidad Politécnica de Madrid, España entre 1997 y
1998. Doctor en Ingeniería Eléctrica en el Instituto de Energía
Eléctrica (IEE) de la UNSJ, Argentina en 2017. Actualmente, docente e
investigador en el IEE de la UNSJ-CONICET y sus campos de investigación
están relacionados con la programación óptima de la operación de los
sistemas eléctricos de potencia, considerando en forma específica del
control de tensiones y suministro de potencia reactiva.
bserrano@iee-unsjconicet.org
3Ingeniero Electrónico de la Universidad
Nacional de San
Juan,
Argentina, 1997 y Ph.D de la misma universidad, 2004. Miembro de IEEE
Power Engineering Society y del IEEE Power Electronics Society. Sus
actividades de investigación se centran en el modelado, análisis y
control de sistemas eléctricos de potencia, electrónica de potencia y
accionamientos eléctricos, tecnologías de microrredes y redes
inteligentes, generación renovable y la aplicación de almacenamiento de
energía conectado a la red. Profesor titular de electrónica de
potencia, energías renovables y redes eléctricas inteligentes en la
Universidad Nacional de San Juan (UNSJ); e investigador principal del
Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET),
Argentina. Desde 2019 se desempeña como Director del Instituto de
Energía Eléctrica (IEE) en la Facultad de Ingeniería, UNSJ-CONICET.
mmolina@iee-unsjconicet.org
Recibido: 30/08/2019 y Aceptado:
10/01/2020
ENERLAC. Volumen III. Número 2.
Diciembre, 2019 (88-110).
RESUMEN
La generación distribuida y las
microrredes se presentan como un nuevo
paradigma y desafío al que se enfrentan los sistemas eléctricos a nivel
mundial. Por tal motivo, se ha previsto mostrar en este trabajo la
tendencia de los cambios estructurales en la composición de los
sistemas eléctricos convencionales hacia las diferentes tecnologías de
generación distribuida, sus principales componentes, características y
las facilidades para su implementación en los sistemas de microrredes.
Además, se ha considerado la importancia de minimizar el impacto en la
degradación del medio ambiente, causado por la producción y consumo de
energía eléctrica. El acceso al suministro de energía eléctrica y la
cobertura de lugares alejados de los sistemas convencionales, permite
acortar esta brecha de acceso a energía, con parámetros de calidad,
confiabilidad y resiliencia a través de las diferentes fuentes de
energías renovables convencionales y no convencionales de tipo
distribuidas, que han sido desarrolladas en las últimas décadas.
Palabras clave: Generación
Distribuida, Microrredes Eléctricas,
Accesibilidad a Electricidad, América Latina.
ABSTRACT
Distributed generation and
microgrids are presented as in a new
paradigm and challenge facing electrical systems worldwide. For this
reason, it is planned to show in this work the tendency of structural
changes in the composition of conventional electrical systems towards
the different distributed generation technologies, their main
components, characteristics and facilities for their implementation in
microgrid systems. In addition, the importance of mini-mizing the
impact on environmental degradation, caused by the production and
consumption of electrical energy, has been considered. The access to
the electricity supply and the coverage of places far from the
conventional systems allows shortening this access gap to energy, with
parameters of quality, reliability, and resilience through the
different sources of conventional and non-conventional renewable
energies of the type distributed, which have been developed in recent
decades.
Keywords: Distributed
Generation, Electrical Microgrids, Accessibility to Electricity, Latin
America.
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo consiste en
mostrar el nuevo paradigma que ha
surgido en los últimos años en relación a los Sistemas de Suministro de
Energía Eléctrica (SSEE). Se presentará una revisión histórica del
desarrollo de los sistemas eléctricos de potencia, su comportamiento
operativo y su estructura organizacional a través de los años.
Las estructuras topológicas de
redes eléctricas débilmente malladas en
SSEE se tornan altamente vulnerables ante la aparición de fallas o
perturbaciones, que pueden originar con alta probabilidad severos
problemas operativos. La necesidad del manejo más eficiente de los SSEE
ha dado origen a la aparición de tecnologías innovadoras en la
generación, transmisión y distribución de energía. Una buena
posibilidad para la aplicación de estas nuevas tecnologías es la de
controlar la operatividad y mantener la seguridad del SSEE, pudiendo
bajo este contexto influir decididamente sobre la confiabilidad,
calidad de suministro y resiliencia en la operación de los sistemas.
Todas estas variantes han dado
origen al nuevo paradigma de los SSEE,
apoyado con la presencia de múltiples fuentes de energías renovables,
las economías de escala, las necesidades de acceso y el uso de la
energía eléctrica a través de recursos energéticos distribuidos.
Además, la aparición en el presente siglo de las Microrredes Eléctricas
(MREs), como un mecanismo vinculante para cerrar la brecha en relación
al acceso a la energía eléctrica de comunidades alejadas de la red de
suministro eléctrico convencional, ha colaborado en reforzar la teoría
mencionada.
Según cifras oficiales de la
Organización Latinoamericana de Energía
(OLADE) y del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), en América
Latina y el Caribe (ALC) aproximadamente 20,5 millones de personas en
estas regiones no tienen acceso al servicio de energía eléctrica
(OLADE, 2018a). Esto ha motivado a realizar el presente artículo en
aras de establecer que con la implementación de sistemas basados en GD
y MREs un mecanismo viable y vinculante para otorgar accesibilidad a la
electricidad aprovechando los recursos energéticos primarios
disponibles en cada país de ALC.
Este artículo está organizado de la
siguiente manera: en primera
instancia se hace mención a un panorama histórico del desarrollo de los
SSEE, sus inconvenientes medioambientales y la desregularización de los
sistemas de mer-cados eléctricos. Posteriormente, se abordan a detalle
los sistemas de Generación Distribuida (GD) y Microrredes Eléctricas
(MREs). A continuación, se contextualiza la situación actual en torno a
accesibilidad y cobertura de la electricidad en ALC. Finalmente, se
establecen las conclusiones extraídas del artículo.
PANORAMA HISTÓRICO DE
LOS SISTEMAS DE
SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Uno de los precursores de los SSEE
fue Thomas Alba Edison, un ingenioso
y prolífico inventor de connotada transcendencia en la historia de la
industria de energía eléctrica. Aproximadamente, en el año de 1882
implementó en la ciudad de Nueva York la primera planta de generación y
la red de distribución para suministro de energía eléctrica. Varias
compañías eléctricas similares se establecieron en años posteriores a
esa fecha.
Para aquel entonces, la generación
de energía estaba descentralizada o
distribuida. En otras palabras, la energía eléctrica fue producida y
consumida en el mismo lugar bajo el esquema operativo diseñado por
Edison y otros. Por lo tanto, no fue necesaria la construcción de
líneas de transmisión para transportar la energía eléctrica bajo el
esquema que en tiempos contemporáneos conocemos.
A final de la última década del
siglo XIX y principios del siglo XX,
las compañías de energía se integraron en sistemas interconectados por
múltiples razones, como la necesidad de reducción de costos de
producción y aumento en la confiabilidad del suministro para los
consumidores de energía eléctrica. Esta es la piedra angular mediante
la cual surgió la industria eléctrica de grandes magnitudes o los
sistemas eléctricos de potencia interconectados (Gharehpetian &
Agah, 2017). Para aquel entonces el sistema de corriente alterna (CA)
mostraba sus ventajas sobre el sistema de corriente continua (CC). Por
lo cual, hasta tiempos actuales los sistemas CA de características
trifásicas han prevalecido en estructuras organizacionales y
operacionales verticalmente establecidas en etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica
(Zambroni de Souza & Castilla, 2019).
El desempeño de la cadena de valor
de los sistemas eléctricos
anteriormente expuesta, estuvo en razón del manejo operativo de
diferentes niveles de tensión que se utilizan en cada una de las
etapas. La invención de los transformadores de potencia permitió que a
través de altas magnitudes en los niveles tensión sea posible
transportar grandes flujos de potencia y minimizar la presencia de
pérdidas de potencia en el sistema de transporte, las cuales
básicamente son originadas por los efectos Joule y Corona. Estas
pérdidas se presentan en las etapas funcionales de transmisión y
distribución de energía eléctrica (Paredes, 2012).
Una vez que los Sistemas Eléctricos
de Potencia (SEP) fueron puestos en
operación en varias regiones del mundo, dio origen a la aparición de
múltiples inconvenientes operativos, entre los que se puede mencionar
la regulación de tensión en el sistema de transmisión, que enlaza las
grandes distancias físicas entre el parque generador y los centros de
consumo. Estos inconvenientes técnicos surgen en obediencia al
comportamiento y manejo de la potencia reactiva, lo que desemboca en
problemas en algunas situaciones de vulnerabilidad asociada a los
eventos de inestabilidad de los SEP. Con estos antecedentes, se
marcaron múltiples caminos para suplir estos inconvenientes a través
del desarrollo de mecanismos y equipamientos, que permitan mejorar las
condiciones de infraestructura y desenvolvimiento operacional de los
SEP (Grainger & Stevenson, 2002).
A principios de 1990, las compañías
de energía que conformaban las
cadenas de suministro de electricidad, se enfrentaron a un aumento de
magnitudes considerables en el consumo de energía eléctrica, esto
debido al crecimiento de la población mundial y la prosperidad en
términos económicos en diversas regiones del mundo. Esto incentivó la
aparición de nuevos desafíos e inconvenientes en las etapas
centralizadas de generación y transmisión del suministro de energía
eléctrica, debido al crecimiento del incremento de energía y combinado
con la incapacidad de suministrar mayor fluido energético por las
líneas de transmisión, ya sea por situaciones debidas a inversiones en
la construcción de nuevas líneas, así como también, diferentes
problemas asociados a diferentes aristas en la estabilidad en las
infraestructuras existentes.
Adicionalmente, con las premisas
asociadas que para la construcción y
puesta en marcha de proyectos de expansión de los sistemas se necesitan
grandes presupuestos financieros y tiempo para la ejecución de los
mismos. He allí la necesidad de buscar un mecanismo que brinde acceso a
la energía eléctrica sin que se tenga que desembolsar grandes
inversiones económicas para generar y transmitir la energía. Por ello,
con los sistemas de Generación Distribuida (GD) y MREs se vislumbran
como las acciones y mecanismos hacia donde se encamina la investigación
y desarrollo de los sistemas eléctricos con el objetivo de otorgar
accesibilidad y universalidad de la energía eléctrica.
Inconvenientes
Medioambientales
En lo referente a las diferentes
tecnologías para generación de energía
eléctrica en los SEP, se describe a continuación en función del tipo de
tecnología, cómo sería su participación en la emisión de gases y otros
materiales hacia el medioambiente.
Los grandes parques generadores
térmicos de los SEP, para su
funcionamiento utilizan diferentes fuentes primarias de origen fósil,
entre las que se destacan combustibles tales como carbón, gas natural y
derivados de petróleo. Todos estos combustibles, en sus diferentes
procesos asociados a la producción de electricidad emiten gases
contaminantes al medioambiente, entre los que se pueden mencionar:
dióxido de carbono [CO2], óxidos de nitrógeno [NOx], dióxidos de azufre
[SOx] y metano [CH4] (Harris, 2013). Adicionalmente, se
pueden emitir compuestos de mercurio que están asociados al carbón, gas
natural y derivados de petróleo. Todos éstos han desencadenado en
contribuciones riesgosas para el medioambiente y la participación para
que se produzca el calentamiento global del planeta Tierra.
En lo referente a las centrales
nucleares, éstas si bien no emiten
óxidos ni dióxidos, no significan que no causen ningún impacto
ambiental. Los componentes nucleares ya sea en forma de combustible o
residuos del ciclo nuclear de producción de electricidad, sí pueden
representar riesgos que podrían desencadenarse en situaciones
catastróficas en diferentes ámbitos, si no se toman en cuenta los
protocolos de seguridad y las correctas acciones y gestiones operativas.
Haciendo mención a las centrales
hidroeléctricas, éstas pueden
considerarse insignificantes como aportantes a la emisión de gases y
partículas, debido a que no queman combustible. A pesar de ello, este
tipo de generación puede afectar al medioambiente desde otras aristas,
como por ejemplo el cambio en las condiciones geográficas que afectan
en la dirección de los vientos, variabilidad en la humedad del entorno
y otras afectaciones en relación a la flora y fauna del hábitat de las
especies que están en el entorno geográfico de la central.
En lo correspondiente a la etapa de
la transmisión, ésta afecta al
entorno próximo del trazado geográfico de las líneas. Impactos como la
restricción del uso del suelo y su compactación, la remoción de flora
puede ser determinante para alterar la hidrología local provocando
inclusive erosión en la zona de servidumbre de las líneas de
transmisión (Zambroni de Souza & Castilla, 2019).
Tomando lo manifestado en (OLADE,
2018b), en las figuras 1, 2 y 3, se
presentan las estadísticas de emisiones de CO2 a nivel
mundial asociado al proceso de generación de energía eléctrica.
Figura 1. Emisiones mundiales de CO2 asociadas a la generación
eléctrica.
Fuente:
Panorama Energético de América
Latina y el Caribe (OLADE,
2018b).
Figura
2. Evolución de las mediciones de CO2 por sector.
Fuente:
Panorama Energético de América Latina y el Caribe (OLADE,
2018b).
Figura
3. Índice de emisiones de CO2 de la generación eléctrica.
Fuente: Panorama Energético de América Latina y
el Caribe (OLADE,
2018b).
En concordancia a lo mostrado en la
figuras 1, 2 y 3 se puede concluir
que la región de ALC es responsable del 5% de las emisiones de CO2
asociadas a los procesos de generación de energía eléctrica. Cabe
recalcar que ALC es una de las regiones mundiales que mejores
prestaciones y recursos primarios renovables tiene en el planeta. Es
decir, al migrar y diversificar la matriz energética de electricidad a
través de ERNCs y posicionar sistemas de GD y MREs en la región las
emisiones de CO2 a futuro se minimizarían.
La
Desregularización de los Mercados
Eléctricos
En los inicios de los SSEE, sus
usos fueron orientados básicamente en
instalaciones de tipo gubernamental y municipal, seguido de sistemas de
iluminación tanto en servicios públicos como en casas y hogares. La
comercialización de energía eléctrica no se hacía como en la
actualidad, sino más bien se realizaba como un servicio ofrecido por
dichas entidades gubernamentales. Es decir, los generadores llegaban a
acuerdos económicos con estas entidades para realizar el suministro de
energía eléctrica. Lo que conminó a que los productores de electricidad
en su mayoría de origen privado invirtieran grandes cantidades de
capitales para afianzar sus negocios.
Con el paulatino crecimiento de la
industria eléctrica, fue necesario
el desarrollo de una estructura legal, que permitiera sistematizar los
procedimientos con el objetivo de tener control, establecer
reglamentación y regulación en el suministro eléctrico. Bajo este
antecedente, se establece el aparecimiento de las redes eléctricas
nacionales o también llamados “sistemas nacionales” como se conocen
generalmente en la actualidad. Lo anteriormente expuesto ocurrió entre
1920 y 1950 en América y Europa. En el transcurso de los tiempos para
la década de 1980 las inversiones se realizaron de manera óptima y con
aristas de innovación, debido al establecimiento de políticas que
incentivaban la libre competencia en la industria eléctrica.
Es necesario diferenciar el
concepto de “desregularización” cuyo
significado específico abarca la apertura gradual de los sectores
monopólicos con precios regulados hacia la competencia. En cambio, la
liberación tiene un uso más formal y que en su contorno acaba
principalmente tres aspectos, i) reducción del rol del Estado en
términos de propiedad y control de las etapas funcionales; ii)
desintegración de las estructuras verticales en etapas funcionales y
regulación por parte de un tercer actor del sector quien se encargaría
de emitir la normativa y regulación de los sistemas y, iii) aumentar
las opciones para los consumidores para la participación en la gestión
de la demanda a corto y largo plazo con fines de asegurar su energía.
En lo que respecta a la
desregularización de los mercados eléctricos,
algunos países de Centro y Sudamérica han sido los pioneros en la
desregularización de la electricidad, Chile en 1982; Argentina 1992;
Bolivia, Colombia y Perú en 1993; países de América Central en 1997; y
Brasil, Ecuador y México a finales de la década de los 90 del siglo XX,
dando paso a que con el transcurso de los años el porcentaje de
participación privada de los productores de electricidad en estas
regiones varíe (Harris, 2013).
Es así que, se puede manifestar que
el cambio hacia la liberación
competitiva de los mercados eléctricos ha empezado hace no menos de dos
décadas. Por lo que, los desafíos han sido abrir los mercados
eléctricos hacia la competencia de una manera medida y controlada, de
modo que cada etapa funcional pueda desempeñarse óptimamente sin
descartar las tendencias propias de los sistemas de transmisión y
distribución a monopolios naturales. De ahí que la liberación y
desregulación debe comenzar principalmente por la generación en el
suministro de energía eléctrica. Por lo tanto, los nuevos participantes
al mercado de electricidad deben tener garantizado reglas ecuánimes
para su participación (Harris, 2013).
GENERACIÓN
DISTRIBUIDA
Desde los primeros aprovechamientos
de los SEP como entidades
operativas, la tendencia continua ha sido la concentración de los
parques generadores de energía en sitios cada vez más grandes y
alejados en su mayoría de los centros de consumo llegando a estos a
través de la redes de transmisión y distribución (Harris, 2013).
A partir del presente siglo, esta
tendencia ha ido revirtiéndose,
debido al aumento constante de diferentes fuentes de energía renovable
(micro hidráulica, solar fotovoltaica, eólica, biomasa, por nombrar las
más importantes) que no necesariamente son grandes parques de
generación, sino más bien, que están cercanas eléctricamente hablando a
las cargas y aprovechando de mejor manera el tendido eléctrico de las
redes de distribución en media y baja tensión, dando origen al
aparecimiento del término “Generación Distribuida”. Entre las
principales ventajas que presenta este tipo de generación están:
mejores índices de interrupción del suministro eléctrico, reducción de
precios de energía, mitigar la congestión del sistema de transmisión,
reducción de emisión de gases al medioambiente y fortalecer la
seguridad energética.
Con los antecedentes mencionados,
se establecen algunas definiciones
relacionadas con la GD. Son sistemas de GD aquellos cuya potencia
instalada abarca entre las unidades de kilovatios hasta las decenas de
megavatios, los cuales pueden estar instalados para su operación
directamente a la red de distribución o conectados en el punto de
suministro del usuario (Mahmoud & AL-Sunni, 2015). Sin embargo,
aparte de los criterios presentados anteriormente, en función de la
capacidad de producción, los sistemas de GD se dividen en 4 categorías:
micro [1W– 50kW], pequeño [5kW–5MW], mediano [5–50MW] y grande [mayor
de 50MW] (Gharehpetian & Agah, 2017). Es preciso indicar que la GD
abarca diferentes tecnologías y sistemas, cuyas fuentes principales son
recursos primarios tanto renovables como no renovables entre los que se
incluyen recursos fósiles.
La innovación de GD abarca también
la utilización de nuevas tecnologías
incluyendo las celdas de combustibles y los conversores electrónicos de
potencia, que en algunas tecnologías sirven de acoplamiento de conexión
a los sistemas de distribución AC (Gharehpetian & Agah, 2017),
(Bansal, 2017).
Por lo anteriormente expuesto, se
establece que los SSEE no pueden
seguir siendo operados de manera conservadora, unidireccional y
verticalmente estructurada, es decir, la disposición operativa y de
mercado de los SSEE ha variado su esquema organizacional, permitiendo
así la posibilidad de flujo de potencia ya no sólo desde una única
fuente de suministro unidireccional, sino también de forma
bidireccional. Por lo mencionado, los llamados consumidores energéticos
pasivos en el pasado, hoy en día están en capacidad de suministrar
energía eléctrica de tipo GD a la red, dando lugar a la aparición del
novísimo concepto: consumidor activo del sistema (también denominado
prosumer, por su terminología en el idioma inglés).
Acorde a lo establecido en la
literatura técnica, al conjunto de varias
tecnologías de GD se los denomina también DERs (Distributed Energy
Resources – Recursos de Energía Distribuida, por sus siglas en inglés).
Los DERs incluyen unidades de generación y almacenamiento, incluidos
recursos renovables y no renovables, como generación hidráulica y
térmica, unidades solares fotovoltaicas, turbinas eólicas, baterías,
etc. Además, siguiendo los avances tecnológicos en la industria
eléctrica, la producción de energía eléctrica a partir de fuentes
renovables se hizo gradualmente viable económicamente, como lo indica
el aumento de la inversión en plantas de energía solar y eólica
establecidas a finales de esta década e inicios del presente siglo
(Gharehpetian & Agah, 2017).
En las secciones siguientes se
detallará con mayor precisión cada una
de las principales tecnologías de GD, así como también sus fuentes
primarias, sus nuevos métodos, modos operativos y herramientas
necesarias para la integración estas nuevas tecnologías a través del
nuevo paradigma al que se enfrentan los SSEE.
Generación Sincrónica
Hidráulica y
Diésel
La implementación de una central
hidroeléctrica está restringida por la
disponibilidad del caudal y volumen del agua. Para generar cantidades
significativas de energía eléctrica, a menudo se requiere un río
grande. Sin embargo, se ha visto en muchos casos que a través de un
sistema de central de tipo pasada se pueda aprovechar para la
generación de electricidad, sobre todo en lugares por donde se tienen
afluentes de ríos, lagos y que por lo general están cerca de las
comunidades (Bansal, 2017).
En el marco de la GD de tipos
diésel (Pelland, Turcotte, Colgate, &
Swingler, 2012) e hidráulica (Tamrakar, Galipeau, Tonkoski, &
Tamrakar, 2015) siguen siendo una fuente importante de producción de
energía eléctrica. Los generadores diésel están compuestos de un motor
diésel (máquina motriz), regulador de velocidad, máquina sincrónica y
un regulador de tensión. En el caso de la generación hidráulica, la
turbina es la máquina motriz.
Generación Eólica
La generación eólica representa un
importante crecimiento y desarrollo
tecnológico en los últimos años. Este tipo de generación opera
convirtiendo y aprovechando la energía cinética del viento en energía
eléctrica, considerando generalmente que su potencia desarrollada es
proporcional al cubo de la velocidad del viento. La conversión
energética requiere teóricamente de una etapa mecánica y de otra
eléctrica. El elemento que convierte la energía del viento en energía
mecánica rotacional son las hélices acopladas mecánicamente al rotor,
cuya energía es aplicada a la maquina eléctrica, la cual puede estar
acoplada a través de una caja de engranajes o directamente a dicho eje
(Direct Driver).
El sistema eléctrico de un
aerogenerador de eje horizontal está
condicionado por las características de operación del rotor, es decir,
si su rotor opera a revoluciones constantes o revoluciones variables, y
por el sistema de red eléctrica y sus modos operativos, ya sea conexión
directa a la red o funcionamiento aislado. En lo referente al
acoplamiento eléctrico del sistema de generación de los
aerogeneradores, se pueden distinguir cuatro diferentes esquemas
tecnológicos con variaciones topológicas, los cuales se presentan a
continuación (Carta, Calero, Colmenar, & Castro, 2009).
• Generador asíncrono
operando a
velocidad de giro constante y conectado directamente a la red.
Esta opción ha sido usada con éxito durante décadas, normalmente con
rotores tripala de paso fijo.
• Generador síncrono
con convertidor
CA/CC/CA operando a velocidad de giro variable conectados a la red.
Esta tecnología que permite realizar desacoplamientos de las
velocidades de rotación de las hélices de la turbina eólica y la
frecuencia de la red eléctrica del sistema. Este sistema emplea una
etapa de electrónica de potencia a través de un conversor el cual se
conecta de manera paralela al generador para realizar el control de
potencia y regulación de velocidad de sincronización. La principal
ventaja de esta tecnología de conducción directa es la no presencia de
la caja reductora de velocidad a base de engranajes (M.G. Molina,
Suvire, Ontiveros, Sarasua, & M., 2011).
• Generador asíncrono
con control de
deslizamiento. La variación
de velocidad se logra a través de
modificar el deslizamiento. Algunas turbinas disponen de control
dinámico del deslizamiento, para ello emplean resistencias en el rotor
del generador eliminando la posibilidad para el uso de anillos de
deslizamiento.
• Generador síncrono
operando a
velocidad de rotación constante y acoplado directamente a la red.
Esta opción es empleada en casos puntuales o de extraña particularidad.
No tiene un buen posicionamiento debido a los problemas mecánicos que
origina, además de las oscilaciones en la generación de la potencia de
suministro.
El gran desarrollo de la
electrónica de potencia hace actualmente un
uso muy mayoritario de la segunda opción (Generador síncrono con
convertidor CA/CC/CA) en detrimento de las restantes opciones
planteadas.
Es importante que la localización
de instalación del parque eólico se
encuentre en regiones con promedios históricos anuales de velocidad de
viento lo más altos posibles y con una disponibilidad importante en
todas las estaciones climáticas del año. A menudo las áreas de mayores
vientos no coinciden con las áreas que presentan acceso a una red de
distribución, por ello la generación eólica presenta las facilidades
para ser implementada en lugares alejados o donde la cobertura
eléctrica convencional es escasa, dando lugar a una prestación
beneficiosa en MREs en modo de operación en isla (Jenkins, Allan,
Crossley, Kirschen, & Strbac, 2000).
Generación Solar
Fotovoltaica
Este tipo de generación tiene por
principio de funcionamiento la
conversión de energía proveniente del sol en energía eléctrica. La
energía solar es una fuente gratuita e inagotable (alrededor de 700x106
TWh diariamente). Las principales ventajas que un sistema fotovoltaico
presenta son: i) energía natural sustentable; ii) mínimo impacto
ambiental; iii) vida útil prolongada superior a los 30 años de los
componentes con mínimo mantenimiento; iv) funcionamiento silencioso.
Debido a estos beneficios, los sistemas fotovoltaicos son reconocidos
como una tecnología con el potencial de suministrar un importante
componente de las necesidades energéticas del presente y en el futuro
cercano de una manera sostenible y renovable.
Aunque el sol puede proporcionar
grandes cantidades de energía
utilizable, todavía hay algunos inconvenientes que deben ser
considerados con respecto a su disponibilidad. La energía proveniente
del sol sólo está disponible durante determinadas horas del día
dependiendo del lugar geográfico que se encuentre en el planeta Tierra.
Esto hace que la energía solar fotovoltaica esté sujeta a factores
aleatorios, lo que determina un rendimiento intermitente en la
producción de electricidad. Para superar estos inconvenientes, este
tipo de energía depende de las tecnologías de almacenamiento de energía
para maximizar su utilidad (Ponce et al., 2018).
Los paneles solares se conectan en
arreglos de conexiones
serie-paralelo, los mismos que generan en DC, para lo cual
consecutivamente debe convertirse en AC a través de una etapa inversora
con modulación de ancho de pulso (PWM, por sus siglas en inglés), con
lo que se puede sincronizar y conectar a la red de AC o a las cargas
directamente, según sea el caso (De La Rosa, 2015). Además, debido a
las amplias mejoras en las tecnologías de los inversores, la generación
fotovoltaica ahora se prefiere y se implementa alrededor del mundo como
DERs para el aumento de la penetración de la GD con altas garantías en
MREs (Chowdhury & Crossley, 2009).
Es provechoso señalar que la
mayoría de los fabricantes de paneles
solares garantizan 25 años, la eficiencia energética decrece luego de
ese largo período de explotación, aunque continúe en servicio.
Sistemas de
Almacenamiento de Energía
(ESS)
Como parte de las Redes Eléctricas
Inteligentes (REIs), las MREs se han
desarrollado para aprovechar todos los beneficios de la integración de
los recursos energéticos distribuidos (DERs), especialmente la
generación renovable distribuida basada en fuentes variables e
intermitentes, como la eólica y la solar. Sin embargo, cumplir con
todos estos objetivos requiere la implementación de tecnologías
innovadoras de sistemas de almacenamiento de energía (ESS–Energy
Storage Systems, por sus siglas en inglés) integradas con sistemas de
acondicionamiento de electrónica de potencia de alta eficiencia y
respuesta muy rápida para interactuar con los SSEE y particularmente
con las MREs.
En este complejo entorno, las
tecnologías de ESS surgen como una
solución tecnológica necesaria y muy valiosa con capacidades
excepcionales para lograr plenamente los beneficios de las REIs. Los
ESSs coinciden con los requisitos de las aplicaciones de GD y MREs para
el suministro de energía. Los principales beneficios de los
dispositivos de almacenamiento avanzados incluyen alta potencia y
densidad de energía con una extraordinaria eficiencia de conversión y
respuesta dinámica y estática en términos de potencia y tensión
(Marcelo G. Molina, 2017).
Sin embargo, para aprovechar al
máximo los beneficios de los ESSs en el
entorno de las MREs, se requiere el apoyo de un sistema de
acondicionamiento de electrónica de potencia con características de
alta eficiencia y respuesta muy rápida para interactuar con la red
eléctrica. Los ESS desempeñan un papel fundamental en la regulación y
estabilidad de tensión y frecuencia, además de entregar potencia activa
y reactiva de forma simultánea o independiente y de manera muy rápida
en el sistema aportando con ello a mejorar las condiciones de
seguridad, confiabilidad, resiliencia y calidad de energía de las MREs
(Marcelo G. Molina, 2017) , (Peng, 2017).
MICRORREDES ELÉCTRICAS
El concepto de “Microrredes
Eléctricas” se remonta al año 1882 cuando
el inventor Thomas Alva Edison construyó su primera planta de energía
en los Estados Unidos. La compañía de Edison instaló 50 MREs de DC en
cuatro años. Para ese entonces no se habían conformado aún redes
eléctricas con sistemas de control y modos de operación centralizados.
Posteriormente a finales del siglo
XIX e inicios del siglo XX, con el
auge de las construcciones de los grandes centros de generación y
líneas de transmisión, fomentados por las economías de escala y fines
asociados a la continuidad y confiabilidad de suministro, los SSEE se
convirtieron en un servicio monopólico al interconectar las MREs
aisladas existentes, desencadenando que las MREs se hayan desvanecido
en dichas épocas. Sin embargo, en los últimos años del presente siglo
hay una nueva tendencia de desplegar MREs alrededor del mundo, esto
justificado por las necesidades de mayor consumo de electricidad de
manera eficiente, mayor cobertura y accesibilidad, confiabilidad y
calidad de energía (power quality), avances en electrónica de potencia
y el aparecimiento de nuevas fuentes de generación de tipo DERs
(Parhizi, Lotfi, Khodaei, & Bahramirad, 2015).
El DOE (Department Of Energy,
Departamento de Energía de los Estados
Unidos, por sus siglas en inglés) define a una MRE así: “Es un conjunto
de cargas interconectadas y recursos de energía distribuida que
trabajan dentro de límites eléctricos definidos, que actúa como una
única entidad controlable con respecto a la red y que se conecta o
desconecta de dicha red para permitirle operar en modo conectado a la
red o en modo de isla (autónomo)” (Samad & Annaswamy, 2017).
Por otro lado, la CIGRÉ (Consejo
Internacional de Grandes Redes
Eléctricas, por sus siglas en francés), define a la MRE como: “son
sistemas de distribución de electricidad que contienen cargas y
recursos de energía distribuidos en forma de generación distribuida,
dispositivos de almacenamiento y cargas controlables, que pueden
operarse de forma controlada y coordinada, ya sea mientras están
conectados a la red principal de energía o en modo de isla”. En lo
correspondiente a GD: abarca todas las fuentes posibles de energía en
las escalas y contexto de una MRE, por ejemplo, calefacción y energía
combinados a pequeña escala a base de combustibles fósiles o de
biomasa, módulos de arreglos de paneles fotovoltaicos, pequeñas
turbinas eólicas, micro–mini hidráulicas, gene-ración sincrónica
diésel, etc. En lo referente a dispositivos y sistemas de
almacenamiento de energía incluyen todas las tecnologías: mecánicas,
eléctricas, electromecánicas, químicas y térmicas (Marcelo G. Molina,
2017).
En lo correspondiente a las cargas
controladas, se hace mención a la
iluminación regulable de forma automática, sistemas de bombeo diferido
y un especial énfasis a las cargas críticas sensibles o también
denominadas “de alta confiabilidad de suministro”, las cuales se
describirán con detalle en los próximos apartados.
Cabe mencionar que no se considera
una MRE a un sistema alimentado por
una única tecnología DERs o a un grupo de una misma tecnología de GD
que trabaja de manera no coordinada (Smith, 2009).
Todos estos factores parecen
indicar que los esquemas actuales de
operación centralizada dejarán de adaptarse a los SSEE en un futuro
cercano, es decir, que será necesario utilizar nuevos modelos de
operación descentralizada que permitan desagregar el sistema
consiguiendo una operación más sencilla y adecuada. En este sentido,
existe un nuevo concepto de operación descentralizada que permitiría
lograr dicho objetivo, es decir, un manejo más flexible y propicio de
los SSEE.
Por lo expuesto, se da origen a la
aparición del concepto de MREs. Las
MREs han recibido considerable atención en las últimas dos décadas,
impulsadas por cuestiones ambientales globales, la necesidad de acceso
a la energía en comunidades remotas y la promesa de una mayor
confiabilidad, seguridad, calidad y resiliencia1 (resilient)
de los sistemas eléctricos (Schneider et al., 2017), (D. T. Ton and
W.-T. P. Wang, 2015). Específicamente, las MREs se consideran un
vínculo crítico o un punto de inflexión en la evolución de SSEE
integrados verticalmente hacia las redes inteligentes (smart grids)
descentralizadas, al facilitar la integración de los DERs basados en
Energías Renovables No Convencionales (ERNCs) (Olivares et al., 2014),
(Paredes, Serrano, & Molina, 2019b).
Las redes inteligentes en forma
general abarcan las necesidades de
mejorar la accesibilidad a la energía, implementar tecnologías que
respondan a las necesidades de los clientes, mejorar las condiciones de
seguridad y reducir la vulnerabilidad del sistema. En relación a los
beneficios de esta tecnología, se puede mencionar la reducción de la
congestión de la red de transmisión, disminución de apagones y cortes
forzados del suministro, capacidades de los sistemas para determinar su
autodiagnóstico y su autoreparación, mejor manejo y respuesta a la
demanda eléctrica (El-Sharkawi, 2013). Diferentes entidades alrededor
del mundo, como agencias gubernamentales, servicios públicos, bases
militares y universidades están implementando sistemas de MREs, y se
espera que se desarrolle un número creciente de MREs en la próxima
década (Majumder, 2013).
La seguridad operativa en conjunto
con la económica son los principales
tópicos a considerar en la operación de SSEE y en tiempos actuales
particularmente en sistemas de GD y MREs. La “seguridad de operación”
puede definirse como la capacidad del sistema en un instante
determinado de continuar con la operación frente a la salida de
servicio imprevista de alguno de los componentes DERs que conforman los
sistemas de GD dentro de las MREs. El nuevo enfoque que actualmente se
está considerando es la capacidad que pueden otorgar las MREs para que
haya una operación resiliente de los sistemas, en especial énfasis
cuando las cargas son críticas y requieren un suministro continuo y
confiable de abastecimiento de energía (Paredes, Serrano, & Molina,
2019c).
Por lo tanto, una comprensión clara
del comportamiento operativo,
acciones de control, estabilidad y seguridad del sistema de MREs es
esencial para garantizar la transición exitosa a sistemas de energía
eléctrica activos, descentralizados y orientados a la resiliencia.
De aquí es que se desprenden las
necesidades de disponer de suficiente
reserva de generación, para mantener los niveles de seguridad adecuados
en las MREs con DERs en base a ERNCs de tipo GD. Además, la posibilidad
de contar con reservas se torna desafiante, facilitando a que las MREs
puedan garantizar el suministro de generación, acciones de control y
respuestas rápidas ante las contingencias que pudiesen presentarse en
los sistemas de MREs.
Las innovaciones tecnológicas
basadas en electrónica de potencia han
permitido el mejor desempeño y facilidades en la implementación de los
sistemas de GD asociados a diferentes fuentes de energías renovables,
en especial cuando el acoplamiento al sistema es a través de inversores
electrónicos. Por lo que, contar con sistemas de control de
características tecnológicas rápidas ha permitido realizar
direccionamientos de flujos de potencia y con ello evitar flujos de
potencia circulantes en sistemas con algún grado de mallado que se
presentan en sistemas de MREs.
En concordancia a lo expresando en
(Hatziargyriou, 2014) la
coordinación operativa y el control de DERs son las características
claves que distinguen a las MREs de los simples alimentadores de
distribución al cual se conecta algún DER. En particular, la gestión
eficaz de la energía dentro de MREs es la clave para lograr beneficios
de eficiencia al optimizar la producción y el consumo de energía. Sin
embargo, los desafíos técnicos asociados con el diseño, la operación y
el control de MREs son inmensos y es justamente lo que ha producido la
aparición en el nuevo paradigma tanto para la investigación como el
desarrollo en los SSEE.
En lo referente a los campos de
implementación de MREs estos están
relacionados a campus universitarios, cargas críticas o sensibles,
aplicaciones militares, servicios públicos y redes y sistemas
comunitarios, en especial cuando son remotos o alejados del servicio de
distribución. El crecimiento en la implementación mundial de MREs
brinda perspectivas brillantes para otorgar beneficios de acceso a la
electricidad a esa población que aún no cuenta con el servicio.
Diferentes tecnologías de micro generación, tales como micro-turbinas,
paneles solares fotovoltaicos, células de combustible y las turbinas
eólicas con una potencia nominal de hasta [100kW] se pueden conectar
directamente a las redes de baja tensión. Estas unidades
estratégicamente conectadas en sitios cercanos a los usuarios han
surgido como una opción prometedora para satisfacer las crecientes
necesidades de energía eléctrica de los clientes, con énfasis en la
confiabilidad y la calidad de la energía, brindando diferentes
beneficios económicos, ambientales y técnicos. Hay aspectos relevantes
que se deben reconocer con la penetración masiva de este tipo de
generación en la red de distribución de baja tensión, esta red ya no
debe considerarse como pasiva. En muchos países de Europa, la
protección del medioambiente se promueve mediante la provisión de
créditos de carbono mediante el uso de tecnologías de ERNCs
(Hatziargyriou, 2014).
Es necesario aclarar que no se
considera un MRE a la conexión de una
única tecnología DER y sobre todo cuando no haya operación coordinada
entre todos los componentes que la conforman (Paredes, Serrano, &
Molina, 2019a). En la figura 4, se presenta un diagrama esquemático de
los sistemas de GD en una MRE.
Figura 4. Diagrama esquemático
de una MRE tipo.
ACCESO A LA
ELECTRICIDAD
El sistema energético global es una
red compleja de fuentes de energía,
transporte masivo, almacenamiento, distribución y consumos finales. El
sistema energético está en constante evolución para satisfacer la
creciente demanda y responder a las limitaciones económicas, sociales y
ambientales. El sistema energético mundial existente no satisface
adecuadamente las necesidades de todas las personas, ni es sostenible a
largo plazo.
El 40% del mundo vive en pobreza
energética. Los ingenieros, los
científicos, gerentes de negocios y los tomadores de decisiones
necesitan mayores innovaciones en tecnología, modelos de negocios y
establecimiento de directrices políticas para que a lo largo de los
años se pueda transformar el sistema energético en uno que proporcione
energía sostenible para todos (Louie, 2018).
El acceso a la electricidad no
tiene que ser un lujo para comunidades
con escasos recursos económicos. Según lo manifestado en (Harris, 2013)
alrededor de 1,6 billones de personas en todo el mundo no tienen acceso
a la energía eléctrica, lo que en términos porcentuales representa el
27% de la población mundial.
Varios países de la región de
América Latina y el Caribe tienen ciertas
características en común, entre las que se destacan diversidad
cultural, idiomas y dialectos (OLADE, 2018a). Los escenarios
socioculturales se divisan con una dificultad económica al acceso de
los servicios básicos, principalmente electricidad, he ahí la necesidad
de encontrar mecanismos que permitan que se mitiguen las brechas
existentes en lo relacionado al acceso a energía eléctrica en
concomitancia con lo establecido en los Objetivos de Desarrollo
Sostenible de las Naciones Unidas 2030, particularmente al Objetivo 7:
Energía Asequible y no Contaminante de Desarrollo, donde se destaca
garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y
moderna para todos (Naciones Unidas, 2015).
En lo que corresponde a América
Latina y el Caribe y en concordancia
con lo manifestado en (OLADE, 2018b) uno de los cambios observados es
la incorporación de fuentes renovables no convencionales de energía a
la matriz energética regional, lo cual es un fenómeno que se va
consolidando gradualmente. Sin embargo, aún existe una brecha entre
países en materia de desarrollo de su potencial energético en su matriz
de oferta de electricidad, razón por la cual se muestra que en el
último lustro la tasa de crecimiento de energía en términos de demanda
fue mayor que la tasa de incorporación de fuentes de energías
renovables. Por lo que, en promedio para ALC la participación en
términos de generación de energía renovable para cubrir la tasa de
crecimiento de la demanda eléctrica ha sido inferior al 45%. En las
figuras 5 y 6, se puede observar en términos porcentuales las tasas de
crecimiento en la oferta de generación de electricidad, la contribución
en la generación a través de fuentes renovables y no renovables y
además, la tasa de crecimiento de la demanda interna de electricidad
para ALC, (OLADE, 2018b).
Figura 5. Tasa de Crecimiento
entre 2012 y 2017 de la Generación Eléctrica en ALC.
Fuente: Panorama Energético de
América Latina y el Caribe (OLADE,
2018b).
Figura 6. Evolución del Índice
de Cobertura eléctrica para ALC y subregiones, 2001 -2017.
Fuente: Panorama Energético de
América Latina y el Caribe (OLADE, 2018b).
En relación al acceso a la electricidad,
para el año de 1973 ALC tuvo
más de 130 millones de personas sin acceso al suministro. La región de
ALC ha pasado de 21,8 millones de personas sin acceso al suministro,
para el año 2016 a 19,6 millones de personas que están mayoritariamente
ubicadas en sectores rurales, para el año 2018 (OLADE, 2018a). Si se
mantuviese esta tasa de crecimiento que se ha presentado en los últimos
años, la región de ALC podría mitigar este inconveniente de
accesibilidad al suministro eléctrico en un período de hasta 13 años
aproximadamente.
La mayor cantidad del universo de
personas sin acceso a la electricidad
son habitantes de sectores rurales. De éstos, un porcentaje importante
se encuentran en pobreza y/o pobreza extrema. Esta situación se agrava
por la falta de infraestructura para llevar los servicios energéticos y
las condiciones precarias de la población para pagar los costos de
estos servicios (OLADE, 2018a). En la figura 7, se presentan los
índices de cobertura total del suministro de energía eléctrica para
diferentes países de ALC. En las figuras 8 y 9, se presenta la
desagregación de los índices de cobertura eléctrica para los sectores
urbano y rural, respectivamente.
Figura 7. Índice de cobertura
total de acceso a la energía eléctrica
Fuente: Elaboración de los
autores con los datos estadísticos de Sistema de Información Energética
de Latinoamérica y el Caribe, sieLAC (OLADE, 2019).
Figura 8. Índice de cobertura
urbana de acceso a la energía eléctrica.
Fuente: Elaboración de los autores con los
datos estadísticos de Sistema de Información Energética de
Latinoamérica y el Caribe, sieLAC (OLADE, 2019).
Figura 9. Índice de cobertura rural de acceso a
la energía eléctrica.
Fuente: Elaboración de los autores con los
datos estadísticos de Sistema de Información Energética de
Latinoamérica y el Caribe, sieLAC (OLADE, 2019).
CONCLUSIONES
Se ha demostrado a lo largo de los
años que la construcción de SSEE para abastecer a comunidades alejadas
implica significativas inversiones financieras. Con la implementación
de un sistema de MRE basado en DERs tipo GD, estas inversiones se
reducirían, lo que implicaría en un mejor desempeño económico y sobre
todo una oportunidad para acceder a la energía eléctrica en nuestra
región. ALC tienen excelentes prestaciones por sus características
geográficas para proveer el uso e iniciativas de sistemas de ERNCs
amigables con el ambiente y económicamente sustentables.
En razón de lo discutido
ampliamente, las diferentes unidades DERs en MREs son extremadamente
adecuadas para la electrificación de regiones remotas o
subdesarrolladas, donde ya sea por factores económicos o de
infraestructura eléctrica no es posible la interconexión a una red de
distribución. El concepto de microrred proporciona una plataforma para
agregar sectores aislados de hogares o comunidades autosuficientes
basados en micro generadores y unidades de almacenamiento, que permitan
a través de este suministro acceder a servicios básicos de iluminación
comunitaria o medios de comunicación como radio y televisión.
Los índices de cobertura de
electricidad en algunos países de ALC, emiten alertas que abren el
camino para realizar acciones y mecanismos que permitan mejorar estos
índices. La accesibilidad a la electricidad mejora las condiciones de
calidad de vida y servicios básicos en muchas regiones de ALC. Las
múltiples características de clima y geografía de toda ALC, permite el
desarrollo de varias tecnologías de energías renovables convencionales
y no convencionales para su implementación en sistemas de GD en MREs.
El suministro confiable y accesible
de electricidad a través de MREs puede ser visto como un paso crítico
para la modernización, desarrollo socioeconómico y mejores condiciones
de vida de estas comunidades alejadas, principalmente rurales.
La liberación de los mercados de
electricidad ha sido el baluarte que ha permitido el posicionamiento de
las opciones de generación/ distribución y particularmente de
microrredes. Con la presencia de sistemas tipo MREs y GD otorgan un
mejoramiento de los índices de calidad y confiabilidad del producto
eléctrico, particularmente en relación a la frecuencia y duración de
las interrupciones, esto obedece a la no dependencia de la red de
distribución para el suministro de energía eléctrica.
Las MREs incurren en otorgar
beneficios ambientales enfocados básicamente en dos aspectos: el cambio
hacia fuentes renovables de baja emisión, por ejemplo, combustibles
naturales tipo orgánicos y la adopción de soluciones de suministro de
energía mediante procesos energéticamente más eficientes. Y también,
considerando la baja emisión de gases de efecto invernadero dentro del
contexto de mitigación del calentamiento global.
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-----------
Notas de pie de página:
1 Resiliente: del inglés resilient,
significado: capacidad de un material, mecanismo o sistema para
recuperar su estado inicial cuando ha cesado la perturbación a la que
había estado sometido. Diccionario en línea RAE, 2018.
