Planta de energía con seguimiento de carga

Una planta de energía de seguimiento de carga , considerada como productora de electricidad de mérito medio o de precio medio, es una planta de energía que ajusta su producción de energía a medida que la demanda de electricidad fluctúa a lo largo del día. ^[1] Las plantas de seguimiento de carga generalmente se encuentran entre las plantas de energía de carga base y las plantas de energía de pico en eficiencia, velocidad de arranque y apagado, costo de construcción, costo de electricidad y factor de capacidad .

Las centrales eléctricas de carga base son plantas despachables que tienden a operar a máxima producción. ^{[ cita requerida ]} Generalmente apagan o reducen la potencia solo para realizar tareas de mantenimiento o reparación o debido a limitaciones de la red. ^[2] Las centrales eléctricas que funcionan principalmente de esta manera incluyen carbón , fueloil , nucleares , geotérmicas , hidroeléctricas de pasada , biomasa y plantas de gas natural de ciclo combinado . ^{[ cita requerida ]}

Las centrales eléctricas de máxima demanda funcionan únicamente durante los momentos de máxima demanda. En los países con aire acondicionado generalizado , la demanda alcanza su pico alrededor de la mitad de la tarde, por lo que una central eléctrica de máxima demanda típica puede ponerse en marcha un par de horas antes de ese momento y apagarse un par de horas después. ^{[ cita requerida ]} La duración del funcionamiento de las centrales eléctricas de máxima demanda varía desde una buena parte del día hasta solo un par de docenas de horas al año.

Las centrales eléctricas de máxima demanda incluyen centrales hidroeléctricas y centrales de turbinas de gas . Muchas centrales eléctricas de turbinas de gas pueden funcionar con gas natural, fueloil y/o diésel , lo que permite una mayor flexibilidad en la elección del funcionamiento; por ejemplo, mientras que la mayoría de las centrales de turbinas de gas queman principalmente gas natural, a veces se mantiene un suministro de fueloil y/o diésel a mano en caso de que se interrumpa el suministro de gas. ^{[ cita requerida ]} Otras turbinas de gas solo pueden quemar un único combustible.

En cambio, las centrales eléctricas que siguen la carga suelen funcionar durante el día y a primera hora de la tarde, y se ponen en funcionamiento en respuesta directa a los cambios en la demanda de suministro eléctrico. O bien se apagan o reducen considerablemente la producción durante la noche y a primera hora de la mañana, cuando la demanda de electricidad es menor. Las horas exactas de funcionamiento dependen de numerosos factores. Uno de los factores más importantes para una planta en particular es la eficiencia con la que puede convertir el combustible en electricidad. Las plantas más eficientes, que casi invariablemente son las menos costosas de operar por kilovatio-hora producido, son las que se ponen en funcionamiento primero.

A medida que aumenta la demanda, se ponen en funcionamiento las siguientes plantas más eficientes, y así sucesivamente. El estado de la red eléctrica en esa región, especialmente la capacidad de generación de carga base que tiene, y la variación en la demanda también son muy importantes. Un factor adicional para la variabilidad operativa es que la demanda no varía solo entre la noche y el día. Hay variaciones significativas en la época del año y el día de la semana. Una región que tiene grandes variaciones en la demanda requerirá una gran capacidad de planta de energía para seguir la carga o para cubrir picos de demanda, porque las plantas de energía de carga base solo pueden cubrir la capacidad equivalente a la necesaria durante los momentos de menor demanda.

Las centrales eléctricas con seguimiento de carga pueden ser centrales hidroeléctricas, centrales eléctricas con motores diésel y de gas , centrales eléctricas con turbinas de gas de ciclo combinado y centrales eléctricas con turbinas de vapor que funcionan con gas natural o fueloil pesado , aunque las centrales que funcionan con fueloil pesado constituyen una porción muy pequeña de la combinación energética. Un modelo relativamente eficiente de turbina de gas que funcione con gas natural también puede ser una buena central con seguimiento de carga.

Las centrales eléctricas con turbinas de gas son las más flexibles en cuanto a la posibilidad de ajustar el nivel de potencia, pero también se encuentran entre las más caras de operar. Por lo tanto, se utilizan generalmente como unidades de "pico" en momentos de máxima demanda de potencia o como centrales eléctricas de ciclo combinado o de cogeneración donde el calor residual de los gases de escape de las turbinas se puede utilizar de forma económica para generar energía térmica y eléctrica adicional para procesos o calefacción de espacios.

Las centrales eléctricas con motores diésel y de gas pueden utilizarse para la producción de energía de carga base o de reserva debido a su gran flexibilidad general. Estas centrales eléctricas pueden ponerse en marcha rápidamente para satisfacer las demandas de la red. Estos motores pueden funcionar de manera eficiente con una amplia variedad de combustibles, lo que aumenta su flexibilidad.

Algunas aplicaciones son: generación de energía de carga base, eólica-diesel, seguimiento de carga, cogeneración y trigeneración.

Las centrales hidroeléctricas pueden funcionar como centrales de carga base, de seguimiento de carga o de pico. Tienen la capacidad de ponerse en marcha en cuestión de minutos y, en algunos casos, segundos. El funcionamiento de la central depende en gran medida de su suministro de agua, ya que muchas de ellas no tienen agua suficiente para funcionar cerca de su capacidad máxima de forma continua. ^{[ cita requerida ]}

En los lugares donde existen represas hidroeléctricas o embalses asociados, a menudo es posible realizar un respaldo de las mismas, reservando el consumo de agua para las horas punta. Esto genera estrés ecológico y mecánico, por lo que hoy en día se practica menos que antes. Los lagos y embalses artificiales utilizados para la energía hidroeléctrica son de todos los tamaños y pueden contener agua suficiente para un suministro de tan solo un día (variación máxima diurna) o para un suministro de hasta un año, lo que permite la variación máxima estacional.

Una planta con un embalse que contiene menos del caudal anual del río puede cambiar su estilo de funcionamiento dependiendo de la estación del año. Por ejemplo, la planta puede funcionar como una planta de carga máxima durante la estación seca, como una planta de carga base durante la estación húmeda y como una planta de seguimiento de carga entre estaciones. Una planta con un gran embalse puede funcionar independientemente de las estaciones húmedas y secas, por ejemplo, operando a máxima capacidad durante las temporadas pico de calefacción o refrigeración. ^{[ cita requerida ]}

Cuando la generación eléctrica que alimenta la red y el consumo o la carga de la red eléctrica están en equilibrio, la frecuencia de la corriente alterna se encuentra en su nivel normal (50 o 60 hertz). Las centrales hidroeléctricas se pueden utilizar para generar ingresos adicionales en una red eléctrica con una frecuencia de red errática. Cuando la frecuencia de la red es superior a la normal, por ejemplo, la frecuencia de la red india supera los 50 Hz nominales durante la mayor parte de un mes o día, ^[3] la energía adicional disponible se puede consumir añadiendo una carga adicional, por ejemplo, bombas de agua para la agricultura, a la red y este nuevo consumo de energía está disponible a un precio nominal o sin precio. Sin embargo, puede que no haya garantía de suministro continuo a ese precio cuando la frecuencia de la red cae por debajo de lo normal, lo que requeriría un precio más alto. ^{[ cita requerida ] [ aclaración necesaria ]}

Para detener la caída de la frecuencia por debajo de lo normal, las plantas de energía hidroeléctrica disponibles se mantienen en funcionamiento sin carga/con carga nominal y la carga se aumenta o disminuye automáticamente siguiendo estrictamente la frecuencia de la red, es decir, las unidades hidroeléctricas funcionarían sin carga cuando la frecuencia sea superior a 50 Hz y generarían energía hasta la carga completa en caso de que la frecuencia de la red sea inferior a 50 Hz. De este modo, una empresa de servicios públicos puede extraer dos o más veces la energía de la red cargando las unidades hidroeléctricas menos del 50% de la duración y el uso efectivo del agua disponible se mejora más del doble de la operación de carga máxima convencional. ^{[4] [ aclaración necesaria ]}

Ejemplo de carga máxima diaria (para la Administración de Energía de Bonneville ) con energía hidroeléctrica de gran escala, generación térmica de carga base y energía eólica intermitente. La energía hidroeléctrica sigue y gestiona la carga de los picos, con cierta respuesta de la energía térmica de carga base. Nótese que la generación total siempre es mayor que la carga total de la Administración de Energía de Bonneville porque la mayor parte del tiempo la Administración de Energía de Bonneville es un exportador neto de energía. La carga de la Administración de Energía de Bonneville no incluye la energía programada para otras áreas de autoridad de equilibrio. ^[6]

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Las centrales térmicas de carbón de gran tamaño también se pueden utilizar como centrales eléctricas de carga variable o de seguimiento de la carga en distintos grados, y las centrales alimentadas con carbón duro suelen ser significativamente más flexibles que las centrales alimentadas con carbón de lignito . Algunas de las características que se pueden encontrar en las centrales de carbón que se han optimizado para el seguimiento de la carga incluyen:

• Operación con presión deslizante: La operación con presión deslizante del generador de vapor permite que la planta de energía genere electricidad sin mucho deterioro en la eficiencia del combustible en operación con carga parcial hasta el 75% de la capacidad nominal .
• Capacidad de sobrecarga: Las plantas de energía generalmente están diseñadas para funcionar entre un 5 y un 7 % por encima de la capacidad nominal durante un período de 5 % en un año.
• Controles del gobernador de seguimiento de frecuencia : la generación de carga se puede variar automáticamente para adaptarse a las necesidades de frecuencia de la red.
• Operación diaria de dos turnos durante cinco días a la semana: el arranque en caliente y templado necesario de estas centrales eléctricas está diseñado para tardar menos tiempo en alcanzar la operación a plena carga. Por lo tanto, estas centrales eléctricas no son estrictamente unidades de generación de energía de carga base.
• Sistemas de derivación de vapor HP/LP: esta característica permite que el turbogenerador de vapor reduzca la carga rápidamente y le permite ajustarse al requisito de carga con un retraso .

Históricamente, las centrales nucleares se construían como plantas de carga base, sin capacidad de seguimiento de carga para mantener el diseño simple. Su puesta en marcha o parada llevaba muchas horas, ya que estaban diseñadas para funcionar a máxima potencia, y calentar los generadores de vapor a la temperatura deseada llevaba tiempo. ^[2] Los activistas antinucleares y el Ministerio Federal de Medio Ambiente alemán también han retratado la generación de energía nuclear como inflexible, mientras que otros afirmaron "que las plantas podrían obstruir la red eléctrica". ^[7]

Las centrales nucleares modernas con reactores de agua ligera están diseñadas para tener capacidades de maniobra en el rango de 30-100% con una pendiente de 5%/minuto, hasta 140 MW/minuto. ^[7] Las centrales nucleares en Francia operan en modo de seguimiento de carga y, por lo tanto, participan en el control de frecuencia primario y secundario. Algunas unidades siguen un programa de carga variable con uno o dos grandes cambios de potencia por día. Algunos diseños permiten cambios rápidos del nivel de potencia en torno a la potencia nominal, una capacidad que se puede utilizar para la regulación de frecuencia. ^[8] Una solución más eficiente es mantener el circuito primario a plena potencia y utilizar el exceso de potencia para la cogeneración. ^[9]

Si bien la mayoría de las plantas de energía nuclear en operación a principios de la década de 2000 ya estaban diseñadas con fuertes capacidades de seguimiento de carga, es posible que no se hayan utilizado como tales por razones puramente económicas: la generación de energía nuclear se compone casi en su totalidad de costos fijos y hundidos, por lo que reducir la producción de energía no reduce significativamente los costos de generación, por lo que es más efectivo hacerlas funcionar a plena potencia la mayor parte del tiempo. ^{[10] [11]} En países donde la carga base era predominantemente nuclear (por ejemplo, Francia), el modo de seguimiento de carga se volvió económico debido a que la demanda general de electricidad fluctúa a lo largo del día.

Los reactores de agua en ebullición (BWR) pueden variar la velocidad del flujo de agua de recirculación para reducir rápidamente su nivel de potencia hasta el 60% de la potencia nominal (hasta un 10%/minuto), lo que los hace útiles para el seguimiento de la carga durante la noche. También pueden utilizar la manipulación de las barras de control para lograr reducciones más profundas en la potencia. Algunos diseños de BWR no tienen bombas de recirculación, y estos diseños deben depender únicamente de la manipulación de las barras de control para seguir la carga, lo que posiblemente sea menos ideal. ^[12] En mercados como Chicago, Illinois , donde la mitad de la flota de la empresa de servicios públicos local está formada por BWR, es común seguir la carga (aunque potencialmente sea menos económico hacerlo).

Los reactores de agua a presión (PWR) utilizan una combinación de un agente químico de calce , normalmente boro , en el moderador/refrigerante, manipulación de la barra de control y control de velocidad de la turbina (véase tecnología de reactores nucleares ) para modificar los niveles de potencia. En el caso de los PWR que no están diseñados explícitamente teniendo en cuenta el seguimiento de la carga, la operación de seguimiento de la carga no es tan común como en el caso de los BWR. Los PWR modernos están generalmente diseñados para manejar un seguimiento de la carga regular extensivo, y tanto los PWR franceses como los alemanes, en particular, han sido diseñados históricamente con distintos grados de capacidades de seguimiento de la carga mejoradas. ^[12]

Francia, en particular, tiene una larga historia de utilización de un seguimiento de carga agresivo con sus reactores de agua a presión, que son capaces de, y se utilizan para, el control de frecuencia primario y secundario, además del seguimiento de carga. Los reactores de agua a presión franceses utilizan las llamadas barras de control "grises" , que tienen una capacidad de absorción de neutrones menor y se utilizan para ajustar la potencia del reactor, a diferencia de las barras de control "negras", para maniobrar la potencia más rápidamente de lo que permiten el control de calce químico o las barras de control convencionales. ^[2]

Estos reactores tienen la capacidad de variar regularmente su potencia de salida entre el 30 y el 100 % de la potencia nominal, de maniobrar para aumentar o reducir la potencia en un 2-5 %/min durante las actividades de seguimiento de la carga y de participar en el control de frecuencia primario y secundario en un ±2-3 % (control de frecuencia primario) y ±3-5 % (control de frecuencia secundario, ≥5 % para reactores N4 en modo X). Dependiendo del diseño exacto y del modo de operación, su capacidad para manejar operaciones de baja potencia o rampas rápidas puede estar parcialmente limitada durante las últimas etapas del ciclo del combustible. ^[12]

Los diseños modernos de CANDU tienen amplias capacidades de derivación de vapor que permiten un método diferente de seguimiento de carga que no implica necesariamente cambios en la potencia de salida del reactor. La central nuclear Bruce es un reactor de agua pesada presurizado CANDU que utiliza regularmente su capacidad de derivar parcialmente vapor al condensador durante períodos prolongados mientras la turbina está en funcionamiento para proporcionar 300 MW por unidad (2400 MW en total para la planta de ocho unidades) de capacidades de operación flexible (seguimiento de carga). La potencia del reactor se mantiene al mismo nivel durante las operaciones de derivación de vapor, lo que evita por completo el envenenamiento por xenón y otras preocupaciones asociadas con la maniobra de la potencia de salida del reactor. ^{[13] [14] [15]}

Las plantas de energía solar concentrada con almacenamiento térmico están surgiendo como una opción para las plantas de energía que siguen la carga. ^{[16] [17]} Pueden satisfacer la demanda de carga y funcionar como plantas de energía de carga base cuando se encuentra un exceso de energía solar extraída en un día. ^[18] La combinación adecuada de almacenamiento térmico solar y energía solar fotovoltaica puede adaptarse completamente a las fluctuaciones de carga sin la necesidad de un costoso almacenamiento en baterías. ^{[19] [20]}

Las plantas de energía de celdas de combustible basadas en hidrógeno son plantas de energía que siguen la carga perfectamente, como los grupos electrógenos de emergencia o los sistemas de almacenamiento de baterías. Pueden funcionar desde cero hasta carga completa en pocos minutos. Como el transporte de hidrógeno a los consumidores industriales lejanos es costoso, el hidrógeno excedente producido como subproducto de varias plantas químicas se utiliza para la generación de energía en las plantas de energía de celdas de combustible. ^[21] Además, no causan contaminación del aire ni del agua. De hecho, limpian el aire ambiental extrayendo partículas PM2.5 y también generan agua pura para beber y para aplicaciones industriales.

La energía variable proveniente de fuentes renovables, como las plantas de energía solar y eólica, se puede utilizar para seguir la carga o estabilizar la frecuencia de la red con la ayuda de diversos medios de almacenamiento. En el caso de los países que están dejando de lado las plantas de energía de base alimentadas con carbón y se están orientando hacia fuentes de energía intermitentes, como la eólica y la solar, y que aún no han implementado plenamente medidas de red inteligente, como la gestión de la demanda, para responder rápidamente a los cambios en esta oferta, puede ser necesario contar con plantas de energía dedicadas a los picos de demanda o al seguimiento de la carga, y el uso de una interconexión a la red, al menos hasta que los mecanismos de atenuación de picos de demanda y de desplazamiento de la carga se implementen de manera suficientemente amplia para que coincidan con la oferta. Vea las alternativas de red inteligente a continuación.

El almacenamiento de baterías recargables a partir de 2018, cuando se construyen nuevas a medida para este propósito sin reutilizar las baterías de los vehículos eléctricos , cuesta $ 209 por kWh en promedio en los Estados Unidos. ^[22] Cuando la frecuencia de la red está por debajo del valor deseado o nominal, la energía que se genera, si la hay, y la energía de la batería almacenada se alimentan a la red para aumentar la frecuencia de la red. Cuando la frecuencia de la red está por encima del valor deseado o nominal, la energía que se genera se alimenta o se extrae energía excedente de la red, en caso de que esté disponible a bajo precio, a las unidades de batería para el almacenamiento de energía. La frecuencia de la red sigue fluctuando de 50 a 100 veces en un día por encima y por debajo del valor nominal según el tipo de carga encontrada y el tipo de plantas generadoras en la red eléctrica. ^[23] Recientemente, el costo de las unidades de batería, plantas de energía solar, etc. se ha reducido drásticamente para utilizar energía secundaria para la estabilización de la red eléctrica como una reserva giratoria en línea . ^{[24] [25]}

Nuevos estudios también han evaluado las plantas eólicas y solares para seguir los cambios rápidos de carga. Un estudio de Gevorgian et al ha demostrado la capacidad de las plantas solares para proporcionar seguimiento de la carga y reservas rápidas tanto en sistemas de energía insulares como Puerto Rico ^[26] como en grandes sistemas de energía en California. ^[27]

La naturaleza descentralizada e intermitente de la generación solar y eólica implica la construcción de redes de señalización en áreas extensas. Estas incluyen grandes consumidores con usos discrecionales y, cada vez más, incluyen usuarios mucho más pequeños. En conjunto, estas tecnologías de señalización y comunicación se denominan " red inteligente ". Cuando estas tecnologías llegan a la mayoría de los dispositivos conectados a la red, a veces se utiliza el término Internet de la energía, aunque esto se considera más comúnmente como un aspecto de la Internet de las cosas .

En 2010, el presidente de la FERC de Estados Unidos, Jon Wellinghof, expuso la opinión de la administración Obama de que prefería claramente la señalización de redes inteligentes a las centrales eléctricas dedicadas al seguimiento de la carga, y describió el seguimiento como inherentemente ineficiente. En la revista Scientific American, enumeró algunas de esas medidas:

• "Apagar el ciclo de descongelación del refrigerador en un momento determinado... la red podría enviar una señal... Mientras ese refrigerador se descongele al final del día, a usted, como consumidor, no le importaría, pero en última instancia la red podría funcionar de manera más eficiente".
• "...si no hicieras eso con el refrigerador, tendrías que hacerlo con la planta de carbón o la turbina de combustión funcionando arriba y abajo, y hacer eso hace que la unidad funcione de manera mucho más ineficiente".

En ese momento, la integración de las baterías de los vehículos eléctricos en la red estaba comenzando. Wellinghof mencionó (ibíd.) que "ahora estos autos reciben un pago en Delaware de entre 7 y 10 dólares por día por auto. Se les paga más de 3.000 dólares al año por usar estos autos simplemente para controlar el servicio de regulación en la red cuando se cargan".

Debido al altísimo coste del almacenamiento en baterías dedicadas, el uso de baterías de vehículos eléctricos tanto durante la carga en los vehículos (véase red inteligente ) como en sistemas de almacenamiento de energía estacionarios en la red como reutilización al final de su vida útil una vez que ya no tienen suficiente carga para su uso en carretera, se ha convertido en el método preferido de seguimiento de carga en lugar de las plantas de energía dedicadas. Estos sistemas estacionarios actúan como una verdadera planta de energía de seguimiento de carga, y su implementación puede "mejorar la asequibilidad de la compra de dichos vehículos... Las baterías que llegan al final de su vida útil dentro de la industria automotriz aún pueden considerarse para otras aplicaciones, ya que aún les queda entre el 70 y el 80 % de su capacidad original". ^[28]

Estas baterías se suelen reutilizar en sistemas domésticos que sirven principalmente como respaldo, por lo que pueden participar mucho más fácilmente en la estabilización de la red. La cantidad de baterías de este tipo que no hacen nada está aumentando rápidamente, por ejemplo, en Australia, donde la demanda de Tesla Powerwall aumentó 30 veces después de importantes cortes de energía. ^[29]

Las baterías de los hogares y de los vehículos siempre y necesariamente se cargan de manera reactiva cuando hay suministro disponible, lo que significa que todas participan en una red inteligente , porque la alta carga (una estimación japonesa fue de más de 7 GW para la mitad de los automóviles en Kanto) ^{[ cita requerida ]} simplemente no se puede gestionar en una red analógica, no sea que "la carga descoordinada pueda resultar en la creación de una nueva carga máxima" (ibid).

Dado que la carga debe ser administrada, no hay ningún costo incremental por retrasar la carga o descargar estas baterías según lo requiera la carga siguiente , solamente un cambio de software y en algunos casos un pago por el inconveniente de una carga incompleta o por el desgaste de la batería (por ejemplo, "$7 a $10 por día por automóvil" pagado en Delaware).

En 2015, el Rocky Mountain Institute enumeró las aplicaciones de dichas redes distribuidas de baterías ^[30] como (para "ISO/RTO"), incluido "el almacenamiento de energía puede ofertar en los mercados mayoristas de electricidad" o para servicios públicos, incluidos:

• Regulación de frecuencia
• Reservas giratorias y no giratorias
• Seguimiento de carga / arbitraje energético
• Arranque en negro
• Soporte de voltaje

RMI afirmó que "las baterías pueden proporcionar estos servicios de manera más confiable y a un costo menor que la tecnología que actualmente proporciona la mayoría de las plantas de energía térmica (ver más arriba sobre carbón y gas)", y también que "los sistemas de almacenamiento instalados detrás del medidor del cliente pueden enviarse para proporcionar servicios de aplazamiento o adecuación a las empresas de servicios públicos", como:

• "Aplazamiento de las mejoras en la transmisión y distribución. Cuando las previsiones de carga indican que los nodos de transmisión o distribución superarán su capacidad nominal, se pueden utilizar inversiones incrementales en almacenamiento de energía para aumentar eficazmente la capacidad del nodo y evitar actualizaciones costosas y de gran tamaño en los propios nodos".
• " Alivio de la congestión de la transmisión . En determinados momentos del día, las ISO cobran a las empresas de servicios públicos por utilizar las líneas de transmisión congestionadas. La descarga de los sistemas de almacenamiento de energía ubicados aguas abajo de las líneas congestionadas puede evitar estos cargos".
• " Adecuación de recursos . En lugar de utilizar turbinas de combustión o invertir en ellas para satisfacer las necesidades de generación máxima, las empresas de servicios públicos pueden recurrir a otros activos, como el almacenamiento de energía".

• Almacenamiento de energía en red
• Costo de la electricidad por fuente
• Economía de las centrales nucleares (para más comparaciones de costos)
• Planta eléctrica de carga base
• Planta de energía de pico
• Generación despachable
• Sistema de energía de emergencia