Convertir la generación de potencia de los centros de datos de diésel a gas

En la Figura 1, se muestran los transitorios de voltaje y frecuencia para un cambio del 75 por ciento en la carga. El trazo azul corresponde a un grupo electrógeno a gas convencional, el trazo rojo corresponde a un nuevo grupo electrógeno a gas de respuesta dinámica, y el trazo verde corresponde a un grupo electrógeno diésel. Tal como se muestra en la Figura 1, las capacidades de aceptación de carga de la nueva tecnología de motores a gas comienzan a acercarse al nivel de rendimiento esperado de una unidad diésel, al punto de que, en algunos casos, es posible realizar un reemplazo directo de una unidad diésel por una unidad a gas. Además, optimizar la secuencia de carga, desplegar tiempos de aumento de suministro de potencia ininterrumpidos y reducir el tamaño de las cargas de bloque podría dar forma al perfil de carga del DC para que esté dentro de las capacidades de aceptación de carga de los grupos electrógenos a gas de última generación. Esto haría que los DC potenciados a gas sean una realidad.

Utilizar un sistema de generación híbrido con una mezcla de unidades a gas y diésel

Por último, una solución híbrida es la que combina las unidades a gas y diésel para descentrar la demanda del DC del servicio público durante un período de congestión de la red, al mismo tiempo que conserva el rendimiento del grupo electrógeno diésel durante las condiciones de emergencia. Esto es posible debido al hecho de que, en líneas generales, la carga de estado estable en un DC tiene poca variación y las demandas sobre la respuesta de transición del grupo electrógeno no son intensas. El desafío se presenta cuando hay una transición de una fuente de potencia a otra. Los grupos electrógenos diésel históricamente han sido capaces de manejar estas transiciones sin incidentes. En cambio, las unidades convencionales a gas todavía no pueden igualar las capacidades de transición de las unidades diésel. Sin embargo, un sistema híbrido a gas-diésel sería capaz de cumplir con los requisitos de respuesta a las transiciones y proporcionar capacidades de generación en situaciones que no sean de emergencia para aliviar la carga del servicio público en los momentos de demanda máxima.

La simple ejecución de un DC híbrido a gas-diésel es una configuración de barra colectora en paralelo con una mezcla de grupos electrógenos a gas y diésel. Básicamente, los grupos electrógenos a gas y diésel se conectan a una carga compartida de una barra colectora en paralelo. Como las unidades a gas generalmente tendrán capacidades de aceptación de carga más bajas que las unidades diésel, sería beneficioso ejecutar las unidades a gas en la modalidad de carga básica y las unidades diésel en la modalidad de seguimiento de carga. La distribución de cuánto gas frente a diésel debería seleccionarse en función del nivel de generación en situaciones que no son de emergencia mientras se proporciona la rigidez de la barra colectora eléctrica suficiente a través de los grupos electrógenos diésel para mantener la calidad de la potencia dirigida durante las condiciones de emergencia. Si bien la relación entre gas y diésel diferiría de un caso a otro, un punto de partida inicial sería una división 50/50.

Para los DC que utilizan diseños modulares en los que un solo grupo electrógeno alimenta la carga del DC a través de UPS (Uninterrupted Power Source, Suministro ininterrumpible de corriente), desarrollar una configuración híbrida requiere una compensación más amplia. Por lo general, los sistemas modulares tienen algún nivel de redundancia de generación (N+1 o N+2, etc.). Los grupos electrógenos redundantes presentan una oportunidad de utilizar sistemas híbridos. En la Figura 2, se muestra un diagrama simplificado de una sola línea de un DC modular. Es posible tener dos opciones distintas:

1. utilizar grupos electrógenos a gas para la redundancia y unidades diésel para la potencia primaria;
2. utilizar grupos electrógenos diésel para la redundancia y unidades a gas para la potencia primaria.

En el primer caso, la capacidad de alivio de carga del servicio público es 1/N o 2/N, según el nivel de redundancia. Esto sería una configuración en la que predomine el diésel. El segundo caso es una configuración en la que predomina el gas y que potencialmente proporcionaría toda la potencia necesaria para el DC. El atractivo de cada caso depende del nivel de autogeneración dirigida en casos que no sean de emergencia.

Bajo la suposición de que los grupos electrógenos a gas no son completamente capaces de igualar la respuesta transitoria de aceptación de la carga de las unidades diésel, revisemos cómo se podrían satisfacer esas necesidades con un sistema híbrido. En el caso 1 en el que las unidades redundantes son unidades a gas, estos grupos electrógenos podrían utilizarse para reducir la carga sobre el servicio público durante condiciones que no sean de emergencia. Los grupos electrógenos a gas operarían en la modalidad de carga básica. En caso de una pérdida en el servicio público, las unidades diésel arrancarían y restaurarían la potencia al UPS como es habitual, ya sea que las unidades a gas estuvieran funcionando o no. En el raro caso de que una de las unidades diésel no arranque, la unidad a gas estará disponible para sustituir a la unidad diésel, pero el recorrido del UPS en el grupo electrógeno a gas deberá ser más lento hasta alcanzar la capacidad de aceptación de carga de la unidad a gas. Alternativamente, si hubiera más de una unidad a gas para sustituir a una unidad diésel que no arrancó (p. ej., sistema N+2), podría estar dentro de las capacidades de aceptación de la carga del par de unidades de gas para hacerse cargo del recorrido del UPS.

En la segunda configuración híbrida, en la que el grupo electrógeno redundante es de diésel y los primarios son a gas, hay suficiente capacidad de generación que no es de emergencia para cumplir con el consumo eléctrico total del DC sin poner carga en la empresa de servicio público. Sería ventajoso seguir conectado a la empresa de servicios públicos para reforzar la fuente de electricidad y agregar redundancia adicional. En preferencia, la secuencia de arranque ocurriría mientras está conectado al servicio, de manera que el grupo electrógeno a gas pueda aumentar a un nivel en el que la carga del DC sea transportada completamente por la unidad a gas y no haya flujos de corriente a través del disyuntor del servicio asociado. En caso de que un grupo electrógeno a gas deba arrancarse sin una utilidad, el grupo electrógeno diésel redundante proporcionaría la rigidez de la barra colectora eléctrica necesaria para transferir la carga del DC a la unidad a gas. Esto proceso deberá repetirse secuencialmente hasta que las unidades a gas estén funcionando desde un estado de arranque negro. Este proceso extenderá el tiempo de ejecución del UPS, en particular en la última unidad que se ingresó. Sin embargo, el UPS a batería con varios minutos de capacidad de tiempo de descarga no será una limitación, ya que indexar la prioridad de acceso del grupo electrógeno igualaría el tiempo de ejecución de UPS en todas las unidades. Este último enfoque permite que el DC reduzca el consumo del servicio a niveles casi nulos en momentos de congestión de la red, y les permitiría a los propietarios del DC capitalizar los incentivos económicos que las empresas de servicios pueden prestar.

CONCLUSIÓN

En resumen, en este documento se detallaron varias opciones para hacer que un DC pase de tener una generación de potencia diésel a una a gas. Esta migración puede realizarse de forma incremental hasta convertirse por completo. La decisión de cuán lejos llegar se basará principalmente en el alcance de alivio de la red necesario en tiempos de alta demanda de electricidad y en los incentivos económicos para restringir el consumo eléctrico externo del DC a través del uso de cogeneración. Las tendencias actuales indican que la congestión de la red continuará aumentando a medida que las plantas de energía antiguas se retiren de servicio y la penetración de los recursos de generación renovables y variables aumente. Para contrarrestar la volatilidad que está surgiendo en el mercado de energía eléctrica, la generación de potencia a gas proporciona una solución resiliente, favorable para el medio ambiente y rentable para las instalaciones del DC. El costo del gas natural se encuentra en un punto bajo histórico y su suministro es abundante. Según un estudio realizado por el U.S. Department of Defense, se concluyó que el sistema de gas natural suele ser lo suficientemente sólido para manejar cortes de dos semanas a tres meses en la red de electricidad. Históricamente, se produjeron muy pocos cortes en el sistema de distribución de gas natural, con contratos de entrega que demuestran una confiabilidad superior al 99,999 %. En resumen, el gas natural es una opción viable para alimentar un DC.

Fuente: U.S. Department of Defense, "Interdependence of the Electricity Generation System and the Natural Gas System and Implications for Energy Security", 2013