La integración de sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS/SAEE) en subestaciones asociadas a las centrales turbogas del Área Metropolitana de Monterrey puede aprovechar infraestructura eléctrica existente en 13.8 kV y 115 kV. La propuesta técnica consiste en conectar bloques BESS a las barras de 13.8 kV y utilizar las bahías, barras y transformadores existentes dentro de las capacidades que resulten de los estudios correspondientes, con objeto de sustituir total o parcialmente generación térmica de alto costo y aportar respaldo operativo.
Conclusión de ingeniería: La conexión de bloques BESS/SAEE en 13.8 kV es conceptualmente compatible con la configuración existente. El proyecto definitivo deberá verificar capacidad de barras, alimentadores, transformadores, interruptores, niveles de cortocircuito, protecciones y condiciones de operación. La evaluación técnica establece la factibilidad del concepto; la conveniencia y amortización corresponden a la evaluación económica.
1. Evaluación de Componentes de Subestación
| Elemento de Subestación | Condición Actual en Planta | Evaluación e Integración del BESS |
|---|---|---|
| Predio y Espacio Físico | Subestaciones urbanas bardeadas con áreas potencialmente aprovechables dentro de los predios existentes. | Integración física: La tecnología BESS es modular y puede adaptarse al espacio disponible. La disposición definitiva deberá considerar separaciones de seguridad, pasillos de mantenimiento, accesos para vehículos de emergencia y áreas de maniobra conforme a NFPA 855, las características certificadas del equipo y la buena práctica de ingeniería. |
| Barra de Media Tensión (13.8 kV) | Barra de 13.8 kV asociada a la generación turbogas y a los circuitos de distribución existentes. | Compatible: El BESS se interconecta a la barra de 13.8 kV mediante una celda de media tensión con interruptor de potencia en vacío o SF6, verificando la capacidad de conducción continua y el nivel de cortocircuito. |
| Transformador Elevador (13.8 / 115 kV) | Transformador elevador asociado a la unidad turbogas, conectado entre las barras de 13.8 kV y 115 kV. | Operación bidireccional: Cuando la configuración del sitio lo requiera, la potencia puede transferirse en ambos sentidos a través del transformador existente, siempre dentro de sus capacidades térmicas y de operación verificadas. Durante la descarga hacia los circuitos locales de 13.8 kV, parte de la potencia puede abastecer directamente la carga sin circular por el transformador elevador. |
| Capacidad de Cortocircuito | Interruptores y equipos de maniobra en 13.8 kV y 115 kV existentes. | Impacto a verificar: La contribución de corriente de falla de los PCS es limitada por su diseño y estrategia de control y, en general, difiere de la aportación de una máquina síncrona. El estudio de cortocircuito deberá utilizar los datos del fabricante seleccionado. |
1.1 Modularidad física y autonomía a evaluar
Para mantener consistencia con la evaluación económica se adopta una potencia de referencia de 26 MW. La capacidad de energía no se fija de antemano: deberá seleccionarse de acuerdo con el perfil real de operación de las turbogás, la función de respaldo requerida y el costo incremental del almacenamiento.
| Alternativa de referencia | Autonomía a 26 MW | Criterio |
|---|---|---|
| 26 MW / 52 MWh | 2 horas | Caso base para comparación técnica y económica. |
| 26 MW / 104 MWh | 4 horas | Alternativa a evaluar si desplaza horas adicionales de generación turbogás o mejora el respaldo. |
| 26 MW / 156 MWh | 6 horas | Referencia superior a estudiar cuando el perfil real de operación lo justifique. |
La solución comercial puede integrarse mediante contenedores o gabinetes modulares de baterías, PCS, transformadores y celdas de media tensión. El número de módulos y el área requerida aumentan con la capacidad energética y dependen del fabricante y de la arquitectura finalmente seleccionados; por ello no se adopta aquí un número fijo de contenedores ni una superficie única para las tres autonomías.
La disposición de los equipos, pasillos de mantenimiento, accesos para vehículos de emergencia y separaciones de seguridad se definirá conforme a NFPA 855, las características certificadas del equipo y la buena práctica de ingeniería.
Factibilidad física en Monterrey: En Universidad, Leona y Tecnológico existen áreas dentro de los predios que permiten considerar la instalación de un BESS. La superficie definitiva deberá comprobarse mediante el arreglo general del equipo correspondiente a la autonomía seleccionada y las condiciones actuales de cada subestación.
2. Esquema de Control y Coordinación de Protecciones
La integración del BESS requiere revisar y coordinar las protecciones para conservar la selectividad frente a fallas internas y externas, considerando el flujo bidireccional y las características propias de los PCS:
- Protección Diferencial de Transformador (ANSI 87T): Se revisará la zona diferencial y la relación del nuevo punto de conexión con el transformador existente, efectuando los ajustes que correspondan.
- Sobrecorriente Direccional (ANSI 67/67N): Puede utilizarse cuando sea necesaria la discriminación direccional bajo condiciones de flujo bidireccional, de acuerdo con el estudio de coordinación.
- Protección de Frecuencia y Voltaje (ANSI 81O/U, 27/59): Supervisa la operación dentro de los rangos operativos del sistema y coordina la desconexión segura o soporte ante perturbaciones.
- Control Maestro (PMS/EMS): Supervisa el estado de carga (SOC), administra la potencia de carga y descarga y permite conservar una reserva de energía cuando las condiciones de confiabilidad o contingencia lo requieran.
3. Comparación de Desempeño Dinámico
| Variable de Red | Turbogas Aislada | BESS/SAEE integrado |
|---|---|---|
| Rampa de Potencia Activa | Respuesta limitada por la dinámica mecánica y térmica de la turbina. | Respuesta electrónica rápida, cuyo valor definitivo dependerá del PCS, sus controles y la función solicitada. |
| Regulación de Tensión y Reactivos | Dependiente de que el generador síncrono esté encendido. | Puede inyectar o absorber potencia reactiva dentro de la capacidad del PCS; la operación tipo STATCOM depende de la configuración y de los requisitos del proyecto. |
| Disponibilidad ante Emergencias | Requiere una secuencia de arranque cuyo tiempo depende de la unidad y de su condición operativa. | Puede responder rápidamente a una consigna de potencia, dentro de los límites del PCS, del SOC disponible y de la estrategia de control. |
3.1 Capacidad del PCS para operación simultánea en MW y MVAr
La potencia activa del BESS, expresada en MW, la capacidad de energía de las baterías, expresada en MWh, y la potencia aparente de los convertidores, expresada en MVA, son parámetros relacionados pero distintos. Aumentar la capacidad de soporte de voltaje no implica necesariamente aumentar los MWh instalados; depende principalmente de la capacidad y curva de operación del PCS y de los equipos de acoplamiento.
Como referencia conceptual, el límite de potencia aparente puede representarse mediante la relación S² = P² + Q², donde S es la potencia aparente del PCS, P la potencia activa y Q la potencia reactiva. Cuando la potencia activa es reducida, una mayor parte de la capacidad del convertidor puede destinarse a inyectar o absorber reactivos. Cuando el BESS entrega su máxima potencia activa, el margen disponible para MVAr disminuye.
Criterio de especificación: En esta etapa no se fija una potencia nominal definitiva del PCS en MVA. La ingeniería deberá determinarla a partir de los 26 MW de referencia, de los MVAr requeridos para regulación de tensión y de la curva P–Q garantizada por el fabricante, verificando además los límites térmicos, de corriente y tensión de inversores, transformadores, barras e interruptores.
Este criterio permite evaluar, si los estudios lo justifican, un margen de potencia aparente superior a la potencia activa nominal para conservar capacidad de regulación de tensión aun durante la carga o descarga del BESS. La conveniencia de ese margen deberá compararse con su costo incremental y con el beneficio operativo esperado; no se adopta aquí un valor único de MVA o MVAr.
4. Inercia Sintética (Grid-Forming) y Cumplimiento del Código de Red
Si el proyecto requiere funciones avanzadas de soporte de red, podrán especificarse inversores con tecnología Grid-Forming (GFM). Su comportamiento dinámico, aportación ante perturbaciones, capacidad de Fault Ride-Through, control de tensión y potencia reactiva, así como los límites de distorsión armónica, deberán demostrarse mediante los estudios eléctricos correspondientes y las características garantizadas del equipo seleccionado, verificando el cumplimiento regulatorio aplicable.
5. Resiliencia Operativa y Respaldo de Arranque Negro (Black Start)
El BESS puede evaluarse también como fuente inmediata de respaldo durante contingencias. Si se desea utilizarlo para energización en isla o Black Start, deberán verificarse previamente la capacidad del PCS, la formación de red, las cargas auxiliares, las corrientes de arranque, la secuencia de energización y la coordinación de protecciones. Independientemente de esa función, el PMS/EMS puede reservar parte del SOC para responder de inmediato a una contingencia y, si el evento se prolonga, dar tiempo al arranque de la unidad turbogás para que ésta asuma el suministro de mayor duración.