Dr. Marcelo Algrain
Administrador técnico de ingeniería sénior
Caterpillar Inc. Electric Power Division
Octubre de 2016
Las necesidades energéticas de la industria de centros de datos (CD, Data center) sigue creciendo a un ritmo acelerado. En el pasado, las ubicaciones preferidas de los CD estaban cerca de fuentes de energía económicas y confiables. Hoy en día, tales ubicaciones son más difíciles de conseguir y la presión está aumentando para encontrar soluciones alternativas que sean menos exigentes en la red eléctrica, especialmente cuando la demanda de electricidad es alta.
A pesar de que muchos CD tienen suficiente capacidad de generación automática de sus unidades de respaldo diésel, la viabilidad del funcionamiento de estas unidades para aliviar la red eléctrica no es económicamente factible (el costo de operación sería exorbitante debido al elevado costo del combustible), ni lo permiten las actuales restricciones del consejo del aire que pone los límites de las horas de uso anuales. La función de las unidades de emergencia diésel es exclusivamente para respaldar la potencia en el CD durante los cortes de suministro eléctrico.
Por otro lado, la generación basada en gas tiene un impacto ambiental mucho menor y el costo del combustible se reduce considerablemente en comparación con la generación de potencia a diésel. Además, algunas empresas de servicios públicos proporcionan incentivos financieros para reducir el consumo cuando hay congestión de la red eléctrica. En estas condiciones, el uso de grupos electrógenos a gas para la cogeneración, durante los períodos donde no hay emergencia, se vuelve viable para un CD, en el sentido económico y para el medio ambiente. La cantidad de cogeneración que se necesita depende de escenarios específicos, pero podrían ser los mínimos para respaldar las cargas que no son críticas para alimentar a toda la instalación de CD.
De más está decir que para una industria que debe proporcionar el nivel más alto de resiliencia, la idea de conmutar de potencia de diésel a gas sería un salto técnico, que para algunos, puede ser demasiado radical. Si es así, puede ser preferible un enfoque evolutivo a través de pasos graduales.
La transición del CD desde potencia de diésel a gas se podría lograr de muchas maneras. A continuación, se describen algunas opciones. Observe que incluso las soluciones que generalmente serían poco atractivas podrían ser la solución correcta en casos especiales.
La primera opción sería la menos perturbadora para los CD. La planta de consumo máximo se despacharía cuando se necesitara restringir la demanda eléctrica del CD. Ya sea que la planta proporcione o no funciones adicionales de respaldo a la red eléctrica, dependería de los propietarios. Si la planta es para respaldar la red eléctrica, necesitaría cumplir con los códigos de red eléctrica respectivos de los países, p. ej.: la norma IEEE 1547 en los Estados Unidos. Por otro lado, si el propósito de la planta de consumo máximo solo es para respaldar al CD y el desplazamiento de la carga en los servicios públicos, en la mayoría de los casos, los códigos de la red eléctrica no aplicarían, lo que simplificaría la instalación, el proceso de aprobación de conexión y disminuiría el costo de capital.
La conversión de unidades diésel a combustible doble (diésel y gas) es una solución técnicamente atractiva. Produciría un grupo electrógeno que responde como un motor diésel, pero casi con el costo de combustible de un motor a gas. Desafortunadamente, en el entorno regulatorio actual, las unidades tendrían que cumplir con las normativas de un motor diésel de potencia de cebado y requerirían un escape extenso postratamiento, a un costo considerable.
La tercera opción para alimentar cargas no críticas con unidades a gas proporcionaría una respuesta parcial para compensar en parte la carga del CD en los servicios públicos. Por lo general, las cargas no críticas representan menos de un cuarto de la carga total del CD. Si eso fuera alivio suficiente, podría ser una solución aceptable. Además, si el CD pudiera usar algo del calor generado por las unidades a gas como una solución combinada de calor y potencia (CHP, combined heat and power), se podría poner en el lugar para mejorar aún más la eficiencia térmica.
El reemplazo directo de los grupos electrógenos diésel con grupos electrógenos a gas es la solución ideal. Si bien es una percepción común que las unidades de gas se quedan atrás en sus capacidades de aceptación de carga en comparación con sus contrapartes a diésel, los recientes avances en tecnología de motores a gas han llevado a varias innovaciones en el rendimiento del motor y han mejorado significativamente su capacidad para aceptar carga.
En la Figura 1 se muestran el voltaje (lado izquierdo) y la frecuencia (lado derecho) transitorios para un cambio de paso en la carga del 75 %. 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 a un grupo electrógeno diésel. Como se muestra en la Figura 1, las capacidades de aceptación de carga de la nueva tecnología del motor a gas comienzan a lograr el nivel de rendimiento esperado desde una unidad diésel, al punto que, en algunos casos, un reemplazo directo de una unidad diésel con una unidad a gas está dentro del alcance. Además, la optimización de distribución de la carga, la expansión de los tiempos de aumento de la UPS (Uninteruptible Power Supplies, Sistema de alimentación ininterrumpida) y la reducción del tamaño de las cargas de bloque, podrían dar forma al perfil de carga del CD para estar dentro de las capacidades de aceptación de carga de la próxima generación de grupos electrógenos a gas, lo que haría realidad a los CD alimentados a gas.
Por último, hay una solución híbrida donde se combinan las unidades a gas y diésel para compensar la demanda del CD en el servicio público durante la congestión de la red eléctrica, al mismo tiempo que se conserva el rendimiento del grupo electrógeno a diésel durante las condiciones de emergencia. Esto es posible debido al hecho de que, en general, la carga de estado constante en un CD varía lentamente y las demandas de respuesta transitoria del grupo electrógeno no son exigentes. El desafío se presenta cuando hay una transición desde una fuente de alimentación a otra. Históricamente, los grupos electrógenos a diésel han podido manejar estas transiciones sin incidentes. Por el contrario, las unidades a gas convencionales todavía no pueden adaptarse a las capacidades transitorias de las unidades a diésel. Sin embargo, un sistema híbrido a diésel y gas sería capaz de cumplir con los requisitos de respuesta transitoria y proporcionar capacidades de generación cuando no hay emergencia para aliviar la carga en el servicio público durante los momentos de demanda máxima.
La interpretación más simple de un CD híbrido a gas y diésel es una configuración de bus paralelo con una mezcla de grupos electrógenos a gas y diésel. Básicamente, los grupos electrógenos a gas y diésel están conectados a un bus paralelo que comparte la carga. Debido a que, por lo general, las unidades a gas tendrían menores capacidades de aceptación de carga que las unidades a diésel, sería conveniente hacer funcionar las unidades a gas en la modalidad de carga base y las unidades a diésel en la modalidad de seguimiento de carga. El cálculo proporcional de la cantidad de gas en comparación con el diésel se debería seleccionar en función del nivel de la generación deseada cuando no hay emergencia, al mismo tiempo que se proporciona suficiente rigidez del bus eléctrico a través del grupo electrógeno a diésel para mantener la calidad de la potencia objetiva durante las condiciones de emergencia. Si bien la relación entre diésel y gas podría diferir de caso a caso, un punto de partida razonable sería una división de 50/50.
Para los CD que utilizan diseños modulares donde un solo grupo electrógeno alimenta la carga de TI (Information technology, Tecnología de la información) través de las UPS, el desarrollo de una configuración híbrida exige un equilibrio más amplio. Por lo general, los sistemas modulares tienen cierto nivel de redundancia de generación, N+1 o N+2, etc. Los grupos electrógenos redundantes presentan una oportunidad de hibridación. La Figura 2 muestra un diagrama simplificado de línea única de un CD modular. Es posible que existan dos opciones bien diferenciadas:
1. Los grupos electrógenos a gas se utilizan para redundancia y las unidades a diésel se utilizan para lo primario
2. Los grupos electrógenos a diésel se utilizan para redundancia y las unidades a gas se utilizan para lo primario
En el primer caso, la capacidad de alivio de carga del suministro eléctrico es 1/N o 2/N, según el nivel de redundancia. Esta sería una configuración a diésel dominante. El segundo caso es que la configuración a gas dominante proporcione potencialmente toda la potencia necesaria para el CD. La conveniencia de cada caso depende del nivel de generación automática objetiva cuando no hay emergencia.
En el supuesto de que los grupos electrógenos a gas no sean completamente capaces de igualar la respuesta transitoria de aceptación de carga de las unidades a diésel, permítanos revisar cómo el sistema híbrido podría satisfacer dichas necesidades. En el caso 1, donde las unidades redundantes son unidades a gas, estos grupos electrógenos se podrían usar para reducir la carga en los servicios públicos durante las condiciones donde no hay emergencia. Los grupos electrógenos a gas operarían en la modalidad de carga base. En caso de pérdida de los servicios públicos, las unidades a diésel arrancarían y restaurarían la potencia para las UPS como de costumbre, ya sea que las unidades a gas estén funcionando o no. En el caso, poco probable, de que una de las unidades a diésel no arranque, la unidad a gas estaría disponible para sustituir la unidad a diésel, pero habría que ralentizar la entrada de la UPS en el grupo electrógeno a gas hacia la capacidad de aceptación de carga de la unidad a gas. O bien, si se debe sustituir más de una unidad a gas por una falla de arranque de una unidad a diésel, p. ej.: el sistema N+2, podría estar bien, dentro de las capacidades de aceptación de carga del par de unidades a gas, adoptar la entrada de la UPS.
En la segunda configuración híbrida, donde el grupo electrógeno redundante es diésel y los primarios son a gas, hay suficiente capacidad de generación cuando no hay emergencia para satisfacer el consumo eléctrico del CD completo sin colocar carga en los servicios públicos. Aún así, sería ventajoso permanecer conectado al servicio público para fortalecer la fuente de electricidad y agregar redundancia adicional. De preferencia, la secuencia de arranque se produciría mientras está conectado al servicio público, para que el grupo electrógeno a gas pueda elevarse hasta un nivel donde la unidad a gas transporte completamente la carga de TI y no existan flujos actuales a través del disyuntor del servicio público asociado. En caso de que se necesitara arrancar el grupo electrógeno a gas en ausencia del servicio público, el grupo electrógeno a diésel redundante proporcionaría la rigidez del bus eléctrico necesario para transferir la carga de TI hacia la unidad a gas. Se necesitaría repetir este proceso en forma secuencial hasta que todas las unidades a gas estén encendidas y funcionando desde una condición de arranque negro. Este proceso extendería el tiempo de funcionamiento de la UPS, especialmente en la última unidad que entre. Sin embargo, para las UPS a batería con varios minutos de capacidad de tiempo de descarga, no sería una limitación ya que la indexación de la prioridad de entrada del grupo electrógeno incluso sacaría el tiempo de funcionamiento de las UPS en todas las unidades. Este último enfoque permite que el CD reduzca el consumo de los servicios públicos a niveles cercanos a cero, en los momentos de congestión de la red eléctrica, y permitiría que los propietarios de los CD sacaran provecho de los incentivos económicos que pueden proporcionar los servicios públicos.
En resumen, en este documento técnico se detallan múltiples opciones para convertir un CD de generación de potencia a diésel en gas. Esta migración podría ser gradual hasta la conversión completa. La decisión de cuán lejos ir estaría principalmente impulsada por el grado necesario de alivio de la red eléctrica en épocas de alta demanda de electricidad y los incentivos económicos, para restringir el consumo eléctrico externo de los centros de datos mediante el uso de la cogeneración. Las tendencias actuales indican que la congestión de la red eléctrica continuará aumentando a medida que las plantas de energía heredadas se saquen de servicio activo y aumente la penetración de los recursos renovables y de generación variable. Para contrarrestar la volatilidad emergente en el mercado de la energía eléctrica, la generación de potencia a gas proporciona una solución sólida resiliente, amigable con el medio ambiente y económica, para las instalaciones de CD. El costo del gas natural está en un punto históricamente bajo y el suministro es abundante. Un estudio1 encargado por el Departamento de Defensa de los Estados Unidos concluyó que el sistema de gas natural, generalmente, es lo suficientemente robusto para manejar cortes de dos semanas a tres meses en la red de electricidad. Históricamente, han habido muy pocos cortes en el sistema de distribución de gas natural, con contratos de entrega firmes que muestran una confiabilidad superior al 99,999 %. En breve, el gas natural es una opción viable para el abastecimiento de combustible de un centro de datos.
1Fuentes: Departamento de Defensa: Interdependencia entre el sistema de generación de electricidad y el sistema de gas natural y las implicaciones para la seguridad energética - 2013
Durante 90 años, Caterpillar Inc. ha estado facilitando el progreso sostenible y ha impulsado cambios positivos en todos los continentes. Los clientes recurren a Caterpillar para ayudarlos a desarrollar activos de infraestructura, energía y recursos naturales. Gracias a las ventas y los ingresos de $47,01 millones en el 2015, Caterpillar es el fabricante líder en el mundo de equipos de construcción y minería, motores diésel y a gas natural, turbinas a gas industriales y locomotoras diésel y eléctricas. La empresa opera principalmente mediante sus tres segmentos de productos: industrias de recursos, industrias de la construcción y sistemas de potencia; y también proporciona financiamiento y servicios relacionados a través del segmento de productos financieros.
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