- Investigadores proponen un sistema basado en control predictivo y almacenamiento energético para minimizar el impacto del transporte de agua de mar en zonas áridas, anticipándose al auge del uso de agua salada proyectado para 2032.
La creciente utilización de agua de mar en la minería chilena, impulsada por la escasez hídrica en zonas áridas y regulaciones ambientales más estrictas, está elevando significativamente los requerimientos energéticos asociados al transporte de este recurso. Frente a este escenario, investigadores del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción desarrollaron un modelo de gestión energética en tiempo real para estaciones de bombeo, que incorpora control predictivo económico (EMPC) junto con generación solar fotovoltaica y sistemas de almacenamiento con baterías.
El estudio, recientemente publicado en IEEE Transactions on Industry Applications, aborda el problema desde una perspectiva de optimización multivariable, considerando tanto la variabilidad horaria de las tarifas eléctricas, incluyendo precios en tiempo real (RTP) y cargos por demanda máxima (MD), como las restricciones operativas del sistema hidráulico y eléctrico.
El caso de aplicación corresponde a un sistema de bombeo ubicado en el norte de Chile, encargado de abastecer una planta de ósmosis inversa y una estación de bombeo compuesta de siete bombas de 1343 kW cada una, utilizadas para impulsar el agua a 120 km de distancia, con una diferencia de cota superior a 1000 metros. A partir de datos, se evaluaron distintos escenarios de operación: desde el funcionamiento convencional basado únicamente en la demanda hídrica, hasta configuraciones híbridas con generación solar y almacenamiento con baterías tipo Megapack.
El simple uso de un reservorio intermedio para realizar desplazamiento de carga (load shifting) permitió reducir los costos operativos en un 29%. La incorporación de generación solar no solo potenció esa reducción, sino que permitió atacar los cargos por demanda máxima, que representan una parte importante del gasto mensual. En paralelo, el uso exclusivo de baterías demostró ser menos eficiente por sí solo, pero su inclusión en un modelo híbrido con generación solar resultó clave para alcanzar la mejor performance del sistema.
Esta configuración combinada logró una disminución cercana al 50% del costo total de operación y una reducción del 75% en costos asociados a las tarifas RTP, sin comprometer la continuidad del suministro hídrico. El modelo se basa en un enfoque de horizonte recursivo, con intervalos de control horarios, y emplea un sistema de predicción SARIMA para estimar las tarifas futuras, dada su alta volatilidad. La formulación matemática del problema se planteó como un modelo de programación lineal entera mixta (MILP), resuelto mediante el optimizador HiGHS programado en Python. Las simulaciones confirmaron la estabilidad del sistema bajo todas las restricciones de operación, incluyendo límites de volumen en los estanques, disponibilidad solar horaria, y capacidad de carga y descarga de las baterías.
Según explicó Daniel Sbarbaro, investigador de SERC Chile y autor del paper, “el estudio fue motivado por el incremento sostenido en el consumo de energía eléctrica asociado al bombeo de agua de mar hacia los procesos de concentración de minerales, una práctica cada vez más común en zonas con escasez hídrica”.
Solución sustentable a la demanda de agua salada
De acuerdo con proyecciones de Cochilco, el uso de agua de mar en minería aumentará un 167% entre 2021 y 2032, mientras que el consumo de agua continental caerá en un 45%. Este cambio estructural va a implicar un aumento en la demanda energética asociada al transporte de agua, lo que hace urgente la implementación de soluciones eficientes y económicamente viables como las propuestas por este modelo.
En este contexto, Sbarbaro mencionó que “el bombeo de agua de mar puede representar hasta un 20% del consumo total de energía eléctrica de una planta concentradora. Dado este nivel de incidencia, existe un interés creciente por parte del sector minero en desarrollar soluciones que permitan gestionar de forma más eficiente este consumo, tanto desde una perspectiva económica como ambiental”.
“Desde el punto de vista técnico, el mayor desafío fue la formulación y calibración de un modelo capaz de representar de manera robusta la evolución temporal del precio de la energía”, añadió. Por otro lado, aclaró que la implementación no requiere inversiones significativas en infraestructura: “El modelo puede ser integrado dentro de los sistemas de control existentes mediante plataformas computacionales estándar. La estrategia propuesta está diseñada para ser operativa con los sistemas SCADA ya presentes en la mayoría de las faenas mineras”.
Con el fin de seguir desarrollando esta iniciativa, el investigador de SERC Chile indicó que “la investigación futura en este campo podría explorar el potencial de optimización del sistema mediante técnicas de dimensionamiento óptimo y optimización global. El dimensionamiento óptimo consistiría en determinar componentes del sistema mediante un análisis económico de análisis económico de la inversión. Por otro lado, la optimización global se centraría en la optimización simultánea de múltiples de bombeo, aprovechando estudios previos para identificar el diseño más eficiente del sistema a mayor escala.
