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Schneider Electric, empresa dedicada a la transformación digital y la automatización y Gasunie, compañía implicada en el desarrollo de infraestructuras de gas en Europa, han completado con éxito un proyecto de cuatro años de duración para modernizar el software de gestión de la red de gas de los Países Bajos, que ahora se gestiona a través de una nueva solución basada en el software AGMS (Advanced Gas Management System), creado conjuntamente por Gasunie y Schneider Electric.

La red de Gasunie ahora es capaz de transportar gas natural, gas verde e incluso hidrógeno en el futuro, de forma eficiente y segura gracias a esta innovadora tecnología, que funciona como SCADA y como plataforma de gestión de red, de forma moderna, sofisticada e inteligente. La solución ha sido desarrollada por la división Smart Grid IT de Schneider Electric, mientras que la implementación ha sido llevada a cabo por Gasunie y Accenture, empresa líder mundial en servicios profesionales. En la implementación, Schneider Electric se ha encargado de garantizar que la solución maximice los beneficios de la tecnología AGMS y que cumpla con los requisitos de rendimiento y calidad del proyecto

El software AGMS se basa en las tecnologías de Microsoft (.NET framework, SQL Server, etc.), y está diseñado para dar soporte a diferentes arquitecturas de manera modular y escalable, al mismo tiempo que proporciona un alto nivel de seguridad operacional y permite el cumplimiento de las recomendaciones y regulaciones más recientes del sector. Se basa en EcoStruxture ADMS, una solución consolidada en la industria eléctrica y desarrollada en base al conocimiento y la experiencia adquiridas a lo largo de muchos años de investigación y desarrollo. Es la primera plataforma operacional que permite gestionar de forma completa una red de gas natural, integrando a todos los usuarios y aplicaciones en un modelo de red común y una interfaz de usuario único. Permite que el operador acceda fácilmente a todos los datos relevantes de la red, ya sean activos, relacionados con el estado, calculados, históricos, pronosticados o simulados, desde cualquier lugar y prácticamente en tiempo real, proporcionando un alto nivel de conocimiento del estado de la red y mejorando la eficiencia a la hora de tomar decisiones operacionales.

Beneficios del software AGMS de Schneider Electric

  • La interfaz de usuario único permite usar las aplicaciones de AGMS de forma más fácil y con menos propensión a errores. Se trata de la interfaz más innovadora del mercado al permitir la visualización empleando vistas esquemáticas y geográficas a partir de distintas capas, gracias a la navegación user-friendly de los activos de la red que se puede realizar por diferentes criterios y perfiles de visibilidad.
  • El modelo de red integrado, el análisis topológico en tiempo real y la integración de paquetes de simulación dan lugar a características innovadoras como la comprobación y la simulación de todas las operaciones. El procesamiento de la topología proporciona indicaciones respecto a la dirección del flujo, la trazabilidad topológica y la capacidad de detectar áreas difíciles de encontrar. También emplea una coloración dinámica que indica las tipologías de los gases, el índice de Wobbe y la concentración de compuestos de gas.
  • Un modelo único de datos reduce los costes de gestión de los mismos y la inconsistencia desde un punto de vista operacional. AGMS contiene potentes herramientas para la gestión de modelos de los datos de la red, que incluyen la importación desde fuentes externas (GIS), la configuración de flujos de trabajo para impulsar el modelo y recursos para dar soporte a los puntos calculados.
  • La monitorización de la calidad del gas proporciona la capacidad de detectar, en tiempo real, gases no especificados procedentes de fuentes de producción externas y ayudan a los operadores a la hora de tomar decisiones al respecto.
  • El análisis de los gasoductos, el cálculo de balances y la capacidad de pronosticar la demanda permiten una planificación eficiente de las operaciones en la red de gas natural.
  • La alta capacidad de análisis está habilitada por un sistema de gestión de alarmas que admite múltiples fuentes de datos, y permite que el operador visualice datos relativos al pasado y al pronóstico del futuro cercano de la red.
  • Los procesos de negocio completamente digitalizados mejoran la eficiencia de las operaciones y reducen las cargas burocráticas.
  • Utilizar una única plataforma de software reduce los costes y el esfuerzo de gestión IT desde la sala de control.
  • La integración de sistemas externos permite reducir el número de nodos de integración de la empresa.
  • Este software permite configurar los parámetros de seguridad operacional, basado en tecnología
  • Microsoft estandarizada, lo que permite, a su vez, la reducción de costes IT.
  • EL AGMS presenta un alto nivel de rendimiento, escalabilidad, redundancia y disponibilidad del sistema.

Schneider Electric seguirá desarrollando nuevas características y funcionalidades en el software AGMS para adaptarse a lo cambiantes requisitos tecnológicos y del sector, para conseguir un funcionamiento eficiente y óptimo, para todo el sector del gas.

El Grupo Red Eléctrica, a través de su filial Red Eléctrica de España, invertirá un total de 3.221 M€ para hacer posible la transición energética en todo el territorio español mediante el desarrollo de la red de transporte de alta tensión y la operación del sistema eléctrico. Esta cifra supone la mitad (53%) de la inversión total de 6.000 M€ que la compañía prevé llevar a cabo en los próximos años dentro de su nuevo Plan Estratégico 2018-2022 y centra en gran medida sus esfuerzos en la integración de renovables.

De los más de 3.000 M€ destinados a la transición energética, 1.538 M€ se centrarán en la incorporación de energías limpias (el 47%), 908 M€ reforzarán la fiabilidad de las redes de transporte y la seguridad del suministro, 434 M€ se destinarán a ampliar las herramientas tecnológicas y digitales, 215 M€ para impulsar los proyectos de almacenamiento y 54 M€ a sistemas de control de la energía.

Ambos, el transportista y el operador del sistema, trabajan para dar respuesta a las necesidades de la transición energética dotando al sistema de más inteligencia para garantizar la seguridad y calidad del suministro con una mayor proporción de generación variable, ser capaz de gestionar un sistema cada vez más complejo e integrar un mayor número de recursos distribuidos.

En lo que se refiere al desarrollo y fortalecimiento de la red de transporte, la hoja de ruta para 2019 en adelante está plagada de proyectos, muchos de los cuales ya se encuentran en fase de ejecución. Muchos de ellos son decisivos para alcanzar los objetivos de la Unión Europea en materia de política energética y medioambiental: por ejemplo, la interconexión con Francia por el Golfo de Bizkaia para avanzar en el cumplimiento del objetivo de conectividad con el país galo, hasta alcanzar un ratio de interconexión 10%, o innumerables proyectos diseminados por todo el territorio para integrar nueva generación renovable que contribuirá a alcanzar el objetivo de 32% de energía libre de carbono para 2030.

El año 2018 ha estado lleno de proyectos encaminados a facilitar la transición energética. En este sentido y con ese objetivo en mente, la inversión total de la compañía en el desarrollo de la red de transporte en los últimos doce meses ha ascendido a 378,2 millones de euros.

En este ejercicio se han llevado a cabo algunos proyectos especialmente relevantes:

El Plan Eólico de Canarias. Ha consistido en el desarrollo de la red de transporte para dotarla de los puntos de conexión y la capacidad suficiente para evacuar la nueva generación eólica.
El Eje Arenal – Cala Blava – Llucmajor (Mallorca) cuyo objetivo es mejorar el apoyo a la distribución eléctrica en el centro de la isla de Mallorca y facilitar la integración de renovables.
La línea San Miguel de Salinas – Torrevieja (Alicante). Este proyecto permite la alimentación a Torrevieja, el apoyo a la red de distribución y el aumento de seguridad de suministro.
El eje Cañuelo – Pinar (Cádiz). Supone un apoyo a la red de distribución para la elevada demanda del Puerto de Algeciras y del Campo de Gibraltar.
La subestación La Farga 400/220 kV y líneas de entrada y salida asociadas (Girona). Refuerza la red de 220 kV mediante la conexión a la red de 400 kV para garantizar la seguridad del suministro y apoya a la red de distribución en la provincia de Girona.
El eje Arbillera (Zamora). Esta actuación está diseñada para alimentar el Tren de Alta Velocidad en el tramo Zamora – Ourense.
La entrada y salida de la subestación de Moncayo (Soria) facilita la evacuación de la generación renovable instalada en la zona y refuerza la garantía de suministro en la provincia de Soria.

Este año arroja también otros datos significativos que reflejan los esfuerzos que se están llevando a cabo para hacer realidad la transición y, en particular, la integración de renovables por todo el territorio. Así, la generación eléctrica peninsular sin emisiones de CO2 alcanzó una cuota del 62,5%, frente al 57% registrado en 2017, lo que supone un incremento de 5,5 puntos porcentuales. Este avance de la generación limpia se tradujo en un 15% menos de emisiones: se ha pasado de 63,8 millones de toneladas en 2017 a 54,2 millones de toneladas en 2018. Por lo que se refiere a los ciclos combinados y el carbón, éstos han disminuido su cuota en el mix eléctrico con respecto al año anterior en un 22% y 18%, respectivamente.

La energía nuclear (20,6%) sigue ocupando la primera posición en el mix de generación, pero en 2018 ha estado seguida de cerca por la energía eólica (19%). En su conjunto, la generación renovable peninsular ha pasado del 33,7% al 40,1%, lo que representa un incremento de 6,4 puntos porcentuales. En el conjunto de las renovables, la eólica tuvo un peso del 49 %, la hidráulica, del 34%, la solar, del 11%, y el resto de tecnologías representaron un 5%.Todos estos datos se extraen del Avance del informe del sistema eléctrico español 2018 presentado por Red Eléctrica.

Los cinco pilares del Plan Estratégico 2018-2022

Facilitar la transición energética es sólo el primero de los pilares del nuevo Plan Estratégico del Grupo Red Eléctrica. Si bien la compañía está centrada especialmente en este ámbito, en línea con su papel fundamental como operador y transportista del sistema eléctrico, hay otras líneas que también está desarrollando: ampliar el negocio de las telecomunicaciones para convertirse en operador global de infraestructuras de carácter estratégico; expandir su actividad internacional en el ámbito eléctrico y en el de las telecomunicaciones; ser un referente en innovación tecnológica en el entorno de su actividad; y fortalecer su eficiencia operativa y su disciplina financiera.

Para todo ello la compañía invertirá un total de 6.000 M€ en cinco años, planteando un modelo de negocio equilibrado entre las actividades reguladas y las operaciones sujetas al riesgo del mercado y diversificando los negocios de manera controlada, favoreciendo la expansión de las operaciones tanto en España como en el ámbito internacional. Además, se dotará de estructura empresarial al Grupo y se reforzarán los recursos de sus distintas filiales.

Este nuevo Plan Estratégico es la respuesta de la empresa a los desafíos que plantea la transformación del modelo productivo, marcado por la disrupción tecnológica y la sostenibilidad. La electricidad, las telecomunicaciones y el talento se constituyen hoy en día como las nuevas materias primas del desarrollo económico y son también las señas de identidad de la nueva estrategia de Red Eléctrica.

SENER y Acciona Industrial han alcanzado un hito en el proyecto de construcción de Kathu Solar Park, al completar con éxito la sincronización de la central, que logró generar electricidad y transferirla a la red nacional, cumpliendo con todos los parámetros esperados para garantizar que los usuarios finales puedan consumir energía fiable una vez que la planta esté en funcionamiento.

La central de CSP Kathu Solar Park, que proporcionará energía limpia y fiable a 179.000 hogares (cifra estimada por el departamento de energía de Sudáfrica DoE), está equipada con un sistema de almacenamiento mediante sales fundidas que permitirá a la planta seguir produciendo electricidad durante 4,5 horas en ausencia de radiación solar, con lo que podrá garantizar la generación de energía gestionable para satisfacer la demanda de la red. Asimismo, el uso de captadores SENERtrough®-2, diseñados y patentados por SENER, tendrá como objetivo mejorar la eficiencia de la planta.

El director regional de SENER en Sudáfrica, Siyabonga Mbanjwa, afirmó que «después de la exitosa primera sincronización de Kathu Solar Park, nos dirigimos a las etapas finales de la fase de construcción y puesta en marcha del proyecto, cuya operación comercial se producirá en los próximos meses. Una vez que esté funcionamiento a pleno rendimiento, la planta proporcionará energía limpia a la comunidad local del distrito John Taole, a la provincia de Cabo Septentrional y a Sudáfrica en general. El uso de sales fundidas como sistema de almacenamiento de energía térmica permitirá que Kathu Solar Park opere de manera rentable, almacenando la energía generada por el sol para producir y suministrar electricidad en ausencia de radiación solar, de manera que se pueda satisfacer la demanda de Sudáfrica en horas punta. En SENER, nuestro objetivo es proporcionar la tecnología más innovadora. Esta innovación es la que ha permitido a SENER no solo proporcionar energía limpia, sino también garantizar que sea fiable y sostenible».

Por su parte, el director de proyectos de Acciona Industrial, Francisco García Bueno, declaró: «Para el consorcio constructor llave en mano, la sincronización de la central es uno de los hitos finales más importantes que nos permitirán completar un proceso que comenzó en 2016, y lo hemos logrado con éxito y con las mayores garantías. La participación de empresas locales en la construcción de las instalaciones de Kathu, así como de empresas españolas, ha sido clave para alcanzar este hito. El principio que rige todo el proyecto es el de la sostenibilidad en todos los ámbitos: económico, social y ambiental. Es por eso que todas las actividades se planifican con el rigor y el detalle que tanto Kathu Solar Park como la comunidad del distrito John Taole nos exigen».

La construcción de la central comenzó en mayo de 2016 y se espera que se complete a principios de 2019. Durante esta fase, se han creado alrededor de 1.200 empleos, mejorando las perspectivas de empleo locales. Además, se estima que Kathu Solar Park ahorre la emisión a la atmósfera de 6 millones de toneladas de CO2 durante 20 años y fomente un mayor desarrollo económico local a través de varios proyectos. Estos incluyen un fondo de más de 29 millones de rand (1,8 millones de euros) de SENER y Acciona para la comunidad local, administrado por Kelebogile Trust, que beneficia a la zona alrededor del distrito John Taolo Gaetsewe en Cabo Septentrional, además de la subcontratación de otros servicios a empresas locales.

Schneider Electric ha trabajado en el marco del proyecto de modernización de las instalaciones eléctricas del aeropuerto de Ginebra encargándose de la actualización de toda su distribución eléctrica sin afectar a las operaciones ni a sus pasajeros, gracias a la solución EcoStruxure™ Power, que suministra electricidad de forma fiable y eficiente a la instalación.

El aeropuerto internacional de Ginebra atiende a 15 millones de pasajeros cada año. Su tamaño y su estructura han ido creciendo durante años y se espera que en 2030 llegue a los 25 millones de pasajeros. Para acomodar esta creciente demanda, el aeropuerto ha mejorado su infraestructura, renovado sus terminales, las bodegas de equipaje y los hangares. Al mismo tiempo, y con el objetivo de mejorar la eficiencia y la seguridad de su sistema de distribución eléctrica, ha buscado un Partner fiable que comprendiera las presiones de un entorno de trabajo global e ininterrumpido y que pudiera proporcionar soluciones fiables e innovadoras en entornos críticos.

Para cumplir con los objetivos de seguridad y eficiencia del proyecto, la compañía aportó una completa solución de media tensión, desde el transformador hasta las celdas de distribución y el software de supervisión. Además, se instalaron armarios de baja tensión en todo el centro, lo que permitió al personal del aeropuerto centralizar toda la información sobre energía y generar informes energéticos precisos.

La integración del software EcoStruxure™ Power y la elección de productos conectados como Celda SM6, EasergyT200 y Celda RM6,ha permitido a Schneider Electric mejorar la tecnología y la experiencia de los pasajeros del aeropuerto de Ginebra sin afectar a las operaciones diarias.
La modernización de las instalaciones de distribución eléctrica del aeropuerto ha mejoradola fiabilidad con soluciones innovadoras de confianza, una modernización rentable de los productos existentes, así como la supervisión y el control remoto de los centros de transformación, la integración del software de otros fabricantes en el centro de control y el ahorro de espacio con cuadros eléctricos para interior.

Es la batería de ión-litio más grande utilizada en una aplicación industrial en Australia hasta la fecha

Kokam, proveedor mundial de baterías innovadoras, ha anunciado el despliegue satisfactorio de un sistema de almacenamiento de electricidad de 30 MW/11,4 MWh para la empresa Alinta Energy, una de las principales eléctricas australianas. Es la mayor batería de ión de litio jamás utilizada para aplicaciones industriales en Australia. El sistema de almacenamiento utiliza la batería de alta potencia de litio, níquel, manganeso, óxido de cobalto (NMC) de Kokam, para mejorar el rendimiento de una red de alta tensión aislada que suministra electricidad a los principales productores de mineral de hierro de la región de Pilbara en Australia Occidental.

Un sistema híbrido de gas natural/baterías que mejora la fiabilidad, eficiencia y sostenibilidad de una microrred aislada

Este sistema de almacenamiento containerizado por Kokam, en funcionamiento desde abril de 2018, consta de cinco contenedores de 2,2 MWh hechos con baterías de muy alta potencia de ión de litio NMC (UHP NMC). El sistema de almacenamiento, junto con la turbina de gas de ciclo abierto de 178 MW existente en la central eléctrica Newman de Altina, funciona como un sistema híbrido gas natural/batería de generación y almacenamiento de electricidad. Este sistema híbrido, junto con un sistema de transporte de electricidad de alta tensión de 220 kV y subestaciones de alta tensión, forman una microrred aislada que abastece las minas de mineral de hierro.

Además de suministrar el sistema de almacenamiento de electricidad para el proyecto a Alinta Energy, Kokam, en asociación con el contratista EPC UGL Paty Ltd, también se encargó de la integración del sistema completo en este proyecto de almacenamiento de energía. Kokam contrató a ABB Australia para suministrar el generador virtual ABB PowerStore™ que gestiona la microrred. La integración del sistema de almacenamiento en la microrred mejorará la capacidad de Alinta Energy de suministrar electricidad de manera fiable a los productores de mineral de hierro de la región,

El sistema híbrido de de gas natural/ almacenamiento de energía y la microrred aislada de Alinta Energy demuestran cómo tecnologías innovadoras, combinadas con un diseño inteligente, pueden mejorar la fiabilidad de la energía para clientes industriales, al mismo tiempo que aportan beneficios en eficiencia y sostenibilidad“, declara Ike Hong, Vicepresidente de la División de Soluciones de Energía de Kokam. “El proyecto de Almacenamiento de Baterías Alinta Energy Newman es un ejemplo de cómo las nuevas tecnologías de almacenamiento de energía permiten a clientes industriales y de servicios públicos construir sistemas híbridos de gas natural/baterías que mejoran la fiabilidad energética, reducen las emisiones de gases de efecto invernadero e impulsan sus resultados financieros“.

Crecen las oportunidades en los mercados de servicios públicos e industriales para la tecnología de baterías UHP NMC

El proyecto de Alinta Energy es un claro ejemplo del creciente número de oportunidades en mercados de servicios públicos e industriales para la tecnología de baterías UHP NMC de Kokam. Diseñada para aplicaciones de almacenamiento de energía de alta potencia, la tecnología de baterías UHP NMC puede ser utilizada por empresas de servicios y otras empresas de suministro de electricidad para reservas rodantes, regulación de frecuencia, control de la tasa de rampa de grandes sistemas de energía solar o eólica, suministro energético ininterrumpido (UPS), estabilización de tensión y otras aplicaciones que requieren grandes cantidades de energía en un intervalo de tiempo de no más de unos pocos segundos.

Además, la capacidad de la tecnología para recibir y entregar rápidamente grandes cantidades de energía la hace especialmente adecuada para combinar con gas natural, diésel y otros sistemas de energía utilizados para generar energía para aplicaciones industriales, donde incluso un breve corte de energía podría interrumpir la minería, la perforación offshore u otras operaciones industriales, pudiendo generar pérdidas de cientos de miles o incluso millones de dólares.

La tecnología de baterías NMC de muy alta potencia de Kokam proporciona la alta potencia necesaria para aplicaciones industriales y de servicios públicos de manera fiable y rentable gracias a sus prestaciones:

Alta tasa de descarga: la tecnología UHP NMC tiene una tasa de descarga máxima de 10C, comparada con el 3C de sus competidores. Esto permite a las baterías UHP NMC suministrar más potencia cuándo se requiera.
Densidad de energía superior: esta densidad superior permite hasta 3,77 MWh de almacenamiento de electricidad en un contenedor de 40 pies, en comparación con los 3 MWh de almacenamiento con baterías estándares NMC. Así se almacena más energía en un espacio menor.
Ciclo de vida más largo: las baterías NMC de potencia muy alta pueden durar hasta 10.000 ciclos, en comparación con los 3.000–5.000 ciclos de las tecnologías estándares NMC, aumentando la vida esperada del sistema de almacenamiento de energía.
Disipación mejorada del calor: con una tasa de disipación de calor 1,6 veces mejor que las tecnologías estándares NMC, las baterías NMC de alta potencia se pueden usar con una tasa superior para periodos mayores de tiempo, sin degradación de la vida de la batería o del rendimiento.

Acciona Energía ha recibido la primera certificación que se otorga en el mundo a una solución de almacenamiento eléctrico a escala de red, concedida por DNV GL, la mayor entidad internacional de certificación y asesoramiento independiente en el ámbito de la energía. La entrega se ha realizado en la feria que la Asociación Americana de Energía Eólica (AWEA) celebra este año en Chicago.

Acciona Energía ha instalado una planta híbrida de almacenamiento de energía eléctrica en baterías integrada en un parque eólico conectado a la red, situado en Barásoain, Navarra (norte de España), con la que explorar las posibilidades del almacenamiento a escala de red.

La planta de Barásoain está dotada de un sistema de almacenamiento integrado por dos baterías ubicadas en sendos contenedores: una batería de potencia (de respuesta rápida) de 1 MW/0,39 MWh (capaz de mantener 1 MW de potencia durante 20 minutos) y otra batería de energía de respuesta más lenta y mayor autonomía, de 0,7 MW/0,7 MWh (capaz de mantener 0,7 MW durante 1 hora). Ambas están conectadas a un aerogenerador AW116/3000, de 3 MW de potencia nominal y tecnología Nordex-Acciona Windpower, del que toman la energía. Este aerogenerador es una de las cinco que integran el Parque Eólico Barásoain, que la compañía opera desde 2013. Todo el sistema se gestiona mediante un software de control desarrollado por Acciona Energía, y está permanentemente supervisado por el Centro de Control de Energías Renovables (CECOER) de la compañía

La planta de almacenamiento de Acciona se ha convertido en la primera en el mundo en ser certificada a nivel de sistema. El proceso de certificación se ha realizado de acuerdo con la práctica recomendada GRIDSTOR, que está basada en estándares del sector y tiene en cuenta la seguridad, comportamiento y fiabilidad de los sistemas de almacenamiento eléctrico conectados a la red.

Elemento clave

El almacenamiento eléctrico es un elemento clave en la transición hacia un mix energético más sostenible. Permite a fuentes renovables como la eólica o la solar operar a plena capacidad durante los picos de generación, almacenando el exceso de energía hasta utilizarla más tarde cuando la demanda lo requiere. Aunque existen muchas tecnologías de almacenamiento a pequeña escala, su aplicación a escala de red eléctrica se encuentra en sus comienzos.

El mercado de sistemas de almacenamiento a escala de red está relativamente inexplorado, pero prevemos un rápido desarrollo. Certificar nuevos sistemas como la planta de Acciona demuestra que proyectos pioneros como éste cumplen los estándares requeridos de seguridad, comportamiento y fiabilidad, lo que otorga confianza al sector sobre la calidad de las nuevas tecnologías emergentes”, ha declarado Kim Mørk, Vicepresidente Ejecutivo de Certificación en Renovables de DNV GL.

Mørk ha agregado que “como parte de nuestro compromiso de colaborar con el sector en la transición hacia un mix energético bajo en carbono manteniendo la seguridad y fiabilidad del suministro eléctrico, focalizamos nuestros esfuerzos en desarrollar directrices sobre almacenamiento a escala de red que ayuden a diseñadores, fabricantes, inversores, aseguradoras y autoridades a reducir los riesgos y controlar los costes de los proyectos de almacenamiento energético”.

Rafael Esteban, Director de Acciona Energy USA Global LCC, ha manifestado por su parte que “nuestra compañía está en vanguardia de la transición energética con soluciones que facilitan la integración en red de tecnologías renovables de generación variable y la gestión de la energía producida. Al incorporar la planta de almacenamiento a uno de nuestros parques eólicos, mejoramos la calidad de la energía que suministramos a la red, podemos explorar otras aplicaciones para equilibrar oferta y demanda, y abrimos el camino a soluciones de almacenamiento en nuevos proyectos eólicos”.

La cualificación y certificación tecnológicas son esenciales para comprender y gestionar el riesgo en cualquier tecnología emergente”, ha agregado Esteban. “En poco tiempo las entidades involucradas en la aprobación y financiación de sistemas de almacenamiento en el mundo exigirán estos certificados. Y Acciona ha querido ser también pionera en este apartado, sometiéndonos a la certificación de una entidad tan solvente como DNV GL a fin de garantizar que nuestra planta reúne todos los requisitos para operar con plena confianza”.

AEG Power Solutions ha anunciado que SWB Erzeugung AG & Co. KG (swb), la eléctrica alemana afincada en Bremen, ha elegido su innovador concepto híbrido de almacenamiento de energía en baterías y conversión en calor, para dar solución a sus operaciones de regulación de la frecuencia primaria en la red de distribución pública. Esta aplicación resuelve de un modo más eficiente las funciones técnicas de estabilización de frecuencia que, debido a la creciente integración de las fuentes renovables, necesitan ejercer los operadores de redes eléctricas.

En esta solución híbrida, la energía se almacena en un sistema de baterías y en otro de acumulación de calor, conectados a un conversor bidireccional de energía. Ambos subsistemas se controlan como una sola unidad para proporcionar un flujo de energía reversible, desde o hacia la red, según las situaciones, con el fin de equilibrar la frecuencia y, en definitiva, asegurar la estabilidad de la red.

Para diseñar esta innovadora solución, cuya patente se encuentra en proceso de revisión, AEG Power Solutions se ha servido de su amplia experiencia en el ámbito de la electrónica de potencia. La empresa, que ha industrializado la solución en su integridad, proporcionará a swb una arquitectura formada por 24 convertidores de potencia integrados en contenedores metálicos ISO, junto con una solución de almacenamiento híbrida, cuadros de distribución de baja tensión, una fuente de alimentación auxiliar, así como los transformadores de media tensión y el sistema de acumulación de calor integrados en cabinas independientes.

El sistema híbrido de almacenamiento reduce notablemente el coste de las operaciones asociadas a la regulación de la frecuencia. En primer lugar, la capacidad de la batería requerida es significativamente inferior a la de un sistema convencional basado exclusivamente en un almacenamiento electroquímico, reduciéndose así en torno a un 50% de la inversión; además, la alternativa de almacenamiento en calor resulta más económica. Asimismo, la arquitectura del sistema evita duplicar los elementos de electrónica de potencia y de conexión a red, como por ejemplo el transformador, que son ahora compartidos por ambos subsistemas, lo que también contribuye a minimizar la inversión en bienes de equipo eléctrico.

La solución de AEG Power Solutions mejora notablemente el plazo de recuperación (payback) del sistema en su conjunto sin merma de la funcionalidad. La compañía de distribución se beneficia de la posibilidad de realizar una amortización rápida de la inversión y los consumidores ven reducidas las tarifas de red.

La solución estará instalada y operativa en mayo de 2018 en la central de energía de swb en Bremen.

AES Dominicana anunció que puso en línea 20 MW de nuevos sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías en dos sitios de la República Dominicana, que desempeñaron un papel clave en el mantenimiento de la fiabilidad de la red en septiembre cuando los huracanes Irma y María azotaron la isla. Los dos sistemas de 10 MW, que fueron suministrados por AES Energy Storage, son los primeros de su tipo en América Central y el Caribe. Ubicados en sitios en la región de Santo Domingo, ambos sistemas están brindando servicios críticos de fiabilidad de la red para la isla al mejorar la eficiencia y contribuir a la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional interconectado de la República Dominicana (SENI).

AES Dominicana está utilizando sus sistemas de almacenamiento de energía DDP Advancion de Andrés y Los Mina para proporcionar un control de frecuencia rápido y preciso a la red dominicana, equilibrando las variaciones segundo a segundo entre la electricidad consumida y la producida. Al agregar almacenamiento de energía en lugar de utilizar las centrales térmicas existentes para mantener la frecuencia, el operador de la red dominicana puede habilitar las centrales eléctricas de la isla para que funcionen a su nivel de generación más eficiente, mientras los sistemas de baterías absorben y descargan energía en la red según sea necesario. Los 20 MW de almacenamiento de energía de AES Dominicana brindan servicios de respuesta crítica y fiabilidad crítica que de otra manera serían ejecutados por una central eléctrica térmica tradicional de un tamaño tres veces mayor.

En septiembre de 2017, el operador de la red dominicana puso a prueba las dos sistemas de almacenamiento de energía: pidiendo a AES Dominicana que las mantuviera en línea y operativas para garantizar la fiabilidad de la red, ya que dos huracanes, Irma y María, se acercaron a la isla. Ambos sistemas de almacenamiento de energía realizaron más del doble de la cantidad de trabajo durante las tormentas que de forma normal, ayudando a mantener la red dominicana operando durante las condiciones de huracanes categoría 3 y 4, incluso cuando casi el 40% y el 55% de las centrales eléctricas de la isla se desconectaron durante los huracanes Irma y Maria, respectivamente.

Desde el suministro diario de servicios de equilibrio y de potencia pico flexible hasta hacer que las redes insulares sean más resistentes frente a fenómenos meteorológicos extremos, el almacenamiento de energía avanzado puede proporcionar a las empresas insulares el recurso flexible crítico y rentable que necesitan para proporcionar energía fiable a sus comunidades.

Con el foco puesto en las amenazas a la seguridad de la red, la creciente y cambiante demanda energética y la gradual complejidad de la red a medida que aparecen las fuentes de energía distribuida, la ingeniería y control de la subestación es clave para los responsables de operar y proteger las infraestructuras de energía críticas. La nueva tecnología de edge control de Schneider Electric, EcoStruxure Substation Operation, disfruta de una posición de referencia en la búsqueda de la vanguardia en seguridad, simplicidad e interoperabilidad para la red de distribución.

En el corazón de las redes de transmisión y distribución, EcoStruxure Subestation Operation da prioridad a la continuidad de suministro mientras protege a las personas y la infraestructura. Además, realiza un enlace crítico entre los equipos de red conectados, las aplicaciones, el software de análisis y los servicios que convierten los datos en información útil y práctica. Estas ideas preparan el camino para una mayor eficiencia de la red, minimizando las interrupciones, permitiendo la planificación de respuesta situacional, la supervisión de condiciones y la gestión de rendimiento de los activos.

 

Sin duda, la subestación digital es el escenario principal para una eficiencia avanzada de la red eléctrica,” dice Jérôme de Parscau, Senior Vicepresidente de Energy Digital Solutions de Schneider Electric. “Esto incluye una solución integral de ciberseguridad, la integración y comunicación de diferentes dispositivos y sistemas, unas conexiones optimizadas con la sala de control y una capacidad única para la gestión optimizada de activos.

Entrando a formar parte del amplio entorno del IoT, junto con el el galardonado Sistema de Gestión de Distribución Avanzado (ADMS – Advanced Distribution Management System) de Schneider Electric, EcoStruxure Digital Operation forma parte de la exhaustiva arquitectura EcoStruxure Grid, en dónde la compañía continua desarrollando y potenciando los avances en IoT.
Ecostruxure Subestation operation de Schneiner Electric es la evolución verdaderamente digital de la tecnología PACiS, la solución reconocida para la automatización de subestaciones, transformando las subestaciones en centros de datos para los sistemas de las compañías eléctricas, incluyendo las operaciones de red y la gestión de rendimiento de activos.

EcoStruxure Substation Operation:

– Se basa en una adquisición moderna de datos que hace que la información sea visible para los equipos de las compañías eléctricas en cualquier lugar y en cualquier momento en sus dispositivos móviles gracias a las aplicaciones Smart Suite asociadas.
– Ofrece compatibilidad multidimensional de interoperabilidad con IEC 61850 edición 2 y cuenta con el soporte de EcoStruxure Grid Engineering Advisor para tareas avanzadas de ingeniería y modelado.
– Contribuye a mejorar la resistencia del sistema, asegurando una continuidad operativa, una imagen corporativa positiva y el cumplimiento de la normativa.

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El Banco Europeo de Inversiones (BEI) y Gas Natural Fenosa han firmado un préstamo por un importe total de 450 M€, que el grupo energético destinará a financiar parte de su negocio de distribución eléctrica y al desarrollo de proyectos de energía renovable en España.

La financiación del BEI contribuirá a hacer posible el plan de inversiones entre 2016-2019 de la distribuidora eléctrica de Gas Natural Fenosa, Unión Fenosa Distribución, para la modernización y extensión de la red de distribución en ocho Comunidades Autónomas españolas: Islas Canarias, Andalucía, Castilla la Mancha, Castilla León, Cataluña, Comunidad de Madrid, Extremadura y Galicia.

 

Asimismo, Gas Natural Fenosa destinará el préstamo del BEI a financiar la construcción, a través de Gas Natural Fenosa Renovables, de once nuevos parques eólicos en las islas de Gran Canaria y Fuerteventura, con una potencia instalada total de 49,6 MW.

En su conjunto, estas inversiones mejorarán el funcionamiento y cobertura de la red de distribución eléctrica del país, lo que redundará en mejoras de eficiencia, servicio y calidad de suministro para los ciudadanos.

Además, los proyectos que desarrolle Gas Natural Fenosa con la financiación del BEI, permitirán la creación de más de 5.000 puestos de trabajo, directos e indirectos, durante su fase de implementación.

La nueva financiación complementa las dos emisiones de bonos por importe de 2.000 M€ a plazos de 7 y 10 años realizadas durante el primer semestre de 2017.

El Banco Europeo de Inversiones (BEI) es la institución de financiación a largo plazo de la Unión Europea cuyos accionistas son sus estados miembros. El BEI facilita la financiación a largo plazo a proyectos e inversión viables con el fin de contribuir al logro de los objetivos de la política de la UE.

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