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El Gestor del Sistema de Distribución David Trebolle Trebolle Gestión activa, activa control de red y aplicaciones avanzadas 19 de Diciembre de 2012
¿Quiénes somos? ¿
Installed capacity: 15.443 MW
Note: Figures at the end of 2011 2
About Us Over 20 million customers in 25 countries Norway
France Mexico
Nicaragua
Dominican Rep.
Italy
C Spain Montoir
Puerto Rico R C
Reqanosa R
Trinidad & Tobago C l bi Colombia
RC
R Sagunto
Portugal Costa Rica
Daimetta Qatar C L C Algeria C Libya C L Qalhat Egypt C C Nigeria Oman Kenya
Panama Brazil
Argentina R Regasification Plant RC Regasification capacity leasing
Moldova
South Africa
9,4 Electricity and 11,4 M Gas Supply points L Liquefaction plant
Generation plant
Electricity supply points
C Contracts for long-term gas
Maghreb pipeline
Gas supply points 3
Union Fenosa distribución Dos centros de control
Data
31st Dec 2010
Power peak
6.323 MW
Substations
364
Transformers / capacity
667 / 22.122 MVA
MV/LV transformer centre's
57.431
MV feeders
2.325
LV feeders
144.035
Embedded DG
3.582 MW
4
¿Por qué? ¿ q ¿Cómo?
Generación y Carga distribuidas e intermitentes suponen un reto para el GSD
Gestión activa del sistema de distribución
¿Con qué?
Regulación y g Tecnología
REDES DE DISTRIBUCIÓN RED DE TRANSPORTE GENERACIÓN CONVENCIONAL
Contro ol c centraliza ado
Gen.Distrib.
… y sigue pasando…
R Redes Pa asivas
Algo está pasando…
Fuente: proyecto Fenix
Redes pasivas… Redes con ausencia de problemas en condiciones normales de explotación de red, al haber sido resueltos en el ámbito de la planificación de red mediante infraestructura tradicional (transformadores, líneas y subestaciones).
Características
Redes con flujos unidireccionales y predecibles desde el transporte hasta el consumidor final Baja penetración de GD Niveles bajos j de supervisión p y automatización en redes de MT y BT Baja capacidad de gestión sobre los RED
Gen.Distrib.
REDES DE DISTRIBUCIÓN RED DE TRANSPORTE GENERACIÓN CONVENCIONAL
Contrrol centralizzado
Gen.Distrib.
R Redes P Pasivas
REDES DE DISTRIBUCIÓN
RED DE TRANSPORTE
GENERACIÓN CONVENCIONAL
Redes Pasiv vas
… y sigue pasando…
Co ontrol ce entraliza ado
Algo está pasando…
Fuente: proyecto Fenix
Fuente: REE
Total: 100.168 MW
Coal
Nuclear
Nuclear
Hydro
Hydro
Wind
Wind
Solar PV
Solar PV
Solar CSP
Solar CSP
Thermal Renewable
Thermal Renewable
CHP and others
CHP and others
Cobertura de la demanda 2011
Installed Capacity (MW)
Percentage (%)
CHP (Natural Gas)
166,9
7,6
Rest CHP
319,4
14,5
Wind Power
1.369,5
62,1
Photovoltaic (PV)
10,3
0,5
Hydro
306,1
13,9
Other Renewables
31,4
1,4
TOTAL Generation
2.203,6
100
Fuente: propia
Combined cycle
Coal
Capacidad Instalada 2011 UFD 2011
Punta: 43.896 MW
Combined cycle
Other Renewables 1 4% 1,4% Hydro Natural Gas 13,9% CHP 7,6% PV 0,5%
Rest CHP 14,5%
Wind power 62,1%
Max. Hourly Average capacity (MW) Galicia Demand
1.842
RED DE TRANSPORTE GENERACIÓN CONVENCIONAL 1. 2.
Redes Pasivas
REDES DE DISTRIBUCIÓN
Con ntrol centra alizado
1
G Di t ib Gen.Distrib.
REDES DE DISTRIBUCIÓN
RED DE TRANSPORTE
GENERACIÓN CONVENCIONAL
1
Gen.Distrib.
2
G. Act.Dem
REDES DE DISTRIBUCIÓN RED DE TRANSPORTE GENERACIÓN CONVENCIONAL
Redes s activas s. Coordinación centtralizada a y distrib buido
1
Gen.Distrib.
Redes Pas R sivas
… y sigue pasando…
Control centralizzado
Algo está pasando…
Generación distribuida Gestión activa de la demanda
Fuente: proyecto Fenix
Un proceso de transformación: Smart Grid Hacia una Gestión inteligente de la red
Hoja de ruta HOY deberíamos estar aquí
4 3
1 Optimización de la explotación de la red • Telecontrol y monitorización it i ió d de red d • Telegestión del sistema de protección • Herramientas de ayuda a la operación • Gestión activa de la red • Esquemas regulatorios 1. 2.
2
Telegestión
Integración de la GD
• AMI1 (despliegue masivo con comunicación bidireccional)
• Integración de la generación distribuida • Acceso y conexión (Criterios técnicos de conexión)) • Integración SSCC
5
•L Lectura t remota t y generalizada de la información de uso • Integración en procesos de los DSO’s y TSO’s
• Operación en isla • Cambios regulatorios •P Procedimientos di i t de Operación
Advanced Metering Infrastructure Recursos energéticos distribuidos (Demanda, Vehículo eléctrico, GD y almacenamiento)
Optimización y coordinación del SE global
Gestión avanzada de la demanda
• Integración de todos los DER2
• Participación activa de la demanda (desplazamientos de carga, reducción de consumo)
• Operación optimizada de las instalaciones
• Coordinación centralizada vs descentralizada
• Respuesta y Gestión activa de la demanda
• Control avanzado de las sistemas de red (fiabilidad, fraude, control de flujos)
• Cambios regulatorios
• Almacenamiento eficiente de energía
• Automatización en consumo final (redes inteligentes en los hogares y aparatos eléctricos inteligentes)
• Cambios regulatorios
• Vehículo eléctrico
Evolución en el tiempo
Redes activas e inversión Smart Grid Los costes de inversión en Smartgrid se concentran en su mayoría en los DSO, DSO si bien los beneficios se reparten entre todos los agentes
Fuente: seminario “integrating renewables and DG into european networks” el 3-05-2012. Informe JRC (Joint Research centre) 2011 .
¿Por qué? Generación y Carga distribuidas e intermitentes suponen un reto para el GSD
¿Cómo? Gestión activa d l sistema del i de d distribución
¿Con qué?
Regulación y Tecnología
El papel del GSD es mantener la seguridad del sistema y la calidad de servicio en redes de distribución para servir a los clientes de red Facilitación del mercado Acceso transparente y no discriminatorio
Asegurando la seguridad del sistema y la calidad del servicio
GRD + (DNO)
Servicios al Sistema
GRD: Gestor de red de distribución GSD: Gestor del sistema de distribución
=
GSD (DSO)
DNO: Distribution network Operator DSO: Distribution System Operator
Con Gestión Activa del Sistema
Tipos de red
Estructura
Tipo Operación
Clientes (Nº)
Instalaciones (Nº)
Flexibilidad Operación
Nivel Monitorización
Transporte (Seguridad de suministro) (400, 220 kV)
Mallado
Mallado
Muy pocos
Pocas
Alta
Alto
Reparto (132, 66, 45 kV)
Mallado / Radial
Mallado / Radial
Pocos
Bastantes
Media
Alto
MT (20 15 kV) (20,
Mallado / Radial
Radial
Bastantes
Muchas
Baja
Medio
BT (400, 380 V)
Mallado / Radial
Radial
Muchos
Muchas
Muy Baja
Muy bajo
Distribución ((Calidad de servicio)
Seguridad
400kV Operador del sistema 220kV 132-66kV 45kV MT
Calidad
BT
Gestor del sistema de Distribución
Evolución del Sistema de Distribución La gestión activa de la red
A ACTUAL L
Necesidades
AT
MT
BT
Redes activas?
Redes pasivas
Redes pasivas
Redes activas
Redes activas
Redes activas / pasivas
Supervisión Control Simulación/Análisis Capacidad de Gestión
Añover
FUTUR RO
Seseña
Supervisión Control Simulación/Análisis Capacidad de Gestión
Fundamentos…
El producto electricidad (MWh - Energy)
Actividades liberalizadas (Generación, (G ió comercializadores, i li d agregadores, almacenamiento clientes...)
Satisfacer las necesidades energéticas del clientes (Cantidad)
Mercado Perfecto: Maximizar beneficio
El servicio eléctrico (MWh - Energy) (MW – Power)
Solución más eficiente
Leyy oferta / demanda
Actividades reguladas (Coordinación – TSO,DSO-, t transporte, t distribución) di t ib ió )
Mecanismo regulatorios o de mercado
Precios
Satisfacer la seguridad y calidad de servicio de los clientes (Seguridad , Calidad)
Tarifas Precios
Participación activa de la demanda Respuesta de la demanda (DR) ‘bottom-up’ approach “The The changes in electric usage by end-use end use customers from their normal consumption patterns in response to changes in the price of electricity over time. Further, DR can be also defined as the incentive payments designed to induce lower electricity use at times of high wholesale market prices or when system reliability is jeopardized. jeopardized DR includes all intentional modifications to consumption patterns of electricity of end use customers that are intended to alter the timing, level of instantaneous demand, or the total electricity consumption” (1)
Gestión activa de la demanda (DSM) ‘top-down’ approach “the aim to reduce energy consumption and improve overall electricity usage efficiency through the implementation of policies and methods that control electricity demand. Demand Side Management (DSM) is usually a task for power companies / utilities to reduce or remove peak load, hence defer the installations of new capacities and distribution facilities. The commonly used methods by utilities for demand side management are: combination of high efficiency generation units, peak-load shaving, load shifting, and operating practices facilitating efficient usage of electricity, etc” (2) Fuente: Eurelectric, “Eurelectric views on demand-side participation”, Agosto 2011. (1)M.H. Albadi and E.F. El-Saadany (2007) “Demand Response in Electricity Markets: An Overview”, IEEE (2)J. Zhong et al. (2010) “Demand Side Management in China”, IEEE.
Nuevos servicios que den respuesta a… Acceso y conexión
Planificación
Roles y responsabilidades
Seguridad e Intercambio de información
Gestión G ió A Activa i del Sistema
Operación
El GsD vs planificación y acceso y conexión Planificación • Contribución de los RED a la firmeza • Mecanismos M i regulatorios l t i para que los l RED puedan d proporcionar i potencia t i firme fi a los l GSD. GSD GD es capaz de retrasar inversiones bajo ciertas circunstancias.
Las redes de distribución se diseñan para potencia pico pico, que es necesitada pocas horas por año
• Mecanismos regulatorios para potencia firme • Bajos períodos de firmeza • Fuente F t primaria i i predecible d ibl y controlable • Baja capacidad requerida • Muchos generadores distribuidos. distribuidos
Enfoque Activo para el desarrollo, planificación, y acceso/conexión a la red de distribución “Fit Fit & forget forget”
“Sólo Sólo operación” operación
Todo solucionado en la etapa de planificación (redes pasivas)
Todo es conectado en etapa de planificación sin restricciones y resuelto durante la operación
“Gestión Activa” Solución combinada entre planificación y operación (Redes Activas)
Definiciones
Los RED tienen que cumplir requisitos de conexión garantizando su correcto comportamiento para el sistema = capacidad de asegurar la seguridad operacional y los estándares de calidad
Conexión: Proceso de los RED para ser conectados Acceso: Capacidad de inyectar/extraer energía a/de la red RED: Recursos Energéticos Distribuidos
Control de tensión con GD Contribución de la GD al control de tensión AT GD es capaz de participar eficientemente en el SSCC
MT
BT
Control por FdP
Control por FdP
g Tensión consigna
g Tensión consigna Fuente: Proyecto redes 2025
Viabilidad técnica en el control de tensión (factor de potencia o tensión consigna)
Sobredimensionamiento en Q instalada para mantener tensiones consigna por nivel de tensión
Debido a la características de las redes de distribución, los perfiles de tensión en las redes de MT y BT se encuentran condicionados por la inyección y/o absorción de potencia activa de la GD, por lo que los GD’s no son capaces de d mantener t t tensiones i consigna i en esas redes d mediante di t la l absorción b ió o generación ió de d reactiva. ti E AT ell En comportamiento de los GD’s en el control de tensión es análogo a la red de transporte. Por este motivo es de vital importancia articular la normativa que permita al GrD gestionar la GD para tener en cuenta el efecto local de las tensiones maximizando la contribución de los GD’s en el control de tensión.
Gestión de restricciones Previsiones & Programaciones •Producción & Consumo •Descargos •Program. provisionales de agregadores
Negociaciones tiempo real
Propuestas de acciones manuales
Simulaciones & Cál l d Cálculos de red d
•Detección de restricciones ti i •Búsqueda de soluciones (acciones sobre prod. & cons.)
Tiempo Real
Detección de restricciones
Acciones automáticas
Interacciones de ajuste en el mercado •GST • Agregadores
Como el OS, el GSD necesita gestionar la congestión en sus redes para evitar problemas de seguridad
Reconstrucción de flujos & nuevo análisis •GST •Agregadores •Suministradores
Intercambio de información entre agentes
Red de distribución de de influencia sobre transporte
Intercambio de información entre agentes
Red de transporte de Influencia sobre distribución
Intercambio de información entre agentes
PO 8.1 Redes operadas y observadas por el OS “3.2 Red observable.- La red observable estará constituida por aquellas instalaciones cuya topología y medidas de variables de control deben ser conocidas en tiempo real por el operador del sistema para operar adecuadamente el sistema y efectuar los estudios de seguridad del sistema , en todos los horizontes temporales, con suficiente precisión. 6.1 Información estructural.- Los propietarios
de instalaciones de la red observable pondrán a disposición del Operador del Sistema la información estructural, según se recoge en el procedimiento de operación 9.0 en el que se define la información intercambiada por el operador del sistema. 6.2. Información en tiempo real.- La información de la red observable que recibirá el OS en su sistema de control de la energía en tiempo real será la recogida en el procedimiento de operación 9.0 en el que se define f la información f intercambiada por el OS.” OS
En la actualidad no existe legislación que permita al DSO obtener información de la red observable con el TSO, los DSO fronterizos y los GD’s. Esta ausencia de información dificulta la integración de la GD así como la garantía de seguridad de suministro del sistema de distribución, dada que la información requerida para realizar el control y supervisión de red así como para los estudios de seguridad es insuficiente.
Intercambio de Información DSO – GD RD 1565/2010 Artículo 18.d) Gestores de las redes de distribución “Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW, y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que g del mismo subgrupo g del artículo 2 cuya y suma total de potencias sea mayor y de 10 MW, deberán estar formen parte de una agrupación adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico. En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, el límite de potencia anterior será de 1 MW para las instalaciones o agrupaciones. Todas las instalaciones con p potencia instalada mayor y de 1 MW, o inferior a 1 MW ppero qque formen pparte de una agrupación g p de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas por los titulares de las instalaciones o, en su caso, por sus representantes. “
PO O9 9.0 0 Articulo t cu o 7.1 Información o ac ó intercambiada te ca b ada po por e el ope operador ado del de sistema s ste a “Centro de control de instalaciones de producción.–La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción de potencia neta igual o superior a 10 MW (o de forma agregada de aquellas instalaciones de potencia inferior a ésta y que formen parte de un conjunto cuya conexión se realice a un mismo nudo de la red de tensión igual o superior a 10 kV y sumen más de 10 MW) deberá ser p por medios p p propios p y facilitada al OS través de conexión entre sus centros de control. captada Aquellas unidades de producción de potencia mayor de 1 MW que no cumplan las condiciones establecidas en el
deberán enviar la telemedida de su producción neta en tiempo real al OS a través del centro de control del distribuidor de la zona. En el caso de q que la instalación de p producción esté integrada g en una zona de regulación, g , su centro de control será́ el despacho de generación del propietario de dicha zona de regulación.“
párrafo anterior, no tienen obligación de integrarse en un centro de control, pero
En la actualidad los generadores eligen el modo en que envían la telemedida (centro de control de generación, directamente al OS o vía DSO). Se requiere normativa específica vía POD o rango superior en la que se establezca que los GD’s enviarán su información en tiempo real al DSO de la zona en la que se encuentran ubicados. El DSO facilitará dicha información a través de su enlace en tiempo real con el TSO.
Intercambio de información entre agentes
Un ejemplo de servicios… Un ejemplo de posibles acuerdos entre los DSO y los Recursos Energéticos Distribuidos Nombre del servicio
Objetivo
Agente responsable de coordinación
Servicio/proveedor
Gestión activa de la demanda
Mayor eficiencia en el uso de activos de transporte y distribución
DSO / TSO
Comercializadores y/o agregadores / grandes consumidores
Operación anti-isla
Evitar desbalances instantáneos G/D
DSO
GD’s, agregadores
Operación en isla
Mejora de la continuidad de suministro en aquellas islas en las que es posible el DSO equilibrio de G/D
GD’s, consumidores, comercializadores, agregadores
Intercambio de información entre agentes
Mejorar el control y supervisión de red en DSO la red de distribución
TSO, agregadores, DSO’s, GD’s GD s
Gestión de restricciones técnicas (Corto plazo)
Operar la red cumpliendo los criterios de DSO seguridad
Comercializadores / Grandes consumidores / GD’s
Gestión de la capacidad firme (Largo plazo)
Retraso efectivo y eficiente de las inversiones; Uso eficiente de los activos disponibles
DSO
Comercializadores / Grandes consumidores / GD’s
Control de tensión
Calidad de producto
DSO
Comercializadores C i li d / Grandes consumidores / GD’s
…
…
DSO’s
…
¿Por qué? Generación y Carga distribuidas e intermitentes suponen un reto para el GSD
¿Cómo?
Gestión activa del sistema de distribución
¿Con qué? Regulación y Tecnología
Coherencia regulatoria g Para avanzar… es necesaria una regulación coherente, equilibrada y equitativa en todos sus términos Modelo de ingresos y mercado para la generación
Roles y responsabilidades
SSCC+POD s: SSCC+POD´s: Gestión de la Red
Modelo De Acceso y Conexión
Seguridad de suministro y Calidad de servicio i i
Retribución de las actividades de Red
Nuevos requerimientos POD Cobertura de necesidades según g propuesta p p POD de Julio 2009
Roles y responsabilidades Criterios C it i de d Conexión y acceso
Planificación
Operación
Intercambio de información. Seguridad y privacidad de la información
• Definición y papel del DSO • Nuevas definiciones de agregadores, gestión de la demanda, VE y almacenamiento • Nuevo rol de la GD en su contribución a la seguridad y calidad de suministro • Criterios para la determinación de los puntos de conexión • Petición de acceso y gestión de la conexión • Cálculo Cál l de d la l capacidad id d disponible di ibl en cada d nodo d de d distribución di t ib ió • Procedimientos de conexión de RED (solo pequeña potencia) • Requerimientos técnicos de conexión a red de RED (solo pequeña potencia) • Criterios para establecer planes de inversión • Criterios de planificación (n-1, (n-1 capacidades nominales, nominales rango de tensiones, potencia firme, firmeza de la GD, arquitectura de red) • Previsión y Estimación de demanda y GD • Requerimiento y especificación de diseño de activos de la red • Seguridad g y estados del sistema. Márgenes g de variación admisibles de control en la operación • Programación y gestión de actuaciones programadas • Cálculo de contingencias y gestión de restricciones • Control de tensión • Límites estacionales • Operación anti-isla • Programas de emergencia y reposición
No recoge la necesidad Recoge algunos aspectos Recoge necesidades
• Intercambio de información del GSD con g g ,g grandes consumidores,, comercializadores,, TSO,, GD’s,, agregadores, otras distribuidoras. • Seguridad en infraestructuras críticas • Protección y privacidad de la información 32
Proceso de elaboración de los PO’s europeos: los Network Codes (NC)
Estamos aquí
33 33
Los Network Codes en 2012
RfG DCC
OS
OPS
LFC
BAL RfG: Requirements for generators
DCC: Demand connection code
OS: Operational security
OPS: Operational Planning and Scheduling
LFCR: Load Frequency and control
BAL: Balancing
¿Cómo ha involucrado ENTSO-E a los distintos agentes afectados (stakeholders)? CEDEC GEODE
Participación de los DSO’s en el proceso
TF Grid Connection
Chairman: J. Merley
EDSO4S Eurelectric
European Federation of Local Energy Companies European p Group p of independent p energy gy distribution and distribution-related companies European Distribution System Operators for SG The Union of the Electricity Industry
TF System Operation p
Requirements for Generators
Operational Securityy
Demand Connection
Operational Planningg & Scheduling
Load frequency controll & security i + Balancing
Chairman: D. Trebolle
PO’s y POD’s son necesarios en sus respectivos ámbitos… Visión del TSO
Coordinación TSO/DSO
Visión del DSO
Se requieren POD’s que habiliten al DNO como DSO que gestiona los recursos energéticos distribuidos conectados a su red. red Cada gestor (TSO/DSO) debe ser responsable en el ámbito de su red y se deben detallar los aspectos de coordinación. El TSO no debe gestionar el ámbito de la red de distribución ni el DSO el ámbito de la red de transporte pues puede provocar problemas en la coordinación y en la calidad y seguridad de suministro. 36
Los System Operation Network Codes (Position Paper) La descentralización de los sistemas de potencia requiere redefinición de roles y responsabilidades. PERO un requerimiento no sirve para todos- las necesidades evolucionan y las capacidades técnicas de la red y sus usuarios deben ser tenidas en cuenta.
Fuente: “Network Codes for System Operation. A Eurelectric Position Paper” September 2012
El impacto transfronterizo de los GSD depende de: Los niveles de tensión que operan El grado de penetración de generación distribuida
37
La tecnología: facilitador clave De la Innovación a la Demostración
Tecnología Innovación I+D
Laboratorio
CASCADA
PELGRIN Demostración
Despliegue Soluciones
38
Grid Integration Laboratory (LINTER) Equipment outside the building Wind Turbine
Gas Micro Turbine 5 Kw. Heat/cold /sanitary y hot water
Secondary Substations x3
LINTER will be operated by a software tool that will integrate all the particular solutions: Panels, gas micro turbine, wind turbine, etc. Electric vehicle recharging Grid Integration Lab: LINTER
Photovoltaic generation (50 kW-200 solar panels) 39
Overview Operations & Meter Management
Puente Princesa Substation
Private Communications Network
P bli C Public Communications i ti Network (Multioperator) Optical Fiber
15 KV PLC MV HV
SS1
MV
SS2
100 KVA
Smart Meters (Residential) LV
SS: S SS Secondary d Substation
2 x LV Lines
Transformer Gas Micro 250 KVA Turbine 5 Kw MSM
2 x LV Lines 200 x FV (50 Kw)
Wind Turbine STATCOM 50 KVAr
MV Line (MV)
3G/GPRS
Electrical Vehicle 5 x 48C + 2x15C
40
Grid Integration Laboratory (LINTER) Mill for eolic microgeneration
Small Wind Turbine 3,5 kW.
Electric vehicle: 3 charging points 5 kW.
Grid Integration Lab: LINTER
41
Microgeneration g Micro-cogeneration gas: • 5.5 kW electric • 12.5 kW Hot Water
Photovoltaic panels • 20 kW modules polycrystalline silicon • 20 kW monocrystalline silicon modules • 10 kW amorphous silicon modules
x3
Grid Integration Lab: LINTER
42
Grid Integration Laboratory (LINTER) Smart Secondary Substation I
Grid Integration Lab: LINTER
43
Grid Integration Laboratory (LINTER) Smart Secondary Substation I Advanced Supervisor
Battery + charger
Router
RTU
DPF
Data Concentrator
MV/LV Transformer
Schneider Transformer
LV Board MV Board
LV Advanced Supervisor
Schneider
Grid Integration Lab: LINTER
44
Grid Integration Laboratory (LINTER) Smart Secondary Substation II
Grid Integration Lab: LINTER
45
Grid Integration Laboratory (LINTER) Smart Secondary Substation II Goal: Reduced load losses. MV Supervisor: V,I,P + DPF + Manage Alarms
Temperature sensor with alarm and trip relays
Siemens Transformer 15±2x2,5% / 0,42 , kV 100 kVA,, Yzn11,, KNAN Natural esters
MV Partial Discharge Monitoring Ormazábal Grid Integration Lab: LINTER
46
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Grid Integration Lab: LINTER
47
Información de Proyectos
Desde de la web externa www.gasnaturalfenosa.com Puede accederse Actividades/Innovación a todas los proyectos relevantes en los que estamos participando.
48
A recordar… Del régimen especial
a la generación distribuida…
De la conexión de la GD
a la integración..
D una d De demanda d pasiva i
ti i ió activa ti d de lla d demanda... d a una participación
De las redes pasivas
a las redes activas...
Del gestor de red
al gestor del sistema de distribución
Del e pa paradigma ad g a “la a ge generación e ac ó y la red siguen a la demanda”
a la coordinación eficiente de todos los RED
Beneficios
Menor dependencia M d d i en combustibles b tibl fósiles fó il Mayor eficiencia en el uso de activos Aumentar la fiabilidad y seguridad de suministro Sostenibilidad Precios eficientes
Conclusiones • La Gestión Activa del Sistema de distribución es fundamental para la integración eficiente de un porcentaje cada vez mayor de Recursos Energéticos Distribuidos. • Los Servicios al Sistema son claves para la integración de dichos RED, así como la Evolución de Roles y el Intercambio de Información. • Son necesarios mecanismos regulatorios que definan y articulen estos nuevos servicios regulados g • Numerosos movimientos se están produciendo dentro del sector, a nivel nacional y europeo. europeo Es muy probable que nuestro modelo de negocio evolucione. • La L coordinación di ió DSO/TSO es crítica í i para garantizar i la l seguridad id d del d l sistema
Muchas gracias g