Energía 4.0. Digitalización | Energy 4.0. Digitalisation www.futurenergyweb.es 88 FuturEnergy | Mayo May 2018 Ejemplo: Nice Grid en Francia fue un proyecto de 33.400 M$ para actualizar un área aislada de la red a las afuera de la ciudad de Niza en 2014. Fue un proyecto integral de red inteligente, que incluyó formas de automatización de la distribución, nuevas tarifas y señales de precios y almacenamiento en baterías, además de integrar instalaciones fotovoltaicas sobre tejado ya existentes. Al instalar un sistema de gestión energética de la red, el operador de la red de distribución pudo ampliar sus capacidades al controlar automáticamente recursos de flexibilidad, como la respuesta a la demanda y el almacenamiento en baterías. El sistema también le permite identificar qué recursos de flexibilidad brindan servicios y crear pronósticos para administrar la oferta y la demanda. Cambios de empleo en empresas energéticas El empleo en el sector energético está cambiando. Hace unos 20 años, las lecturas de contadores eran realizadas por un técnicomientras que hoy en día, la mayoría de los clientes pueden enviar sus propias lecturas a través de sistemas en línea. Los contadores inteligentes permitirán que incluso esta pequeña tarea se automatice. La industria ha pasado del servicio al autoservicio y a la automatización en términos de lectura de contadores. En el sector de servicio al cliente podría ocurrir también un cambio similar. Los chatbots y sistemas de IA están comenzando a reemplazar a los operadores humanos de los centros de llamadas, como un primer paso en la resolución de problemas. Permiten a los clientes resolver problemas ellosmismos o realizar solicitudes directamente a los departamentos de mantenimiento. Los programas de mantenimiento predictivo conectados a sistemas de contadores inteligentes, que pueden identificar problemas con la conexión o red del cliente y enviar automáticamente a los equipos demantenimiento. Ejemplo: Florida Power & Light (FPL) implementó 4,35 millones de contadores inteligentes entre 2009 y 2013. Esto le permitió automatizar y mejorar su servicio al cliente. El número de facturas estimadas disminuyó de 14 por cada 1.000 clientes a 0,36 por 1.000. La compañía también pudo lidiar con los fallos de manera mucho más efectiva. En 2015, FPL identificó 8.000 fallos del sistema antes de que fueran reportados por clientes, y pudo resolver automáticamente 1.600. Estas mejoras significan que se requiere menos mano de obra para el mantenimiento y los centros de llamadas. Vida útil y utilización de activos en el sistema de transmisión Cuando se planifican nuevas líneas de transmisión, están diseñadas con un exceso de capacidad en función de las previsiones sobre cómo crecerá la demanda de electricidad en los centros de carga a los que atienden. En los países desarrollados, gran parte de la red está llegando al final de este exceso de capacidad. La expansión de las líneas de transmisión es cara y, amenudo, está impulsada por la capacidad,más que por problemas mecánicos de desgaste. Al gestionar la demanda con tecnología digital y activos de almacenamiento en baterías, puede diferirse la necesidad de instalar nuevas líneas de transmisión. Al reducir el esfuerzo en las subestaciones en momentos punta, también se puede alargar su vida. Reemplazar interruptores mecánicos con antigüedades de 40 a 50 años por componentes electrónicos, que tendrán que ser reemplazados en 10, significa que los ciclos de reemplazo de activos están disminuyendo drásticamente, lo que hace aún más importante extender la vida útil de los activos físicos. Ejemplo: Ergon Energy en Australia gestiona el suministro eléctrico a muchas ciudades pequeñas que están a cientos de kilómetros de las centrales eléctricas. Esta energía se entrega mediante líneas de transmisión de capacidad limitada. La empresa instaló sistemas de almacenamiento de 100 kWh en varios sitios para suministrar energía cuando la demanda alcanza su puntomáximo y ayudar a integrar la autogeneración solar. Esto requiere que el sistema reaccione a los cambios en la red, para elegir los mejores tiempos de carga y descarga. Esto solo es posible con comunicaciones digitales y software. customers can submit readings themselves, through online systems. Smart meters will enable even this small task to be automated. The industry has moved through phases of service, from self-service to automation in terms of meter readings. A similar change could take place in the customer service sector as well. Chatbots and AI systems are beginning to replace human call centre operators as a first step to troubleshooting problems. They allow customers either to resolve issues themselves, or to make requests directly to the maintenance departments. Maintenance programmes attached to smart meter systems that can identify issues with the customer’s connection or network and automatically dispatch maintenance crews. Case study 2: Florida Power & Light (FPL) deployed 4.35 million smart meters between 2009 and 2013. This allowed it to automate and improve its customer service provision. The number of estimated bills declined from 14 per 1,000 customers, to 0.36 per 1,000. The utility was also able to address faults much more effectively. In 2015, FPL identified 8,000 system faults before they were reported by the customer, automatically resolving 1,600 of them. These improvements mean less labour is required for maintenance and call centres. Lifetime and asset utilisation in the transmission system When new transmission lines are planned, they are designed with excess capacity based on forecasts for how electricity demand will grow at the load centres they serve. In developed countries, much of the grid system is reaching the end of this excess capacity. Transmission line expansion is expensive, and is often driven by capacity, rather than mechanical wear-andtear issues. By managing demand with digital technology and battery storage assets, the need to install new transmission lines can be deferred. By reducing the strain on substations at peak times, their lifetimes can also be increased. Replacing mechanical switches with lifetimes of 40 to 50 years with electronic components that will need to be replaced in 10, means that asset replacement cycles are decreasing dramatically, making it even more important to extend the lifetime of physical assets. Case study 3: Ergon Energy in Australia manages the electricity supply to many small towns hundreds of kilometres away from the plants that generate their power. This energy is delivered with transmission lines with limited capacity. The utility has installed 100 kWh storage systems at several sites to supply power when demand peaks and help integrate solar selfgeneration. This requires the system to react to changes in the grid, to choose the best charging and discharging times. This is only possible with digital communications and software. Sistemas de almacenamiento en baterías del proyecto Nice Grid | Battery storage systems at the Nice Grid project
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