Almacenamiento de energía | Energy storage FuturEnergy | Agosto-Septiembre August-September 2019 www.futurenergyweb.es 65 res de acción rápida en Power Creek. Estos desvían parte de la corriente de agua lejos de las turbinas para modular su potencia producida, manteniendo así la estabilidad de la red. Es como el concepto de reservas inmediatamente disponibles en una red convencional, y CEC desvía normalmente alrededor de 500 kW de capacidad para soportar aumentos repentinos de carga. Sin embargo, dado que la energía hidroeléctrica procedente del cauce de un río es un recurso que se echa a perder si no se utiliza, el agua desviada simplemente fluye por el río y la energía se pierde. Transiciones estacionales Con la llegada de varios cientos de trabajadores y cuando las plantas procesadoras de pescado aumentan su producción durante la primavera, CEC pasa de utilizar únicamente energía hidroeléctrica a emplear una combinación de ésta misma con generación diésel. Cuando la reserva hidroeléctrica cae por debajo de alrededor de 500 kW, se pone en marcha un grupo electrógeno diésel de 1 MW. Debido a que el diésel debe producir una potencia mínima de 400 kW, esto aumenta la cantidad de energía hidroeléctrica que debe echarse a perder. Durante este período de transición, el resultado es que CEC puede desperdiciar a veces más de 1 MW de energía hidráulica mientras consume al mismo tiempo el caro combustible diésel. Dependiendo de los patrones de carga, el cambio puede durar de un par de horas a varios días. CEC se dio cuenta de que un sistema de almacenamiento de energía conectado a red le permitiría optimizar sus costes de energía renovable y control, al tiempo que reduciría la dependencia del diésel importado. La cooperativa recurrió a Saft para desarrollar una solución de almacenamiento de energía basada en Li-ion de 1 MW con 1 MWh de capacidad de almacenamiento de energía. Se identificó una solución contenerizada como la opción preferida: un convertidor de potencia ABB y un contenedor de baterías ubicados en la subestación central de la red CEC. Principio operativo del sistema de almacenamiento de energía El sistema de almacenamiento de energía proporciona lo que equivale a una reserva adicional inmediatamente disponible, lo que permite a CEC abrir completamente sus deflectores y evitar que se eche a perder la capacidad de generación hidroeléctrica. En lugar de poner en marcha los generadores diésel cuando el caudal a través de los deflectores cae por debajo de 500 kW, la cooperativa especificó el principio de funcionamiento del sistema de almacenamiento de energía de modo que se capte la carga que debe ser inyectada y que se absorba la potencia para mantener la frecuencia de la red. CEC’s hydropower costs are around 0.06 $/ kWh. In contrast, diesel generation costs can range as high as 0.6 $/kWh, depending on fuel prices. Therefore, whenever possible, CEC prefers to run on hydropower alone and typically covers as much as 78% of its annual demand this way. In hydro-only mode, operators control the grid frequency by adjusting the angle of fast-acting deflectors at Power Creek. These divert part of the water stream away from the turbines to modulate their power output, thereby maintaining grid stability. This is like the concept of the spinning reserve in a conventional grid, and CEC typically deflects around 500 kW of capacity to support sudden load increases. However, with run-of-river hydro being a ‘use-it-orlose-it’ resource, deflected water simply flows down the river and the energy is lost. Seasonal transitions As several hundred workers arrive and fish processing plants ramp up their production during the spring, CEC transitions from using hydro only to a combination of hydro-diesel generation.When the hydro reserve drops below around 500 kW, a 1 MW diesel genset is started up. As the diesel must run at a minimum output of 400 kW, this increases the amount of hydro that has to be spilled. The net effect during this transition period is that CEC can sometimes waste more than 1 MW of hydropower while burning expensive diesel fuel at the same time. Depending on load patterns, the changeover can last from a couple of hours to several days. CEC recognised that a grid-connected ESS would enable it to optimise its renewable energy and control costs while reducing reliance on imported diesel. The cooperative turned to Saft to develop a li-ion-based ESS solution rated at 1 MW, with 1 MWh of energy storage capacity. A package solution was identified as the preferred option: an ABB power converter and a battery container located at the central substation of the CEC grid. The ESS operating principle The ESS will provide what amounts to an additional spinning reserve, enabling CEC to open its deflectors fully and avoid spilling hydro generation capacity. Rather than starting up the diesel generators when the flow past the deflectors drops below 500 kW, the cooperative specified the ESS operating principle to harness the load to be injected and to absorb power to maintain grid frequency. CEC’s consultant, Electric Power Systems Inc. worked with Saft to develop a detailed control philosophy and operating set points for the various transitions involved with dynamic load variations. When the ESS state of charge (SOC) drops below 30%, CEC’s automated dispatch system starts up the genset, which then can operate at its minimum output of 400 kW to supply demand and charge the battery at the same time. If the SOC reaches 70% and the net load remains low, the diesel shuts down and the ESS will discharge, whereas if the net Grupo diésel en la planta de Generación de Orca de CEC Diesel generator at CEC’s Orca generating station Vista sobre el lago Eyak desde la subestación donde se ubicará el ESS View over Eyak Lake from the substation where the ESS will be located
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