El consorcio que desarrolla el proyecto también cuenta con la participación de Ayesa Advanced Technologies, Ingelectus Innovative Electrical Solutions, Ormazábal Media Tensión y el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la ETSII de la Universidad de Sevilla a través de la fundación AICIA. El presupuesto total es superior a los 3 millones de euros, de los que cerca de 1,3 millones serán financiados por el CDTI (Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial) a través del programa Feder-Interconnecta.
El Proyecto Monica desarrollará un sistema capaz de determinar con precisión la situación real en que se encuentra la red de distribución en cada momento (Estimador de Estado), con información real e inmediata sobre el impacto en la calidad y seguridad del suministro. Para ello, desarrollará y desplegará una red de sensores en media y baja tensión que tomarán medidas sobre todas las variables eléctricas.
El nuevo Estimador de Estado de la red recibirá en tiempo real todos los datos captados tanto por los sensores desplegados como por los nuevos contadores inteligentes (7 millones ya instalados por la empresa) y realizará un diagnóstico de los distintos problemas existentes en la red para poder evitarlos o resolverlos, según corresponda.
Endesa asegura que Monica será una herramienta clave para gestionar un sistema eléctrico en el que están entrando nuevos protagonistas, como el almacenamiento energético, los vehículos eléctricos y sus puntos de recarga, la generación distribuida o los nuevos autoconsumidores, que hacen que los modelos de consumo tradicionales cambien, y por tanto su gestión, sea diferente. "Las redes de distribución tendrán que acomodarse a estos elementos activos, y además operarlos de manera descentralizada y bidireccional, interaccionando con ellos", indica la compañía.
Hasta hace poco tiempo no se consideraba factible, ni técnica ni económicamente, la posibilidad de desarrollar e implantar un sistema de estas características. Pero el despliegue de las smart grids y los últimos desarrollos experimentados por sus tecnologías relacionadas, particularmente los contadores inteligentes y los sensores y telemandos avanzados, han aportado grandes capacidades de automatización de la red y nuevas fuentes de información que permiten abordar con garantías el objetivo de que las redes de distribución (baja y media tensión) estén dotadas de las mismas herramientas de supervisión y control que las de transporte (alta tensión).
Málaga, el escenario de prueba
El Proyecto se llevará a cabo en el área de Smart City Málaga, el centro de experimentación real para el desarrollo de las tecnologías de distribución eléctrica del Grupo Enel.
Este entorno, totalmente real, cuenta en la actualidad con más de 15.000 clientes telegestionados, 40 km de líneas de media tensión comunicados con tecnología PLC, 70 centros de transformación MT/BT –de los cuales 22 están totalmente automatizados–, instalaciones de generación de energía renovable y de almacenamiento distribuidos –incluyendo dos microgrids que combinan generación, consumo y almacenamiento– y alumbrado público eficiente.
Asimismo, esta zona cuenta con las infraestructuras de recarga de vehículos eléctricos desarrolladas en los proyectos Zem2all –el mayor proyecto demostrativo de movilidad eléctrica en España, incluyendo seis prototipos de cargadores bidireccionales V2G–; un demostrador de recarga rápida dinámica y estática de bus eléctrico con guiado automático (proyecto Victoria); y Green eMotion, donde una batería de segunda vida de coche eléctrico es empleada para gestionar automáticamente la demanda de un cargador rápido y reducir su impacto en la calidad de la red de distribución.
