Sistema de almacenamiento energético de 250kW / 1050kWh conectado a la red

Resumen del caso

Caso de ingeniería histórico · 2023

BESS conectado a la red y alojado en un contenedor, diseñado para desplazar picos de demanda durante periodos prolongados, optimizar tarifas y controlar la interacción con la red. Potencia nominal de 250kW. Capacidad nominal de 1050.6kWh.

Nota de archivo: este caso se basa en los registros de ingeniería de GeePower de 2023. Se han conservado la configuración detallada y la lógica de funcionamiento del sistema, aunque el emplazamiento original y las fotografías del proyecto no figuran en los materiales archivados actualmente disponibles.

El sistema de un vistazo 

Objetivo de ingeniería

La reducción de picos de demanda en un emplazamiento comercial o industrial es sencilla como concepto. Su ingeniería es más compleja.

Este sistema debía proporcionar aproximadamente 1MWh de capacidad de almacenamiento utilizable y alrededor de 250kW de potencia controlada de carga y descarga, dentro de una arquitectura en contenedor que integrase gestión de baterías, conversión de potencia, supervisión y protección como una sola unidad lista para instalar.

El diseño abordó estos requisitos de forma conjunta. La batería, el PCS, el BMS y los sistemas auxiliares se especificaron para funcionar como un BESS integrado, no como componentes independientes montados posteriormente en el emplazamiento. Esta decisión condicionó todas las etapas posteriores del diseño de ingeniería.

¿Por qué 250kW / 1050.6kWh?

Con una capacidad nominal de 1050.6kWh y una potencia nominal de 250kW, se trata de un sistema de almacenamiento de aproximadamente cuatro horas.

Esta relación es adecuada para aplicaciones en las que la carga se realiza progresivamente durante varias horas de tarifa reducida y la descarga cubre el periodo de tarifa alta, como ocurre en muchos escenarios de optimización por periodos tarifarios y reducción de picos de demanda. En este caso, el dimensionamiento permitía reducir picos de demanda, desplazar el consumo, optimizar tarifas por periodos, controlar la carga y descarga desde y hacia la red y reducir de forma cuantificable el consumo de la red en horas de tarifa alta.

Las cifras concretas pertenecen a un proyecto de 2023. El criterio de dimensionamiento puede aplicarse a otros casos. La capacidad óptima de cualquier BESS moderno depende del perfil de carga del emplazamiento, la estructura tarifaria, los límites de la red y la estrategia operativa requerida. El perfil de cuatro horas refleja un conjunto específico de esos parámetros.

Arquitectura de baterías

El sistema utilizaba celdas LiFePO₄ de 3.2V / 90Ah. A nivel de módulo, la configuración era 6S4P:

• 6 celdas en serie: 19.2V
• 4 celdas en paralelo: 360Ah

Del módulo al sistema:

228S4P × 4 → 729.6V × 360Ah × 4 ≈ 1050.6kWh

La cadena de 228 celdas en serie alcanzaba la tensión requerida del sistema. La disposición de cuatro ramas en paralelo aportaba la capacidad. La estructura de cuatro unidades de batería daba modularidad a la arquitectura y permitía montar, probar y transportar el sistema por secciones independientes.

Conviene interpretar esta configuración más allá del cálculo. La selección de celdas determina el rango de tensión del sistema, que condiciona el diseño del PCS. El número de ramas en paralelo afecta a la capacidad y la tolerancia a fallos. El número de unidades de batería determina la distribución física y la facilidad de mantenimiento. Las decisiones tomadas a nivel de celda repercuten en toda la arquitectura.

Arquitectura integrada del sistema

El sistema seguía una jerarquía eléctrica clara:

Red ↔ PCS ↔ bus de CC ↔ sistema de baterías

El BMS supervisaba continuamente la batería. La capa de supervisión y control coordinaba el estado de funcionamiento, las alarmas y los datos de todos los subsistemas.

Sistema de baterías

Los módulos y bastidores LiFePO₄ proporcionaban la capacidad de almacenamiento energético.

Sistema de gestión de baterías

El BMS supervisaba la tensión de celdas y paquetes, la corriente, la temperatura y el estado de carga, y proporcionaba protección frente a condiciones de funcionamiento anómalas en todas las unidades de batería.

Sistema de conversión de potencia

El PCS realizaba la conversión bidireccional de potencia entre el sistema de baterías de CC y la red de CA, con funcionamiento a 400V / 50Hz en el lado de CA.

Supervisión y control

El sistema de control gestionaba el estado de funcionamiento, las condiciones de carga y descarga, las alarmas y los datos del sistema.

Gestión térmica

El equipo de control de temperatura mantenía el entorno de la batería dentro del rango de funcionamiento requerido ante distintas condiciones ambientales y de carga.

Protección contra incendios

Se integró en el contenedor un sistema específico de protección contra incendios como parte esencial de la arquitectura de seguridad; se especificó junto con las baterías y los sistemas eléctricos, sin añadirse posteriormente.

Lógica de carga y descarga

La estrategia operativa se basaba en la carga y descarga programadas desde y hacia la red.

Durante los periodos de tarifa reducida, el PCS cargaba la batería desde la red dentro de los límites de potencia configurados. El BMS supervisaba continuamente la tensión, la corriente, la temperatura y el estado de carga. Al comenzar los periodos de tarifa alta, la energía almacenada se descargaba a través del PCS para alimentar la carga del emplazamiento y reducir la compra de electricidad a la red a precios punta. Fuera de esos periodos, el sistema permanecía en espera: no cargaba ni descargaba, pero la supervisión del BMS y del sistema de control continuaba sin interrupción.

Si se detectaban condiciones anómalas en cualquier fase —batería, PCS o sistema—, la lógica de protección podía interrumpir el funcionamiento antes de que la situación se agravase.

El resultado fue un sistema que funcionaba como un recurso activo de gestión energética: una arquitectura de control coordinada en la que cada subsistema cumplía una función definida durante el ciclo de funcionamiento.

Integración en contenedor

El sistema completo se integró en un contenedor de 40 pies.

Los bastidores de baterías, equipos eléctricos, sistemas de supervisión, refrigeración y protección contra incendios se integraron en la envolvente. La especificación de ingeniería archivada incluía requisitos relativos a acero estructural resistente a la intemperie, revestimiento anticorrosión, aislamiento térmico, materiales resistentes al fuego, control de la temperatura interior y protección y aislamiento eléctricos.

La integración en contenedor cumplía dos objetivos de ingeniería. Simplificaba el transporte y permitía montar, cablear y probar los principales subsistemas antes de que el contenedor llegase al emplazamiento. Así se entregaba un BESS integrado, en lugar de un conjunto de componentes que hubiera que montar sobre el terreno en condiciones variables.

Escenario tarifario ilustrativo de 2023

Los registros de ingeniería archivados evaluaban el sistema según un escenario de optimización de precios de la electricidad entre periodos punta y valle.

Hipótesis históricas de funcionamiento:

• 945.54kWh de energía de la red utilizada para la carga
• 813.16kWh suministrados durante la descarga
• $0.051/kWh precio de la electricidad en periodo valle
• $0.182/kWh precio de la electricidad en periodo punta

Cálculo de un ciclo de carga y descarga:

Coste de carga

945.54kWh × $0.051/kWh ≈ $48.22

Valor de la electricidad descargada

813.16kWh × $0.182/kWh ≈ $147.99

Valor ilustrativo del diferencial tarifario

Aproximadamente $99.8 por ciclo

El cálculo muestra por qué un diferencial tarifario considerable puede justificar económicamente el almacenamiento en baterías. Cuanto mayor sea la diferencia entre los precios valle y punta, más favorable será el caso, dentro de los límites de la eficiencia real del sistema, la profundidad de descarga utilizable y la vida útil en ciclos.

Importante: este cálculo es ilustrativo y se basa en hipótesis históricas del proyecto de 2023; no constituye una garantía de ahorro actual. La rentabilidad real depende de las tarifas eléctricas locales, la eficiencia del sistema, la profundidad de descarga utilizable, la frecuencia de ciclos, la degradación de las baterías, los cargos por demanda, la estrategia operativa y otros factores propios del emplazamiento.

Qué demuestra este caso de ingeniería

Las cifras de este caso corresponden a 2023. Los principios de diseño siguen vigentes.

La capacidad de la batería debe ajustarse al objetivo operativo del emplazamiento, sin estimarla a partir de promedios del sector. La potencia del PCS debe responder al perfil de carga y descarga requerido, no solo a la capacidad nominal de la batería. El BMS, el PCS y los sistemas de supervisión deben funcionar como una arquitectura de control integrada; situarlos en un mismo lugar no equivale a integrarlos. La gestión térmica y la protección contra incendios son fundamentales en el diseño de un BESS. Además, la rentabilidad del proyecto debe evaluarse según el perfil de carga y la estructura tarifaria reales del emplazamiento, y no a partir de escenarios ilustrativos que quizá no se correspondan con la instalación.

Los sistemas GeePower actuales utilizan plataformas de baterías más recientes, una arquitectura actualizada y tecnologías de control con más prestaciones. Se mantiene el enfoque de ingeniería: diseñar el sistema completo en función del objetivo operativo, en lugar de dimensionar la batería por separado y definir después los demás componentes.

¿Planificas un proyecto similar de almacenamiento energético comercial e industrial?

GeePower suministra actualmente sistemas de almacenamiento de energía en baterías en armario y en contenedor para aplicaciones comerciales e industriales.

La capacidad del sistema, la potencia del PCS, la configuración de baterías, la estrategia del EMS, las comunicaciones y los requisitos específicos del proyecto pueden evaluarse según la aplicación y el mercado de destino.

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