Equinor reforzará la vigilancia eléctrica del parque eólico Dudgeon
Equinor incorporará un nuevo sistema de supervisión eléctrica en el parque eólico marino Dudgeon de 402 MW en Reino Unido. La energética noruega adjudicó a Proserv un contrato para instalar tecnología destinada a controlar de forma continua el estado de los cables y sus terminaciones. El despliegue comenzará en 2027.
En concreto, la actuación busca mejorar el seguimiento de una infraestructura que lleva operativa desde finales de 2017. El sistema permitirá obtener más información sobre el comportamiento de la red eléctrica y detectar problemas mientras todavía se encuentran en desarrollo.
Equinor incorporará la tecnología de Proserv en Dudgeon
Según el acuerdo, la unidad ECG de Proserv instalará su sistema de monitorización para ofrecer información continua sobre el estado de los cables eléctricos y sus terminaciones. El objetivo es identificar señales de deterioro antes de que puedan generar interrupciones o pérdidas de producción.
Además, el contrato contempla el uso de la tecnología Distributed Electrical Sensing (DES), este sistema aprovecha la infraestructura de fibra óptica ya disponible y utiliza detección pasiva para medir corriente y voltaje en diferentes puntos de la red.
De esta forma, Equinor podrá obtener una visión más amplia del funcionamiento de los activos eléctricos en un entorno situado a unos 32 kilómetros de la costa norte de Norfolk. La distancia y las condiciones offshore hacen que disponer de información continua pueda reducir la necesidad de inspecciones presenciales.
La monitorización de cables submarinos permitirá anticipar fallas
La monitorización de cables submarinos cobra especial importancia debido al impacto que una avería puede tener sobre la disponibilidad de un parque eólico marino. Una falla en la infraestructura eléctrica puede impedir que parte de la electricidad generada llegue hasta la red.
Por ello, ECG y DES están diseñados para identificar cambios en el comportamiento eléctrico antes de que los problemas deriven en fallas de mayor alcance. La combinación permitirá seguir tanto el estado físico de los cables como diferentes parámetros eléctricos de la red.
Asimismo, una detección más temprana puede facilitar intervenciones más concretas, Equinor tendría así la posibilidad de planificar trabajos a partir del estado real de los activos en lugar de depender únicamente de revisiones periódicas o de responder después de una avería.
Este planteamiento coincide con una tendencia más amplia en la supervisión de redes eléctricas, los sistemas de seguimiento permanente permiten detectar señales progresivas de desgaste y planificar el mantenimiento antes de que aparezca una interrupción.
Dudgeon avanzará hacia un mantenimiento basado en datos
A partir de 2027, los datos obtenidos mediante los sistemas de Proserv permitirán a Equinor conocer con mayor detalle el rendimiento de la infraestructura eléctrica de Dudgeon. Esto puede ayudar a reducir interrupciones imprevistas y limitar pérdidas de generación asociadas a problemas en cables o terminaciones.
Al mismo tiempo, la información permitirá orientar las tareas de operación y mantenimiento hacia los componentes que realmente necesiten atención. El resultado esperado es una reducción de intervenciones offshore innecesarias y una mejor planificación de los trabajos.
En este sentido, Proserv plantea la instalación como una transición desde un modelo que responde a las averías hacia una gestión más anticipada de los activos. La compañía considera que disponer de datos continuos puede mejorar la confiabilidad de la infraestructura durante la vida operativa del parque.
Además, Dudgeon ampliará la presencia de la tecnología ECG dentro de proyectos relacionados con Equinor. Offshore Magazine señala que este sistema también ha sido utilizado o seleccionado en instalaciones como Hywind Scotland y Dogger Bank.
El parque eólico marino Dudgeon opera desde 2017
Actualmente, Dudgeon cuenta con una capacidad instalada de 402 MW y está formado por 67 turbinas de 6 MW. El parque comenzó a producir electricidad tras su finalización a finales de 2017.
Asimismo, la instalación genera suficiente electricidad renovable para cubrir un consumo equivalente al de más de 430.000 hogares de Reino Unido. Su ubicación frente a Norfolk obliga a gestionar una extensa infraestructura eléctrica en un entorno de acceso complejo.
Por último, Dudgeon pertenece a Dudgeon Offshore Wind Limited, la empresa conjunta está integrada por Equinor como operador junto con Masdar y China Resources.
Con casi una década de actividad cuando comience el despliegue previsto en 2027, la incorporación de sistemas de vigilancia continua permitirá a Equinor disponer de más información sobre el estado de los componentes eléctricos. La medida busca prolongar la confiabilidad de Dudgeon y reducir los riesgos asociados a fallas que puedan afectar su generación.
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Eólica flotante podría alimentar plataformas petroleras
Flotation Energy y Harbour Energy evaluarán el uso de energía eólica marina flotante para suministrar electricidad a instalaciones de petróleo y gas en el Mar del Norte. Las empresas firmaron un memorando para estudiar las opciones técnicas, comerciales y regulatorias de esta integración. Harbour cuenta con una amplia presencia frente a las costas de Escocia y participa en campos como Solan, Clair y Schiehallion.
El acuerdo pone el foco en Green Volt y Cenos, dos parques eólicos flotantes que Flotation Energy desarrolla junto con Vårgrønn. Ambos suman una capacidad prevista cercana a 1,9 GW. Green Volt tendrá hasta 560 MW y podría generar electricidad desde 2029. Cenos alcanzaría 1,4 GW y apunta a iniciar operaciones en 2031. Estos proyectos forman parte del programa escocés INTOG, creado para facilitar el suministro de energía eólica a instalaciones de petróleo y gas en alta mar.
Galp y TotalEnergies reordenan sus activos en Namibia
Galp y TotalEnergies cerraron un intercambio de participaciones que modifica su presencia en tres licencias marinas de Namibia. La portuguesa mantendrá un 40% de PEL 83, donde está el descubrimiento Mopane, pero dejará la operación en manos de TotalEnergies, que también tendrá un 40%. A cambio, Galp obtiene un 10% de PEL 56, que alberga el yacimiento Venus, y cerca de un 9,4% de PEL 91.
El cierre también activa un acuerdo que cubrirá el 50% de las inversiones de Galp destinadas al primer desarrollo de Mopane. Las compañías ahora preparan sus próximas actividades: Venus avanza hacia una decisión final de inversión mientras Mopane tendrá una nueva campaña de exploración y evaluación. Galp prevé que las perforaciones en esta última zona comiencen durante el cuarto trimestre.
Datos en tiempo real cambian decisiones en alta mar
Las operaciones en alta mar dependen todavía de pronósticos y del criterio de las tripulaciones para decidir cuándo trabajar con seguridad. El problema aparece cuando las condiciones reales difieren de lo previsto. Medir en tiempo real las olas, corrientes, viento y movimientos del buque permite conocer el estado del mar justo donde ocurre una operación. Esto puede mejorar decisiones sobre izamientos, traslado de personal y posicionamiento dinámico.
La falta de datos locales también puede provocar paradas innecesarias o mantener una actividad cuando las condiciones ya son peligrosas. Además del riesgo para las personas y los equipos, cada decisión puede afectar los costos y los tiempos del proyecto. Mantener registros de las condiciones reales también ofrece evidencia ante incidentes, auditorías o disputas y permite comparar qué situaciones facilitaron operaciones seguras o causaron cancelaciones.
Bellrock define dónde llevará su energía a tierra
Nadara eligió Cowie, al norte de Stonehaven en Escocia, como punto de llegada a tierra de la electricidad que producirá su parque eólico flotante Bellrock. La decisión se tomó tras estudios ambientales y técnicos además de consultas con comunidades locales. El proyecto tendrá una capacidad prevista de 1,8 GW y podría instalar hasta 120 aerogeneradores a unos 120 kilómetros de la costa de Aberdeenshire.
La empresa también entregó documentación ambiental a la Dirección Marina para avanzar con los permisos de su infraestructura de transmisión en el mar. El proceso estudiará sus posibles efectos sobre zonas protegidas y otros elementos del entorno. Nadara espera solicitar la autorización de esta infraestructura antes de terminar 2027 mientras la licencia del propio parque, presentada en abril de 2026, continúa bajo evaluación.