Bringing Data Centers Into the Smart Grid Fold

Startup Power Assure and utility Dominion Power want to connect data centers to demand response and power markets.

Data centers use up to 2.2 percent of the country’s electricity, and their hunger for power is only expected to grow in the coming years. Can these massive burdens on the power grid transform themselves into grid assets?

Data center power management software startup Power Assure is going to try it out, in tandem with its new strategic investor, Dominion Resources. The Virginia-based utility announced a $1 million investment in the Santa Clara, Calif.-based data center power management startup on Tuesday, along with a partnership aimed at harnessing data centers to make the grid run more efficiently.

Power Assure and Dominion haven’t yet identified the specific data centers they plan to target for feeding power back to the grid, said Brad Wurtz, CEO of PowerAssure, though he said a couple have expressed interest in participating in the pilot project.

“Right now, we’re at the point of doing the assessments, evaluating what services they could qualify for today, so that we could essentially roll something out immediately,” he said in a Monday interview. “Our business is to manage power for our clients, and that includes integrating them into the smart grid so they can take advantage of the revenue streams” that playing into demand response and power markets could provide, he said.

This wouldn’t be the first instance of data centers being targeted as smart grid assets. After all, what other buildings can possibly claim as “smart” a set of power loads as data centers’ thousands upon thousands of servers? Lawrence Berkeley National Laboratory has found thatdata centers offer significant potential for demand response, and a few trial projects have shown they’re capable of doing it with the right combination of technology.

Still, most data centers aren’t running their servers to conserve power, but rather to carry out their computing tasks as efficiently and as reliably as possible. That’s made data center operators leery of offering up their excess capacity and ability to shift computing loads -- and thus power consumption -- to different times of day or different physical locations to the grid at large.

Even so, data center operators, much like building owners in general, are interested in findingrevenue streams to help pay for broader energy efficiency upgrades, which makes them a prime target for smart grid integration, Wurtz said. What’s been missing so far is technology that’s sophisticated enough to manage data center power use on the fly, and to integrate it into demand response and power markets, without compromising their core business functions.

Power Assure’s partnership with Dominion, which runs electric utilities in Virginia and North Carolina and has operations in 15 states, is making a bet that it can deliver on that promise. Wurtz said the two companies were working with another partner to connect data centers' power to markets for demand response, frequency regulation, ancillary services and the like, though he wouldn’t name the company in question.

Power Assure’s software manages data center power at the individual server level, as well as integrating with data center facility management systems. Its partners include ABB, Cisco, Dell, IBM, Intel, In-Q-Tel, Raritan, Underwriters Laboratories and VMware, and Wurtz told me the company will have its software deployed in about 50 data centers by year’s end. The companyraised $13.5 million in a September B round, and with the new $1 million, it has raised a total of $29.75 million.

That makes it a significant player in the data center energy efficiency space, which includes startups such as Sentilla, Synapsense and Viridity Software, as well as giants like General Electric, HP and IBM. Data centers’ growing power bills and capacity constraints have led to a big push to make them more energy efficient, both in terms of their IT operations and the cooling systems, power delivery and backup power systems that keep them running.

While showcase green data center projects from the likes of Facebook, Google and Yahoo are deploying custom-built combinations of energy efficient servers, high-efficiency cooling systems and LED lighting, the second tier of workhorse data center operations will need pre-integrated systems to get the job done.

Whether Power Assure or its competitors in the data center energy management space can convince data center operators to try it out remains to be seen -- but this won't be the last time we see the data center-smart grid connection being put to the test.

Source : GreenTechMedia

Améliorer l'interaction avec la machine passe par la reconnaissance vocale

En donnant la possibilité à un serveur vocal de s'adapter au ton et à l'émotion de l'interlocuteur, on personnalise la conversation de façon conséquente. Un système qui pourrait être appliqué à de nombreux secteurs.

Pour rendre les serveurs automatiques plus interactifs et plaisants, la solution serait de leur fournir la capacité d'identifier l'état émotionnel de leur interlocuteur, pour ensuite s'y adapter. C'est la fonction que remplit le logiciel développé par une équipe de scientifiques de l'université Carlos III de Madrid. Pour fonctionner, l'appareil est doté d'un logiciel de reconnaissance vocale. Celui-ci a la capacité d'identifier sur plus de 60 paramètres sonores différents, comme de distinguer des nuances infimes de tons. Selon ces derniers "l'appareil sera capable à la fois de cerner l'humeur de la personne en train de parler, comme de prévoir son comportement futur, et donc d'ajuster le discours prononcé".

Une forte adaptabilité
Par exemple, si l'appelant semble circonspect, le logiciel aura tendance à lui proposer des détails et autres conseils. A l'inverse, s'il laisse transparaitre un ton ennuyé, le logiciel privilégiera des phrases courtes. A noter qu'il peut également adapter son analyse en fonction de la conversation précédemment menée. Par exemple, si, du fait d'une reconnaissance vocale défaillante, le logiciel a été forcé de reposer plusieurs fois une même question, alors la probabilité que l'utilisateur soit énervé ou ennuyé est plus importante. En résulte une pondération de ces deux sentiments, qui permet de gérer les réponses de manière plus efficace.

Des potentialités d'utilisation multiples
D'après les chercheurs, les expériences menées ont pu démontrer que ce type de serveur vocal engendrait des conversations plus courtes et plus productives que les serveurs normaux. A terme, le système devrait donc pouvoir remplacer les dispositifs de réponse automatique déjà existants. Reste encore à programmer les réponses du logiciel pour chacun des secteurs où il pourrait être généralisé (banque, service après-vente....).

Source: L'atelier

Les futures générations de pylônes électriques dévoilées

http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/68219.htm

Entre du mobilier anglais de style XVIIIe et des ferronneries moyenâgeuses, les visiteurs du Victoria & Albert Museum (Londres) ont sans doute été un peu surpris de découvrir des maquettes exposant des concepts de pylônes électriques haute-tension futuristes. Inauguré par Chris Huhne, Secretary of State for Climate Change and Energy (DECC, ministre pour le changement climatique et l'énergie), cette exposition a présenté les six concepts finalistes retenus parmi plus de 250 projets soumis dans le cadre d'un concours organisé par le Royal Institute of British Architects (RIBA, Institut royal des architectes britanniques) pour le DECC et National Grid, l'opérateur du réseau de transport d'électricité (voir note de fin d'article).

Le concept vainqueur: T-Pylon , Bystrup - Architecture, Design & Engineering (Acier galvanisé et acier inoxydable)Crédits : DECC

Un concours récompensé par un prix de 5.000 £

Ces maquettes donnent au visiteur un avant goût des pylônes électriques qui pourraient traverser la campagne britannique dans 10 ou 20 ans. Alors que d'importants investissements sont prévus dans les prochaines années dans le cadre de décarbonisation de l'économie voulue par le gouvernement (réduction de 80% des émissions de gaz à effet de serre d'ici 2050) [1], la modernisation du réseau de transport constitue l'un des "grands défis" auxquels sera confronté National Grid, comme le reconnaît son directeur, Nick Winser. Or, le développement de nouvelles lignes haute tension se fait rarement sans frictions avec les communautés locales, qui dénoncent notamment leurs nuisances sur l'environnement.

Comme l'a souligné Chris Huhne, ce concours vise justement à s'assurer que l'"on prenne bien en compte l'impact visuel sur le paysage ainsi que l'avis du public". En effet, durant trois semaines, le public a pu observer les six concepts et a été invité à les commenter via un site internet. Ces commentaires ont ensuite été pris en compte pour désigner le projet vainqueur par un jury présidé par le ministre et comprenant des ingénieurs, des architectes, des artistes et des journalistes. Le concept retenu, T-Pylon a reçu un prix de 5.000 £, et National Grid s'est engagé à intégrer ce dessin dans le développement des prochains pylônes. T-Pylon a été choisi pour sa simplicité et sa fonctionnalité ainsi que pour sa légèreté et sa taille plus petite que les pylônes actuels, ce qui rendra son intégration dans le paysage moins intrusive. Il s'agit donc de donner un coup de jeune à des pylônes dont le dessin traditionnel en treillis métalliques n'a pas vraiment changé depuis 1928. "Comme tous les classiques, le pylône britannique est à la fois adoré et détesté", s'en est d'ailleurs amusé le ministre.

Les conceptions présentées sont plutôt variées et toutes ont cherché à trouver un équilibre entre la silhouette et la fonction. Alors que la grande majorité a souhaité rompre avec la structure traditionnelle en treillis, seul l'un des designs, par New Town Studio, l'a conservée afin que ces pylônes se marient avec ceux existant. Les architectes ont néanmoins opté pour une structure en forme de tube, appelée Totem.

Lignes haute tension, au coeur du développement des énergies renouvelables

Le lancement de l'exposition coïncide avec la publication par l'opérateur de sa nouvelle approche lors de la construction des nouvelles infrastructures de transmission. National Grid y met en avant son engagement à donner plus d'importance à la minimisation de l'impact visuel de ses nouvelles lignes, tout en cherchant à limiter les répercutions sur les factures d'énergie des consommateurs. Cela passera par l'utilisation de nouvelles technologies, le design des pylônes, une consultation large et systématique avec les habitants et, si nécessaire, la mise en souterrain de ces lignes haute tension.

Avec une nouvelle génération de centrales électriques plus propres qui devront être connectées au réseau dans les prochaines décennies et la nécessité de renforcer les capacités de transport d'électricité entre les principales sources d'énergie renouvelable (Ecosse, zones côtières) et les foyers de consommation dans le sud de l'Angleterre, de nouvelles lignes à haute tension devront impérativement être construites dans les années qui viennent. Sensibles à la réticence des britanniques à voir des pylônes traverser le fond de leur jardin et les campagnes, les pouvoirs publics ont donc pris pleinement conscience de l'importance d'associer les consommateurs au choix des futurs pylônes, ainsi que de renouveler leur design, même si le concept retenu est finalement assez conservateur par rapport à certains des autres six finalistes.

Y Pylon, par Knight Architects Roughan & O'Donovan (Acier, polymères renforcés de fibres, silicone)Crédits : DECC

Obtenir l'adhésion du public

Dans la suite des National Policy Statements for Energy Infrastructure (Déclarations de politique nationale pour les infrastructures énergétiques) établies le 19 juillet dernier par le DECC [2] qui énoncent les principaux cadres pour tout futur développement du secteur énergétique, ce concours et la publication par National Grid de sa nouvelle approche confirment la volonté de moderniser le réseau de transport d'électricité en tenant compte de l'impact sur l'environnement et sur le cadre de vie des habitants. Au-delà de l'étude de nouveaux designs, ce concours cherche à explorer les relations entre les grandes infrastructures énergétiques et l'environnement, un enjeu clef pour obtenir l'adhésion du public aux transformations importantes auxquelles les réseaux électriques devront faire face afin de respecter les objectifs ambitieux de réduction des émissions de gaz à effet de serre.


- De nombreuses photos des projets de pylônes et de l'exposition sont visibles ici :
http://www.flickr.com/photos/deccgovuk/sets/72157627544769507/
- [1] "Cap sur une alimentation sécurisée en électricité bon marché dé-carbonée : "Entre coupures de courant et investissements, il est temps de choisir !"" - BE Royaume-Uni 111 (19/09/2011) : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/67703.htm
- [2] http://redirectix.bulletins-electroniques.com/IG0DE
Sources :
- DECC, 14/09/2011, http://redirectix.bulletins-electroniques.com/4f8RZ
- Engineering & Technology Magazine, 15/09/2011, http://eandt.theiet.org/news/2011/sep/pylon-design.cfm
- National Grid - "Our approach to the design and routeing of new electricity transmission lines", 14/09/2011, http://bit.ly/vNRR9H


Origine : BE Royaume-Uni numéro 112 (17/11/2011) - Ambassade de France au Royaume-Uni / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/68219.htm

In India, home solar energy on a pay-as-you-go plan

Simpa Networks sells distributed energy solutions on a “progressive purchase” basis; customers make a small initial down payment for a solar energy system and then pre-pay for the service.

About a year ago we wrote about Nokero’s effort to replace kerosene with solar-powered light bulbs in the developing world, and recently we came across a like-minded initiative that takes such goals even further. Based in Bangalore, India, Simpa Networks has developed a new pricing model that aims to make household solar energy systems “radically affordable” to the 1.6 billion consumers around the world who currently have no access to electricity.

Simpa Networks is a venture-backed technology company aiming “to make modern energy simple, affordable, and accessible for everyone,” in the company’s own words. Toward that end, it sells distributed energy solutions on a “progressive purchase” basis; customers make a small initial down payment for a high-quality solar photovoltaic system and then pre-pay for the service, topping up their systems in small user-defined increments using a mobile phone. Powered by the Simpa Regulator — a tamper-proof, system-integrated microcontroller and user interface — and cloud-based software, the system ensures that once prepaid consumption is exhausted, the solar home system is temporarily disabled until another payment is made. Each payment, meanwhile, also counts towards the final purchase price. Once fully paid, the system produces clean energy, free and clear for the rest of the system’s expected 10-year useful life.

Now available for customers in Karnataka, India, Simpa Networks’ model is built upon proprietary risk mitigation technology, with investment opportunities for market rate and social investors, it says. Time to help expand clean energy access around the globe?
Website: www.simpanetworks.com

Source: Springwise

Des centrales électriques en orbite terrestre, c'est possible !

 D'après l'Académie internationale d'astronautique basée à Paris, des programmes spatiaux pourraient être mis en oeuvre d'ici 30 ans, dans le seul but de capter l'énergie solaire directement de l'espace, un moyen rentable selon elle de pourvoir aux besoins en énergie des terriens.

Le schéma élaboré par des scientifiques du monde entier met en scène des centrales électriques en orbite qui captent les rayons du soleil avant de les transmettre vers la terre. Ce procédé serait techniquement réalisable d'ici une décennie ou deux, rien qu'en se basant sur les technologies existantes en laboratoires.

Concrètement, le projet consisterait à lancer en orbite géostationnaire des satellites chargés de capter l'énergie du soleil et pourvus de bras articulés orientables. L'avantage majeur du système proposé réside dans le positionnement des différents satellites en orbite sur l'équateur qui bénéficient d'un ensoleillement maximal et permanent (24h sur 24h).

Chaque satellite réfléchirait ensuite l'énergie captée vers un dispositif maître, qui à son tour convertirait l'énergie concentrée en électricité pour après les transmettre vers la terre via un laser ou une antenne à micro-onde. Au final, des équipements au sol s'occuperaient de récupérer ces flux extraterrestres et de les injecter dans les réseaux électriques.

"Un projet pilote visant à démontrer la faisabilité de cette technologie est tout à fait envisageable grâce notamment aux lanceurs à bas coûts actuellement en cours de développement" a déclaré John Mankins, - ancien responsable Concept à la NASA -, qui a dirigé cette étude.

Toutefois, des obstacles existent avant d'arriver à une telle réalisation, le rapport citant pêle-mêle : la problématique des débris spatiaux, le manque d'études ciblées et le coût final de développement. C'est pourquoi le rapport recommande que les acteurs à la fois des secteurs publics et privés financent ensemble des études de viabilité.

Source : Enerzine

L'énergie des mers : futur champs de bataille

 Siemens, le géant industriel allemand a annoncé le 4 novembre dernier avoir porté à 45% sa participation dans la société "Marine Current Turbines (MCT)" basée à bristol, au Royaume-Uni et spécialisée dans les générateurs d'énergie marémotrice.

"Avec cette opération, Siemens renforce ses activités dans la production d'énergie marine. Nous allons développer activement la phase de commercialisation des engins novateurs de Marine Current", a déclaré Michael Axmann, directeur financier de la Division Solaire et Hydro du secteur Énergie chez Siemens.

L'énergie des océans connaît un fort taux de croissance au niveau mondial tirée par les engagements de réduction de CO2. Jusqu'en 2020, les experts prévoient une croissance à deux chiffres sur ce marché. De nouvelles estimations du potentiel mondial de production d'électricité utilisant des centrales marémotrices avancent le chiffre de 800 térawattheures (TWh) par an. A titre de comparaison, cela équivaudrait entre 3% et 4% de la consommation mondiale d'électricité.

MCT prévoit de présenter dans les prochains mois à des investisseurs 2 projets comprenant 8 mégawatts (MW) et 10 MW, respectivement le projet Kyle Rhea en Ecosse et celui d'Anglesey Skerries au Pays de Galles.

Par ailleurs, MCT a prévu d'installer un système marémotrice dans les infrastructures "FORCE" basées dans La baie de Fundy au Canada et a reçu un bail du Domaine Royal (Crown Estate) pour déployer 100 MW au large de Brough Ness, sur la pointe la plus méridionale des Iles Orkney en Ecosse.

MCT a déjà mis en place avec succès son premier démonstrateur d'envergure, le SeaGen, en Irlande du Nord à Strangford Lough. Depuis Novembre 2008, les deux turbines axiales du SeaGen, d'une capacité combinée de 1,2 MW, ont été reliées au réseau alimentant l'équivalent d'environ 1.500 foyers. A ce jour, le SeaGen aurait injecté sur le réseau plus de 2.7 GWh d'électricité !

Les hydroliennes génèrent de l'électricité en utilisant le courant des marées. La turbine 'SeaGen' est fixée sur une structure et est entraînée par le flux des marées avec un avantage clé : la puissance générée est prévisible dans le cycle des marées. Cette technologie est similaire à celle d'une éolienne comprenant des pales actionnées non pas par l'énergie éolienne, mais par le courant des marée. L'eau a une densité énergétiques de plus de 800 fois à celle du vent. Les turbines jumelles tournent avec un angle de 180 degrés afin de capter d'un façon optimale le courant des marées (direction + vitesse).

De son côté, le groupe Alstom - concurrent direct de Siemens - se prépare également à faire un plongeon dans l'énergie marémotrice l'année prochaine. Le groupe français est en train de construire un démonstrateur d'un mégawatt de puissance, utilisant une technologie sous licence du canadien Clean Current Power Systems. Lors d'une conférence à Bali le mois dernier, Philippe Gilson, directeur d'Alstom énergie des océans, a affirmé que son groupe prévoyait d'installer en 2012 sa turbine entièrement submersible de 20 mètres de haut dans la baie de Fundy (Nouvelle-Écosse).

Smart Grid Revolution? GE Launches Smart Grid as a Service

General Electric is taking the smart grid platform to the next level. Can it pay off at scale? Plus, 3G cellular and Consert join the project.

Here’s General Electric’s smart grid-as-a-service pitch. The city utility of Norcross, Ga. wants a smart grid, but doesn’t have the money to buy one for itself. GE’s Grid IQ Solutions as a Service will build it for a monthly fee, and then run it all from a giant cloud computing platform in Atlanta.

That, in a nutshell, is the project GE and the Atlanta suburb of Norcross, Ga. announcedlast week -- and it could mark the start of a new trend. GE hasn't said how much it's charging Norcross per month, or how many months it would take to deliver a profit on the project. But the more utilities GE signs up, the more economical -- or profitable -- the solution becomes.

That’s particularly true on the IT side of the budget. Most utilities don't want to have to buy the servers needed to run today’s smart grid, or to pay the salaries of the people you need to run it. But GE Energy is headquartered in Atlanta, and it has a lot of “computing horsepower” that it can shift around the region, said Mike Carlson, general manager of smart grid solutions for GE Energy. That could give Norcross and other Grid IQ service customers slices of the huge computing assets they only need every month, to process billing statements, say, or manage emergency response communications during a storm -- and let GE's experts manage it all.

Norcross expects to add about $1 per month to bills for the utility’s 4,200 customers to pay for the project, but they’ll get lower meter management costs, quicker outage management response and quicker restoration times in return, Carlson said. Though Norcross hasn’t approved the budget for future phases of the project, “It also sets them up for advanced energy management, like demand response capabilities, electric vehicle integration, and advanced distribution requirements," he said -- pretty much everything you’d expect the smart grid to connect to someday. Eventually, GE can hand the controls over to the utility after a while, or keep running the entire thing from its central command center.

This won't be the last time you hear the words "smart grid" and "service" put together. GTM Research predicts U.S. utilities will spend $8.5 billion from 2011 to 2015 on smart grid enterprise IT. Of course, much of that will be spent by big utilities doing multi-million meter projects, and many of them will choose to own their own IT, Carlson said. But even the biggest utilities are turning to the cloud to manage the flood of smart meter data coming at them -- take the 100-terabyte data management and warehousing project now underway with Southern California Edison, Itron, IBM, SAP and Teradata.

Indeed, the cloud could theoretically do everything a utility-owned IT can do. This isn’t a fact lost onbig IT vendors like IBM and Microsoft that are busy designing “smart city” IT platforms. Nor is it lost on GE’s key grid competitors, such as Schneider Electric, which has bought software vendors Telvent and Summit Energy to build up the IT brains behind its power equipment muscle, or ABB, which bought power industry software vendor Ventyx for $1 billion last year, to name two examples. Indeed, Schneider has launched a cloud-based energy efficiency services offering, though for power users (buildings and data centers) rather than utilities.

But GE’s monthly fee-for-service version of smart grid is uncommon right now. Who’s buying? GE is starting with Electric Cities of Georgia, the 51-member municipal utility group that brokered the services deal between GE and Norcross, and stands ready to broker more deals, Carlson said.

All in all, about 3,000 small to mid-size utilities have about 35 million meters that need to be smartened up at some point, Carlson said. Beyond Norcross, GE is testing its services platform in a handful of pilot projects, he added, though he wouldn’t name them.

Municipal and cooperative utilities are a big and relatively untapped market. GTM Research polled nearly 100 municipal utilities this year and found that 40 percent expected smart meters to reach most of their customers in the next three years, but more than one-third of them expected that to take a decade or more. GE isn’t the only smart grid vendor eyeing the market, however -- SAIC's smart metering service offering, IBM’s smarter cities platform and Lockheed Martin’s demand response platform for electric co-ops are three potential competitors. 

Investor-owned utilities are less likely to be interested in a services model, since they get to recover all their capital costs in rate cases argued before relatively politically insulated state regulatory commissions. City utilities and co-ops, on the other hand, have to get rate increases past a city council or an irate faction of members, and have to finance big capital projects with bonds or loans, Carlson noted.

Of course, each utility’s smart grid needs will be different. In Norcross, GE is working with startup Consert, which will offer real-time home energy sensors and controls over a 3G cellular network, Carlson said. That’s a big project for Consert, which won a GE Ecomagination investment last year and is also backed by Qualcomm and Verizon.

“Consert and 3G are part of our go-to-market strategy,” Carlson said, though he made it clear GE would also support mesh networking and other common smart meter communications technologies. Still, it’s a good plug for cellular smart grid, as well as an interesting example of one smart grid platform making use of an existing communications system, rather than building its own. GE hasn’t picked a cellular provider for the project yet, Carlson said.

Source: GreenTechMedia