Cuando las redes se vuelven inteligentes

transformadores.com.co

Cuando las redes se vuelven inteligentes

Transformadores y subestaciones

Cuando las redes se

vuelven inteligentes

Automatización inteligente de las redes de distribución

Cherry Yuen, Duncan Botting, Andrew D.B. Paice, John Finney, Otto Preiss

El suministro clásico de electricidad desde grandes unidades

centrales de generación hasta las redes de distribución de

secciones decrecientes por medio de redes de transporte fiables

se debe complementar ahora con una generación distribuida que

satisfaga las demandas cambiantes de la sociedad moderna. La

exigencia de fuentes renovables para la producción de electricidad,

combinada con la demanda de un mayor rendimiento energético,

está redefiniendo los mecanismos clásicos de suministro.

44 Revista ABB 1/2008


Cuando las redes se vuelven inteligentes

Transformadores y subestaciones

Por término medio, la mayoría de

los sistemas actuales de producción

y transporte de energía eléctrica

han perdido más del 60 % en forma de

calor antes de empezar a entregar

energía útil al usuario final. Un medio

prometedor para reducir estas pérdidas

es la generación distribuida de

la electricidad más cerca del usuario

final. Esto ha llevado a un enorme

incremento de la demanda de soluciones

como la microgeneración en los

hogares e industrias para conectarla

con la calefacción y la refrigeración

(microunidades combinadas de calor

y electricidad [micro CHP]), con un

aumento de la energía aprovechable

de hasta el 85 %.

Las fuentes renovables de generación

local –eólicas, solares y micro CHP–

plantean problemas nuevos y difíciles.

Mientras que antes el flujo de la energía

era unidireccional –desde la central de

origen hasta el consumidor distribuido–,

ahora hay que gestionar un flujo bidireccional

de generación distribuida. Estas

fuentes deben coordinarse en tiempo

real con las unidades clásicas de generación

de la red. Los operadores de redes

de distribución (ORD) afrontan ahora el

reto de suministrar redes y servicios capaces

de actuar con este nuevo paradigma,

una cuestión que tradicionalmente

se gestionaba en el ámbito del transporte.

De redes pasivas a redes activas

En consecuencia, las redes de distribución

están cambiando de las redes pasivas

tradicionales (aquellas que se proyectaban

para unas cargas de pico determinadas

y para trabajar como redes

que se montaban y se olvidaban) a otras

más activas que se adaptan dinámicamente

para absorber las demandas

cada vez mayores que se les imponen.

Muchas pequeñas unidades generadoras

podrían gestionarse como una sola

fuente, llamada central eléctrica virtual

(CEV). Los ORD podrían gestionar la

conexión de electrodomésticos de línea

blanca (por ejemplo, refrigeradores o

congeladores) para disponer del control

de cargas activas y reactivas en la red

local, perfeccionando así la idea del

contador inteligente.

Las soluciones de almacenamiento de

energía que alivian los problemas de

limitación de capacidad pueden formar

parte de lo que se contempla ahora

como una red futura inteligente, basada

en la gestión activa de la red (GAR) y

Además, el sistema de automatización

debe tener inteligencia suficiente para

acomodar unos perfiles de generación,

que cambian con la meteorología y la

hora (es el caso de la producción eólica

y fotovoltaica). El resultado será una distribución

continuamente variable en

cuanto a flujo y dirección de la energía,

en contraste con el transporte clásico

unidireccional y relativamente estable

de la red de distribución actual. Todas

estas funciones exigen un mayor uso

de tecnologías de la información y las

comunicaciones (ICT) rápidas y fiables.

El volumen de datos necesario para ejecutar

las diversas funciones de una red

inteligente es enorme y variado. Los daen

el sistema de automatización correspondiente.

También se precisa un sistema

de automatización inteligente de

este tipo para facilitar el desarrollo de

estructuras comerciales y reglamentarias

que se proyecten sobre la red eléctrica

física. Los mercados liberalizados disponen

ahora de interlocutores comerciales

fragmentados que requieren soluciones

administrativas más flexibles que las

estructuras de mando y control clásicas,

integradas de forma vertical. Los organismos

reguladores necesitan que las

distintas partes de la cadena de suministro

efectúen y registren sus transacciones

de forma sólida, al tiempo que

demuestran la prestación más rentable

de sus servicios.

Una red eléctrica inteligente óptima

podría autocontrolarse en buena medida

con ayuda de la tecnología de la información

más reciente. Esto significa que

sería capaz de aceptar cualquier tipo de

fuente de generación, de suministrar a

petición energía de cualquier calidad,

de autodiagnosticarse y hasta de autorrepararse

por medio del aprovechamiento

inteligente de las redundancias.

Los gobiernos están actuando para acelerar

proyectos de investigación, desarrollo

y despliegue que lleven a la práctica

esta visión de la gestión de redes

activas. Son ejemplos la IntelliGrid liderada

por el Instituto para la Investigación

de la Energía Eléctrica [1] y la Plataforma

Tecnológica Europea de Redes

Inteligentes [2] promovida por la Comisión

Europea 1 . ABB ha desempeñado

una función decisiva en el liderazgo de

este nuevo y fascinante campo dominado

por la tecnología, y ha participado

decididamente en el desarrollo de la

visión europea de la red inteligente.

Desafíos técnicos

La introducción de las nuevas redes

inteligentes abre la puerta a complejidades

hasta ahora desconocidas. Así, el

sentido del flujo de la energía puede

invertirse si la capacidad de generación

supera la demanda local, con el fin de

utilizarla para compensar las cargas

aplicadas en una zona próxima. Estos

efectos pueden verse limitados al campo

de la baja tensión, pero también pueden

apreciarse en el de la media tensión 2 .

Se puede llegar a la congestión de la

red cuando se alcance o se supere la capacidad

de transporte de las líneas. Este

problema se acentúa cuando las fuentes

de energía distribuidas no están próximas

a los consumidores principales. El

sistema de automatización que gestiona

estas situaciones exigentes puede tener

acceso a los cambios dinámicos en

tiempo real de la red. Esto exige más

mediciones, algoritmos de estimación

del estado y ajustes flexibles de control

y protección.

1 Visión de las redes futuras (según un informe de la UE sobre la Plataforma Tecnológica Europea

de Redes Inteligentes). DG: generación distribuida; RES: recursos de energía renovable; DSM:

gestión en el lado de la demanda.

Calidad, seguridad y

fiabilidad especificadas

por el usuario para la era digital

Ampliación,

mantenimiento y

explotación de la red, flexibles,

optimizados y estratégicos

DSM flexible y servicios

con valor añadido

determinado por el cliente

Redes para

el mañana

Gestión de energía local y

coordinada e integración total

de la DG y los RES con una

generación de energía

centralizada a gran escala

Generación distribuida,

de pequeña extensión,

conectada cerca de

los clientes finales

Estructuras legales

coordinadas que faciliten

el comercio transfronterizo de

energía y servicios de red

Revista ABB 1/2008

45


Cuando las redes se vuelven inteligentes

Transformadores y subestaciones

tos proceden de distintas

fuentes y sistemas (por ejemplo,

SCADA 1) ) y la plataforma

del mercado energético, y son

tanto históricos como en

tiempo real, con tasas de

muestreo que varían según

los requisitos funcionales y

de comunicación. En el

nuevo sistema ITC se debe

encontrar un equilibrio entre

la multiplicación de los sensores

y las estimaciones complejas

del estado para mantener

bajos los costes.

El siguiente desafío es integrar

la nueva arquitectura ICT

con la infraestructura ya instalada

de las eléctricas. Muchos

ORD están explotando infraestructuras

eléctricas y de ICT

que tienen al menos 10 años y no se

ajustan al gran volumen de datos que

exige la GAR. El empleo de diferentes

normas de transmisión de datos y el ancho

de banda insuficiente de los canales

de comunicación obstaculizan la implantación

de redes inteligentes en un

futuro próximo.

Además de gestionar el funcionamiento

técnico de una red inteligente, la GAR

debe mantener las numerosas tareas

administrativas de los operadores de

la red. En una red inteligente, los operadores

de las unidades de generación y

los proveedores de infraestructuras de

distribución son entidades jurídicas

distintas con la misma necesidad de

automatizar los procedimientos contables

de su actividad.

El camino hacia el futuro

La construcción de la próxima generación

de redes activas de suministro

eléctrico exige una combinación de

tecnologías nuevas y en uso desplegadas

de una forma nueva, infraestructuras

existentes aprovechadas de forma óptima

y cambios en las prácticas operativas

de las compañías eléctricas. En un contexto

de investigación y desarrollo tan

complejo y en el que confluyen muchos

intereses sólo se puede avanzar colaborando

en equipo. ABB participa en los

proyectos descritos a continuación, basados

todos en el trabajo en equipo.

AuRA-NMS

AuRA-NMS (Sistemas de Gestión de

Redes Activas Regionales Autónomas) es

2 a Flujo unidireccional; b flujo inverso únicamente en una sección

de línea de alimentación de 11 kV; y c flujo inverso a través de un

transformador 33 kV / 11 kV

a b c

MV

33 kV

11 kV

MV

1

33 kV

11 kV

MV

un proyecto de investigación y desarrollo

en colaboración patrocinado por

el Consejo de Investigación en Ciencias

Físicas e Ingeniería del Reino Unido

(EPSRC) que trata de demostrar nuevos

conceptos de explotación de las redes

en el Reino Unido. Además de ABB,

forman parte del consorcio dos operadores

de redes (ScottishPower y EDF

Energy) y siete universidades del Reino

Unido, incluido el Imperial College de

Londres.

El objetivo de AuRA-NMS es demostrar

las ventajas de una gestión de redes

activa basada en una arquitectura distribuida

integrada en una infraestructura

ya existente de control y material. Esto

comprende el empleo de innovadoras

baterías de almacenamiento para aprovechar

las ventajas de las oportunidades

de comercio, el apoyo a la capacidad

limitada de los tendidos aéreos y el

control de la estabilidad de la red como

respuesta a los distintos tipos de producción

distribuida. El proyecto busca

asimismo proporcionar soluciones automatizadas

a la gestión de limitaciones

complejas.

La nueva Automatización de Estaciones

de la serie COM 600 de ABB es el controlador

del sistema de gestión de red

empleado en el proyecto. Está diseñado

para complementar la automatización de

subestaciones y los sistemas de gestión

de red, ya en servicio en Scottish-Power

y EDF Energy. La serie COM 600 ofrece

interoperabilidad y la posibilidad de

ampliación mediante el cumplimiento

de la norma IEC 61850, y proporciona

un cierto grado de apoyo al antiguo

1

2

33 kV

11 kV

protocolo para los dispositivos

de automatización de las líneas

de alimentación existentes de

los ORD.

Además, ABB está desplegando

un nuevo sistema de almacenamiento

de energía en una subestación

de EDF Energy donde

la producción eólica se interconecta

con una red débil de media

tensión. El nuevo compensador

dinámico de energía SVC

Light Energy Storage es una

combinación revolucionaria del

SVC Light STATCOM 2) de ABB

con un sistema de baterías de

CC de 6 kV, formado por pilas

de almacenamiento de energía

eficaces y respetuosas con el

medio ambiente.

Microrredes

Este proyecto, apoyado por la UE, trata

de identificar las oportunidades y resolver

las dificultades derivadas de la proliferación

de microrredes en Europa. Una

microrred es una interconexión autosuficiente

y no estrictamente definida de

generación distribuida, cargas industriales

y residenciales en una red de baja

tensión sin conexión continua con una

red mayor y más potente. Además, la

creación de microrredes ad hoc a partir

de bolsas aisladas de una red mayor

ofrece la posibilidad de frenar los cortes

en cascada a la par que se mantiene en

línea las cargas críticas.

ADDRESS

Redes de distribución activa con integración

plena de la demanda y los recursos

de energía distribuidos (ADDRESS) es

otro ambicioso proyecto en el que participan

varias compañías, varios proveedores

de sistemas eléctricos y electrodomésticos

de línea blanca, empresas de

telecomunicaciones y numerosas universidades.

Su objetivo es desarrollar un

marco comercial y técnico que permita

realizar todas las ventajas de las redes

activas con recursos distribuidos.

Gestión activa de redes

La gestión de redes actual se basa

principalmente en un sistema SCADA

centralizado que recopila regularmente

Notas a pie de página

1)

SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition

(Control de supervisión y adquisición de datos).

2)

STATCOM: compensador estático.

46 Revista ABB 1/2008


Cuando las redes se vuelven inteligentes

Transformadores y subestaciones

las mediciones efectuadas en línea desde

puntos de telemetría de la red de

distribución. La infraestructura clásica de

comunicaciones de los sistemas SCADA

se ha diseñado para que recoja datos

una o dos veces por minuto y envíe órdenes

de control cuando sea necesario.

Las aplicaciones actuales no han necesitado

una tasa mayor de adquisición de

datos. Pero estas tasas de adquisición

tan reducidas son insuficientes cuando

hay que gestionar redes más complejas

de generación distribuida.

Para resolver este problema se puede

mejorar la infraestructura de comunicaciones

para aumentar la tasa de adquisición

de datos o almacenar los datos de

las mediciones en línea en una subestación

local e intercambiar los datos relevantes

entre las subestaciones a fin de

ejecutar aplicaciones sofisticadas en

tiempo real. La cantidad de datos almacenada

es menor que la conservada en

la base de datos de SCADA, ya que cada

subestación es responsable únicamente

de su propia parte de la red. Así se

pueden guardar datos con una frecuencia

mayor, por ejemplo, una vez por

segundo o por microsegundo, según la

aplicación. Puesto que la mayoría de los

datos se guardan localmente, disminuye

la demanda de comunicaciones entre las

subestaciones y los centros de control

de la red.

Este prometedor método requiere unos

algoritmos descentralizados que se integren

sin solución de continuidad en una

función de control SCADA central, ahora

3 Un sistema de gestión activa basado en el control descentralizado

reducida, que garantice un funcionamiento

local óptimo. Los controladores

centralizados tienen la inteligencia suficiente

para coordinarse entre sí para

asegurar un funcionamiento conjunto

fiable.

Alguna de estas nuevas funciones ahora

necesarias son similares a las presentes

en el sistema de gestión de energía

(EMS) actual; por ejemplo, el análisis

combinado de flujo-carga y la predicción

de la producción, aunque ahora

se deben utilizar a escala local. Aún

más importante: en vez de responder de

forma pasiva a los sucesos de la red de

distribución, una red activa debe predecir

(basándose en la información continua

y de tendencias) lo que probablemente

ocurrirá y actuar por anticipado

a partir de los datos. Esta predicción se

aplica tanto a la generación como a la

carga.

Otra función importante de una red

activa es la posibilidad de adaptar los

ajustes de los Dispositivos Electrónicos

Inteligentes (IED) –relés de protección,

por ejemplo– en función de los estados

de funcionamiento de la red en tiempo

real. Los relés clásicos admiten muy

pocos ajustes de autoadaptación a las

condiciones de flujo de la energía, pero

la integración de la generación distribuida

exige un número mayor de ajustes

para gestionar la red de forma eficaz y

fiable en tiempo real. Esto se materializa

en unos ajustes dinámicos más sofisticados,

basados en los datos en línea y en

la coordinación meticulosa de todos los

relés afectados.

3 presenta un ejemplo de gestión de

red activa basado en el control descentralizado.

El controlador de subestación

inteligente, que se instala en varias subestaciones

de media tensión, dispone de

funciones de pasarela, es decir, puede

traducir los datos del protocolo de comunicaciones

del proceso al protocolo

de comunicaciones del centro de control

de red, y viceversa. Además, estos

controladores tienen inteligencia distribuida.

Primeros pasos

El método altamente integrado y

multifacético de construcción de una

red inteligente sólo se puede gestionar

con la colaboración de todas las partes

interesadas. Una porción pequeña pero

importante de esta cooperación corresponde

a los sistemas de automatización

inteligentes para las redes de distribución

y, además, a la implantación de la

gestión de la red activa. ABB está haciendo

importantes contribuciones en

todos los aspectos de este trabajo, aportando

nuevos dispositivos que mejoran

el suministro de energía local e investigando

las tecnologías de comunicación

y control que están en la base de un

sistema distribuido inteligente.

Cherry Yuen

Investigación corporativa de ABB

Baden-Dättwil, Suiza

cherry.yuen@ch.abb.com

Duncan Botting

Tecnologías eléctricas de ABB

Stone, Reino Unido

duncan.botting@uk.abb.com

Panel

fotovoltáico

Turbina

eólica Almacenamiento

de

energía a

media tensión LV

Automatización

avanzada de

líneas de

alimentación

Integración de DG

Calor y

energía combinados

Baja tensión

Inteligencia

distribuida

Otras subestaciones

de media tensión

Centro de control de red

Andrew D.B. Paice

Investigación corporativa de ABB

Baden-Dättwil, Suiza

andrew.paice@ch.abb.com

John Finney

Investigación corporativa de ABB

Raleigh, EE.UU.

john.finney@us.abb.com

Otto Preiss

Investigación corporativa de ABB

Baden-Dättwil, Suiza

otto.preiss@ch.abb.com

Controlador

inteligente de

subestación

Referencias

[1] www.epri.com/IntelliGrid (noviembre 2007)

[2] www.smartgrids.eu (noviembre 2007)

Revista ABB 1/2008

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