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
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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.
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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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