Si por algo se distingue a una red eléctrica inteligente es por su capacidad para evitar incidencias y, si se produjeran, que se puedan arreglar remotamente. Esta red eléctrica inteligente y descentralizada está compuesta por fuentes generadoras de energía, sistemas de almacenamiento o subestaciones eléctricas para la distribución de dicha energía.
Precisamente, las subestaciones eléctricas son una pieza clave en la red de distribución ya que permiten que el suministro eléctrico llegue a los hogares y negocios. Durante muchos años, han funcionado con una tecnología fiable y robusta pero actualmente podría beneficiarse de los adelantos de la era digital. Y es que, si se consiguiera que los componentes de las subestaciones intercambiasen información entre sí y con el exterior, funcionarían con más seguridad y eficacia y se evitarían incidencias.
Ese es el objetivo del Proyecto 3S-CS Standardization-Security-Synchronization Connected Substation (Normalización-Seguridad-Sincronización de la Subestación Conecatada): desarrollar nuevas soluciones que permitan la evolución al mundo digital de las subestaciones eléctricas para mejorar la eficiencia y la seguridad de las instalaciones. Este proyecto, de dos años de duración, acaba de comenzar y se encuentra en fase de definición funcional. Una vez finalice la fase de laboratorio, está previsto que la fase piloto o explotación se lleve a cabo en el segundo semestre de 2018 en la subestación de Puente Genave, situada en Jaén, para monitorizar los procesos.
Cofinanciado por el Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI), la Junta de Andalucía y los Fondos Feder de la Comisión Europea, el proyecto 3S-CS pertenece al programa Innterconecta y está apoyado por el Ministerio de Economía y Competitividad. En él trabajan Endesa Distribución, Schneider Electric e Integrasys.
Mantenimiento predictivo a distancia
Este proyecto se centra en el uso de red IP, de comunicaciones inalámbricas y del internet de las cosas para lograr el mantenimiento predictivo a distancia de las subestaciones eléctricas. En otras palabras: mejorando el acceso a la información proporcionada por los componentes de la instalación, se podrán prevenir posibles incidencias antes de que ocurran. Ahora bien, se encuentran “en la primera piedra del proyecto tecnológico y la idea es tener los productos desarrollados y fiables para generar una normalización interna”, ha explicado en de declaraciones a SMARTGRIDSINFO María Avery, Responsable del Centro de Desarrollo de Soluciones de Telecontrol y Protección en Alta Tensión en Endesa Distribución.
“Buscamos una solución de futuro que nos permita adelantarnos a los posibles fallos en las instalaciones de la red de distribución eléctrica y mejorar así la fiabilidad del suministro”, ha puntualizado. Para ello, si se produce alguna incidencia en la aparamenta por mal funcionamiento (problemas en transformador, interruptor), una vez se detecta, en vez de enviar a alguien allí, puede conectarse a distancia para saber qué ha ocurrido. Así, cuando acuda algún técnico a arreglarlo, ya conoce la incidencia o bien incluso se podría arreglar remotamente.
Reducción de costes y prolongación de la vida útil de los equipos
Otras ventajas que se obtendrían mediante la aplicación de estos nuevos sistemas son la reducción de costes en cableado y el alargamiento de la vida útil de los equipos. Al no utilizar cables de cobre, la información se puede enviar por la red de comunicaciones. Si hasta ahora cuatro equipos necesitaban información, “en un futuro se pondrá un equipo cerca de la aparamenta que informará al resto de equipos por medio de comunicación”, ha señalado Avery.
Por otro lado, gracias a la red de comunicaciones, como se puede vigilar a distancia, es posible realizar un diagnóstico previo y hacer así el mantenimiento predictivo de forma remota de acuerdo con los datos obtenidos. De esta manera, “te adelantas a evaluarlo antes de que se pueda romper”, subraya. Finalmente, todo redunda en una reducción de costes porque si hay alguna avería en las instalaciones, se arregla a distancia, lo que también implica una reducción de tiempos y mejores servicios para el usuario.
Tecnologías y redes de comunicación
Para comunicar con la subestación, utilizan una red RDN de telecontrol privada de Endesa protegida por ciberseguridad. Internamente utilizan la red Ethernet con norma IEC61850 (norma de subestaciones para comunicación y normalización de los equipos).
Si bien Endesa se encarga de portar a este proyecto las ideas y el desarrollo, la tecnología es proporcionada por Schneider Electric mientras que Integrasys se ocupa del Wireless en la subestación, “donde hay mucho ruido eléctrico, por lo que se quieren valorar diferentes tecnologías Wireless robustas y ver cuál soporta mejor el entorno eléctrico. La parte IoT se queda en el laboratorio”, concluye María Avery.