Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids:
Autores
- Miguel Ángel Vicente González, Responsable Estrategia Gestión de Energía, Everis
- Jordi de Juan, Responsable Gestión de Energía, FEDA
Resumen
Andorra se prepara para los retos del futuro. Entre sus objetivos estratégicos está la sustitución del parque móvil de vehículos por coches eléctricos. Con una demanda creciente con fuerte estacionalidad y un gran desarrollo de la generación no convencional, su sistema eléctrico lineal debe evolucionar para adaptarse a las necesidades del futuro. Así mismo, su estrategia de aprovisionamiento debe sofisticarse para aprovechar las ventajas de estar conectado a dos sistemas eléctricos tan diferentes como el español y el francés. Por este motivo, nació este proyecto, para adelantar el futuro y optimizar el uso y el coste de la transformación.
Introducción
Andorra dispone de un sistema eléctrico moderno y dimensionado para los 50.000 suministros a los que entrega electricidad cada hora. Cuenta con una central hidroeléctrica de 46 MW de potencia dividida en 3 grupos de generación. La central está alimentada por un embalse de alta montaña de pequeño tamaño, pero con aportaciones generosas incluso en verano, lo que se traduce en un salto de agua de 60 metros y una capacidad de almacenamiento reducida debido a su pequeño tamaño. Completan la generación una incineradora y una planta de cogeneración, así como una docena de minihidráulicas. En total, la potencia instalada es de unos 50 MW, insuficiente para cubrir la demanda en punta diaria en el entorno de los 75 MW en verano y los 100 MW en invierno. Este defecto se cubre con importaciones desde Francia y España, con las que existen conexiones directas con líneas de 220 kV, capaces de suministrar hasta 50 MW cada una. La demanda es fuertemente estacional, debido al frio clima de montaña y el funcionamiento de las estaciones de esquí. No hay canalización de gas, por lo que toda la carga térmica de calefacción se cubre con electricidad (o chimeneas en el caso doméstico). La red de transporte es lineal, con extremos en España y Francia y 4 subestaciones intermedias de donde cuelgan las cargas (estaciones de esquí y redes de distribución). Con el despliegue de los coches eléctricos y las previsiones de crecimiento de la demanda, FEDA ya está trabajando en realizar un proyecto de transformación de las redes de Transporte y Distribución hacia una red mallada que garantice el suministro.
El objetivo del proyecto es la automatización en la operación de todo el sistema eléctrico, mediante la integración de toda la información disponible en una única plataforma y la construcción de algoritmos de soporte a la decisión que planteen el mejor escenario técnico y económico en cada escenario. Para ello, se realiza el cálculo de la previsión de la demanda sobre cada subestación para establecer el programa de funcionamiento de generación, que permita minimizar las cargas soportadas por cada una de las líneas de transporte de electricidad y atenderlas diferentes configuraciones de red que resultan de los mantenimientos planificados y urgentes y las características técnicas de líneas y subestaciones , así como optimizar, desde el punto de vista económico, el uso de la generación propia para reducir los costes totales de aprovisionamiento de energía y operación. Y todo ello en un tiempo razonable para que la información sea útil para la toma de decisiones.
Esto sólo es viable debido a la simplicidad de la red, con un número de generadores y suministros acotado. Sin embargo, se trata de un laboratorio perfecto que puede simular dentro de un sistema eléctrico mayor, una microgrid del futuro, con consumidores y generación distribuidos y conectada a uno o varios sistemas eléctricos principales. En ese contexto, es posible definir algoritmos que con una elevada fiabilidad resuelvan la operación de la red y realicen la gestión de energía de forma autónoma, comunicándose de forma automática con las redes principales.
Alcance del proyecto
Se ha realizado la unificación de toda la información disponible bajo una misma plataforma, lo que implica unicidad del dato, así como simplificación en la explotación y acceso al mismo. Se han integrado las siguientes entidades de información:
- Medidas: se dispone de las telemedidas horarias tanto de las subestaciones como de los clientes industriales.
- Embalse: se dispone de la telemedida horaria de la cota, así como los caudales de entrada y salida.
- Producción eléctrica: se dispone de las curvas de funcionamiento de cada grupo de generación, así como las telemedidas en bornes de alternador.
- Cartera de contratos: se incorpora una solución ETRM para registrar todos los contratos de aprovisionamiento de Gas y Electricidad, modelizando sus cláusulas contractuales en cuanto a uso, volúmenes y precios.
- Mantenimientos: se incorpora el calendario de mantenimientos programados y los descargos por incidencias.
- Precios: se descargan a diario las cotizaciones de precios de mercado, tanto spot como de futuros, con los que se valoran cada uno de los contratos de suministro.
- Restricciones técnicas: se ha realizado el modelado de toda la red eléctrica incorporando los valores de las impedancias y comportamiento en servicio, así como límites técnicos y conexiones.
- Calendarios: se han incluido los calendarios de festivos nacionales y locales de los principales municipios de Andorra y los países vecinos.
- Datos meteorológicos: se ha construido un histórico de datos meteorológicos a partir de las medidas de las estaciones meteorológicas y se descarga periódicamente la previsión de un servicio meteorológico de prestigio.
Basados en toda la información anterior, se han desarrollado un conjunto de modelos analíticos que permiten realizar el modelado y simulación del comportamiento en servicio de los diferentes activos del sistema eléctrico, y modelos de previsión que predicen el comportamiento de las principales variables. Basado en estas dos palancas, es posible analizar la evolución y el funcionamiento actual y futuro de todas las magnitudes relevantes, así como hacer análisis de sensibilidad frente a la modificación de alguno de ellos y el entrenamiento de los operadores para mejorar la toma de decisiones.
Los modelos desarrollados son los siguientes:
- Modelo de previsión de demanda: calculado a nivel agregado por subestación y por red de distribución. Se ha realizado un algoritmo de series temporales, corregido con la previsión climatológica, calendario de festivos y previsión de temporada de nieve.
- Modelo de aportación hidráulica: determina el agua embalsada y la evolución de la cota, lo que permite calcular el recurso hidráulico.
- Modelo de contratos: permite simular el coste de compra de energía, así como realizar el seguimiento de las condiciones de uso de cada contrato.
- Modelo de generación: determina el nivel de carga de cada grupo de generación en función de la potencia total a producir basado en las curvas técnicas de cada grupo y sus rendimientos. Además, determina el caudal de agua necesaria y el coste de reposición.
- Modelo de red: permite conocer los flujos de carga por cada componente de la red eléctrica en base a las conexiones eléctricas, las importaciones y la producción interna.
- Modelo de optimización: basado en todos los inputs anteriores, obtiene el escenario más económico de funcionamiento, generación y aprovisionamiento respetando todas las restricciones reales.
Material y métodos
Debido a la gran complejidad del proyecto, se planteó una metodología incremental tipo SCRUM. Mediante diferentes sprints se fueron elaborando y validando los modelos de forma aislada, para garantizar su buen funcionamiento con suficiente nivel de detalle.
Una vez finalizados los modelos aislados, se construyó el modelo de optimización, al cual se le fueron incorporando diversas restricciones de forma incremental, de forma que se pudiera validar su comportamiento desde el escenario más sencillo, hasta el modelado final teniendo en cuenta todas las consideraciones.
Resultados
El resultado final del proyecto ha sido muy satisfactorio, tanto a nivel de precisión como de ahorros recurrentes.
- Se ha mejorado el nivel de detalle para las entidades principales, pasando de información diaria a registros horarios.
- El modelo de previsión de demanda tiene un error máximo del 10% para una hora y subestación y entorno al 3% en acumulado mensual.
- El modelo de aportación hidráulica tiene un error menor al 5% en acumulado mensual.
- El tiempo de cálculo del modelo completo es menor a 8 minutos.
- La optimización del uso de los contratos ha permitido reducir el coste de aprovisionamiento en 2 €/MWh.
- La optimización del uso de los arranques y paradas ha permitido reducir 1 mantenimiento programado a cada turbina, mejorando su disponibilidad y la energía producida.
- Ante cualquier cambio (climatología, desviación de la demanda, descargos), el proceso se ejecuta automáticamente y presenta las conclusiones y las maniobrar a realizar a los operadores.
- Se han construido cuadros de mando basado en toda la información anterior. Lo que significa que se dispone de reporting ejecutivo actualizado cada hora con los datos reales de producción y consumo.
Beneficios e impacto
El proyecto a supuesto los siguientes beneficios para FEDA:
- Normalización de los procedimientos de actuación en función de la contingencia ocurrida.
- Fijación del conocimiento completo del sistema eléctrico y su comportamiento. Hasta ahora residía únicamente en 2 personas y gracias al proyecto, el conocimiento ha quedado embebido en los algoritmos.
- Mejora en el soporte a la decisión, ya que, ante cualquier contingencia, es posible simular las diferentes decisiones y buscar la solución más óptima.
- Reducción de las incertidumbres derivadas de la falta de previsión de demanda y de aportación hidráulica.
- Centralización de la gestión de los mantenimientos entre los diferentes departamentos involucrados (Ingeniería, planificación de red, operadores de generación y operador de gestión de energía).
- Reducción del importe de las penalizaciones por funcionamiento fuera de las condiciones contractuales.
- Reducción estratégica de los costes de aprovisionamiento de energía de Andorra como país.
- Simplificación del mapa de sistemas al centralizar toda la información en un único repositorio, garantizando la existencia y unicidad de la información.
Gracias a la plataforma tecnológica escogida, el sistema es totalmente escalable y capaz de abordar las siguientes fases:
- Telemedida de todos los clientes.
- Nuevos puntos de suministro para coches eléctricos.
- Segmentación de clientes por área de actividad, localización, etc. y estimación de la demanda por estos clusters.
- Evolución de la red de Transporte hacia una red mallada.
- Incremento de la generación no regulable.
- Mayor complejidad en la cartera de aprovisionamientos.
Todo ello redundará en el beneficio de los clientes:
- Reducción de los precios de la energía.
- Mayor garantía de suministro en situaciones de punta de consumo.
- Mayor facilidad para la puesta en marcha de nuevas centrales en régimen especial.
- Aceleración de la incorporación de vehículos eléctricos.
Y adicionalmente, se identifican los siguientes beneficios a nivel de la estrategia de Energía de Andorra:
- Ahorro de costes de energía y mayor competitividad de las compañías locales.
- Reducción de las importaciones y nivelación de la balanza de pagos.
- Mayor confiabilidad de la red y de las operaciones.
- Capacidad de realizar análisis de impacto de medidas regulatorias.
- Mayor transparencia al disponer de la información centralizada.
Conclusiones
Los modelos analíticos han permitido realizar una operación más eficiente del sistema eléctrico y mejorar la estrategia de aprovisionamiento, generando unos ahorros de 2 euros/MWh, o lo que es lo mismo, 0,8 MM euros de ahorro anual.
El éxito del proyecto se ha basado en 3 pilares fundamentales:
- La transparencia y colaboración entre las áreas de Negocio, Data Science e IT, lo que ha permitido compartir de forma fluida información, experiencias e impresiones.
- La metodología incremental, partiendo de lo fácil e incrementando el nivel de complejidad de forma gradual, complementada con planteamiento flexible, que ha permitido ir incorporando nuevos matices a los modelos cuando han sido identificados en fases más tardías.
- La voluntad de innovación que ha permitido realizar apuestas disruptivas que finalmente han sido un éxito y la exploración de los datos con la mente abierta, sin vicios ni condicionamientos.
La conclusión del proyecto es que efectivamente ha sido viable y ha conseguido alcanzar unos resultados razonables en un plazo de 9 meses. Hay que ser realistas en la dimensión del problema. A pesar de que el número de suministros no es alto, la red de Andorra cuenta con todas las piezas que existen en cualquier otra red y que ha sido necesario modelizar e integrar.
Los resultados del proyecto serían fácilmente exportables de cualquier otra pequeña red de distribución o Smart-grid. Sería necesario aplicar las adaptaciones propias de cada red, así como sus componentes y modelizar la generación, en función de su tecnología, pero debido a la modelización realizada de forma generalista y abstracta, habría un gran nivel de reaprovechamiento.
Agradecimientos
Hay que reconocer la especial colaboración del equipo de IT de FEDA durante la duración del proyecto, que pusieron todo su tesón y conocimiento a nuestro servicio para obtener y centralizar toda la información que necesitamos.