Comunicación presentada al III Congreso Smart Grids:
Autores
- Hortensia Amarís, Ricardo Vázquez, Mónica Alonso, Universidad Carlos III de Madrid
- Maite Hormigo, Gas Natural Fenosa
- Fernando Salazar, Unión Fenosa Distribución
Resumen
El estándar IEC 61850 se ha aplicado principalmente para el control de subestaciones, comunicación y protección. Pocas son las aplicaciones donde se extiende su rango de operación para cubrir otras funcionalidades necesarias para la operación de redes eléctricas de distribución. En esta comunicación se presenta la arquitectura de automatización de una red de distribución piloto desplegada en el proyecto Europeo IDE4L donde se ha implementado distintas funciones de operación como por ejemplo: monitorización en tiempo real, estimación del estado de la red, predicción de la demanda y de la generación o el control de congestiones en redes eléctricas de distribución de baja y media tensión.
Palabras clave
Automatización, IEC 61850, Predicción Demanda
Introducción
La norma IEC 61850 se planteó como la definición de un estándar internacional para la comunicación entre los distintos equipos dentro de una subestación (de protección, control y medida). Esta no solo abarca las funciones de un protocolo de telecontrol, sino que especifica también la arquitectura, configuración, modelos de datos, requisitos eléctricos y mecanismos de test de calidad y conformidad. Surge de la necesidad de unificación de protocolos (tanto propietarios como estandarizados) y tiene como objetivo, entre otros, conseguir que el control de las subestaciones sea independiente del fabricante, siendo posible interconectar y sustituir dispositivos fabricados por empresas diferentes. Esta característica de interoperabilidad permite facilitar el desarrollo y avance de la automatización de subestaciones y propicia la aparición de nuevas funcionalidades (Andersson, et al 2003).
Este estándar introduce una nueva filosofía, distinta por completo a la utilizada hasta el momento en las subestaciones, basada en la definición de un modelo de datos orientado a objetos y funciones. Este modelo introduce el concepto de nodo lógico, que permite que la subestación se divida en funciones básicas. La información se reduce a unidades simples, consiguiendo una racionalización de la base de datos, simplificándola y haciéndola más manejable. El modelo de datos le da a la norma una nueva característica: la capacidad de auto-descripción, que mejora los procedimientos de ingeniería y mantenimiento (Brand et al, 2004).
El proyecto IDE4L Ideal Grid for all es un proyecto de demostración financiado por la Comisión Europea que tiene como misión:
- Definir el concepto de red de distribución activa en un escenario futuro con una penetración de la generación distribuida a gran escala mediante energías renovables y dispositivos energéticamente eficientes.
- Nuevos métodos de planificación y funcionalidad de automatización. En el proyecto se plantea desarrollar nuevos métodos de planificación de la red de distribución y mejores funcionalidades en el sistema de automatización para permitir una red ideal futura.
Los principales desarrollos se han implementado en tres pilotos de demostración ubicados en Dinamarca, Italia y España donde se pondrá a prueba la aplicabilidad de los métodos y las funciones desarrolladas en un entorno real.
Para cumplir los objetivos del proyecto ha sido necesario desarrollar sistemas de automatización avanzados de la red de distribución, incluyendo la utilización de los servicios auxiliares de distribución de los recursos de energía y el concepto del agregador de acuerdo al estándar IEC 61850.
El concepto de automatización desarrollado en el proyecto gira en torno a tres puntos:
- Diseño de la arquitectura de control jerárquico y distribuido en la automatización de la red de distribución,
- Diseño de la virtualización y agregación de DER a través del agregador y
- La utilización a gran escala de DER en la gestión de la red.
Uno de los aspectos más críticos en el proyecto ha sido la escalabilidad debido al gran número de nodos, subestaciones y recursos energéticos distribuidos que se contemplan en las redes de demostración. Por lo tanto, la arquitectura que se ha planteado es distribuida y modular siguiendo una estructura jerárquica donde se realiza en tiempo real la gestión automática de datos y se reduce la transferencia de datos al centro de control.
La adquisición de datos y las interfaces entre el SAU (Substation Automation Unit) y los dispositivos periféricos se han implementado utilizando el protocolo estándar como DLMS / COSEM de contadores inteligentes y el envío de mensajes MMS para los IED. Por otra parte, la información cuasi-estática como datos de las redes y la topología de red se ha realizado según la norma CIM.
Diseño y documentación del modelo de datos IEC 61850 en la base de datos de la Unidad de Automatización de Subestación (SAU)
Para llevar la implementación del modelo de datos al proyecto, éste se ha diseñado sobre una base de datos, que se encuentra en la unidad de automatización de la subestación (SAU). La SAU es el componente clave que permite el almacenamiento de datos relacionados con las mediciones tomadas en campo, los modelos de red, los modelos de negocio y los algoritmos que se ejecutan en la SAU.
Esta base de datos también se utiliza para el intercambio de información entre los distintos algoritmos e interfaces implementados en la SAU, así como para la estimación de estado, predicción de demanda y producción, y para el control y monitorización de la red conectada a la subestación. Todos los dispositivos y algoritmos que dan las funcionalidades de monitorización, control y protección de la red se modelan como dispositivos físicos, los cuales contienen un conjunto de dispositivos lógicos, que a su vez contienen un conjunto de objetos de datos que, por último, se componen de una serie de atributos.
physical device → logical device → logical node → data object → data attribute
En la implementación del proyecto IDE4L se le han añadido al modelo de datos IEC 61850 una serie de tablas que implementan datos históricos y medidas en tiempo real, así como otras medidas históricas para modelar perfiles de predicción de la generación y de la demanda.
A continuación se presentan una selección de tablas de la base de datos que muestran el modelado de los Smart meter, así como el de un algoritmo de predicción de demanda y predicción energía renovable de la GD instalada en la red.
Tabla de dispositivos físicos y lógicos
Los dispositivos físicos modelados de la red comprenden los contadores digitales, los algoritmos de estimación de estado y de predicción de la demanda y de la energía renovable (ver Figura 1). En lo que se refiere a los dispositivos lógicos (Figura 2) a cada contador inteligente se le asocia un único dispositivo lógico. En cambio, el dispositivo físico del algoritmo de predicción tiene numerosos dispositivos lógicos, uno asociado a cada contador, que proporciona el cálculo de la previsión de demanda y producción de cada cliente.
Tabla de atributos de los datos
La Figura 3 muestra un ejemplo de la tabla que contiene todos los atributos asociados a los objetos de datos contenidos en cada nodo lógico. Como se puede ver aquí aparecen ya todos los atributos que representan los objetos de datos, y que definen a los nodos lógicos (en este caso, el valor de las medidas o predicciones, y los atributos de calidad y tiempo – Timestamp asociados).
Tabla de datos analógicos históricos
Los algoritmos de predicción de la demanda y de la producción de energía renovable necesitan información de los valores históricos que se almacenan de manera distribuida en la base de datos de cada nivel. En la tabla analog_measurement (Figura 4) se hace la asociación de cada atributo a un identificador de medida (measurement_id) de modo que un valor específico de una medida (por ejemplo el valor de energía activa consumida de un cliente) lleva asociado un identificador de medida.
Por ejemplo para el cliente A, que tiene asociado un dispositivo físico (contador inteligente), si se va avanzando por la estructura jerárquica del modelo de datos IEC 61850 de dicho dispositivo se llega hasta el objeto de datos que representa la energía activa consumida (no para una hora en concreto sino en general). Esta energía activa consumida tiene 3 atributos, el valor de dicho consumo, el atributo Timestamp y el atributo de calidad. Por último, estos 3 atributos se asocian a un identificador de medida (measurement_id) en la tabla analog_measurement. Si se quiere almacenar datos de consumo de dicho cliente A (por ejemplo para usarlo en la predicción de su demanda futura) estos se almacenan en la tabla de medidas históricas indicando dicho identificador de medida.
Supervision en tiempo real y previsión de la demanda
La estructura de datos desarrollada en el proyecto IDE4L permite implementar diversas funcionalidades como por ejemplo la supervisión de la red en tiempo real o la predicción de la demanda que se detallan a continuación.
Supervisión en tiempo real
La arquitectura de supervisión propuesta cubre todos los niveles de la red, incluyendo las subestaciones primarias, subestaciones secundarias y la adquisición de datos de MT y BT en las instalaciones de los clientes. La estructura jerárquica de adquisición de datos plantea dos niveles de gestión:
- Adquisición de datos a nivel de la subestación secundaria, que es el nivel inferior de la estructura jerárquica y comprende la adquisición de medidas eléctricas (potencias, tensiones, corrientes, etc) con alta resolución temporal. El sistema de adquisición de medidas utiliza una infraestructura de comunicaciones de banda ancha y el protocolo DLMS/COSEM, proporcionando medidas en tiempo real y perfiles de energías a la SAU secundaria. En la SAU se almacenan las medidas en una base de datos local y se utilizan junto con otras medidas como por ejemplo: la posición de los interruptores controlables o de los dispositivos de protección que permiten realizar la estimación de estado de la red.
- Los valores agregados a nivel del transformador MT / BT se encuentran recogidos en la subestación primaria a través de un servidor IEC61850 MMS con un modelo de datos especifico. De esta manera, cada medida se transmite y se gestionan hasta el nivel donde es útil. La recogida de datos se utiliza a nivel local por la red de MT. Estas dos capas de supervisión proporcionan las medidas con el nivel de detalle necesario para controlar toda la red de distribución. Al mismo tiempo, la supervisión distribuida implementada en cada capa de la red (subestación secundaria, subestación primaria) permite reducir el volumen de datos intercambiados en la red.
Predicción de la demanda
Los algoritmos de predicción (demanda agregada en la subestación, demanda cliente individual y generación renovable agregada en la subestación y generación renovable local en la red) utilizan como entradas las predicciones meteorológicas de la estación meteorológica más cercana al emplazamiento, registros históricos de la demanda o de la producción y las medidas disponibles en tiempo real. Los algoritmos se encuentran implementados en cada subestación (secundaria y primaria) proporcionando en cada nivel las predicciones correspondientes con el nivel de resolución requerido. Así en la subestación secundaria el algoritmo de predicción utiliza la información disponible en la SAU y realiza la predicción correspondiente a la red de baja tensión. Por el contrario, en la subestación primaria se utilizan las medidas agregadas (del transformador MT/BT) para proporcionar las predicciones agregadas en media tensión.
Los algoritmos de predicción contemplan dos horizontes de predicción;
- Siguiente muestra (One step ahead) que permite estimar el siguiente valor de la demanda o de la producción dependiendo del horizonte de resolución de los datos (cada 10 minutos, 15 minutos, 1 hora). Esta información se utiliza con fines de control donde es necesario estimar cuál va a ser el siguiente valor de la demanda o de la producción para determinar las acciones de control más oportunas.
- Predicción para las siguientes 24 horas. En este caso, los valores de la predicción se utiliza para fines de planificación y de gestión de la demanda flexible, así como para detección de posibles congestiones en el día siguiente.
Las siguientes figuras muestran los resultados de la demanda para una de las redes de demostración del proyecto IDE4L aplicado a la subestación primaria considerando los dos horizontes de predicción horaria: la siguiente hora y las 24 siguientes horas.
Conclusiones
La aplicación del estándar IEC 61850 para la automatización de subestaciones se ha demostrado como una solución fiable para mejorar el control de las redes eléctricas, tanto de transporte como de distribución. La norma IEC 61850 permite el desarrollo de una nueva gama de aplicaciones de protección y de control que resultan en importantes beneficios en comparación con las soluciones de automatización convencionales. En el proyecto Europeo IDE4L se ha desarrollado una arquitectura de control de una red eléctrica de distribución (media tensión y baja tensión) siguiendo el estándar IEC 61850. La arquitectura de control planteada sigue una estructura jerárquica distribuida distinguiéndose dos niveles de control: subestación secundaria y subestación primaria. En cada subestación se han implementado funciones de supervisión en tiempo real y de predicción de la demanda y de la generación de origen renovable.
Agradecimientos
Este trabajo ha sido parcialmente financiado por la Unión Europea en el séptimo programa marco FP7-SMARTCITIES-2013 dentro del proyecto 608860 IDE4L – Ideal grid for all.
Referencias
- Andersson, L., Brunner, C. & Engler, F. 2003, «Substation automation based on IEC 61850 with new process-close technologies», Power Tech Conference Proceedings, 2003 IEEE Bologna, pp. 6 pp. Vol.2.
- Brand, K., Brunner, C. & Wimmer, W. 2004. Reducing the effects of short circuit faults on the development of a comprehensive power design of IEC 61850 based substation automation systems according to customer requirements. Switzerland: Department of electrical and ABB Switzerland ltd.
- IEC 61850-6:2009: Communication networks and systems for power utility automation – Part 6: Configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs
- IDE4L: Ideal Grid for All