Comunicación presentada al II Congreso Smart Grids:
Autores
- Igor Dremelj, Vice President Smart Grid Solution Center, Landis+Gyr
- Sami Haapamäki, Senior Solution Consultant Smart Grid Solution Center, Landis+Gyr
- Toshiaki Asano, General Manager Smart Grid Solution Center, Landis+Gyr
- Íñigo Cobelo, Gerente de Mercado Área Redes Inteligentes y Almacenamiento, TECNALIA
- Jon Anduaga, Investigador Área Redes Inteligentes y Almacenamiento, TECNALIA
- Asier Gil de Muro, Investigador Área Redes Inteligentes y Almacenamiento, TECNALIA
Resumen
Landis+Gyr en colaboración con TECNALIA ha probado una nueva solución Smart Grid en condiciones reales. El principal objetivo de este estudio es comprobar si soluciones existentes e innovadoras para la gestión automatizada de la red (µEMS de TOSHIBA) pueden ayudar a las utilities a asegurar y mejorar en sus redes la calidad de la tensión, la generación distribuida y el balanceo de la demanda/suministro de energía en las condiciones más adversas. Las pruebas se realizaron en el Laboratorio de Smart Grids de TECNALIA utilizando elementos controlables como reguladores de tensión, distintas combinaciones de consumo y generación y sistemas de almacenamiento energético basadas en tecnologías LTO (Baterías SCiB de TOSHIBA).
Introducción
La integración de Recursos Energéticos Distribuidos (DER) procedente de generación renovable supone un importante reto tecnológico en las redes de distribución en Media Tensión existentes. Estas redes fueron diseñadas para distribuir la energía generada de forma centralizada a los diferentes clientes. El diseño y operación de las redes eléctricas de distribución siempre asumía flujos de potencia desde las redes de mayor tensión a las de menor tensión. Esta suposición es válida para redes pasivas. Sin embargo, la conexión y operación de la Generación Distribuida (de diversas tecnologías) altera muchas características de la red haciendo menos aplicable los supuestos tradicionales para el diseño y operación de redes de distribución.
La combinación de generación renovable intermitente y los cambiantes hábitos de consumo son la causa de diversas dificultades técnicas como:
- Fluctuaciones de la tensión (especialmente en líneas de alimentación largas y rurales).
- La sobrecarga en las líneas y en el equipamiento de red reduce su vida útil.
- Flujos inversos de energía que pueden alterar los procedimientos normales de operación.
En sistemas en isla, mircro-redes y redes débiles los retos son mucho mayores e incluyen problemas de estabilidad y desviaciones de la frecuencia. Los Operadores de los Sistemas de Distribución (DSOs) tienden a aplicar el enfoque de operación basado en “instalar y olvidar” cuando se enfrentan a una petición de conexión de una Generación Distribuida. Esto implica que en un punto determinado de la red, únicamente se conecta un generador si en las condiciones más desfavorables éste no causa ninguna perturbación. A medida que se incrementa la relación entre la potencia de salida del generador distribuido y la potencia de corto circuito del punto de conexión, también se incrementa la probabilidad de tener problemas.
Reforzar las redes de distribución existentes es en muchas ocasiones económicamente inviable, por lo que la solución debe venir del lado de un control de red más innovador, una gestión activa de la red y señales adecuadas del Regulador. El papel del Regulador es crucial.
Para poder incorporar a la red la máxima cantidad posible de generación distribuida, se deben proveer soluciones a estos problemas. El objetivo de este proyecto es demostrar que el uso de tecnologías Smart Grid innovadoras como la solución μEMS de TOSHIBA es una alternativa viable para ayudar a las utilities a superar los retos inherentes a la Generación Distribuida y a los cambiantes hábitos de consumo en Europa. Las pruebas se realizaron utilizando productos existentes de Landis+Gyr y TOSHIBA, instalados en la red del laboratorio de Smart Grids de TECNALIA.
El proyecto
El objetivo del Proyecto era demostrar las capacidades de una solución Smart Grid disponible en el mercado y mostrar cómo se puede utilizar para eliminar las barreras técnicas de la conexión de Generación Distribuida en las redes de distribución.
Los casos de uso son representativos de los retos reales de operar una línea de distribución con generación renovable y cargas variables. Para ello se generaron distintos escenarios en los que tanto la tensión como la corriente en la línea están fuera de límites.
Cada caso de uso está definido por un perfil de carga, un perfil de generación renovable, unas características de línea y una lista de equipos disponibles para que el equipamiento Smart Grid realice acciones de control.
Entre los varios casos de uso que han sido analizados y probados durante el Proyecto, se describen en esta comunicación los dos más críticos: regulación de variaciones de tensión y gestión predictiva de la capacidad de línea.
Material y métodos
Para probar las funcionalidades del µEMS de Toshiba en un entorno real y controlado, se utilizó el laboratorio de Smart Grids de TECNALIA. Éste laboratorio ofrece una flexible infraestructura de baja tensión que puede adoptar distintas topologías de red y funcionar conectado o aislado de la red principal. Incluye distintos generadores, tecnologías de almacenamiento, cargas y equipos controlables.
Para este Proyecto se ha elegido una determinada configuración del laboratorio que representa una línea de distribución con generación renovable y cargas conectadas en varios puntos de la línea (Figura 1). Se generaron y analizaron distintos escenarios programando la potencia de salida de la generación distribuida y los perfiles de carga.
También se tuvieron en cuenta las características de impedancia de la línea, realizando todas las pruebas con impedancias de línea puramente resistiva, puramente inductiva o mixta.
El µEMS de TOSHIBA puede enviar comandos de control a una amplia variedad de equipos de campo. Para éste proyecto de demostración se utilizó un Regulador de Voltaje de Tiristor (TVR) y un Sistema de Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS). De cara a probar las capacidades del sistema de control en condiciones extremas, se ha dotado de capacidades de control a las cargas y a la generación.
No resultó práctico desplazar hasta las instalaciones de TECNALIA un TVR ni un BESS de TOSHIBA, razón por la cual se decidió simularlos utilizando hardware y software específicamente diseñado para ello. El simulador TVR se implementó mediante la combinación de dos generadores. Uno de ellos proveía el voltaje en el Bus 1 y el otro en el Bus 2. El simulador de almacenamiento se implementó mediante un generador y una carga controlable.
La integración del equipamiento de control del µEMS de TOSHIBA con la red del laboratorio de TECNALIA se realiza de la misma manera que en una línea de distribución real. La solución µEMS de TOSHIBA, compuesta por un Servidor y un Controlador, cinco terminales Smart Grid S650 de Landis+Gyr y varias RTU’s disponibles comercialmente, se instaló en la red, y se integró utilizando los protocolos estándares de comunicaciones MODBUS/TCP y DLMS.
La arquitectura del Sistema se muestra en la Figura 2:
Resultados
La Figura 3 muestra el perfil de carga y el perfil de generación del generador conectado al Bus 3 (final de línea) para el tiempo que dura la prueba. La Figura 4 muestra el voltaje medido en el Bus 3 que resultaría en el caso de no aplicar ninguna acción de control.
Durante el día se fuerzan cuatro situaciones diferentes:
- Una primera parte en la que no hay generación y se produce un incremento gradual de la carga. El voltaje en el final de línea cae por debajo de los límites admisibles.
- Una segunda parte donde la generación comienza a incrementarse gradualmente y la carga disminuye. El voltaje en el final de la línea comienza a elevarse gradualmente.
- Una tercera parte en la que la generación alcanza un máximo y la carga comienza a incrementarse de nuevo. La tensión en el final de la línea comienza gradualmente a descender.
- Una parte final donde la carga y la generación se igualan. No hay flujo de energía a lo largo de la línea y por lo tanto el voltaje no varía a lo largo de la línea.
Éste mismo caso se prueba utilizando el Sistema de control μEMS de TOSHIBA. Los dispositivos controlables disponibles son el TVR (regulador de tensión) y el BESS (almacenamiento energético). El TVR tiene 5 tomas y el BESS puede ajustar linealmente su salida. El controlador prioriza el control del TVR sobre el control de las baterías. La capacidad de absorber o inyectar reactiva sólo se implementa cuando el TVR ha alcanzado la posición de toma máxima o mínima.
El voltaje resultante y las acciones de control se pueden ver en la Figura 5:
Las líneas verticales representan los instantes en los que el μEMS de TOSHIBA ha enviado señales de control a los equipos instalados en campo, es decir al cambiador de tomas del TVR (líneas amarillas) y al inversor del BESS (líneas negras). En este escenario la batería únicamente inyecta o absorbe reactiva. El voltaje medido en el final de línea (Bus 3) durante las cuatro partes del día se mantiene dentro de los límites aceptables y mucho más constante si lo comparamos con la situación en la que no se aplicó control (Figura 5). También se realizaron pruebas en las que se analizaban los casos en los que la capacidad de la línea estaba en el límite. La Figura 6 muestra el perfil de carga y el perfil de generación del generador conectado al Bus 3 (final de línea) para el tiempo que dura la prueba. La Figura 7 muestra la corriente medida que fluye por la línea (Bus 2) que resultaría en el caso de no aplicar ninguna acción de control. La máxima corriente admisible por la línea se limitó a 25 A.
Durante el día se fuerzan cuatro situaciones diferentes:
- Una primera parte en la que no hay generación y hay un incremento gradual de la carga. La corriente del Bus 2 al Bus 3 se incrementa y se excede la capacidad máxima de la línea.
- Una segunda parte en la que el generador comienza a incrementar la potencia y la carga disminuye. El flujo de corriente del Bus 2 al Bus 3 disminuye, llega a cero y cambia de sentido.
- Una tercera parte donde la generación alcanza un máximo y la carga llega a cero. La corriente inversa que fluye del Bus 3 al Bus 2 excede nuevamente la capacidad de la línea.
- Una parte final donde la carga y la generación se igualan. No hay flujo de carga en la línea.
Éste mismo caso se prueba utilizando el Sistema de control μEMS de TOSHIBA. Los dispositivos controlables disponibles son el BESS (almacenamiento energético) y la carga y la generación interrumpibles conectadas al final de la línea. En la prueba se definieron tres niveles de reducción (interrupción) de la carga y la generación: reducción del 40%, 70% y 100%.
La ventaja del BESS es que puede importar/exportar energía y ajustar linealmente su salida. Por este motivo, la acción correctora (de control) se priorizó primero en el BESS, seguido por la interrupción de la generación renovable y por último de la interrupción de la carga. La Figura 8 muestra la potencia activa absorbida/inyectada por el sistema de almacenamiento energético con baterías (BESS) y la corriente resultante que fluye en la línea.
El Sistema de control μEMS trata de mantener la corriente por debajo de la máxima capacidad utilizando solo el sistema de almacenamiento. Únicamente cuando éste alcanza su límite (máxima carga) el controlador decide interrumpir la carga y/o la generación.
La Figura 9 muestra los momentos en los que actúa la interrupción de la carga y de la generación.
La Figura 10 muestra cómo la corriente resultante en la línea se mantiene por debajo de los límites.
Discusión y conclusiones
Las pruebas realizadas en éste Proyecto muestran cómo el equipamiento y la tecnología que ofrecen proveedores de soluciones Smart Grid como Landis+Gyr, una empresa del Grupo TOSHIBA, ofrecen un rendimiento suficiente para ser desplegadas en campo. Se ha podido constatar cómo ésta solución puede resolver satisfactoriamente las restricciones en la red en áreas con generación distribuida instalada. Con ésta solución fue posible controlar y mantener el voltaje dentro de los límites previstos y prevenir el “flickering” (debido a las subtensiones) y las pérdidas (debidas a las sobretensiones).
Teniendo la posibilidad de gestionar el estado de carga (SOC) del BESS conectado a la red así como interrumpir cargas y/o generación renovable ésta solución puede gestionar de forma rápida y eficiente la capacidad de la línea.
No obstante, el despliegue de sistemas como éste depende en gran medida de la regulación. Alcanzar los objetivos del mandato 20-20-20 requiere un incremento de las fuentes de generación renovables y un uso eficiente de los recursos en las redes de distribución actuales, dando lugar a la aparición de problemas en la red similares a los descritos en este documento. De cara a hacer frente a estos retos se deben eliminar las barreras regulatorias a la instalación de soluciones Smart Grid similares a la presentada en este documento.
Uno de los retos identificados en los sistemas de control de la red de distribución es la ingente cantidad de datos que tendrían que ser transmitidos si los esquemas de control permanecen completamente centralizados. El controlador μEMS de TOSHIBA aplica inteligencia distribuida y no depende únicamente en las comunicaciones en tiempo real con el sistema SCADA centralizado. La comunicación entre el sistema de control μEMS y los dispositivos en campo es local y se limita al área del alimentador reduciendo el coste de operación e incrementando la fiabilidad y robustez.
Agradecimientos
Un agradecimiento especial para TECNALIA por hacer posible las pruebas y por ofrecer su amplia experiencia en la validación y certificación de equipamiento Smart Grid.
Referencias
Las baterías SCiB (“Super Charge Ion Battery”) de TOSHIBA son baterías de Ion-Lítio que utilizan nanocristales de titanato de litio (LTO – Lithium Titanium Oxide) en la superficie de su ánodo en lugar de carbono. Esto le da al ánodo de una superficie de unos 100 metros cuadrados por gramo, en comparación con los 3 metros cuadrados por gramo del carbono, permitiendo que los electrones entren y salgan del ánodo rápidamente. Esto hace que sea posible la recarga rápida y proporciona altas corrientes cuando sea necesario.