Proyecto GRID4EU

Comunicación presentada al II Congreso Smart Grids:

Autores

• David Pampliega Ruiz, Jefe de Proyecto GRID4EU, Schneider Electric
• Enrique Ramos Martínez, Director Centro de Competencias Eléctrico, Schneider Electric

Resumen

El proyecto GRID4EU es un proyecto de demostración de soluciones avanzadas en smart grid con amplio potencial de replicación y escalabilidad en Europa. Es uno de los mayores proyectos financiados por la UE (dentro del programa FP7). GRID4EU está compuesto por 6 demostradores (cada uno liderado por una utility), y el artículo se centrará en el liderado por Vattenfall en Suecia, focalizado en monitorización y control de redes de baja tensión, en el cual Vattenfall, ABB, eMeter/Siemens, Schneider Electric y KTH, hacen uso de información proporcionada por smart meters e información recogida de subestaciones secundarias, para mejorar la gestión de cortes de suministro y la monitorización de la calidad de la energía suministrada en redes de baja tensión.

Introducción

El proyecto GRID4EU es un proyecto de demostración a gran escala de soluciones avanzadas en smart grid con amplio potencial de replicación y escalabilidad en Europa. El proyecto está parcialmente financiado por el programa de investigación FP7 de la Comisión Europea, siendo uno de los mayores proyectos financiados por la Unión.

GRID4EU involucra a seis utilities (ERDF, Enel Distribuzione, Iberdrola, CEZ Distribuce, Vattenfall Eldistribution y RWE), que abarcan más del 50% de los clientes con medidores eléctricos en Europa. Incluyendo a las mencionadas utilities, en el proyecto participan 27 socios, comprendiendo suministradores de energía, fabricantes y organismos de investigación, que trabajan juntos en uno o más de los seis demostradores liderados por cada una de las utilities. El proyecto GRID4EU comenzó en noviembre de 2011 y finalizará en enero de 2016.

Entre los principales objetivos del proyecto se encuentran el desarrollo y experimentación de tecnologías innovadoras, el análisis coste-beneficio de soluciones en el ámbito de las smart grid o la escalabilidad y replicabilidad de las tecnologías empleadas en Europa.

Las áreas de interés que se analizan y prueban en los distintos demostradores incluyen las siguientes:

• Fuentes de energía renovables.
• Participación activa de clientes.
• Suministro de energía seguro.
• Supervisión y automatización de la red de media y baja tensión.
• Gestión de picos de carga.
• Gestión de la demanda, vehículo eléctrico, almacenamiento, micro redes.

La siguiente figura muestra los seis países en los que se están desplegando los demostradores, así como los socios participantes en el proyecto.

Este artículo se centra en la implementación que se está llevando a cabo en el segundo de los seis demostradores (aquél liderado por Vattenfall Eldistribution en Suecia). En este demostrador, Vattenfall, ABB, eMeter/Siemens, Schneider Electric y KTH harán uso de la información que puede ser proporcionada por medidores inteligentes existentes, junto con la recogida de las subestaciones secundarias, para mejorar la gestión de cortes de suministro y la monitorización de la calidad de la energía en la baja tensión.

El Proyecto

El segundo demostrador del proyecto GRID4EU tiene lugar en Uppsala, que es la cuarta mayor ciudad de Suecia. En Uppsala, nuevos dispositivos avanzados se han instalado en aproximadamente 100 subestaciones secundarias, que coexistirán con medidores inteligentes existentes así como con la infraestructura de telemedición desplegada. La ambición del demostrador es monitorizar y controlar la red de baja tensión que sirve energía a unos 10.000 clientes durante al menos un año, al mismo tiempo que se experimenta y evalúan distintas soluciones. La siguiente figura muestra la situación de Uppsala dentro de Suecia, así como las áreas de la ciudad que participan en el proyecto (todas las subestaciones secundarias y sus clientes asociados pertenecen a las subestaciones primarias de 70/10 kV de Gränby y Fyrislund).

Los principales objetivos que se pretenden alcanzar con la implementación del demostrador son los siguientes:

• Mejorar la calidad del suministro.
• Análisis del flujo de energía medido con propósitos de planificación.
• Monitorización de la calidad del servicio ofrecido.

Arquitectura

Antes de definir el sistema de monitorización y control de la red de baja tensión, se realizó una descripción de la arquitectura del demostrador empleando el modelo SGAM (Smart Grid Architecture Model) como guía para elaborar las especificaciones del proyecto. El esquema seguido permite modelar los actores en las smart grids y las funciones que desempeñan de una forma estandarizada. Proporciona información acerca de distintos componentes y su configuración física, información a intercambiarse entre dichos componentes y los protocolos de comunicación y modelos de datos utilizados.

Como ya se mencionaba en la introducción, las funciones de monitorización y control de la baja tensión se basarían en dos áreas principales o tecnologías: la medición inteligente y la monitorización de subestaciones secundarias.

Ambas áreas tendrán distintos flujos de información, pero éstos convergerán en el sistema de monitorización y control de la baja tensión, como se puede apreciar en la siguiente figura.

Se puede observar en la figura, como los medidores inteligentes, que se encuentran en las instalaciones de los clientes finales, se comunican con unos dispositivos concentradores de datos, que se encuentran típicamente en las subestaciones secundarias. La comunicación entre los medidores y los concentradores de datos se realiza a través de la propia red eléctrica, usando comunicaciones PLC. Los concentradores de datos recogen la información de todos los medidores conectados a la misma subestación secundaria y los envían al sistema de recolección de medidas (AMM). Es habitual que los concentradores de datos dispongan de un módem GPRS externo para comunicarse con el sistema de recolección de medidas. Una vez la información se encuentra en dicho sistema, ésta se enviaría al sistema MDMS (Meter Data Management System), donde algunos cálculos analíticos se llevarían a cabo. Cabe destacar que el sistema AMM se encuentra operativo actualmente, gestionando más de 600.000 medidores de Vattenfall, por lo que sólo los datos correspondientes a los 10.000 clientes incluidos en el proyecto GRID4EU se enviarían al MDMS del proyecto GRID4EU.

Por otro lado, el segundo flujo de información es aquél que comprende las RTU (Remote Terminal Unit). En este caso, habrá un módulo de medida que recogerá información de la subestación secundaria y la enviará a la RTU a través de ModBus. Esa información se enviará al sistema SCADA/DMS a través de un módem GPRS con el que cuenta la RTU.

Mencionar que entre los sistemas SCADA/DMS y MDMS se produce un intercambio de información, de forma que se pueda realizar un análisis que combine los datos de los clientes finales (provenientes de los medidores inteligentes) junto con los datos recogidos por las RTU de las subestaciones secundarias.

En la arquitectura descrita, se puede destacar como ambos flujos de información son totalmente independientes, siendo necesario el uso de dos módems GPRS para cada subestación secundaria: uno para el concentrador de datos y otro para la RTU. Como el proyecto está analizando el uso de soluciones con mejor coste-beneficio en el ámbito de las smart grid, una nueva solución de comunicaciones será testeada en el demostrador, en la que tan sólo sería necesario disponer de un router con dos conectores Ethernet para poder comunicar tanto el concentrador de datos como la RTU con el sistema de recolección de medidas AMM y con el sistema SCADA/DMS respectivamente. Esta solución sería capaz de unir ambos flujos de información en el punto de origen, y separarlos en el destino, de forma que cada flujo de información llegara a sus respectivos sistemas. Esta solución de comunicaciones ya se ha implementado con éxito en una subestación secundaria en Uppsala. Nuevas implementaciones y pruebas se llevarán a cabo durante este año y el siguiente, de forma que cerca de 15 subestaciones secundarias estén equipadas con esta solución, y poder medir así los beneficios que ésta aporta para el demostrador, comparándola con la solución convencional inicialmente descrita.

Funcionalidad de Monitorización y Control

Para satisfacer los objetivos generales del demostrador, se implementarán dos casos de uso. Además de la descripción de dichos casos de uso, tras ellos se mencionarán otras áreas de investigación abordadas.

Monitorización y control de la baja tensión

Para este caso de uso, ejemplos de análisis realizados sobre los datos recogidos de los dispositivos de campo son los siguientes:

• Análisis de la información de la red de baja tensión. Para ello, se tendrán en cuenta eventos de pérdida de fase, caídas de tensión y sobretensiones. De las RTU, la información no llegará en forma de eventos, sino que al realizarse una monitorización continua de la subestación secundaria, las medidas se enviarían continuamente al SCADA/DMS.
• Además de lo anterior, es necesario detectar las faltas en la red de baja tensión. Se realizarán análisis de correlación entre los datos proporcionados por los medidores inteligentes y por las RTU para poder identificar futuras faltas en baja tensión.
• También es importante monitorizar la carga de los transformadores. Para ello, se realizarán análisis tanto de los valores horarios proporcionados por los medidores inteligentes, así como de la carga de los transformadores proporcionada por las RTU.

Detección mejorada de cortes de suministro

Para el segundo caso de uso, ejemplos de análisis realizados sobre los datos recogidos de los dispositivos de campo son los siguientes:

• Es crítico monitorizar los cortes de suministro, realizando un seguimiento de los mismos, tendencias e impacto. Con la información de dichos cortes, será posible identificar las mejores o peores áreas de la red en cuanto a interrupciones de suministro, proporcionando también una forma de medir el impacto de las mismas en áreas específicas de la red de baja tensión. Otro de los beneficios de esta monitorización de cortes de suministro es que la información recogida de los mismos ayudará a la toma de decisiones de la realización de nuevas inversiones en la red en el futuro.
• El estado de la red de baja tensión basada en eventos de “last gasp” de las RTU y de eventos de restauración de suministro de los medidores inteligentes, ayudarán a monitorizar la calidad de la energía en un modo de operación diario, de forma que se pueda asegurar el nivel de servicio ofrecido al cliente según el acuerdo adquirido con el mismo.
• Por último, es también otra de las áreas de interés para mejorar la detección de cortes de suministro, la medida de los mismos para los clientes de baja tensión. Cada vez que ocurra un corte, el medidor inteligente reportará los detalles sobre el mismo al sistema, incluyendo las fechas de inicio y fin, así como la duración del mismo, por lo que la duración total de cortes de suministro para un cliente o para una subestación secundaría podría calcularse.

Otras áreas de investigación

Además de los dos casos de uso que han sido descritos, en el demostrador se abordan otras áreas de investigación:

• Análisis de pérdidas en la red. Como los medidores inteligentes reportan valores horarios de energía al sistema de recolección de medidas AMM y las RTU reportan valores de energía para los feeders salientes de una subestación secundaria, es posible comparar los valores proporcionados por la RTU con la suma de los valores reportados por los medidores conectados a dicho feeder, de forma que se puedan calcular las pérdidas energéticas en la red.
• Detección de comportamientos fraudulentos. Para poder investigar comportamientos fraudulentos, es necesario analizar conjuntamente los valores de los medidores, los valores de las RTU y los eventos detectados. Se implementarán reglas de correlación que involucren a toda la información mencionada para detectar signos de actividades ilegales que podrían desencadenar investigaciones adicionales para poder confirmarlas.
• Conectividad de dispositivos en el hogar con los medidores. Aunque en este demostrador, los clientes finales no participan en el proyecto (se recogerán datos de medidores inteligentes asociados a clientes finales, pero el cliente final como tal no forma parte del proyecto), la conexión de dispositivos del hogar con los medidores se ha experimentado a nivel de laboratorio. En primer lugar, un “in-home display” comunicándose a través de PLC se conectó a un medidor, por lo que el cliente final sería capaz de ver el consumo registrado por el medidor inteligente en un display independiente del medidor y localizado en su propia vivienda. El display se actualizaría cada pocos minutos o segundos y podría mostrar información acerca del consumo total de energía y otros valores tales como el consumo diario o mensual, para que los clientes finales pudieran gestionar su consumo energético de forma eficiente. Además de lo anterior, algunos conectores inteligentes se añadieron a la red HAN (Home Area Network). Estos conectores se podían encender/apagar remotamente, y además eran capaces de medir el consumo energético de cargas individuales conectadas a los mismos. Toda esa información se mostraría en el display, permitiendo a los clientes finales hacerse una idea de los patrones de consumo de los distintos elementos de consumo de sus hogares.

Estado actual y próximos pasos

El estado actual del demostrador con fecha de junio de 2014 es el siguiente:

• La especificación técnica del demostrador se ha finalizado.
• Los preparativos iniciales previos a la fase de implementación han finalizado.
• Las subestaciones secundarias han sido equipadas con sus correspondientes RTU.
• Hasta la fecha, una de las 15 subestaciones secundarias ha sido equipada con la nueva solución de comunicaciones, incluyendo un router para recoger la información tanto del concentrador de datos como de la RTU.

Los próximos pasos en el demostrador son los siguientes:

• Instalar la nueva solución de comunicaciones en 14 subestaciones más.
• Instalar los sistemas SCADA/DMS y MDMS en un entorno IT apropiado.
• Comenzar el periodo de operación del sistema de monitorización y control de la baja tensión, de forma que esté en operación al menos un año, en el que se recoja información de forma diaria y se pueda analizar para resolver los casos de uso mencionados anteriormente.

Los primeros dos pasos mencionados se espera que ocurran durante el verano de 2014, por lo que el sistema podría entrar en operación a finales de verano o a comienzos de otoño en 2014.

Conclusiones

Durante los últimos años, se ha visto como el despliegue de medidores inteligentes ha comenzado (incluso finalizado) en muchos países de Europa. Este demostrador persigue aprovechar la información que puede proporcionar la infraestructura de telemedición junto con la información que pueden recoger nuevos equipos instalados en las subestaciones secundarias, de forma que pueda incrementarse la calidad del servicio ofrecido a los clientes finales, así como obtener un mayor conocimiento de las interrupciones de suministro que ocurren en la baja tensión.

Se espera que los resultados del proyecto GRID4EU tengan un impacto significativo en implementaciones futuras de tecnologías smart grid. Eligiendo la tecnología adecuada, así como su configuración y comunicaciones, este proyecto demostrativo permitirá hacer más simples futuras implementaciones de proyectos AMM y de smart grid, buscando al mismo tiempo la minimización de costes de inversión y el aumento de la calidad de servicio ofrecida al cliente final.

Bibliografía

• Entregable dD2.1. Demo2 – Detailed project specification and development of demonstration activities (GRID4EU, 2012).
• Entregable dD2.2. Demo2 – Detailed technical specification and set-up (GRID4EU, 2013).