Comunicación presentada al II Congreso Smart Grids:
Autores
- Noelia Uribe Pérez, Estudiante de Doctorado, Centro de Desarrollo de Energías Renovables – Centro Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CEDER-CIEMAT)
- Luis Hernández Callejo, Investigador Smart Grids, Centro de Desarrollo de Energías Renovables – Centro Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas (CEDER-CIEMAT)
- David de la Vega Moreno, Profesor Titular de Universidad, Universidad del País Vasco
- Pablo Angueira Buceta, Profesor Titular de Universidad, Universidad del País Vasco
- Txetxu Arzuaga Canals, ZIV Group Company
Resumen
En este artículo se presenta una micro red de generación y almacenamiento distribuidos en la que se pretende establecer un sistema de comunicaciones que permita gestionar la generación, la distribución y el consumo atendiendo a criterios de minimización del consumo eléctrico, minimización de las pérdidas y maximización del beneficio económico. El artículo se centra en el sistema de comunicaciones, incluyendo el despliegue de medidores inteligentes (Smart Meters), la puesta en marcha de los mismos, la conformación de las subredes mediante la tecnología PLC PRIME y la monitorización de las comunicaciones.
Introducción
El modelo eléctrico actual se caracteriza por ser un sistema fuertemente centralizado, tanto en generación como en gestión, conectado a una amplia red de transmisión y distribución, de carácter radial. Este modelo choca de frente con los nuevos requisitos y necesidades que se esperan del sistema eléctrico del futuro y tales desafíos ponen en evidencia su obsolescencia. La introducción progresiva de fuentes energéticas distribuidas, principalmente energías renovables o Renewable Energy Sources (RES) y a priori no gestionables, la liberación de los mercados energéticos, el cambio climático, la concienciación social sobre el consumo y su repercusión en el medio ambiente, la eficiencia energética, la seguridad de abastecimiento, la respuesta a la demanda, los sistemas de almacenamiento descentralizados y la progresiva introducción del vehículo eléctrico son factores clave en el cambio del modelo energético y se perfilan como soluciones a la actual crisis energética (Galli et. Al, 2011). Como plantea la European Smart Grid Technology Platform (2010), el nuevo sistema ha de caracterizarse por ser flexible, accesible, fiable y económicamente viable. Las fuentes de generación distribuida, Distributed Energy Resources (DER) o Distributed Generation (DG) suponen un profundo cambio en el modelo energético actual.
El consecuente desafío al desarrollo de la DG es cómo integrar esa gran cantidad de puntos de producción distribuidos en la red eléctrica de manera efectiva. La generación distribuida implica una serie de complejas operaciones de gestión que ya no pueden ser consideradas como un elemento pasivo de un sistema radial sino que implica un rediseño del sistema. Es así como surge el concepto de red eléctrica inteligente o Smart Grid (SG).
A raíz de la creación del término SG han ido surgiendo otros más acotados en definición y funcionalidad que merecen ser tenidos en cuenta. Uno de ellos es el concepto de micro redes o microgrids. Una micro red se caracteriza por ser un sistema de distribución en baja tensión o low-voltage (LV) con sistemas distribuidos de generación, almacenamiento y control que puede estar conectada a la red principal o bien quedar aislado. Este tipo de configuración correspondería con un polígono industrial, un pequeña población o incluso un barrio.
Este trabajo pretende cubrir la necesidad de introducir las Tecnologías de la Información y Comunicación (TIC) en el contexto eléctrico, entes tradicionalmente separados pero cuya fusión resulta clave para el éxito futuro de las micro redes (Yan et. al, 2013; Laverty et. al, 2010; Gao et. al, 2012) con el fin de gestionar la generación distribuida renovable desplegada en el centro. Para ello se han instalado una serie de dispositivos entre los que destacan los contadores y concentradores de datos en el centro, también conocidos como Smart Meters (SMs) y Data Concentrators (DCs) respectivamente.
Esta ‘fusión’ de campos de conocimiento se va a hacer a través del uso de la tecnología Power Line Communications (PLC), lo que implicará que ambos niveles (eléctrico y comunicaciones) compartan un medio físico común: el cableado eléctrico. Su gran ventaja frente a otras tecnologías es que el medio ya está desplegado y en teoría cualquier punto conectado a la red es susceptible de beneficiarse de los servicios que se sirvan con PLC.
Descripción del proyecto
Objetivo
El proyecto pretende establecer un sistema de comunicaciones que, a través de señales de control, permita la gestión de la generación, la distribución y el consumo atendiendo a criterios de minimización del consumo eléctrico y de las pérdidas maximizando a su vez el beneficio económico. Consecuentemente, se consigue fomentar las energías renovables y la generación y el almacenamiento distribuidos. Las señales de control se ejecutarán en función de la operación de unos agentes o elementos fundamentales atendiendo a los criterios anteriormente señalados.
Emplazamiento
El desarrollo del proyecto se lleva a cabo en las instalaciones del CEDER (Centro de Desarrollo de Energías Renovables). Se trata de un centro nacional para la investigación, el desarrollo y el fomento de las energías renovables que pertenece al CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas), a su vez Organismo Público de Investigación dependiente del Ministerio de Economía y Competitividad de España. El CEDER–CIEMAT está ubicado en el término de Cubo de la Solana, junto a la pedanía de Lubia, provincia de Soria. La infraestructura desplegada en el CEDER corresponde a la definición de una micro red: múltiples puntos de generación distribuida y almacenamiento conectados con los consumidores (en este caso, edificios y maquinaria) en baja tensión. Se trata de un emplazamiento novedoso y se tienen pocas o ninguna referencia sobre la existencia de algún otro similar.
La red del CEDER se puede describir en dos niveles bien diferenciados entre sí: a nivel eléctrico y a nivel de comunicaciones, si bien ambos se caracterizan por compartir un medio común, característica intrínseca de la tecnología PLC.
Nivel Eléctrico
Por nivel eléctrico entendemos el transporte y distribución hasta los puntos de demanda/consumo de energía eléctrica.
El centro tiene un potencia contratada de 135 kW, según la tarifa 3.0A. La compañía distribuidora suministra energía eléctrica a un nivel de tensión de 45 kV que, mediante un transformador a la entrada del centro, baja hasta los 15 kV. El elemento transformador de entrada es de 45/15 kV y 1.000 kVA. El centro cuenta con siete centros de transformación (CTs) como se aprecia en la Figura 1. El CEDER también dispone de un amplio despliegue de energía renovable distribuida, agrupada como sigue:
- Energía eólica: 5 aerogeneradores de entre 1.5 y 50 kW.
- Energía fotovoltaica: 3 bancadas fotovoltaicas de 5 kW además de dos tejados fotovoltaicos en los edificios E01 y E03 de 10 kW cada uno.
- Mini-central hidráulica (en fase de instalación) con una producción prevista de 60 kW.
Además se cuenta con dispositivos de almacenamiento electroquímico (baterías de Plomo-Ácido e Ión-Litio), y mecánico (volante de inercia y bombeo hidráulico).
Finalmente, las cargas del centro lo forman todos los edificios y maquinaria existentes, el grupo turbina-bombeo, además de tres cargas electrónicas movibles de 2,8 kW cada una y configurables en modo monofásico y/o trifásico.
Nivel Comunicaciones
Todos los edificios del CEDER se encuentran conectados con el Centro de Proceso de Datos (CPD) mediante tecnología Ethernet, de manera que se pueda enviar y recibir información desde cualquier punto del centro y procesarla a posteriori de manera descentralizada en cualquier otro punto del centro. Para integrar el sistema de comunicaciones que permita gestionar la generación, distribución y consumo se ha procedido a instalar contadores en puntos estratégicos de demanda y generación. En este sentido podríamos hablar de una evolución del clásico AMS (Automatic Metering Service) al AMI (Advance Metering Infraestrucure).
Despliegue de equipos
Actualmente, se han instalado un total de 44 SMs, monofásicos (Figura 2.a) y trifásicos (Figura 2.b), dependiendo de la instalación correspondiente; y 9 DCs (Figura 2.c). Cada CT lleva un DC y además dos de ellos en concreto llevan otro más, haciendo una configuración maestro-esclavo. Los equipos tienen implementado el estándar PoweRline Intelligent Metering Evolution (PRIME), que define las especificaciones de las capas Física y MAC (PRIME Alliance Technical Working Group, 2010). A su ventaja de ser abierto y estar consolidado como solución para la medición avanzada, el control y el monitoreo, se le unen otras funcionalidades como el control de errores y el estado de la conexión en baja tensión (Sendin et. al, 2013). El modelo de datos se basa en el estándar DLMS/COSEM (DLMS Use Association, 2014) ampliamente aceptado y aplicado en entornos de medida.
Los SMs permiten la realización de medidas de intensidad y tensión (3 intensidades de fase y 3 de tensión en el caso de medidores trifásicos), medida de potencia activa con signo y reactiva en los cuatro cuadrantes, medida de energía activa bidireccional y reactiva en los cuatro cuadrantes y medida del factor de potencia instantánea total y por fase.
Los DC hacen la función de gestión de la subred que encabezan (funcionalidad PRIME) además de ser supervisores de baja tensión (incluyen un contador trifásico) y concentradores de las medidas. Concentradores y contadores se comunican a través de la red de baja tensión en la banda CENELEC-A, que comprende desde los 9 hasta los 95 kHz y que está destinada a uso exclusivo de las compañías eléctricas.
Capa Física (PHY)
La capa física PRIME está concebida para la comunicación sobre cableado eléctrico originalmente dedicado a la transmisión y distribución de electricidad a 50-60 Hz. Está basado en una modulación OFDM (Orthogonal Frequency Division Multiplexing) y permite hasta 96 subportadoras de datos entre 42 kHz y 89 kHz, de esta forma la señal dispone de unos 47 kHz de ancho de banda y se sitúa en la “mejor zona” de la banda CENELEC-A, ya que las redes eléctricas típicas de Europa generan problemas a frecuencias por debajo de los 40 kHz. Además, PRIME admite 3 tipos de modulación digital (BPSK, QPSK, 8PSK) y opcionalmente codificación convolutiva.
Capa MAC
La capa MAC PRIME es orientada a la conexión, lo que implica que cualquier intercambio de información requiere necesariamente el establecimiento de conexión. A cada nodo se le asigna una dirección MAC universal (EUI-48), por parte del fabricante, que se utiliza durante el proceso de registro en la subred. Como cada subred va a tener un sólo Nodo Base, la dirección MAC de éste hace las veces de identificador de dicha subred SNA (SubNetwork Address).
La conformación de la subred PRIME se realiza en forma de árbol y de manera automática, de manera que facilita mucho el despliegue de contadores de forma masiva. Está formada por dos elementos fundamentales:
- Nodo Base: Es la ‘cabeza’ de la subred y el que gestiona toda la topología y configuración de la misma y sólo puede haber un Nodo Base por subred. En este caso se han instalado en los centros de transformación (configuración habitual) y están embebidos en los DCs. En un primer momento, cada Nodo Base forma la subred en sí misma. Los Nodos Servicio deberán pasar por una fase de registro para entrar a formar parte de la subred.
- Nodo Servicio: Son las hojas y raíces de la subred formada por el Nodo Base y, por lo tanto, con los que establecerá comunicación. También están embebidos en los contadores desplegados por el centro. Los Nodos Servicio pueden tener a su vez tres estados principales:
- Desconectado, es su estado inicial y durante éste no pueden comunicarse ni ejercer de repetidores de otros nodos, por lo que tratarán de buscar una subred a la que conectarse.
- Terminal, en este estado pueden establecen conexiones y comunicarse pero no pueden reenviar información de otros nodos.
- Switch, un Nodo Servicio promociona a este estado cuando es necesario que actúen como repetidores de nodos situados a niveles inferiores y además mantiene la funcionalidad del estado Terminal. Esta promoción es gestionada por el Nodo Base, y aunque se pueden establecer hasta 8 niveles de switching el Nodo Base tratará de minimizarlos para optimizar el ancho de banda de la red.
En el caso del CEDER-CIEMAT la red PRIME está compuesta de 7 subredes PRIME, cada una de ellas encabezada por un DC con su correspondiente Nodo Base.
La topología de la red se auto-configura, de manera que una vez que los aparatos están conectados, comienza su proceso de registro y/o promoción. También pueden darse casos de baja y descenso de nodos si la autoconfiguración de la red así lo estima.
Cuando un Nodo Base se conecta, automáticamente envía tramas Beacon en busca de posibles nodos a los que añadir a la subred que conforma. Los Nodos Servicio escuchan estas tramas durante su escaneo de una banda a la que puedan conectarse. Responderán a estas tramas y empezará su proceso de registro en la tabla de registros del Nodo Base, obteniendo el Nodo Servicio su identificador (Local Node IDentifier, LNID). Estos Nodos Servicio que se conectan directamente al Nodo Base forman el nivel cero. Los Nodos Servicio que no pueden conectarse directamente envían peticiones broadcast que derivan en los nodos de niveles superiores solicitando su promoción a repetidores, proceso a cargo del Nodo Base. En cualquier momento el Nodo Base, atendiendo a criterios de autoconfiguración, puede promocionar un Nodo Servicio de estado ‘terminal’ a ‘repetidor’ o switch y viceversa. En ese caso, se le asigna un identificador SID (Switch IDentifier). De esta forma, un nodo puede ser identificado en la subred a la que pertenece a través de su SID+LNID, también conocido como NID (Node Identifier). Si añadimos el NID al SNA se obtiene el identificador de un nodo a nivel global. La estructura global de direccionamiento se completa con un identificador de la conexión a nivel de subred LCID (Local Connection Identifier) que se genera con la conexión de un nodo. Una conexión puede ser identificada a nivel local con la combinación NID+LCID. Si a ésta le añadimos el SNA se podrá identificar una conexión concreta a nivel global. Además de tramas concretas con información (por ejemplo, datos de medidas del contador) periódicamente se envían y reciben tramas Keep Alive para garantizar la presencia de los nodos de la subred.
Podemos ver la topología de la red y su evolución a través de conexiones Web Services o con la aplicación ZIV PRIME Manager, en adelante ZPM. Se trata de una potente herramienta que permite controlar el estado de una red PRIME, el tráfico MAC que circula, el espectro de ruido, la actualización del firmware de los dispositivos y la constelación de la modulación, entre otros.
Los datos capturados por los SMs son enviados diariamente mediante tareas programadas gracias a los servicios web (web services) implementados en el concentrador. De esta forma, el concentrador interroga a los medidores de su subred obteniendo los datos especificados y conforma ficheros .xml que envía a un sistema central (en nuestro caso una base de datos) vía FTP.
A través de un servidor web (web server) implementado en los concentradores es posible acceder a los dispositivos tanto para obtener valores instantáneos como registros ya almacenados desde cualquier navegador vía HTTP. De esta manera se tiene también acceso a la configuración del concentrador. Las peticiones siempre pasan por el DC, de forma que si queremos acceder a un SM primero conectamos con el concentrador vía ethernet, que a su vez establece comunicación aguas abajo con los medidores de su subred mediante tramas PRIME.
Conclusiones
Este artículo se centra en la presentación del sistema de comunicaciones de la micro red desplegada en las instalaciones del CEDER-CIEMAT con la finalidad de gestionar la generación, la distribución y el consumo. Con ello se pretende ir más allá del clásico escenario de “sólo” telemedida.
Se incluye la descripción de los equipos de medida y control así como el despliegue de los mismos en el centro; la capa física y MAC que los caracteriza; la conformación de las subredes con tecnología PRIME así como las opciones de que se disponen para monitorizar y controlar su evolución y los datos que generan.
Con todo lo anterior, queda patente el enorme potencial de la tecnología PLC-PRIME en un entorno de micro red como el descrito y que se verá plasmado en la continuación del trabajo aquí presentado.
Agradecimientos
Este trabajo forma parte del proyecto MIRED-CON IPT-2012-0611-120000, financiado por el Ministerio de Economía y Competitividad. El objetivo del mismo es brindar nuevas capacidades a las micro redes convencionales para obtener mejoras y reducir las pérdidas en la distribución de la energía.
Referencias
- Galli et. al, 2011, For the Grid and Through the Grid: The Role of Power Line Communications in the Smart Grid. Proceedings of the IEEE, 99(6), 998-1027.
- Gao et. al, 2012, A survey of communication/networking in Smart Grids. Future Generation Computer Systems, 28(2), 391-404.
- Laverty et. al, 2010, Telecommunications for smart grid: Backhaul solutions for the distribution network. In Power and Energy Society General Meeting, IEEE (pp. 1-6).
- Sendin et. al, 2013, Enhanced Operation of Electricity Distribution Grids Through Smart Metering PLC Network Monitoring, Analysis and Grid Conditioning. Energies, 6(1), 539-556.
- Yan et. al, 2013, A Survey on Smart Grid Communication Infrastructures: Motivations, Requirements and Challenges. IEEE Communications Surveys & Tutorials, vol. 15, No. 1.
- PRIME Alliance Technical Working Group, Draft Standard for PoweRline Intelligent Metering Evolution (PRIME), 1.3A ed.
- European Commission, European Smart Grid Technology Platform—Vision and Strategy for European Electricity Networks of the Future
- DLMS Use Association, Device Language Message specification – COmpanion Specification for Energy Metering.
- ZIV Group Company (Mayo 2014).