Nueva generación de sistemas de comunicaciones PLC para acometer los nuevos retos de las redes de distribución de BT

Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids:

Autores

• Jaime Gandarias, Responsable Oficina de Proyectos, Tecnalia.
• Ibone García-Borreguero, Investigadora, Tecnalia.
• Itziar Angulo, Investigadora, Universidad del País Vasco (UPV/EHU).
• Igor Fernández, Profesor Agregado, Universidad del País Vasco (UPV/EHU).
• David de la Vega, Profesor Titular, Universidad del País Vasco (UPV/EHU).
• Txetxu Arzuaga Canals, Responsable de Desarrollo de Negocio de Metering, ZIV.

Resumen

Los despliegues de los sistemas de telegestión son ya una realidad en España. Las compañías de distribución están siendo capaces de cumplir con los requisitos de despliegue de forma que, para diciembre de 2018 la práctica totalidad de contadores instalados en nuestro país tendrán las funcionalidades de discriminación horaria y telegestión. Uno de los aspectos clave de este éxito ha sido el sistema de comunicaciones PLC (powerline) que facilita la interconexión de los contadores instalados en casa de cliente con los concentradores instalados en los centros de transformación. El sistema de telecomunicaciones PRIME (en su versión 1.3.6), que es la base tecnológica de multitud de redes de telecomunicaciones PLC, ha mostrado que es capaz de soportar los servicios de telecomunicaciones demandados por hasta la fecha, esto es, permite recuperar todos los días las curvas de carga horarias. Ahora bien, la pregunta que surge es si esta red de telecomunicaciones será capaz de soportar los nuevos servicios asociados tanto a la monitorización y control de nuevos activos (almacenamiento, generación distribuida) como a los servicios que demandarán los usuarios para mejorar la gestión energética de los hogares. En este artículo se identificarán los principales requisitos que los nuevos servicios impondrán a las redes de telecomunicaciones y describirá un breve estado del arte de la tecnología PRIME 1.4, identificando las principales acciones a realizar para que los retos planteados sean solventados por los nuevos sistemas.

Introducción

En los últimos años hemos asistido en Europa a un despliegue masivo de sistemas de telegestión eléctrica. Estos sistemas de telegestión, tal y como se definen en el RD1110 [1], son sistemas de medida y comunicación bidireccional entre los contadores y las distribuidoras eléctricas que, con las máximas garantías de integridad y seguridad, permiten el acceso remoto a los contadores de energía eléctrica, con disponibilidad de lectura, con disponibilidad de gestión de la energía, control de la potencia demandada y contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros y otras funcionalidades, posibilitando el intercambio de información y actuaciones entre los sistemas de las empresas y los contadores eléctricos.

Este despliegue masivo de sistemas de telegestión en España es consecuencia de la disposición adicional primera de la Orden ITC/3860/2007 de 28 de diciembre de 2007 en la que se establecía la necesidad de que todos los contadores de energía eléctrica asociados a suministros con una potencia contratada de hasta 15kW debían ser sustituidos por equipos nuevos que permitieran la discriminación horaria y la telegestión antes del 31 de diciembre de 2018. Similares regulaciones se pueden encontrar en muchos países europeos, por ejemplo, en Francia es obligatorio desplegar los nuevos contadores de telegestión entre los años 2015 y 2021 [2]. Otros países, como Italia, en los que el regulador tomó la decisión de sustituir los contadores eléctricos en el año 2006, y que en el año 2011 ya tenía el 95% de los 36 millones de contadores sustituidos, se encuentra en pleno proceso de redefinición de la nueva generación de los sistemas de telegestión a desplegar a partir de enero de 2019.

Una de las mayores dificultades a la que se enfrentaron las compañías de distribución eléctrica para el despliegue de los sistemas de telegestión fue el de cómo lograr el acceso remoto desde sus sistemas centrales a todos y cada uno de los contadores eléctricos instalados en los hogares de sus clientes. La capilaridad de la red de telecomunicaciones que era necesario desplegar era muy elevada, teniendo en cuenta la situación de partida, dado que las compañías de distribución eléctrica sólo disponían de redes de telecomunicaciones propias para interconectar sus activos más importantes, principalmente subestaciones eléctricas primarias y grandes centros de transformación capaces de proporcionar energía eléctrica a cientos de clientes. Ante el reto del acceso remoto a todos y cada uno de los contadores eléctricos de sus clientes, las compañías de distribución optaron, principalmente, por dos opciones: o bien basarse en los servicios de conectividad ofertados por los operadores móviles públicos, o bien extender sus redes de telecomunicaciones para proporcionar conectividad hasta el hogar de sus clientes basándose en la infraestructura que ya tienen desplegada las compañías de distribución, esto es, los cables de potencia, haciendo uso de las comunicaciones PLC (powerline communications).

Los sistemas de telegestión en España, Francia, Portugal e Italia, entre otros países, se basan en las comunicaciones PLC y comparten una arquitectura distribuida, tal y como se describe en [3].

Como se puede apreciar en la figura anterior, la red de telecomunicaciones PLC de BT resolvía un problema importante dado que asegura la conectividad a nivel de contador de cliente (estamos hablando de millones de emplazamientos), ahora bien, trasladaba el problema del acceso remoto al centro de transformación (decenas de miles de emplazamientos). Esta instalación de media tensión (MT), en un gran porcentaje de lugares, a diferencia de las instalaciones de alta tensión (AT), no disponía de ningún tipo de acceso a la red de telecomunicaciones de la compañía eléctrica. Bien es verdad, que la magnitud del problema (decenas de miles de instalaciones), es mucho menor que en el caso de los contadores de energía eléctrica. Las soluciones adoptadas por las compañías de distribución eléctrica fueron variadas. Así, en algunos centros de transformación, se instalaron routers celulares que proporcionaban acceso seguro a la Intranet de la compañía eléctrica mientras que, en otros segmentos de la red de MT, se establecieron redes PLC en MT con uno o varias conexiones a la red backbone de la compañía eléctrica.

Las compañías de distribución eléctrica han aprovechado las inversiones que han tenido que abordar durante el despliegue de los sistemas de telegestión para dotar de un mayor grado de digitalización a su red de distribución de MT, y así en los centros de transformación se han añadido otros equipos como remotas o detectores de paso de falta que son claves en la monitorización y la resolución de incidencias en la red de MT. Estos nuevos elementos hacen uso de los servicios de telecomunicaciones ya desplegados en los CT.

Evolución de los servicios de las redes de distribución de BT

El pasado mes de noviembre de 2016, la Comisión Europea propuso una serie de medidas englobadas en el Paquete de Energía Limpia que, entre otras cuestiones, persigue ahondar en la reforma del mercado de la energía con objeto de capacitar a los consumidores y permitirles un mejor control de sus opciones energéticas. En este punto merece la pena resaltar algunos párrafos de la propuesta de directiva del parlamento europeo y del consejo sobre las normas comunes para el mercado interior de la electricidad, de febrero de 2017.

La digitalización a través de Internet y el rápido desarrollo de contadores y posibilidades de negociación vía internet hacen posible que la industria, las empresas e incluso los hogares puedan producir y almacenar la electricidad, y participar en los mercados de la electricidad a través de mecanismos de respuesta de la demanda. El mercado de la electricidad del próximo decenio se caracterizará por una producción de electricidad más variable y descentralizada, una mayor interdependencia entre los Estados miembros y nuevas oportunidades tecnológicas en beneficio de los consumidores, que podrán ver reducidas sus facturas y participar activamente en los mercados de la electricidad (variando su demanda, almacenando o practicando el autoconsumo).

Si a este papel central del consumidor en el mercado eléctrico, sumamos la apuesta decidida por las energías renovables distribuidas, el papel de las compañías de distribución [4] deberá adecuarse para enfrentarse a los nuevos retos que se le plantean, esto es, no sólo los relativos a su labor tradicional de la operación de red, sino también los referentes a la gestión de la energía tanto desde el punto de vista de la oferta (fuentes de energía renovables, distribuidas en su red de MT y BT) como desde el punto de vista de la demanda (papel más dinámico de los consumidores).

Esta evolución conllevará importantes avances en la digitalización de las redes de MT y BT, pudiéndose prever dos vectores de evolución que demandarán nuevos requisitos a las redes de telecomunicaciones actualmente desplegadas y que regirán su evolución futura:

• Los operadores de la red de distribución requerirán una monitorización en tiempo real de la red de MT y BT; un ejemplo claro se puede encontrar en los periodos de integración de las curvas de carga. En la actualidad (año 2017), en España, las curvas de carga tienen un periodo de integración de 1 hora. Para que los operadores de distribución puedan actuar de forma efectiva sobre la demanda, será necesario disponer de curvas de carga con periodos de integración más frecuentes (incluso de hasta 5 minutos). De esta manera, las empresas distribuidoras de electricidad (distribution system operator, DSO) aplicando políticas de flexibilidad de demanda, e invirtiendo en sistemas de almacenamiento, podrán optimizar sus inversiones en activos de la red, lo cual será muy beneficioso para todos los actores del sector eléctrico.
• Un segundo vector muy importante se encuentra en los consumidores finales, los cuales deberán disponer información en casi tiempo real (1-5 segundos) de su consumo/generación eléctrica para poder realizar una gestión energética eficiente de su hogar y, si procede, poder participar de forma activa como un agente del sistema eléctrico.

Estos dos vectores de evolución tendrán un gran impacto en los requisitos a demandar a los servicios de telecomunicaciones en las redes PLC ya desplegadas.

• Por una parte, el volumen de datos que los servicios de telegestión demandarán de las redes de telecomunicaciones crecerá varios órdenes de magnitud. Tal y como se apuntaba anteriormente, si una curva de carga con periodo de integración horaria genera diariamente 24 valores de energía activa importada y otros tanto de energía activa exportada, en el mismo periodo de tiempo, disminuyendo el periodo de integración a 5 minuto, el número de valores de energía activa importada/exportada será de 288.
• Por otra parte, el acceso a los datos almacenados en los contadores deberá ser más frecuente. No es lo mismo las necesidades de acceso requeridas para facturar a los clientes (con acceder una vez al día es más que suficiente), que las necesidades de acceso para participar en un mercado de gestión de la demanda, en las que el acceso requerido será mucho más frecuente (una vez cada 5 – 15 minutos).
• Finalmente, a los servicios actuales de telegestión se podrían añadir nuevos servicios, de distinta naturaleza, que también requerirán acceso a la red de telecomunicaciones. En este punto se pueden destacar potencialmente tanto las necesidades de acceso directo desde el hogar a la información almacenada en los contadores eléctricos como los nuevos servicios de monitorización y control remoto de los nuevos activos a desplegar en la red (almacenamiento y generación distribuida).

PRIME como tecnología base de las redes PLC

La tecnología PRIME (PoweRline Intelligent Metering evolution) [1] es una tecnología de telecomunicaciones PLC desarrollada por la alianza PRIME (http://www.prime-alliance.org) y que constituye un estándar internacional ITU G.9904. Numerosas compañías de distribución como Iberdrola, Energa, EDP o Gas Natural Fenosa están desplegando sus sistemas de telegestión basándose en la tecnología PRIME. Estos despliegues se basan en la versión 1.3.6 que especificaba un esquema de modulación OFDM (Orthogonal Frequency Division Multiplexing) en la banda CENELEC A (de 3 a 95 kHz) que, en Europa, está reservada para las compañías de distribución (EN 50065-1). Más en concreto, PRIME en su versión 1.3.6 ocupa la banda de frecuencias entre los 40 y los 90kHz, obteniéndose tasas de transferencia brutas de hasta 21.4kbps en su modo más robusto.

Tal y como se indicaba en el apartado anterior, las redes de telecomunicaciones de los sistemas de telegestión requerirán tasas de transferencia que pueden ser varios ordenes de magnitud superiores a las actuales. Con objeto de proporcionar dichas tasas de transferencia, la alianza PRIME ha evolucionado su estándar de comunicaciones (versión 1.4) proporcionando la posibilidad de multiplicar por ocho el ancho de banda disponible. Para ello, PRIME 1.4 amplía su funcionamiento hasta los 500kHz. Este nuevo ancho de banda, que en Europa está regulado de acuerdo con el estándar EN 50065-1:2001+A1:2010, permite a PRIME definir una capa física con ocho canales tal y como se muestra en la siguiente figura:

Con objeto de asegurar el éxito de los despliegues, es necesario estudiar muy detenidamente el comportamiento de las nuevas bandas de frecuencia. Aunque ya están apareciendo algunos estudios que analizan el rendimiento de las comunicaciones PLC en la nueva banda de frecuencias [5], es pronto todavía para asegurar la viabilidad de usar los 8 canales definidos en PRIME 1.4 como base tecnológica para las redes de telecomunicación de los nuevos sistemas de telegestión.

Tal y como se indica en [5] algunos canales en las redes urbanas presentan ciertos niveles de interferencia que pueden dificultar las comunicaciones. Además, como es bien sabido, cuanto más alta es la frecuencia, mayor influencia tendrá la variable distancia entre el centro de transformación y los contadores. Por todo ello, la principal actividad a realizar, antes de acometer los nuevos despliegues de telegestión, será la de validar – en distintos escenarios de campo (redes rurales / urbanes / aéreas / subterráneas, etc.) – el rendimiento que se puede obtener en los nuevos canales definidos en la versión PRIME 1.4 para así identificar qué canales podrán ser usados para optimizar las tasas de transferencia de las nuevas redes de telecomunicaciones PRIME.

Agradecimientos

Este proyecto ha sido parcialmente financiado por el Gobierno Vasco (IT.683-13 y ELKARTEK KK-2017/00071).

Conclusiones

La conclusión, por tanto, es clara. La colaboración estrecha entre fabricantes, laboratorios, entidades de investigación y compañías eléctricas, es condición necesaria para asegurar el éxito de la nueva generación de sistemas de telegestión. El lanzamiento, por tanto, de proyectos y estudios que, basándose en campañas de medidas en campo, permitan caracterizar el canal de comunicaciones PLC en la banda de frecuencias de 150KHz a 500 kHz permitirá demostrar que las redes de telecomunicaciones PRIME 1.4 podrán soportar los requisitos impuestos por los nuevos sistemas de telegestión.

Y este es el propósito del nuevo proyecto COM4RED, cuyo título explica muy bien los objetivos que persigue. Investigación de las comunicaciones PLC para Redes Eléctricas en nuevas bandas de frecuencia. Eliminación de interferencias y nuevos servicios a través de red eléctrica. Este proyecto, iniciado en mayo de 2017 y financiado por el Gobierno Vasco, es fruto de la colaboración entre la Universidad del País Vasco, Tecnalia y ZIV.

Referencias

• [1] Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, «Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.,» 18 09 2007.
• [2] ESMIG, «Status of smart metering in Europe» 2016.
• [3] T. Arzuaga, Arquitectura de Telegestión: Sistema de Información Distribuida, Madrid, 2013.
• [4] E. y. Sociedad. [En línea].
• [5] P. Alliance, «PRIME Specification v1.3.6» [En línea]. Available: http://www.prime-alliance.org
• [6] M. C. I. G. B. A. S. I. U. A. F. Ibon Arechalde, «Performance of PLC communications in frequency bands from 150kHz to 500kHz» IEEE ISPLC, 2017.