Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids:
Autores
- Alicia Kalms, Dpto. de Integración en Red, CENER
- Igor Usunáriz, Dpto. de Integración en Red, CENER
- Marionel Estévez, Dpto. de Integración en Red, CENER
- Cecilio Sarobe, Dpto. de Integración en Red, CENER
- Dra. Mónica Aguado, Dpto. de Integración en Red, CENER
- José Manuel Martín, Dpto. I+D+i, INYCOM
- Sergio Ayuso Gascón, Dpto. Ingeniería, Integración e Innovación, INYCOM
Resumen
P2P SmarTest es un proyecto europeo del programa Horizon 2020. Su objetivo principal es el de investigar y demostrar un sistema eléctrico inteligente compuesto por soluciones avanzadas de tecnologías de información y comunicación (ICT), mercados regionales y modelos de negocio innovadores. Se basa en un esquema P2P (Peer to Peer) para asegurar tanto la integración de la flexibilidad en la demanda como la operación optimizada de fuentes de energía renovable distribuidas (DER) en la red de distribución, manteniendo de este modo la calidad, la estabilidad y la seguridad de la misma, al tiempo que se consigue un balance en el flujo de potencias. El proyecto cuenta con nueve miembros pertenecientes al ámbito empresarial e investigador, que aportan su conocimiento en los diferentes aspectos necesarios para investigar y demostrar la implantación de esta filosofía en el mercado eléctrico. CENER se ha integrado en el proyecto liderando el paquete de trabajo destinado a la parte demostrativa de los resultados de la investigación. Dentro de este apartado, CENER ha desarrollado una plataforma de simulación de intercambio energético entre microrredes. Mediante su uso, se ayuda a integrar y validar las soluciones que hacen frente a los diferentes retos energéticos, tecnológicos y de mercado que componen el esquema de intercambio de energía planteado (equipos de medida, cálculo de precios, algoritmos de gestión, etc.). En esta comunicación se presenta la configuración de la plataforma, así como los casos de estudio previstos para la validación de la propuesta del proyecto. En su ejecución está prevista la utilización tanto de microrredes reales (ATENEA – CENER y Parque Tecnológico Walqa) como de otras simuladas.
Introducción
Tradicionalmente el sistema eléctrico ha contado con un diseño enfocado a integrar grandes plantas de generación y con la demanda de energía vista como algo inflexible e incontrolable. Todo ello gestionado y operado de una manera centralizada. A nivel local o regional, la distribución de energía eléctrica era responsabilidad del operador del sistema de distribución (DSO) con un esquema eminentemente unidireccional. En ese escenario, los servicios de ajuste y control de la calidad de la red se realizaban prevalentemente a nivel de transporte.
Sin embargo, ante el esperado incremento de las fuentes de energía distribuida (DER) (generación distribuida y almacenamiento) conectadas a la red de distribución, así como de microgeneradores y cargas flexibles presentes en las instalaciones de los usuarios finales (microrredes y redes inteligentes), su presencia en el mix energético será siempre creciente. A la hora de integrar todas estas DER en el seno de la red, es necesario definir un sistema de distribución eléctrico inteligente. En el caso de este proyecto, estará basado en modelos de negocio P2P que favorezcan la flexibilidad de la demanda y la optimización de operación de las DER. Su integración deberá garantizar, en cualquier caso, los niveles de estabilidad y seguridad de suministro, reflejada en parámetros típicos como son la calidad de energía, la frecuencia de red y la estabilidad de los valores de tensión de red, entre otros.
Proyecto P2P Smartest
El proyecto P2P SmarTest es un proyecto enmarcado dentro del programa H2020 LCE-2014-3 de la Unión Europea, cuyo consorcio está formado por 9 socios pertenecientes a 4 países procedentes tanto del ámbito de la investigación como empresas. El objetivo principal de este proyecto es el de investigar y demostrar un sistema eléctrico inteligente compuesto por equipos avanzados de comunicaciones (ICT), mercados regionales y modelos de negocio innovadores. Se basa en un esquema P2P (Peer to Peer) que asegure la integración de la flexibilidad en la demanda y la operación optimizada de las DER en la red de distribución, de modo que se mantengan la calidad, la estabilidad y la seguridad de la misma, al tiempo que se consigue un balance en el flujo de potencias.
Dentro de este proyecto, y a partir del conocimiento de sus participantes, se ha planteado una propuesta de mercado energético a nivel predominantemente regional al que se incorporan nuevas figuras, para aprovechar las oportunidades de negocio que se generan. Así, se han evaluado aspectos necesarios para estructurarlo como son una red de comunicaciones robusta y fiable, además de asequible, que de soporte al aumento significativo del flujo de información entre los diferentes actores, necesario para definir los intercambios de energía.
Se han desarrollado también directrices que definen los requisitos y procedimientos para la medición de energía intercambiada durante las transacciones. Estas mediciones resultan imprescindibles para disponer de un control económico estricto y fiable de todas las operaciones realizadas. En otro ámbito, se han analizado también las afecciones que una gestión distribuida podrían tener sobre aspectos relacionados con la calidad de suministro y la estabilidad de la red. La regulación de tensión o los valores de frecuencia de la red se pueden ver afectados y es necesario conocer la capacidad de la propuesta tanto para garantizar valores admisibles como para responder ante eventos de desviaciones. El desarrollo del proyecto se ha organizado en diferentes paquetes de trabajo y cuentan con uno demostrativo para las tareas de validación. Vistas las dificultades, tanto a nivel técnico como normativo, de plantear una instalación que pueda funcionar de acuerdo a los planteamientos presentados en un escenario real, se ha optado por ensayos parciales tanto virtuales como a escala, que permitan validar diferentes puntos del proyecto. CENER ha centrado su participación en el desarrollo de una plataforma de ensayos donde se simula una red eléctrica real a la que se conectan diferentes microrredes (reales y simuladas). En este marco, se realizarán ensayos destinados a validar los mecanismos de cálculo de precios, comunicación entre actores, ejecución del algoritmo P2P y en última instancia, intercambios de energía correspondientes a eventos de gestión de demanda (DR).
Contribución de CENER en el proyecto
Descripción de la plataforma de ensayos
Como ya se ha indicado, CENER se incorpora al proyecto con su experiencia en realización de ensayos y simulación eléctrica para fuentes de generación distribuida y microrredes. En esta ocasión, se ha desarrollado una plataforma de simulación (Figura 1.) basada en un servidor SCADA generado en LabView. Esta plataforma dispone de comunicación mediante OPC UA con una serie de microrredes reales y simuladas (generadas con Matlab/Simulink y adaptadas para ejecutarse en tiempo real). Las microrredes reales disponibles son, en este caso, ATENEA (CENER – Sangüesa, Navarra) y el Parque Tecnológico Walqa (Inycom – Huesca).
La plataforma comunica con el target de tiempo real (RT). Un equipo con una alta capacidad de procesado en RT donde se alojan tanto las microrredes simuladas que participarán en las transacciones junto con las reales, como la simulación de una red eléctrica virtual que las conecte para que participen en el intercambio de energía. De este modo, todas las microrredes simulan estar conectadas tanto eléctricamente como a nivel de transferencia de información. Además de publicar su estado de forma segura y privada, punto de consumo – generación a través de la plataforma, e intercambiar ofertas o demandas de energía en tiempo real a través del algoritmo P2P, tanto de forma distribuida como centralizada.
A nivel local de cada microrred, el sistema de gestión de la energía (EMS) calcula los parámetros de coste, la potencia disponible y la demandada con la que participan en el intercambio de energía. El algoritmo P2P también se aloja en el target RT y es el encargado de realizar los cálculos de precios, asignaciones y casaciones de las potencias en venta con las solicitudes de compra de cada microrred, de modo que la solución final para el conjunto sea la óptima.
La plataforma se nutre de predicciones meteorológicas locales elaboradas en CENER que alimentan los cálculos de previsiones de generación de los diferentes activos de generación disponibles en las microrredes.
La inclusión de todos estos elementos en el target RT reduce significativamente el tráfico de datos entre las diferentes microrredes, en este caso las simuladas. La comunicación entre los EMS de las microrredes reales y el algoritmo P2P se realiza a través de los canales de comunicaciones desarrollados. A nivel físico, los bloques de la plataforma se alojan en varios servidores y equipos diferentes que se encuentran ubicados en las instalaciones de CENER, tanto en Pamplona como en Sangüesa, Navarra.
Todo el flujo de datos de la plataforma queda almacenado en una base de datos que posibilita su revisión y análisis posterior. El acceso dinámico, tanto a maniobras de control como a los datos de los diferentes parámetros y medidas de los componentes de todo el sistema, se puede hacer a través de los clientes de SCADA mediante acceso restringido por contraseña. El aspecto que presenta para el usuario es el reflejado en la Figura 2. Así mismo, cada microrred dispone de su propia pantalla de visualización y control del estado de las señales de las variables de flujo de potencia en tiempo real.
A nivel de simulación de red de distribución, el circuito generado para la realización de ensayos es el representado en la Figura . Los modelos de microrredes ficticias simuladas se obtienen a partir de modelos de componentes reales. La red simulada está gestionada por el algoritmo P2P y los EMS, calculando a partir de las curvas de coste, previsión de los recursos y disponibilidad de generación y demanda, los flujos de potencia en cada paso de tiempo de ejecución de la plataforma.
Ensayos demostrativos
Se han definido dos casos de ensayo en los que se simulan operaciones de gestión de la demanda. En ellos se pretenden validar varios aspectos desarrollados durante el proyecto. Por un lado, se validará el funcionamiento de algunos de los mecanismos empleados en transacciones de energía como son algoritmos, cálculos de curvas de coste, asignaciones de potencia, comunicaciones entre participantes, etc. Por otro, se comprobará que las microrredes reales empleadas cumplen los requerimientos de precisión mínima en sus equipos de medida de energía de modo que la contabilidad en los intercambios sea fiable. Además, se revisará la validez del procedimiento de cálculo de la curva base (baseline) y su comparación con la actuación final de las microrredes (settlement) en caso de eventos de gestión de demanda. Se buscará, además, realizar una evaluación de la posible rentabilidad y escalabilidad de los productos diseñados para el caso de un uso a nivel comercial y masivo.
D1.1: Intercambio de energía entre dos microrredes a 24h (Day ahead)
En este primer caso de ensayo se pretende simular y validar un intercambio de energía entre dos microrredes conectadas a través de la plataforma. Se emplean las microrredes reales presentes en el ensayo como actores de una transacción en la que Walqa vende energía a ATENEA.
Se realiza una evaluación del comportamiento de toda la plataforma de ensayos durante una ventana de tiempos de 24h cuya previsión se conoce desde el día anterior. Las previsiones meteorológicas y de actividad de cada microrred (consumos, almacenamiento y generación), procesadas a través del algoritmo P2P, determinarán unas consignas de potencia activa para cada participante y para cada hora del día a evaluar. Esta previsión quedará plasmada en 24 valores horarios para cada microrred. Para la obtención de los valores de salida del algoritmo se tienen en cuenta, aparte de las entradas señaladas, el coste de la energía asociada a cada proveedor debido a la fuente de energía y la configuración de la red eléctrica que los une (longitud, transformadores, pérdidas, etc.). En la Figura 4 se reflejan las curvas de coste de generación de las microrredes de la plataforma para un día de invierno.
Ensayo Demostrativo D1.2: Intercambio de energía en tiempo real entre microrredes
Este segundo ensayo plantea la validación del intercambio de energía en tiempo real, en el que dos microrredes venden energía o capacidad de respuesta ante la demanda y el agregador compra ese servicio. Nuevamente, la validación se realiza utilizando la plataforma de simulación de CENER y las microrredes que actúan como vendedoras del servicio son ATENEA y Walqa. El agregador se simula a través de una de las microrredes virtuales que actuaría de comprador. De modo esquemático el ensayo está representado en la Figura 5.
Este ensayo, a diferencia del anterior, plantea una validación de intercambio de energía en tiempo real con la posibilidad de generar un cambio en el comportamiento de las microrredes al prestarse el servicio de gestión de la demanda. En este contexto, tanto las comunicaciones como las reacciones ante variaciones se acelerarán con respecto a previsiones realizadas a 24h. Por lo tanto, será necesaria una velocidad y capacidad de cálculo mayores por parte de la plataforma.
Resultados esperados
A partir de los ensayos realizados, se analizará el comportamiento de las diferentes microrredes involucradas prestando especial atención a los siguientes aspectos:
- Evaluar la viabilidad del modelo de negocio propuesto mediante el análisis de los precios de las transacciones entre microrredes. Realizar una comparativa con los precios de venta de la red y valorar los posibles ahorros económicos generados.
- Evaluar y estimar las posibilidades de escalar los resultados obtenidos en las pruebas a una expansión masiva en la red.
- Comprobar la disponibilidad de la flexibilidad por parte de las microrredes para cambiar su perfil energético ante una solicitud.
- Comprobar el cumplimiento de la respuesta ante un evento de DR calculando el posible ahorro de energía final. Evaluar la variación de la energía final requerida de la red por parte del conjunto de miembros de una célula o zona en la que se agrupan microrredes bajo un mismo agregador.
Conclusiones
En este artículo se ha presentado la configuración de una plataforma de simulación de intercambio de energía para microrredes creada por CENER dentro del proyecto P2P SmarTest del programa europeo H2020. A través de los ensayos que se llevan a cabo en esta plataforma es posible validar el funcionamiento de las microrredes cuando se integran en la red de distribución bajo un enfoque P2P. El objetivo del modelo adoptado para las transacciones energéticas es reducir el consumo desde la red favoreciendo el intercambio de energía entre fuentes distribuidas de generación de manera colaborativa y de ese modo, permitir su integración masiva en la red sin poner en riesgo la seguridad y estabilidad de la misma.
Se plantea, a través de los ensayos propuestos, la comprobación de las transacciones de energía en dos rangos de tiempo diferentes (a 24h y en tiempo real), de manera que se pueda dar respuesta a situaciones y necesidades de servicio diferentes dentro de la red de distribución.
Referencias
- A. Pouttu, J. Haapola, P. Ahokangas, Y. Xu, M. Kopsakangas-Savolainen, E. Porras, J. Matamoros, C. Kalalas, J. Alonso-Zarate, F. D. Gallego, J. M. Martín, G. Deconinck, H. Almasalma, S. Clayes, J. Wu, M. Cheng, F. Li, Z. Zhang, D. Rivas y S. Casado, «P2P model for distributed energy trading, grid control and ICT for local smart grids,» de 2017 European Conference on Networks and Communications (EuCNC), Oulu, 2017.
- D. Gregoratti y J. Matamoros, «Distributed Energy Trading: The Multiple-Microgrid Case», IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 62, nº 4, pp. 2551-2559, 2015.
- Atenea Microgrid Cener (1 septiembre 2017).
- Publicaciones Proyecto P2P Smartest. (1 septiembre 2017).