NUEVA GENERACIÓN DE FUNCIONES Y EQUIPOS PARA LA AUTOMATIZACIÓN Y MONITORIZACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN. EXPERIENCIAS SMART GRID _ i SMART Rosario 25, Septiembre 2012. Hugo Baroja, Juan Antonio Sánchez, Iker Martín.

1 LA AUTOMATIZACIÓN EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN MT

Automatización de la red MT AUTOMATIZACIÓN MT Acceso remoto a instalaciones Operaciones remotas (abrir, cerrar, activar automatismos). Detección de paso de falla Alarmas de instalación Medida de variables eléctricas Señales Automatismos Transferencias automáticas Auto seccionalizador Selfhealing

Automatización de la red MT POR QUÉ AUTOMATIZAR LA RED MT? Mayor velocidad de reacción que instalaciones manuales Evitar penalizaciones por interrupciones del servicio Acopio de información de la red para ejecutar maniobras preventivas Optimizar flujos de cargas Mantenimiento más eficiente Eventos en 2 años consecutivos (datos del mes de diciembre de ambos años) Nº de CTs MT/BT Automatizados 160 305 Nº Maniobras 358 839 Nº Errores de maniobra (tele) 23 33 Nº Indicaciones de Falta 264 461 Otras alarmas 419 1655 Eventos en CTs automatizados de una red de 6.500 CTs clientes durante 1 mes

2 CONTROL CONVENCIONAL: LAS LIMITACIONES DE LA AUTOMATIZACIÓN CLÁSICA

Control Convencional: Automatización Clásica EL CONTROL CONVENCIONAL Componentes Conversor/cargador de baterías + baterías RTU (Remote Termina Unit) Detectores de paso de falla Interconexiones (treinta hilos por posición) Equipos de comunicaciones Información recopilada en RTU Estado + maniobra de interruptores Estado SPAT Indicación de falla Indicación de presencia de tensión Medida de intensidad Alarmas del centro La información es llevada mediante cableado físico (señales Vcc) a la RTU desde cada posición Entre 15 y 20 cables por posición Jungla de cables?

Control Convencional: Automatización Clásica LIMITACIONES DEL CONTROL CONVENCIONAL Trabajos en campo  Se alargan las tareas de instalación, aumenta la probabilidad de error Cableado de señales  9 hilos Sensores de Intensidad  4 hilos Sensores de Tensión  4 hilos Comprobaciones  Todo el trabajo realizado en campo debe ser revisado durante la PEM Errores de indicación  Tecnología obsoleta, Ajustes específicos para cada punto de la red Errores críticos: afectan a la operación desde Puesto de Control Intensidades capacitivas  En neutro aislado corriente de falla baja, puede confundirse con la capacitiva de retorno. Ajustes demasiado altos. Intensidad magnetizante  Corriente de Inrush por conexión de trafos induce a error Verificaciones en campo  Se realizan con los equipos instalados, requieren equipos de inyección voluminosos  no se hace Normalización  Las instalaciones no están normalizadas, dificulta comprobaciones y aumenta tareas de integración en Puesto de Control

3 CONTROL INTEGRADO: LA AUTOMATIZACIÓN SMART DEL SIGLO XXI

Control Integrado: Solución SMART EL CONTROL INTEGRADO Componentes Conversor/cargador de baterías + baterías RTU (Remote Terminal Unit) Equipos de Control Integrado Detectores de paso de falla Interconexiones (tres hilos) Equipos de comunicaciones Información recopilada en RTU Estado + maniobra de interruptores Estado SPAT Indicación de falla Generación de alarmas de posición Indicación de presencia de tensión Medidas (I, V, P, Q, cosφ) Alarmas del centro Automatismos de posición La información es llevada mediante protocolo de comunicaciones (tres hilos)

Control Integrado: Solución SMART VENTAJAS DEL CONTROL INTEGRADO Trabajos en campo  Se reducen drásticamente Cableado de señales  Realizado en fábrica Sensores de Intensidad  Realizado en fábrica Sensores de Tensión  Realizado en fábrica Comprobaciones  Realizado en fábrica. Mínimas comprobaciones finales en campo Reducción de errores en PEM. Simuladores para pruebas: Evitar desenergizaciones Mayor cantidad de información: Medidas  I, V, P, Q, cosφ Alarmas de posición  Generadas en equipos CI Instalaciones normalizadas  Estandarización y orden, hardware estándar, personalización de software

Control Integrado: Solución SMART LOCALIZACIÓN DE FALTAS Reduce tiempos de interrupción y minimiza maniobras Mejora la calidad del servicio y evita reproducir cortocircuitos localizando la falla Detección fiable: Falsas detecciones, Intensidad capacitiva Selectividad con cabecera, mismo tipo de curvas Acceso remoto a los equipos. Ajustes, análisis de fallas, etc. Sensores fiables. Montaje robusto Precisión Mantener la seguridad de la instalación. Arco interno

Control Integrado: Solución SMART MEDIDAS MT (P, Q, V, I) Aportan visibilidad en tiempo real de la red de distribución. La generación distribuida requiere conocimiento de los flujos de energía en tiempo real. Posibilita actuación sobre la circulación de reactiva a nivel de red MT. Nueva generación de sensores: Transformadores convencionales no viables. Acotar la precisión de toda la cadena para evitar la suma de errores Método sencillo de ensayo en campo

Control Integrado: Solución SMART NÚMERO DE MANIOBRAS Centros telemandados mayor número de maniobras Resolver incidencias Operar la red Mayor endurancia de aparamenta. Aislamiento en SF6 Actualmente IEC60265-1: E3/M2. 5000 Maniobras mecánicas CAPACIDAD DE CORTE Capacidad de corte definida para intensidad de carga 80% de faltas monofásicas  despeje desde CT Eventos en 2 años consecutivos (ambos en el mes de diciembre) Nº de CTs MT/BT Automatizados 160 305 Nº Maniobras 358 839 Nº Errores de maniobra (tele) 23 33 Nº Indicaciones de Falta 264 461 Otras alarmas 419 1655 Eventos en CTs automatizados de una red de 6.500 CTs y 260.000 clientes durante 1 mes Ensayo de corte de un interruptor-seccionador: falta a tierra 100A / 24kV (IEC60265-1. I6a)

Generador software de celdas automatizadas normalizadas Control Integrado: Solución SMART NORMALIZACIÓN FUNCIONAL Imprescindible para despliegues a gran escala Unidad funcional completa (celda, equipo de control…) Normalizar la funcionalidad lógica asociada Evita ingenierías específicas Define ensayos tipo de conjunto Herramientas automáticas para generar BBDD PLUG & PLAY Integración de equipos multidisciplinares en los CTs Evitar que afecte a la fiabilidad Diseño Fail-safe Mínimo trabajo en obra Máximas garantías de calidad y correcto funcionamiento Generador software de celdas automatizadas normalizadas

4 NUEVAS FUNCIONALIDADES PARA SMARTIZAR LA RED DE DISTRIBUCIÓN DEL SIGLO XXI

Nuevas funcionalidades SMART SUPERVISIÓN RED MT Supervisión remota EN TIEMPO REAL Medida de I, V, P y Q Detección de paso de faltas Alarmas de instalación: Agua, humo, intrusión... Acceso remoto a los equipos. Ajustes, análisis de faltas, etc. Sin posibilidad de maniobra

Transformador de distribución Nuevas funcionalidades SMART SUPERVISIÓN RED BT TELECONTROL  Lectura en tiempo real Fusión de fusible BT Medida de potencia Alarmas TELEGESTIÓN  Lectura periódica Curvas de carga de trafos y líneas BT  Optimización de la explotación Medida de energía en trafo  asociar a medida contadores Medida de desequilibrios en trafo y líneas BT minimizar pérdidas Modelado de pérdidas trafo y red BT Coeficiente de simultaneidad  Optimizar explotación Curvas de temperatura  Definir márgenes de sobrecarga Perfiles de tensiones  Monitorización de la red para ver las perturbaciones surgidas en la red Cuadro de BT Transformador de distribución

5 PROYECTOS PILOTO: RECOMENDACIONES LECCIONES APRENDIDAS

Lecciones aprendidas PROYECTOS SMART GRID EN ESPAÑA Aplicación de los nuevos conceptos de automatización. Funciones: AUTOMATIZACIÓN MT/BT. SUPERVISIÓN RED MT. SUPERVISIÓN RED BT. INTEGRACIÓN GENERACIÓN DISTRIBUIDA. TELEMEDIDA. IBERDROLA. CASTELLON. 600 MT/BT / 100,000 Clientes. ENDESA. MALAGA. 72 MT/BT / 12,000 Clientes. GAS NATURAL FENOSA. MADRID. 80 MT/BT / 15,000 Clientes.

Arquitectura modular de las comunicaciones en el CT Lecciones aprendidas COMUNICACIONES MODULARIDAD Independiza las comunicaciones de resto de funciones y aplicaciones. Permite realizar despliegues de funciones independientemente del medio (GPRS, PLC-MT, ADSL, Wimax, etc.). Mayor velocidad de evolución de comunicaciones que el resto de equipos en el CT. Implementación práctica en equipos de comunicaciones como módulos independientes. Orientación a normalizar sólo el interface con el resto de equipos. Permite acotar responsabilidades. Arquitectura modular de las comunicaciones en el CT

Lecciones aprendidas COMUNICACIONES MONITORIZACIÓN Una red sin comunicaciones no es Smart Monitorización y control en tiempo real CENTRO DE CONTROL DE COMUNICACIONES

Personal trabajando en un CT. Lecciones aprendidas CAPACITACIÓN DEL PERSONAL CTs prácticamente sin mantenimiento. Instalaciones visitadas muy ocasionalmente. Acceso muy restringido a personal autorizado. Labores principales de maniobra de circuitos y mantenimiento. Equipos electrónicos y de comunicaciones: Cambian prácticas actuales. Personal con perfiles muy diferentes. Accesos mucho más frecuentes. Facilitar requisitos de acceso para reducir costes. Personal trabajando en un CT.

CT de interconexión de GD a la red de MT Lecciones aprendidas GENERACIÓN DISTRIBUIDA INTERCONEXIÓN EN BT Aún en análisis el efecto de la GD-BT en la red de distribución. Los equipos actuales de CTs no están preparados para alta penetración de GD en BT. Protección con fusibles. No operativa para faltas monofásicas, inversiones de potencia, funcionamiento en isla, etc. Mejorar Protección y Control  Flujo Bidireccional De Energía INTERCONEXIÓN EN MT Evolución mejorando seguridad y explotación de las instalaciones (protecciones voltimétricas, telecontrol, telemedida, etc.). Pendiente mejorar las detecciones de suministro en isla. CT de interconexión de GD a la red de MT

6 CONCLUSIONES EVOLUCIÓN A MEDIO/LARGO PLAZO

CONCLUSIONES (I) VENTAJAS DEL TELEMANDO POR CONTROL INTEGRADO Preensamblaje en fábrica y normalización de instalaciones para evitar errores en campo y ahorrar tiempo de puesta en servicio Aporta medida de variables analógicas (V, I, P, Q): Conocimiento de la red, Mejorar eficiencia Integración de generación distribuida. Acceso remoto a todos los equipos; pasos de falta, RTU, supervisor BT, etc. Permitiendo configurar, actualizar, mantener, recoger información de forma remota Servidor web para operaciones de mantenimiento en los equipos evitando uso de programas propietarios. Detecciones fiables de pasos de falla para localizar las averías e información del tipo de avería (intensidad, tiempo, fase, etc.). Test automáticos periódicos de baterías y de los equipos para garantizar su correcto estado. Sistemas de pruebas y puesta en servicio robustos

CONCLUSIONES (II) EVOLUCIÓN HACIA UN NODO DE GESTIÓN DE LA ENERGÍA Mayor complejidad de las instalaciones Convivencia de diferentes tecnologías algunas en constante evolución. Las comunicaciones, la monitorización y la supervisión, pilares para soportar su funcionalidad. La velocidad de la evolución dependerá de múltiples factores (regulatorios, tecnológicos, etc…). El crecimiento debe planificarse de forma modular y abierto a las necesidades futuras. La complejidad de la gestión puede alcanzar niveles que solo podrán resolverse de forma automatizada mediante la utilización de Inteligencia Artificial La inteligencia del sistema deberá distribuirse en diferentes niveles, dotando de inteligencia a los subsistemas y componentes.

Evolución a Medio/Largo Plazo NECESIDADES FUTURAS Integración masiva de generación distribuida en MT y BT . Integración del Vehículo eléctrico Mejora de la eficiencia energética

ELECTRONICA DE POTENCIA Evolución a Medio/Largo Plazo NECESIDADES FUTURAS Regulación de tensión en BT, y MT. Gestión flujos de energía. Almacenamiento. Interconexión de redes. ELECTRONICA DE POTENCIA

Muchas gracias por su atención 29