Inteligencia distribuida en la red eléctricas: soluciones Self-Healing

Transcripción

1 Inteligencia distribuida en la red eléctricas: soluciones Self-Healing Ángel Silos, End User Business Group - Cities Business Energy Division de Schneider Electric La red actual presenta, de forma adicional a la tradicioanl generación centralizada y cargas concentradas en núcleos urbanos, una generación distribuida en la red de transmisión y distribución, que comienza a encontrarse ahora también en la red de Baja Tensión (BT). Debido a esta situación, el flujo de energía es bidireccional, a diferencia del estado anterior en el que era unidireccional. Además aparecen nuevas cargas en la red como es el caso del vehículo eléctrico y nuevos actores, como los prosumers, nuevos usuarios de la red que consumen y generan energía aportándola a la red. Smart Grid: evolución de la red Desde hace unos años, la red eléctrica que se presentaba disponía de una generación centralizada y cargas concentradas en núcleos urbanos. La energía provenía de una generación en Media Tensión (MT) en diferentes centrales: hidráulicas, nucleares y posteriormente era elevada a Alta Tensión (AT) y transportada a estaciones donde la tensión se reducía. Así, la energía era distribuida en una red de MT que finalizaba en centros de transformación con el objeto de hacer una segunda distribución en Baja Tensión (BT), ofreciendo la alimentación a consumidores residenciales, industriales y todo tipo de infraestructuras. Esta situación ha cambiado considerablemente, ya que en la red actual se presenta adicionalmente una generación distribuida en la red de transmisión y distribución y que comienza a encontrarse ahora también en la red de BT. Debido a esta situación el flujo de energía es bidireccional, a diferencia del estado anterior en el que era unidireccional. Además aparecen nuevas cargas en la red como es el caso del vehículo eléctrico y de nuevos actores como los prosumers nuevos usuarios de la red que consumen y generan energía aportándola a la red.

2 Añadido a estos actores cabe destacar que la distribución de las cargas en la red ya no está concentrada como años atrás. Estos cambios junto con la previsión de demanda de energía en los próximos años hacen necesario establecer un nuevo sistema de gestión más flexible que permita un transporte y distribución de la energía más eficiente. Debido a este nuevo escenario, se precisa introducir una serie de cambios en la red con la intención de realizar una mejor gestión. Por ello la red eléctrica, a nivel de infraestructura física, puede mantenerse igual y puede soportar, en la mayoría de los casos, este nuevo escenario. Aunque no es posible poder realizar la misma gestión energética que anteriormente se hacía. Para poder hacer frente a esta nueva situación se presenta el concepto Smart Grid, que pretende cubrir esta serie de nuevas necesidades gestionando la red de forma eficiente. El concepto Smart Grid puede desglosarse en cuatro conceptos llamados: Smart Network, Smart Operation, Smart Metering y Smart Generation. El primero de ellos y centro de análisis de este artículo es el enfocado a la automatización de la red eléctrica necesaria para el control y reconfiguración de la red. El segundo es un concepto enfocado a la gestión eficiente de la energía en la red, aprovechando la automatización se puede adoptar la configuración de la red según convenga. En un tercer punto se encuentra el Smart Metering, que está pensado para conocer el consumo y generación de todos los puntos de la red así como establecer un vínculo entre los distribuidores y consumidores de energía vehiculando un nuevo modelo de ofertas en tiempo real. No puede olvidarse todo lo relacionado con la parte de Smart Generation, en el que se incluye el control de la generación en las plantas y la integración de energías renovables en la red, abriendo paso adicionalmente al autoconsumo en la red. Dentro de Smart Network se puede encontrar la automatización de la red de distribución de energía en MT, conocida por Feeder Automation, que en esta última década ha experimentado un avance considerable. Este es uno de los puntos clave de la red Smart Grid que se ha ido desarrollando desde los años ochenta, época en la que se empezó a disponer de sistemas de comunicación más accesibles, y que ahora está tomando una importancia relevante para aportar a los usuarios de la red la mayor disponibilidad de energía. Calidad de suministro en la red Para el correcto funcionamiento de la actual red eléctrica es necesario disponer de una rápida localización del defecto en la red de MT y de una reconfiguración inmediata para poder dar continuidad al suministro a los actores de la red MT:

3 consumidores, productores y distribuidores, soportando el nuevo flujo bidireccional que se presenta. Para poder medir la calidad de suministro en un sistema eléctrico se presentan dos medidores especiales SAIDI, System Average Interruption Duration Index, y SAIFI, System Average Interruption Frequency Index. El índice SAIDI muestra la media acumulada en que los usuarios de la red se han quedado sin servicio por cada usuario. Por otro lado el índice SAIFI indica el número de interrupciones de todos los usuarios por usuario. En el índice SAIFI se tiene en cuenta el número de indisponibilidades por usuario, mientras que en el índice SAIDI se tiene en cuenta el tiempo acumulado de no disponibilidad. Es en este último es donde una correcta implantación del FLISR Fault Location Isolation and Service Restoration en la red de distribución permitirá reducir considerablemente este ratio. Hasta hace un tiempo se consideraba que una indisponibilidad de 1 a 3 minutos no era contada en el cálculo del índice SAIDI, pero ahora empieza a tenerse en cuenta este parámetro. El coste de la calidad de suministro de energía definido por los indicadores SAIDI y SAIFI afecta tanto a consumidores de energía como a los distribuidores del sistema. En el caso de un consumidor, a medida que disponemos de mejor calidad de servicio se reducen sus costes de inversión en la explotación, ya que se evitan las faltas de suministro. En el caso de una compañía de distribución de energía, para llegar a disponer de un indicador SAIDI y SAIFI sus costes de inversión aumentan en menor medida, ya que debe implementar sistemas para localizar la falta y reconfigurar el sistema lo antes posible aunque implantando este tipo de soluciones mejoraría el OPEX, reduciendo así considerablemente sus costes de mantenimiento y operación sobre la red. Defectos en la red de MT En las redes de MT se pueden producir una gran cantidad de defectos tales como defectos a tierra, defectos de fase, desequilibrios, fase abierta, nivel de tensión De entre todos ellos los más comunes son los defectos de tierra y de fase, siendo los más repetitivos los primeros. Además estos son los defectos que impiden que el sistema continúe trabajando correctamente. Una variación de tensión no excesiva o un desequilibrio leve entre fases permiten al sistema dar una respuesta temporal aunque no adecuada a la continuidad de suministro, pero un defecto a tierra o de fase exigen que el defecto sea aislado y se reconfigure el sistema por otro camino.

4 En el caso que se produzca un defecto a tierra en la red de distribución de MT, ya sea de forma permanente o transitoria, el interruptor automático de una de las salidas de la estación transformadora de AT-MT disparará por medido de la protección de defecto a tierra ANSI 50N/51N ó, en el caso de analizar adicionalmente la direccionalidad, ANSI 67N, tal y como se puede ver en la figura 1. Figura 1. Salida de subestación de AT-MT con IED para la protección de la línea de MT Estas protecciones están configuradas junto a otras en el relé de protección actualmente llamado IED, Intelligent Electronic Device que analiza esa salida de la subestación que cierra el anillo con otra que a su vez está protegida. Análogamente, son las que actuarían para un defecto entre fases ANSI 50/51 ó ANSI 67. Posteriormente, y con el objeto de descartar que el defecto sea transitorio, actuará la funcionalidad de reenganche ANSI 79 del IED, volviendo a cerrar el interruptor. En el caso que el defecto persista, volverá a producirse un disparo repitiéndose esta secuencia continuamente hasta agotar el número de reenganches programados en la protección ANSI 79. En el caso que el defecto sea permanente, toda esa parte de la red habrá quedado deshabilitada y deberá localizarse el defecto y reconfigurar la red de nuevo para dar servicio al máximo número de usuarios posibles. Según como sea la estructura de una red de distribución de MT puede presentarse una posibilidad de reconfiguración más rápida. En el caso de una red mallada entre los diferentes anillos de las subestaciones, como se presenta en la figura 2, la reconfiguración será mucho más rápida ya que existen caminos suficientes

5 entrelazando anillos, por ejemplo para poder ofrecer de nuevo servicio a los diferentes puntos de consumo o generación. Figura 2. Red de distribución de MT mallada con anillos interconectados A parte de la estructura que presente la red y de las diferentes formas a las que pueda optar en su reconfiguración, es importante tener en cuenta que los elementos que definen las interconexiones de la red de distribución los interruptores pueden ser interruptores seccionadores o automáticos. En el segundo caso, la respuesta que podría darse ante reconexiones intermedias podría ser mucho más rápida debido a que, ante un defecto, podrían actuar como salidas de la subestación, ofreciendo una mayor autonomía a la red. En el caso de interruptores seccionadores será necesario localizar el defecto y reconfigurar la red posteriormente, según la automatización que la red disponga. Por ello es de vital importancia conocer por qué lugar ha pasado el defecto en la red y poder así detectarlo y aislarlo lo antes posible. Los detectores de paso de falta fault passage indicators (FPI), son equipos electrónicos como los IED que detectan niveles de intensidad y tensión indicando si por ese punto de la red se ha presentado un defecto o no. Los FPI pueden adoptar muchas formas ya que puede haberse diseñado para red eléctrica aérea o para subterránea (centros de transformación). En el caso de red aérea, los detectores de paso de falta son equipos que suelen colocarse en un punto del cable de la red, analizando cada una de las fases de forma independiente, o en el poste eléctrico de la red. En el caso de los subterráneos, se trata de equipos que tienen una constitución similar a los IED y reciben la información de la intensidad por medio de unos toroidales. En la figura 3 se pueden observar los FPI aéreos y un modelo para celda con toroidales.

6 Figura 3. Detectores de paso de falta para red aérea por fase y para poste comunicantes La funcionalidad de los FPI puede estar dentro de equipos de Telecontrol, tanto aéreos como subterráneos, los cuales permiten realizar la reconfiguración de la red. En la figura 4 se muestra uno de estos equipos de telecontrol en este caso, para centro de reparto que presenta una batería interna para disponer de autonomía y maniobrar así los interruptores seccionadores del centro de MT. La característica de estos equipos de Telecontrol es que, aparte de detectar defectos y poder operar sobre uno de los interruptores de la red, pueden comunicar con un centro de control desde el que pueden recibir órdenes de actuación en la red. Figura 4. Equipo de telecontrol autónomo instalado en pared y con funcionalidad FPI

7 Soluciones Self-Healing Con los equipos descritos anteriormente se consigue realizar la automatización tradicional de la red de MT. Tras un defecto que sea detectado por equipos de Telecontrol, con la funcionalidad FPI se puede realizar una operación de reconfiguración a distancia desde el centro de control. Esta operación puede durar unos minutos y debe ser llevada a cabo por un operador que seguirá un protocolo con el objeto de realizar una reconfiguración segura de la red. Un avance en la automatización de la red consistiría en que, ante una falta, esta operación se realizara de forma automática entre los equipos de Telecontrol sin necesidad de una intervención del centro de control. Los equipos de Telecontrol se comunicarían entre ellos por ejemplo, por medio de un protocolo IP a través de un medio físico 3G que permitiría salvar la distancia entre ellos sin un cableado físico. A este tipo de soluciones se les denomina soluciones Self-Healing, ya que permiten que, de forma autónoma, la red se reconfigure ante una falta que se haya producido evitando la operación manual desde el centro de control, lo cual no impedirá que la operación sea visualizada y controlada desde el centro de control. La inteligencia distribuida en la red hará que las órdenes del sistema superior no lleguen a los equipos de Telecontrol sino que de forma autónoma tomarán las decisiones necesarias. En la figura 5 puede observarse un anillo de MT que trabaja en abierto, el cual dispone de varios equipos de telecontrol situados en posiciones estratégicas de la red y que permiten una reconfiguración automática de la misma. Este tipo de soluciones también podemos encontrarlas en redes que entrelacen varios anillos. Figura 5. Equipos de telecontrol en un anillo de distribución trabajando en abierto

8 Cabe destacar que no es necesario establecer este automatismo entre todos los equipos de una red. Tal vez instalándolo solo entre algunos de ellos ya se podrá aislar el tramo del defecto y luego operar sobre otros a distancia o de forma local. De la red de distribución a redes internas Este tipo de soluciones no solo se presentan en redes de distribución de energía públicas sino que también pueden aplicarse en redes propietarias o internas como en fábricas, hospitales, aeropuertos, complejos Al fin y al cabo estos casos también disponen de redes de MT que pueden sufrir defectos y en los que interesa disponer de una rápida reconfiguración ante una primera falta. Un ejemplo interesante es el de un aeropuerto en el que suele presentarse un anillo de MT con interruptor automático en la entrada y salida de los centros de transformación que lo definen. En este tipo de instalaciones que suelen trabajar en un anillo cerrado se utiliza una protección direccional para identificar el sentido de la corriente así como una serie de enclavamientos entre equipos llamados selectividad lógica que bloquean todos los equipos exceptuando los IED más cercanos al defecto y que serán los que efectuarán la orden de apertura para aislar el tramo del defecto. En la figura 6 puede verse esta disposición en un anillo de MT. En el caso que el defecto se produzca en uno de los centros, éste será aislado de la instalación. Figura 6. Anillo de Media Tensión trabajando en cerrado bajo defecto

9 Este tipo de soluciones se realizaban por medio de lógica cableada entre los equipos para enviar las señales de bloqueo. Actualmente, aprovechando la comunicación con anillo ETHERNET establecida en estos tipos de infraestructuras, es posible conectar los equipos al sistema de comunicación por ejemplo, por medio del protocolo IEC61850 y que puedan enviarse mensajes entre ellos para hacer esos bloqueos. Este hecho supone un ahorro considerable al no tener que cablear los equipos entre ellos por medio de fibra óptica dedicada para esta funcionalidad. En cada centro, los IED de entrada y salida e incluso el resto podrán conectarse al anillo de comunicaciones y enviar así las señales de bloqueo por mensajería GOOSE, servicio del IEC En la figura 7 se puede observar a la izquierda una disposición del centro de transformación en la que los IED de entrada y salida del centro comunican al anillo que recorre todos los centros del aeropuerto. Figura 7. Anillo de Media Tensión cerrado bajo defecto Con estas nuevas tecnologías se pueden realizar diferentes automatizaciones en una red eléctrica sin tener que pensar en un control central que gestione la red, ya que la inteligencia ahora está distribuida en los diferentes elementos de control local de la instalación. En Schneider Electric somos especialistas en soluciones de detección de defectos y de telecontrol para redes eléctricas y actualmente estamos trabajando en el desarrollo e implantación de soluciones Self-Healing para redes de distribución e infraestructuras.