La digitalización y automatización de las redes de distribución se ha convertido en uno de los pilares estratégicos para las distribuidoras de electricidad de cara al desarrollo del nuevo modelo energético. Una mayor digitalización de la red eléctrica permite optimizar la operación del sistema, minimizar las pérdidas de la red, solucionar situaciones de sobrecarga, así como mejorar la detección temprana y la localización de incidencias. Más noticias en la revista gratuita elEconomista Energía
Una red inteligente también permite la conexión y el funcionamiento de la generación renovable y la distribuida asociada al consumo, posibilita la gestión de la demanda aplanando la curva de carga y maximizando la utilización de las infraestructuras eléctricas, y hace posible el despliegue del vehículo eléctrico y el desarrollo de los servicios energéticos más completos y avanzados.
Endesa, inmersa en diferentes proyectos para el desarrollo de las redes inteligentes, cuenta con el sistema automático Lars (Localizacion, Aislamiento y Reposición de Suministro), que detecta una incidencia como un operador virtual, realizando desde el Centro de Control las maniobras necesarias para aislar la avería y reponer el suministro en menos de tres minutos. El sistema comenzó en fase de pruebas en Cataluña en enero y ya se está aplicando en Aragón, Canarias, Baleares y Andalucía.
Endesa también ha puesto en marcha Graciosa (Generación Renovable con Almacenamiento y Consumo Inteligentes para la Operación de Redes de Distribución con Sistemas de Autoconsumo), un proyecto que permitirá a esta isla canaria ser autosuficiente solo con renovables. Para ello se está construyendo una microrred que permitirá integrar la energía distribuida generada por las placas fotovoltaicas instaladas en edificios públicos y hogares con baterías y condensadores para garantizar un suministro fiable y constante.
El proyecto incorpora una cámara -desarrollada por la Universidad de La Laguna- que permite conocer con una antelación de entre 5 y 15 minutos la evolución de las nubes y predecir la producción fotovoltaica. Esta información permite poner en marcha diferentes actuaciones para ajustar el sistema cuando se prevé un descenso de la producción, como inyectar energía con una batería o desconectar algún elemento de la red ante un descenso de la generación de energía fotovoltaica.
Otra de las iniciativas lideradas por Endesa es el proyecto Monica (Monitorización y Control Avanzado de la Red de Distribución). Lanzado en 2015, desarrollará en Málaga un sistema para la monitorización y el diagnóstico en tiempo real de las redes de distribución de media y baja tensión, algo que, hasta ahora -según la compañía-, sólo se ha hecho en las redes de transporte -alta tensión- por limitaciones técnicas y económicas.
Una plataforma denominada Estimador de Estado de la Red, encargada de recoger, procesar y gestionar datos, recibirá en tiempo real los datos recogidos por los sensores desplegados en 36 centros de transformación de media y baja tensión y los datos obtenidos de los contadores de unos 15.000 clientes para analizar el estado de la red. También se contará con información de la topología de la red, del estado de los transformadores, interruptores y demás elementos del sistema. El objetivo es utilizar toda la información para hacer un diagnóstico de las distintas incidencias en la red para anticipar problemas o resolverlos de forma más rápida y eficiente.
Integración de las renovables
El incremento de instalaciones renovables conectadas a las redes de distribución de electricidad hace cada vez más compleja la operación de estas infraestructuras, llevando a situaciones en que para las empresas distribuidoras es complicado absorber toda la energía generada, viéndose obligadas a solicitar restricciones que limitan parcialmente su producción e incluso, en ocasiones, la parada total de estos grupos. Esta situación provoca ineficiencias en el sistema eléctrico al desaprovechar energía de origen renovable, produciéndose en su lugar electricidad con centrales de generación convencional, ubicadas en zonas de red menos congestionadas.
Para resolver este problema, Viesgo ha puesto en marcha Dynelec, un proyecto lanzado en 2013 junto a la Universidad de Cantabria, para operar la red eléctrica de distribución mallada de forma dinámica.
El proyecto, que combina la innovación y el Internet de las Cosas (IoT), permite monitorizar en tiempo real las condiciones climatológicas en que operan las líneas eléctricas -con sensores y dispositivos de comunicación remota- para poder adaptar la capacidad real de las líneas a las condiciones ambientales de cada momento y lugar, y que puedan operar por encima de su capacidad estática. También se han desarrollado algoritmos predictivos para calcular el estado futuro de la red, en base a los datos acumulados desde su lanzamiento.
Entre los beneficios de este innovador sistema,_Viesgo destaca una mayor calidad de suministro, mayor capacidad de absorción de la energía, mayor seguridad en caso de emergencias y una mejora en el mantenimiento de las líneas. Dynelec también optimiza la operación del sistema y aumenta la capacidad de integración de las renovables. Este sistema está resultando especialmente útil en zonas de gran producción eólica, como Galicia o Asturias.
Al servicio de la innovación
Iberdrola tiene seis Centros de Operación (COD) en España para gestionar una red eléctrica de más de 190.000 kilómetros cuadrados que sirve más de 11 millones de puntos suministro en las diez comunidades autónomas y veinticinco provincias en las que opera la compañía, supervisada por técnicos especializados, atentos a cualquier tipo de anomalía, incidencia o problema.
Una alarma intermitente en alguna de las pantallas puede implicar que hay un problema técnico o clientes sin servicio, lo que activa las actuaciones necesarias para recuperar el servicio cuanto antes. El sistema de control es, pues, el cerebro que permite a los técnicos de estos centros detectar en tiempo real cualquier incidencia y actuar para solventarla.
En condiciones meteorológicas adversas la operación se complica y los problemas para el operador humano se multiplican. Su respuesta se puede ralentizar, principalmente porque deben garantizar la seguridad de las personas, del medio ambiente y de las instalaciones, incluso en las peores condiciones.
Para mejorar esta respuesta, Iberdrola ha integrado una novedosa aplicación en sus Centros de Control: el sistema ARA (Aislamiento y Reposición Automática), que permite, en tiempo real, la localización, el aislamiento del tramo averiado y la reposición del servicio al máximo número de clientes de forma automática, rápida y segura. Además, incluye la lógica para avisar automáticamente a la brigada de mantenimiento más cercana para que atienda la avería lo antes posible. El algoritmo ARA actúa como un operador virtual, sin intervención humana, apoyándose en la información aportada por las instalaciones telecontroladas y operando la red eléctrica a distancia cuando es necesario.
Desarrollado por Iberdrola y Siemens, este pionero sistema de control que Iberdrola planea introducir en otros países donde opera redes de distribución, tiene la seguridad de las personas como requisito principal, con el objetivo de mejorar el servicio a los clientes y tener la red preparada para los retos del futuro. Durante el tiempo que lleva operando, los resultados han sido muy satisfactorios, suponiendo una reducción notable en los tiempos de reposición de servicio eléctrico ante averías y mejorando la calidad del servicio ofrecido a los clientes.
Por su parte, Gas Natural Fenosa cuenta con un sistema de distribución eléctrica en Segovia, donde se va a implantar y probar en la red eléctrica las últimas tecnologías y extenderlas al resto de zonas de distribución de la compañía. Se trata del proyecto Seda (Segovia Distribución Avanzada) que, con una inversión de 4 millones de euros, pretende desarrollar distintas iniciativas para aumentar la automatización de la gestión de la red eléctrica de media y baja tensión, mejorar la monitorización de las líneas y centros de transformación, analizar los datos que los nuevos contadores inteligentes recogen, y ofrecer más información y nuevos servicios a los usuarios que estén conectados a estas redes.
En los últimos años, la compañía ha desplegado en Segovia la tecnología necesaria para convertir la red eléctrica de la ciudad en una infraestructura inteligente. Casi el 100 por ciento de los 34.340 contadores domésticos instalados son inteligentes y durante los últimos años la compañía ha actuado sobre 225 centros de transformación. En estos centros se han instalado los equipos necesarios para monitorizar la red y transmitir los datos de los contadores a los sistemas de información de la compañía.
Dentro del proyecto Seda, Gas Natural cuenta con la aplicación gratuita tuluz, que permite a los clientes domésticos que cuentan con contador inteligente telegestionado consultar los datos de su consumo eléctrico horario desde cualquier dispositivo móvil y que incorpora una herramienta que localiza en un mapa la zona en la que se están efectuando trabajos de mantenimiento o incidencias que pudieran estar provocando una interrupción del servicio.
Calidad de suministro
Uno de los principales objetivos para EDP en distribución eléctrica es conseguir una red inteligente que optimice las posibilidades que ofrecen los nuevos contadores telegestionados. La energética que, según afirma, lidera la calidad de suministro en España, trabaja en el desarrollo de distintas aplicaciones y mejoras que permitan aprovechar la información de los nuevos dispositivos, que estarán instalados en todos los hogares españoles a finales de 2018.
Uno de los proyectos más destacados es el denominado Pérdida de Neutro, capaz de detectar incidencias en la red de baja tensión, la más cercana a los consumidores. "Consiste en utilizar los contadores como sensores de la red, de manera que podamos detectar y actuar ante variaciones en la tensión antes de que las perciba el consumidor", afirma Tania Vázquez, responsable del proyecto de Aplicaciones de Red de EDP. La clave de esta novedad está en llevar en tiempo real la información de los contadores a los sistemas SCADA de gestión de la red.
El origen de esta aplicación está en el proyecto Fase Cortada, que situó a EDP "como la primera compañía en España en aprovechar la información de los nuevos dispositivos, detectando telemáticamente roturas en cables de media tensión". Desde su implementación ha supuesto una reducción del Tiepi (Tiempo de Interrupción Equivalente a la Potencia Instalada) de casi dos minutos anuales.
En cuanto al Tiepi, el valor obtenido por EDP en 2016 es de 24 minutos, el más bajo registrado por la compañía en su historia. Este resultado responde a "la excelencia en la gestión, al alto grado de especialización del personal que opera y mantiene la red, y a las importantes inversiones realizadas por la compañía, que se centran en las nuevas aplicaciones desarrolladas a partir de las Smart Grids, la continua automatización de las instalaciones, las reformas y nuevas infraestructuras".
Los resultados obtenidos por la compañía -afirman- han ido mejorando progresivamente y de forma continuada en la última década, a pesar de la complicada orografía de los territorios donde EDP tiene sus redes de distribución eléctrica, como es el caso de Asturias o Huesca.