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Estrategias Smart para maximizar la eficiencia de una red eléctrica

Enric Vinyes, Iberic Zone Energy Automation Activity Manager.28/12/2017
Las pérdidas anuales de la red eléctrica alcanzan una media del 5% en la Unión Europea, oscilando entre 2 y 10% según el país. Eso se traduce en 5.000 millones de euros en energía desperdiciada cada año en su distribución, incluyendo las pérdidas en las líneas de media y baja tensión y en las subestaciones primarias y centros de transformación.
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Por otro lado, se van sumando nuevos retos: las nuevas regulaciones obligan a las empresas de distribución eléctrica a mejorar la eficiencia en sus redes, y las compañías operadoras deben empezar a integrar en sus redes las energías renovables y las electrolineras para los vehículos eléctricos.

Hoy, gracias a estrategias y herramientas smart, es posible planificar, medir y mejorar la eficiencia de la energía distribuida, permitiendo de esta forma reducir los costes operativos.

En este artículo se explican algunas herramientas usadas en las Smart Grids, para modernizar la distribución eléctrica, aumentar la eficiencia y reducir las pérdidas y los costes asociados, ayudando a la vez a cumplir y superar los objetivos de las normativas.

ADMS contra las pérdidas técnicas en líneas de media tensión

En Europa, las redes de MT están configuradas en bucles abiertos y se controlan de forma que se pueda aislar un fallo y restaurar la energía. Los interruptores de los bucles están ubicados estratégicamente para proporcionar un buen servicio, pero este enfoque no permite minimizar las pérdidas.

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Los sistemas diseñados para estimar pérdidas, como los Sistemas Avanzados de Gestión de la Distribución (Advanced Distribution Management System, ADMS, en inglés), necesitan conocer la topología de red en tiempo real, medir esta red y determinar los perfiles de carga en centros de media y baja tensión, y la información sobre consumos del cliente para determinar la configuración óptima de los interruptores. En este entorno, cuando el operador del sistema planea abrir o cerrar un interruptor, el ADMS realiza una simulación del impacto en la fiabilidad del suministro, las pérdidas y la gestión de la energía. Sus algoritmos calculan las configuraciones óptimas por hora, por mes, por estación o anualmente, según las curvas de carga proporcionadas, las previsiones meteorológicas, los datos en tiempo real procedentes de los sensores, los Smart Meters y el número de operaciones de maniobra.

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Las configuraciones óptimas de los interruptores de bucles en una red de distribución dependen de la demanda real, ya que fluctúa a lo largo del día y también con las estaciones. Estos cambios de carga afectan a las configuraciones ideales de los interruptores, por lo que hace falta probarlas e implementar una solución capaz de identificar las mejores.

La implementación de este sistema tiene múltiples ventajas: ayuda a minimizar las pérdidas y el desequilibrio de carga en los transformadores y alimentadores de las subestaciones de alta y media tensión, aligera segmentos sobrecargados de la red, mejora la calidad y logra un perfil óptimo de la tensión.

Infraestructura de control del nivel de tensión, para minimizar el impacto de los DER

Una de las principales responsabilidades de las compañías eléctricas es mantener la tensión según lo acordado por contrato con sus clientes. Este control se realiza tradicionalmente mediante transformadores, utilizando conmutadores de tomas en carga (OLTC) y baterías de condensadores que inyectan energía reactiva en la red en las subestaciones de alta y media tensión.

Debido a la entrada masiva de recursos energéticos distribuidos (DER) en la red, la gestión de la tensión supone un gran reto para los Operadores del Sistema de Distribución (Distribution System Operators o DSO en inglés). Por esta razón, se están implementando diferentes dispositivos, como sensores para monitorizar la tensión a lo largo de los alimentadores, actuadores modernos que puedan regular la tensión en diferentes niveles, y un sistema inteligente centralizado o distribuido.

La monitorización de los equipos de media tensión en las subestaciones antiguas es cara, ya que requiere métodos complejos e intrusivos. Por lo tanto, la capacidad de recoger mediciones precisas en tiempo real de la tensión requiere implementar sensores y nuevas soluciones para minimizar los costes a largo plazo. Se pueden implementar varias soluciones:

  • Se pueden insertar modernos divisores de tensión capacitivos o resistivos en las conexiones del cable en la unidad principal del transformador o RMU (Ring Main Unit).
  • La nueva generación de RTUs (Unidad Terminal Remota) permite al usuario controlar remotamente la RMU y medir la tensión de media y baja tensión con precisión para la optimización de Volt-Var y para el control de picos y pérdida de carga.
  • En la actualidad, es posible instalar fácilmente nuevos sensores inteligentes en los transformadores, conectándolos a la nube. De esta manera, se puede realizar un mantenimiento predictivo y una gestión de la vida útil, que son clave para reducir los costes a largo plazo. Por ejemplo, se puede determinar el envejecimiento del aislamiento y la temperatura en los puntos de conexión del cable.
  • Los sensores virtuales son otra buena opción para medir la tensión. Son capaces de estimar o modelar la tensión en media tensión basándose en otros datos que son más fáciles y más baratos de medir. Dependiendo del nivel de precisión requerido, los costes del sensor y de su instalación pueden reducirse drásticamente.
  • Los actuadores, que normalmente se instalan en las subestaciones de alta y media tensión, también se pueden instalar en las líneas de media tensión. Se accionan por contactores y pueden efectuar hasta 1 millón de operaciones, sin mantenimiento.
  • Los inyectores de energía reactiva también se pueden usar en la generación distribuida (DG) instalando dispositivos especializados o mediante el uso de inversores para la DG.

Hay que tener en cuenta, en todo caso, que el control centralizado que proporciona un sistema ADMS permite coordinar todos los dispositivos según las condiciones reales de la red, asegurando así una regulación óptima en todos los niveles; mientas que la complejidad de los sistemas de distribución a veces limita la capacidad de control de los actuadores y otros dispositivos.

Análisis detallado de los datos de rendimiento de media y baja tensión, contra pérdidas técnicas en líneas de baja tensión

Las pérdidas técnicas en las redes de media tensión representan aproximadamente el 3% de la energía distribuida. Las pérdidas por efecto Joules representan el 70% de estas pérdidas. Aún más pérdidas se producen en las redes de baja tensión, ya que sus extremos a menudo están muy desequilibrados, tanto entre transformadores como entre alimentadores de baja tensión dentro de un transformador y entre las tres fases de un transformador determinado. Estos desequilibrios causan pérdidas por efecto Joules que se estiman entre 200 y 1.000 euros al año por cada centro.

En este sentido, puede ser muy útil realizar un análisis detallado de los datos de rendimiento de la media y baja tensión. El sistema de monitorización puede recopilar datos como los perfiles de carga, tensión, factor de potencia y temperatura diarios de la subestación y los alimentadores. Se pueden determinar cronológicamente la curva de duración de carga por alimentador y realizar diagramas vectoriales para el diagnóstico de desequilibrios por alimentador, entre otros valores.

Esta monitorización permite ajustar más DERs a la red, al solucionar los problemas de desequilibrios de carga y al reducir la pérdida de energía, proporcionando una reducción de costes de 200 a 800 euros por año y una mejora de la producción de energía de la subestación de hasta un 30%.

Smart metering, para la identificación de pérdidas no técnicas

Schneider Electric estima que el 90% de las pérdidas no técnicas ocurren en las redes de baja tensión. Se asume que las pérdidas oscilan entre 1.000 y 10.000 euros por centro de transformación al año en los países europeos. Por lo tanto, las redes BT representan una prioridad, a la hora de intentar reducir estas pérdidas. Un primer paso para evaluar la situación es comenzar a monitorizarlas para determinar las cantidades que se están perdiendo. Anteriormente, no se solían monitorizar las redes de baja tensión porque resultaba muy caro, pero las nuevas arquitecturas y tecnologías permiten una monitorización más económica y precisa.

Localizar las fuentes de las pérdidas dentro de la red es uno de los primeros retos. Una solución para monitorizar redes de BT es utilizar Smart Meters como sensores adicionales para suministrar datos sobre el rendimiento energético de la red. El primer paso sería determinar la ubicación correcta de cada uno de estos contadores. El siguiente sería equipar cada alimentador con un contador, sin interrumpir el servicio para los clientes.

Conclusiones

Las empresas de distribución eléctrica están en posición de reducir las pérdidas en sus redes gracias a estrategias smart, basadas en la comunicación y la conectividad, que mejoran la eficiencia energética. Esto contribuirá a lograr los objetivos de la Unión Europea en lo que se refiere a nuevas fuentes de energía renovables, mejoras de la eficiencia energética y reducción de emisiones de CO2.

En una red cada vez más distribuida, serán necesarios sensores, actuadores y sistemas de gestión de distribución avanzados más precisos y altamente conectados, así como transformadores más eficientes para alcanzar estos objetivos.

Aunque estas inversiones pueden representar un coste a corto plazo, se trata en realidad de una inversión ya que, a largo plazo, reducirán los costes operativos, las pérdidas de energía y redundarán en una red más integrada y flexible.

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