La digitalització: eina bàsica per a la millora de la xarxa elèctrica

La digitalització i automatització de les xarxes de distribució s'ha convertit en un dels pilars estratègics per a les distribuïdores d'electricitat de cara al desenvolupament del nou model energètic. Una major digitalització de la xarxa elèctrica permet optimitzar l'operació del sistema, minimitzar les pèrdues de la xarxa, solucionar situacions de sobrecàrrega, així com millorar la detecció primerenca i la localització d'incidències.

Una xarxa intel·ligent també permet la connexió i el funcionament de la generació renovable i la distribuïda associada al consum, possibilita la gestió de la demanda aplanant la corba de càrrega i maximitzant la utilització de les infraestructures elèctriques, i fa possible el desplegament del vehicle elèctric i el desenvolupament dels serveis energètics més complets i avançats.
Endesa, immersa en diferents projectes per al desenvolupament de les xarxes intel·ligents, compta amb el sistema automàtic Lars (Localització, Aïllament i Reposició de Subministrament), que detecta una incidència com un operador virtual, realitzant des del Centre de Control les maniobres necessàries per aïllar l'avaria i reposar el subministrament en menys de tres minuts. El sistema va començar en fase de proves a Catalunya al gener passat i des d'aquest estiu s'està aplicant a Aragó, Canàries, Balears i Andalusia.

Endesa també ha posat en marxa Graciosa (Generació Renovable amb Emmagatzematge i Consum Intel·ligents per a l'Operació de Xarxes de Distribució amb Sistemes d'Autoconsum), un projecte que permetrà a l'illa canària de La Graciosa ser autosuficient només amb renovables. Per a això s'està construint una micro-xarxa que permetrà integrar l'energia distribuïda generada per les plaques fotovoltaiques instal·lades en edificis públics i llars amb bateries i condensadors per garantir un subministrament fiable i constant.
El projecte incorpora una càmera -desenvolupada per la Universitat de La Laguna- que permet conèixer amb una antelació d'entre 5 i 15 minuts l'evolució dels núvols i predir la producció fotovoltaica. Aquesta informació permet posar en marxa diferents actuacions per ajustar el sistema quan es preveu un descens de la producció, com injectar energia amb una bateria o desconnectar algun element de la xarxa davant d'un descens de la generació d'energia fotovoltaica.
Una altra de les iniciatives liderades per Endesa és el projecte Monica (Monitorització i Control Avançat de la Xarxa de Distribució). Llançat el 2015, desenvoluparà a Màlaga un sistema per a la monitorització i el diagnòstic en temps real de les xarxes de distribució de mitjana i baixa tensió, cosa que fins ara, -segons la companyia-, només s'ha fet en les xarxes de transport - alta tensió per limitacions tècniques i econòmiques.

Una plataforma anomenada Estimador d'Estat de la Xarxa, encarregada de recollir, processar i gestionar dades, rebrà a temps real les dades recollides pels sensors desplegats en 36 centres de transformació de mitja i baixa tensió i les dades obtingudes dels comptadors d'uns 15.000 clients per analitzar l'estat de la xarxa. També es comptarà amb informació de la topologia de la xarxa, de l'estat dels transformadors, interruptors i altres elements del sistema. L'objectiu és utilitzar tota la informació per fer un diagnòstic de les diferents incidències a la xarxa per anticipar problemes o resoldre'ls de forma més ràpida i eficient.

Integració de les renovables
L'increment d'instal·lacions renovables connectades a les xarxes de distribució d'electricitat fa cada vegada més complexa l'operació d'aquestes infraestructures, portant a situacions que, per les empreses distribuïdores, és complicat absorbir tota l'energia generada, veient-se obligades a sol·licitar restriccions que limiten parcialment la seva producció i fins i tot, de vegades, la parada total d'aquests grups. Aquesta situació provoca ineficiències en el sistema elèctric com ara desaprofitar energia d'origen renovable, produint-se en el seu lloc electricitat amb centrals de generació convencional, ubicades en zones de xarxa menys congestionades.
Per resoldre aquest problema, Viesgo ha posat en marxa Dynelec, un projecte llançat en 2013 al costat de la Universitat de Cantàbria, per operar la xarxa elèctrica de distribució mallada de forma dinàmica.

El projecte, que combina la innovació i l'Internet de les Coses (IoT), permet monitoritzar en temps real les condicions climatològiques en què operen les línies elèctriques -amb sensors i dispositius de comunicació remota- per poder adaptar la capacitat real de les línies a les condicions ambientals de cada moment i lloc, i que puguin operar per sobre de la seva capacitat estàtica. També s'han desenvolupat algoritmes predictius per calcular l'estat futur de la xarxa, en base a les dades acumulades des del seu llançament.
Entre els beneficis d'aquest innovador sistema, Viesgo destaca una major qualitat de subministrament, major capacitat d'absorció de l'energia, més seguretat en cas d'emergències i una millora en el manteniment de les línies. Dynelec també optimitza l'operació del sistema i augmenta la capacitat d'integració de les renovables. Aquest sistema està resultant especialment útil en zones de gran producció eòlica, com Galícia o Astúries.

Al servei de la innovació
Iberdrola té sis Centres d'Operació (COD) a Espanya per gestionar una xarxa elèctrica de més de 190.000 quilòmetres quadrats que serveix més de 11 milions de punts subministrament en les deu comunitats autònomes i cinc províncies en les que opera la companyia, supervisada per tècnics especialitzats, atents a qualsevol tipus d'anomalia, incidència o problema.
Una alarma intermitent en alguna de les pantalles pot implicar que hi ha un problema tècnic o clients sense servei, cosa que activa les actuacions necessàries per a recuperar el servei com més aviat millor. El sistema de control és, doncs, el cervell que permet als tècnics d'aquests centres detectar en temps real qualsevol incidència i actuar per solucionar-la.
En condicions meteorològiques adverses l'operació es complica i els problemes per a l'operador humà es multipliquen. La seva resposta es pot alentir, principalment perquè han de garantir la seguretat de les persones, del medi ambient i de les instal·lacions, fins i tot en les pitjors condicions.

Per millorar aquesta resposta, Iberdrola ha integrat una nova aplicació en els seus centres de control: el sistema ARA (Aïllament i Reposició Automàtica), que permet en temps real, la localització, l'aïllament del tram avariat i la reposició del servei al màxim nombre de clients de forma automàtica, ràpida i segura. A més, inclou la lògica per avisar automàticament a la brigada de manteniment més propera perquè atengui l'avaria al més aviat possible. L'algorisme ARA actua com un operador virtual, sense intervenció humana, recolzant-se en la informació aportada per les instal·lacions telecontrolades i operant la xarxa elèctrica a distància quan cal.
Desenvolupat per Iberdrola i Siemens, aquest pioner sistema de control que Iberdrola planeja introduir en altres països on opera xarxes de distribució, té la seguretat de les persones com a requisit principal, amb l'objectiu de millorar el servei als clients i tenir la xarxa preparada per els reptes del futur. Durant el temps que porta operant, els resultats han estat molt satisfactoris, suposant una reducció notable en els temps de reposició de servei elèctric davant avaries i millorant la qualitat del servei ofert als clients.
Per la seva banda, Gas Natural Fenosa compta amb un sistema de distribució elèctrica a Segòvia, on s'implantaran i provaran en la xarxa elèctrica les últimes tecnologies i s'estendran a la resta de zones de distribució de la companyia. Es tracta del projecte Seda (Segòvia Distribució Avançada) que, amb una inversió de 4 milions d'euros, pretén desenvolupar diferents iniciatives per augmentar l'automatització de la gestió de la xarxa elèctrica de mitja i baixa tensió, millorar el monitoratge de les línies i centres de transformació, analitzar les dades que els nous comptadors intel·ligents recullen, i oferir més informació i nous serveis als usuaris que estiguin connectats a aquestes xarxes.

En els últims anys, la companyia ha desplegat a Segòvia la tecnologia necessària per convertir la xarxa elèctrica de la ciutat en una infraestructura intel·ligent. Gairebé el 100 per cent dels 34.340 comptadors domèstics instal·lats són intel·ligents i durant els últims anys la companyia ha actuat sobre 225 centres de transformació. En aquests centres s'han instal·lat els equips necessaris per monitoritzar la xarxa i transmetre les dades dels comptadors als sistemes d'informació de la companyia.
Dins del projecte Seda, Gas Natural compta amb l'aplicació gratuïta Tuluz, que permet als clients domèstics que compten amb comptador intel·ligent telegestionat consultar les dades del seu consum elèctric horari des de qualsevol dispositiu mòbil i que incorpora una eina que localitza en un mapa la zona en la qual s'estan efectuant treballs de manteniment o incidències que poguessin estar provocant una interrupció del servei.

Qualitat de subministrament
Un dels principals objectius per Energías de Portugal (EDP) en distribució elèctrica és aconseguir una xarxa intel·ligent que optimitzi les possibilitats que ofereixen els nous comptadors telegestionats. L'energètica que, segons afirma, lidera la qualitat de subministrament a Espanya, treballa en el desenvolupament de diferents aplicacions i millores que permetin aprofitar la informació dels nous dispositius, que estaran instal·lats a totes les llars espanyoles a finals del 2018.
Un dels projectes més destacats és l'anomenat Pèrdua de Neutre, capaç de detectar incidències a la xarxa de baixa tensió, la més propera als consumidors. "Consisteix a utilitzar els comptadors com sensors de la xarxa, de manera que puguem detectar i actuar davant variacions en la tensió abans que les percebi el consumidor", afirma Tania Vázquez, responsable del projecte d'Aplicacions de Xarxa d'EDP. La clau d'aquesta novetat resideix en portar en temps real la informació dels comptadors als sistemes SCADA de gestió de la xarxa.

L'origen d'aquesta aplicació és el projecte Fase Cortada, que ha situat EDP "com la primera companyia a Espanya a aprofitar la informació dels nous dispositius, detectant telemàticament trencaments en cables de mitja tensió". Des de la seva implementació ha suposat una reducció del TIEPI (Temps d'Interrupció Equivalent a la Potència Instal·lada) de gairebé dos minuts anuals.
Pel que fa al TIEPI, el valor obtingut per EDP al 2016 és de 24 minuts, el més baix registrat per la companyia en la seva història. Aquest resultat respon a "l'excel·lència en la gestió, l'alt grau d'especialització del personal que opera i manté la xarxa, i a les importants inversions realitzades per la companyia, que se centren en les noves aplicacions desenvolupades a partir de les Smart Grids, la contínua automatització de les instal·lacions, les reformes i noves infraestructures".
Els resultats obtinguts per la companyia -afirmen- han anat millorant progressivament i de forma continuada en l'última dècada, tot i la complicada orografia dels territoris on EDP té les seves xarxes de distribució elèctrica, com és el cas d'Astúries o Osca.


Font: El Economista