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El Gestor del Sistema de
Distribución
David Trebolle Trebolle
Gestión activa,
activa control de red y aplicaciones avanzadas
19 de Diciembre de 2012
¿Quiénes somos?
¿
Installed capacity: 15.443 MW
Note: Figures at the end of 2011
2
About Us
Over 20 million customers in 25 countries
Norway
France
Mexico
Nicaragua
Dominican Rep.
Italy
C
Spain
Montoir
Puerto Rico
R
C
Reqanosa
R
Trinidad &
Tobago
C l bi
Colombia
RC
R Sagunto
Portugal
Costa Rica
Daimetta
Qatar
C
L
C
Algeria
C
Libya C
L Qalhat
Egypt
C
C Nigeria
Oman
Kenya
Panama
Brazil
Argentina
R Regasification Plant
RC Regasification capacity leasing
Moldova
South Africa
9,4 Electricity and 11,4 M Gas Supply points
L Liquefaction plant
Generation plant
Electricity supply points
C Contracts for long-term gas
Maghreb pipeline
Gas supply points
3
Union Fenosa distribución
Dos centros de control
Data
31st Dec 2010
Power peak
6.323 MW
Substations
364
Transformers / capacity
667 / 22.122 MVA
MV/LV transformer centre's
57.431
MV feeders
2.325
LV feeders
144.035
Embedded DG
3.582 MW
4
¿Por qué?
¿
q
¿Cómo?
Generación y
Carga
distribuidas e
intermitentes
suponen un reto
para el GSD
Gestión activa
del sistema de
distribución
¿Con qué?
Regulación
y
g
Tecnología
REDES DE
DISTRIBUCIÓN
RED DE
TRANSPORTE
GENERACIÓN
CONVENCIONAL
Contro
ol
c
centraliza
ado
Gen.Distrib.
… y sigue pasando…
R
Redes
Pa
asivas
Algo está pasando…
Fuente: proyecto Fenix
Redes pasivas…
Redes con ausencia de problemas en condiciones normales de explotación de red,
al haber sido resueltos en el ámbito de la planificación de red mediante
infraestructura tradicional (transformadores, líneas y subestaciones).
Características
 Redes con flujos unidireccionales y predecibles desde el
transporte hasta el consumidor final
 Baja penetración de GD
 Niveles bajos
j de supervisión
p
y automatización en redes de
MT y BT
 Baja capacidad de gestión sobre los RED
Gen.Distrib.
REDES DE
DISTRIBUCIÓN
RED DE
TRANSPORTE
GENERACIÓN
CONVENCIONAL
Contrrol
centralizzado
Gen.Distrib.
R
Redes
P
Pasivas
REDES DE
DISTRIBUCIÓN
RED DE
TRANSPORTE
GENERACIÓN
CONVENCIONAL
Redes Pasiv
vas
… y sigue pasando…
Co
ontrol ce
entraliza
ado
Algo está pasando…
Fuente: proyecto Fenix
Fuente: REE
Total: 100.168 MW
Coal
Nuclear
Nuclear
Hydro
Hydro
Wind
Wind
Solar PV
Solar PV
Solar CSP
Solar CSP
Thermal Renewable
Thermal Renewable
CHP and others
CHP and others
Cobertura de la demanda 2011
Installed
Capacity
(MW)
Percentage
(%)
CHP (Natural Gas)
166,9
7,6
Rest CHP
319,4
14,5
Wind Power
1.369,5
62,1
Photovoltaic (PV)
10,3
0,5
Hydro
306,1
13,9
Other Renewables
31,4
1,4
TOTAL Generation
2.203,6
100
Fuente: propia
Combined cycle
Coal
Capacidad Instalada 2011
UFD 2011
Punta: 43.896 MW
Combined cycle
Other
Renewables
1 4%
1,4%
Hydro
Natural Gas
13,9%
CHP 7,6%
PV
0,5%
Rest CHP
14,5%
Wind power
62,1%
Max. Hourly Average
capacity (MW)
Galicia
Demand
1.842
RED DE
TRANSPORTE
GENERACIÓN
CONVENCIONAL
1.
2.
Redes
Pasivas
REDES DE
DISTRIBUCIÓN
Con
ntrol
centra
alizado
1
G Di t ib
Gen.Distrib.
REDES DE
DISTRIBUCIÓN
RED DE
TRANSPORTE
GENERACIÓN
CONVENCIONAL
1
Gen.Distrib.
2
G. Act.Dem
REDES DE
DISTRIBUCIÓN
RED DE
TRANSPORTE
GENERACIÓN
CONVENCIONAL
Redes
s activas
s. Coordinación
centtralizada
a y distrib
buido
1
Gen.Distrib.
Redes Pas
R
sivas
… y sigue pasando…
Control centralizzado
Algo está pasando…
Generación distribuida
Gestión activa de la demanda
Fuente: proyecto Fenix
Un proceso de transformación:
Smart Grid
Hacia una
Gestión
inteligente
de la red
Hoja de ruta
HOY deberíamos
estar aquí
4
3
1
Optimización
de la explotación
de la red
• Telecontrol y
monitorización
it i
ió d
de red
d
• Telegestión del
sistema de protección
• Herramientas de
ayuda a la operación
• Gestión activa de la
red
• Esquemas
regulatorios
1.
2.
2
Telegestión
Integración
de la GD
• AMI1 (despliegue
masivo con
comunicación
bidireccional)
• Integración de la
generación
distribuida
• Acceso y conexión
(Criterios técnicos
de conexión))
• Integración SSCC
5
•L
Lectura
t
remota
t y
generalizada de
la información de
uso
• Integración en
procesos de los
DSO’s y TSO’s
• Operación en isla
• Cambios
regulatorios
•P
Procedimientos
di i t
de Operación
Advanced Metering Infrastructure
Recursos energéticos distribuidos (Demanda, Vehículo eléctrico, GD y almacenamiento)
Optimización y
coordinación
del SE global
Gestión
avanzada
de la demanda
• Integración de
todos los DER2
• Participación
activa de la
demanda
(desplazamientos
de carga, reducción
de consumo)
• Operación
optimizada de las
instalaciones
• Coordinación
centralizada vs
descentralizada
• Respuesta y
Gestión activa de la
demanda
• Control avanzado
de las sistemas de
red (fiabilidad,
fraude, control de
flujos)
• Cambios
regulatorios
• Almacenamiento
eficiente de energía
• Automatización en
consumo final
(redes inteligentes
en los hogares y
aparatos eléctricos
inteligentes)
• Cambios
regulatorios
• Vehículo eléctrico
Evolución en el tiempo
Redes activas e inversión Smart Grid
Los costes de inversión en Smartgrid se concentran en su mayoría en
los DSO,
DSO si bien los beneficios se reparten entre todos los agentes
Fuente: seminario “integrating renewables and DG into european networks” el 3-05-2012.
Informe JRC (Joint Research centre) 2011 .
¿Por qué?
Generación y
Carga distribuidas
e intermitentes
suponen un reto
para el GSD
¿Cómo?
Gestión activa
d l sistema
del
i
de
d
distribución
¿Con qué?
Regulación
y
Tecnología
El papel del GSD es mantener la seguridad del sistema y
la calidad de servicio en redes de distribución para servir
a los clientes de red
 Facilitación del mercado
 Acceso transparente y
no discriminatorio
 Asegurando la
seguridad del sistema
y la calidad del
servicio
GRD
+
(DNO)
Servicios al
Sistema
GRD: Gestor de red de distribución
GSD: Gestor del sistema de distribución
=
GSD
(DSO)
DNO: Distribution network Operator
DSO: Distribution System Operator
Con Gestión Activa
del Sistema
Tipos de red
Estructura
Tipo
Operación
Clientes
(Nº)
Instalaciones
(Nº)
Flexibilidad
Operación
Nivel
Monitorización
Transporte
(Seguridad de suministro)
(400, 220 kV)
Mallado
Mallado
Muy
pocos
Pocas
Alta
Alto
Reparto
(132, 66, 45 kV)
Mallado /
Radial
Mallado /
Radial
Pocos
Bastantes
Media
Alto
MT
(20 15 kV)
(20,
Mallado /
Radial
Radial
Bastantes
Muchas
Baja
Medio
BT
(400, 380 V)
Mallado /
Radial
Radial
Muchos
Muchas
Muy Baja
Muy bajo
Distribución
((Calidad de
servicio)
Seguridad
400kV
Operador del sistema
220kV
132-66kV
45kV
MT
Calidad
BT
Gestor del sistema
de Distribución
Evolución del Sistema de Distribución
La gestión activa de la red
A
ACTUAL
L
Necesidades
AT
MT
BT
Redes activas?
Redes pasivas
Redes pasivas
Redes activas
Redes activas
Redes activas / pasivas
Supervisión
Control
Simulación/Análisis
Capacidad de Gestión
Añover
FUTUR
RO
Seseña
Supervisión
Control
Simulación/Análisis
Capacidad de Gestión
Fundamentos…
El producto
electricidad
(MWh - Energy)
Actividades liberalizadas
(Generación,
(G
ió comercializadores,
i li d
agregadores, almacenamiento
clientes...)
Satisfacer las
necesidades
energéticas del
clientes
(Cantidad)
Mercado Perfecto:
Maximizar beneficio
El servicio eléctrico
(MWh - Energy)
(MW – Power)
Solución más eficiente
Leyy oferta / demanda
Actividades
reguladas
(Coordinación –
TSO,DSO-,
t
transporte,
t distribución)
di t ib ió )
Mecanismo regulatorios
o de mercado
Precios
Satisfacer la
seguridad y
calidad de servicio
de los clientes
(Seguridad , Calidad)
Tarifas
Precios
Participación activa de la demanda
Respuesta de la demanda (DR) ‘bottom-up’ approach
“The
The changes in electric usage by end-use
end use customers from their normal
consumption patterns in response to changes in the price of electricity over
time. Further, DR can be also defined as the incentive payments designed to induce
lower electricity use at times of high wholesale market prices or when system
reliability is jeopardized.
jeopardized DR includes all intentional modifications to consumption
patterns of electricity of end use customers that are intended to alter the timing, level
of instantaneous demand, or the total electricity consumption” (1)
Gestión activa de la demanda (DSM) ‘top-down’ approach
“the aim to reduce energy consumption and improve overall electricity usage efficiency
through the implementation of policies and methods that control electricity demand.
Demand Side Management (DSM) is usually a task for power companies / utilities to
reduce or remove peak load, hence defer the installations of new capacities and
distribution facilities. The commonly used methods by utilities for demand side
management are: combination of high efficiency generation units, peak-load shaving,
load shifting, and operating practices facilitating efficient usage of electricity, etc” (2)
Fuente: Eurelectric, “Eurelectric views on demand-side participation”, Agosto 2011.
(1)M.H. Albadi and E.F. El-Saadany (2007) “Demand Response in Electricity Markets: An Overview”, IEEE
(2)J. Zhong et al. (2010) “Demand Side Management in China”, IEEE.
Nuevos servicios que den respuesta a…
Acceso y
conexión
Planificación
Roles y
responsabilidades
Seguridad e
Intercambio de
información
Gestión
G
ió A
Activa
i
del Sistema
Operación
El GsD vs planificación y acceso y conexión
Planificación
• Contribución de los RED a la firmeza
• Mecanismos
M
i
regulatorios
l t i para que los
l RED puedan
d proporcionar
i
potencia
t
i firme
fi
a los
l GSD.
GSD
GD es capaz de retrasar inversiones
bajo ciertas circunstancias.
Las redes de distribución se
diseñan para potencia pico
pico,
que es necesitada pocas
horas por año
• Mecanismos regulatorios
para potencia firme
• Bajos períodos de firmeza
• Fuente
F
t primaria
i
i predecible
d ibl y
controlable
• Baja capacidad requerida
• Muchos generadores
distribuidos.
distribuidos
Enfoque Activo para el desarrollo, planificación, y
acceso/conexión a la red de distribución
“Fit
Fit & forget
forget”
“Sólo
Sólo operación”
operación
Todo solucionado en la etapa de planificación
(redes pasivas)
Todo es conectado en etapa de planificación sin
restricciones y resuelto durante la operación
“Gestión Activa”
Solución combinada entre planificación y operación
(Redes Activas)
Definiciones
Los RED tienen que cumplir requisitos
de conexión garantizando su correcto
comportamiento para el sistema =
capacidad de asegurar la seguridad
operacional y los estándares de
calidad
Conexión: Proceso de los RED para ser conectados
Acceso: Capacidad de inyectar/extraer energía a/de la red
RED:
Recursos Energéticos Distribuidos
Control de tensión con GD
Contribución de la GD al control de tensión
AT
GD es capaz de
participar
eficientemente en
el SSCC
MT
BT
Control por FdP
Control por FdP
g
Tensión consigna
g
Tensión consigna
Fuente: Proyecto redes 2025
Viabilidad técnica en el control de tensión
(factor de potencia o tensión consigna)
Sobredimensionamiento en Q instalada para mantener tensiones
consigna por nivel de tensión
Debido a la características de las redes de distribución, los perfiles de tensión en las redes de MT y BT se
encuentran condicionados por la inyección y/o absorción de potencia activa de la GD, por lo que los GD’s no
son capaces de
d mantener
t
t
tensiones
i
consigna
i
en esas redes
d
mediante
di t la
l absorción
b
ió o generación
ió de
d reactiva.
ti
E AT ell
En
comportamiento de los GD’s en el control de tensión es análogo a la red de transporte. Por este motivo es de vital
importancia articular la normativa que permita al GrD gestionar la GD para tener en cuenta el efecto local
de las tensiones maximizando la contribución de los GD’s en el control de tensión.
Gestión de restricciones
Previsiones &
Programaciones
•Producción &
Consumo
•Descargos
•Program.
provisionales de
agregadores
Negociaciones
tiempo real
Propuestas de
acciones
manuales
Simulaciones &
Cál l d
Cálculos
de red
d
•Detección de
restricciones
ti i
•Búsqueda de
soluciones
(acciones sobre
prod. & cons.)
Tiempo
Real
Detección de
restricciones
Acciones
automáticas
Interacciones de
ajuste en el
mercado
•GST
• Agregadores
Como el OS, el GSD necesita gestionar la
congestión en sus redes para evitar problemas
de seguridad
Reconstrucción
de flujos & nuevo
análisis
•GST
•Agregadores
•Suministradores
Intercambio de información entre agentes
Red de distribución de
de influencia sobre
transporte
Intercambio de información entre agentes
Red de transporte de
Influencia sobre distribución
Intercambio de información entre agentes
PO 8.1 Redes operadas y observadas por el OS
“3.2 Red observable.- La red observable estará constituida por aquellas instalaciones cuya topología y medidas de
variables de control deben ser conocidas en tiempo real por el operador del sistema para operar adecuadamente el sistema y efectuar los
estudios de seguridad del sistema , en todos los horizontes temporales, con suficiente precisión.
6.1 Información estructural.- Los propietarios
de instalaciones de la red observable pondrán a disposición del
Operador del Sistema la información estructural, según se recoge en el procedimiento de operación 9.0 en el que se
define la información intercambiada por el operador del sistema.
6.2. Información en tiempo real.- La información de la red observable que recibirá el OS en su sistema de control de la energía en tiempo
real será la recogida en el procedimiento de operación 9.0 en el que se define
f
la información
f
intercambiada por el OS.”
OS
En la actualidad no existe legislación que permita al DSO obtener información de la red
observable con el TSO, los DSO fronterizos y los GD’s. Esta ausencia de información dificulta la
integración de la GD así como la garantía de seguridad de suministro del sistema de
distribución, dada que la información requerida para realizar el control y supervisión de red así como para
los estudios de seguridad es insuficiente.
Intercambio de Información DSO – GD
RD 1565/2010 Artículo 18.d) Gestores de las redes de distribución
“Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10 MW, y aquellas con potencia inferior o igual a 10 MW pero que
g
del mismo subgrupo
g
del artículo 2 cuya
y suma total de potencias sea mayor
y de 10 MW, deberán estar
formen parte de una agrupación
adscritas a un centro de control de generación, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en
tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad
del sistema eléctrico.
En los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, el límite de potencia anterior será de 1 MW para las instalaciones o agrupaciones.
Todas las instalaciones con p
potencia instalada mayor
y de 1 MW, o inferior a 1 MW ppero qque formen pparte de una agrupación
g p
de
instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW, deberán enviar telemedidas al operador del sistema, en
tiempo real, de forma individual en el primer caso o agregada en el segundo. Estas telemedidas serán remitidas por los titulares de las
instalaciones o, en su caso, por sus representantes. “
PO
O9
9.0
0 Articulo
t cu o 7.1 Información
o ac ó intercambiada
te ca b ada po
por e
el ope
operador
ado del
de sistema
s ste a
“Centro de control de instalaciones de producción.–La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción de potencia
neta igual o superior a 10 MW (o de forma agregada de aquellas instalaciones de potencia inferior a ésta y que formen parte de un
conjunto cuya conexión se realice a un mismo nudo de la red de tensión igual o superior a 10 kV y sumen más de 10 MW) deberá ser
p
por medios p
p
propios
p
y facilitada al OS través de conexión entre sus centros de control.
captada
Aquellas unidades de producción de potencia mayor de 1 MW que no cumplan las condiciones establecidas en el
deberán enviar la telemedida de su
producción neta en tiempo real al OS a través del centro de control del distribuidor de la zona.
En el caso de q
que la instalación de p
producción esté integrada
g
en una zona de regulación,
g
, su centro de
control será́ el despacho de generación del propietario de dicha zona de regulación.“
párrafo anterior, no tienen obligación de integrarse en un centro de control, pero
En la actualidad los generadores eligen el modo en que envían la telemedida (centro de control
de generación, directamente al OS o vía DSO). Se requiere normativa específica vía POD o rango
superior en la que se establezca que los GD’s enviarán su información en tiempo real al DSO
de la zona en la que se encuentran ubicados. El DSO facilitará dicha información a través de su
enlace en tiempo real con el TSO.
Intercambio de información entre agentes
Un ejemplo de servicios…
Un ejemplo de posibles acuerdos entre los DSO y los Recursos Energéticos Distribuidos
Nombre del servicio
Objetivo
Agente responsable
de coordinación
Servicio/proveedor
Gestión activa de la demanda
Mayor eficiencia en el uso de activos de
transporte y distribución
DSO / TSO
Comercializadores y/o
agregadores / grandes
consumidores
Operación anti-isla
Evitar desbalances instantáneos G/D
DSO
GD’s, agregadores
Operación en isla
Mejora de la continuidad de suministro
en aquellas islas en las que es posible el DSO
equilibrio de G/D
GD’s, consumidores,
comercializadores,
agregadores
Intercambio de información entre
agentes
Mejorar el control y supervisión de red en
DSO
la red de distribución
TSO, agregadores, DSO’s,
GD’s
GD
s
Gestión de restricciones técnicas
(Corto plazo)
Operar la red cumpliendo los criterios de
DSO
seguridad
Comercializadores
/ Grandes consumidores /
GD’s
Gestión de la capacidad firme
(Largo plazo)
Retraso efectivo y eficiente de las
inversiones; Uso eficiente de los activos
disponibles
DSO
Comercializadores
/ Grandes consumidores /
GD’s
Control de tensión
Calidad de producto
DSO
Comercializadores
C
i li d
/ Grandes consumidores /
GD’s
…
…
DSO’s
…
¿Por qué?
Generación y Carga
distribuidas e
intermitentes
suponen un reto para
el GSD
¿Cómo?
Gestión activa
del sistema de
distribución
¿Con qué?
Regulación y
Tecnología
Coherencia regulatoria
g
Para avanzar… es necesaria una regulación coherente,
equilibrada y equitativa en todos sus términos
Modelo de ingresos y
mercado para la generación
Roles y
responsabilidades
SSCC+POD s:
SSCC+POD´s:
Gestión de la Red
Modelo De Acceso y Conexión
Seguridad de
suministro
y
Calidad de
servicio
i i
Retribución de las actividades de Red
Nuevos requerimientos POD
Cobertura de necesidades según
g propuesta
p p
POD de Julio 2009
Roles y
responsabilidades
Criterios
C
it i de
d
Conexión y acceso
Planificación
Operación
Intercambio de
información.
Seguridad y privacidad
de la información
• Definición y papel del DSO
• Nuevas definiciones de agregadores, gestión de la demanda, VE
y almacenamiento
• Nuevo rol de la GD en su contribución a la seguridad y
calidad de suministro
• Criterios para la determinación de los puntos de conexión
• Petición de acceso y gestión de la conexión
• Cálculo
Cál l de
d la
l capacidad
id d disponible
di
ibl en cada
d nodo
d de
d distribución
di t ib ió
• Procedimientos de conexión de RED (solo pequeña potencia)
• Requerimientos técnicos de conexión a red de RED (solo pequeña potencia)
• Criterios para establecer planes de inversión
• Criterios de planificación (n-1,
(n-1 capacidades nominales,
nominales rango de
tensiones, potencia firme, firmeza de la GD, arquitectura de red)
• Previsión y Estimación de demanda y GD
• Requerimiento y especificación de diseño de activos de la red
• Seguridad
g
y estados del sistema. Márgenes
g
de variación
admisibles de control en la operación
• Programación y gestión de actuaciones programadas
• Cálculo de contingencias y gestión de restricciones
• Control de tensión
• Límites estacionales
• Operación anti-isla
• Programas de emergencia y reposición
No recoge la necesidad
Recoge algunos aspectos
Recoge necesidades
• Intercambio de información del GSD con
g g
,g
grandes consumidores,, comercializadores,,
TSO,, GD’s,, agregadores,
otras distribuidoras.
• Seguridad en infraestructuras críticas
• Protección y privacidad de la información
32
Proceso de elaboración de los PO’s
europeos: los Network Codes (NC)
Estamos aquí
33
33
Los Network Codes en 2012
RfG
DCC
OS
OPS
LFC
BAL
RfG: Requirements for generators
DCC: Demand connection code
OS: Operational security
OPS: Operational Planning and Scheduling
LFCR: Load Frequency and control
BAL: Balancing
¿Cómo ha involucrado ENTSO-E a los
distintos agentes afectados (stakeholders)?
CEDEC
GEODE
Participación de los DSO’s en el proceso
TF Grid
Connection
Chairman:
J. Merley
EDSO4S
Eurelectric
European Federation of Local Energy Companies
European
p
Group
p of independent
p
energy
gy
distribution and distribution-related companies
European Distribution System Operators for SG
The Union of the Electricity Industry
TF System
Operation
p
Requirements
for Generators
Operational
Securityy
Demand
Connection
Operational
Planningg &
Scheduling
Load frequency
controll & security
i
+ Balancing
Chairman:
D. Trebolle
PO’s y POD’s son necesarios en sus
respectivos ámbitos…
Visión del TSO
Coordinación
TSO/DSO
Visión del DSO
Se requieren POD’s que habiliten al DNO como DSO que gestiona los recursos energéticos distribuidos conectados a su red.
red
Cada gestor (TSO/DSO) debe ser responsable en el ámbito de su red y se deben detallar los aspectos de coordinación. El
TSO no debe gestionar el ámbito de la red de distribución ni el DSO el ámbito de la red de transporte pues puede provocar
problemas en la coordinación y en la calidad y seguridad de suministro.
36
Los System Operation Network Codes
(Position Paper)
La descentralización de los sistemas de
potencia requiere redefinición de roles y
responsabilidades. PERO un requerimiento
no sirve para todos- las necesidades
evolucionan y las capacidades técnicas de
la red y sus usuarios deben ser tenidas en
cuenta.
Fuente: “Network Codes for System Operation. A
Eurelectric Position Paper” September 2012
El impacto transfronterizo de
los GSD depende de:
 Los niveles de tensión que
operan
 El grado de penetración de
generación distribuida
37
La tecnología: facilitador clave
De la Innovación a la Demostración
Tecnología
Innovación
I+D
Laboratorio
CASCADA
PELGRIN
Demostración
Despliegue
Soluciones
38
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Equipment outside the building
Wind Turbine
Gas Micro Turbine 5 Kw. Heat/cold /sanitary
y hot water
Secondary
Substations
x3
LINTER will be operated by a software tool that will integrate all the
particular solutions: Panels, gas micro turbine, wind turbine, etc.
Electric vehicle recharging
Grid Integration Lab: LINTER
Photovoltaic generation (50
kW-200 solar panels)
39
Overview
Operations & Meter Management
Puente Princesa
Substation
Private
Communications
Network
P bli C
Public
Communications
i ti
Network (Multioperator)
Optical Fiber
15 KV PLC MV
HV
SS1
MV
SS2
100 KVA
Smart
Meters (Residential)
LV
SS: S
SS
Secondary
d
Substation
2 x LV Lines
Transformer
Gas Micro
250 KVA
Turbine 5 Kw
MSM
2 x LV Lines
200 x FV
(50 Kw)
Wind Turbine
STATCOM
50 KVAr
MV Line (MV)
3G/GPRS
Electrical
Vehicle
5 x 48C + 2x15C
40
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Mill for eolic microgeneration
Small Wind Turbine 3,5 kW.
Electric vehicle: 3 charging points 5 kW.
Grid Integration Lab: LINTER
41
Microgeneration
g
Micro-cogeneration gas:
• 5.5 kW electric
• 12.5 kW Hot Water
Photovoltaic panels
• 20 kW modules polycrystalline silicon
• 20 kW monocrystalline silicon modules
• 10 kW amorphous silicon modules
x3
Grid Integration Lab: LINTER
42
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Smart Secondary Substation I
Grid Integration Lab: LINTER
43
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Smart Secondary Substation I
Advanced Supervisor
Battery +
charger
Router
RTU
DPF
Data Concentrator
MV/LV
Transformer
Schneider
Transformer
LV Board
MV Board
LV Advanced
Supervisor
Schneider
Grid Integration Lab: LINTER
44
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Smart Secondary Substation II
Grid Integration Lab: LINTER
45
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Smart Secondary Substation II
Goal: Reduced load losses.
MV Supervisor: V,I,P + DPF + Manage Alarms
Temperature sensor with alarm and trip relays
Siemens Transformer 15±2x2,5% /
0,42
, kV 100 kVA,, Yzn11,, KNAN
Natural esters
MV Partial Discharge Monitoring
Ormazábal
Grid Integration Lab: LINTER
46
Grid Integration Laboratory (LINTER)
Grid Integration Lab: LINTER
47
Información de Proyectos
Desde de la web externa www.gasnaturalfenosa.com
Puede accederse Actividades/Innovación a todas los proyectos relevantes en
los que estamos participando.
48
A recordar…
Del régimen especial
a la generación distribuida…
De la conexión de la GD
a la integración..
D una d
De
demanda
d pasiva
i
ti i
ió activa
ti d
de lla d
demanda...
d
a una participación
De las redes pasivas
a las redes activas...
Del gestor de red
al gestor del sistema de distribución
Del
e pa
paradigma
ad g a “la
a ge
generación
e ac ó
y la red siguen a la demanda”
a la coordinación eficiente de
todos los RED
Beneficios
Menor dependencia
M
d
d
i en combustibles
b tibl fósiles
fó il
Mayor eficiencia en el uso de activos
Aumentar la fiabilidad y seguridad de suministro
Sostenibilidad
Precios eficientes
Conclusiones
• La Gestión Activa del Sistema de distribución es fundamental para
la integración eficiente de un porcentaje cada vez mayor de
Recursos Energéticos Distribuidos.
• Los Servicios al Sistema son claves para la integración de dichos
RED, así como la Evolución de Roles y el Intercambio de
Información.
• Son necesarios mecanismos regulatorios que definan y articulen
estos nuevos servicios regulados
g
• Numerosos movimientos se están produciendo dentro del sector, a
nivel nacional y europeo.
europeo Es muy probable que nuestro modelo de
negocio evolucione.
• La
L coordinación
di ió DSO/TSO es crítica
í i para garantizar
i la
l seguridad
id d del
d l
sistema
Muchas gracias
g