Este documento es el resultado de los trabajos realizados en EIDER en el marco de la actividad que tiene por objetivo identificar las necesidades futuras de la red eléctrica relacionadas con el despliegue de funcionalidades nuevas y ya existentes sobre equipos hardware genéricos, con nuevas funcionalidades software a securizar, orquestar y desplegar en el edge y con conectividad al cloud. Funcionalidades clásicas que interactúan con las otras nuevas como pueden ser la gestión energética de las cargas del prosumidor, el control dinámico de baja tensión y los sensores de línea de MT que interactúan con los sistemas de protecciones. En este entregable se definen los casos de uso en los que aplicar la virtualización y que cubren distintos ámbitos de la red de distribución: centro de transformación, infraestructura de medida de contadores, prosumidores y sensorización de las líneas eléctricas.

Las redes eléctricas están en constante evolución para adaptarse a las demandas y desafíos actuales, para lo que a corto y medio plazo se debe dar respuesta a un conjunto de necesidades que, de forma genérica se pueden agrupar en los siguientes ámbitos:

• Modernización de Infraestructuras. Esencial para mejora de la eficiencia y la fiabilidad del suministro eléctrico. Además de la actualización de líneas de transmisión y distribución implica la implementación de tecnologías avanzadas de monitorización y control, y la renovación de equipos actuales por otros avanzados que mejoren e incrementen su funcionalidad.
• Integración de Energías Renovables. Crucial en el proceso de descarbonización, se verá favorecida por la modernización de la infraestructura mencionada anteriormente, para posibilitar la conexión de fuentes renovables y sistemas de almacenamiento para gestionar su intermitencia.
• Digitalización y Ciberseguridad. Además de permitir una gestión más eficiente y flexible del sistema eléctrico gracias a la implementación de tecnologías de comunicaciones y automatización en tiempo real, facilitará la participación activa de los consumidores (y prosumidores) en la gestión de la demanda. Por constituir las redes eléctricas infraestructuras críticas, los aspectos de seguridad asociados a la digitalización son vitales.
• Resiliencia ante el Cambio Climático. A medio plazo, es esencial desarrollar estrategias de resiliencia que incluyan la construcción de infraestructuras más robustas y que doten a las existentes de dicha resiliencia.
• Participación Activa del Consumidor. Es necesario fomentar la adopción de tecnologías como los sistemas de gestión de energía en los niveles de tensión más bajos que integren soluciones de energía distribuida. La participación activa de los consumidores/prosumidores contribuirá a una mayor eficiencia energética.

Todas estas necesidades implican mejoras en los equipos y sistemas actuales o nuevos desarrollos, que deberán cumplir un conjunto de requisitos en los distintos ámbitos de las redes eléctricas, entre ellos en los nodos con más inteligencia (subestaciones y centros de transformación). Algunos de los requisitos comunes a Subestaciones y Centros de transformación son:

• Búsqueda de arquitectura basada en estándares, abierta, interoperable, segura y preparada para los retos técnicos actuales y futuros.
• Elevada capacidad de procesamiento para dar cabida a un volumen de información y servicios crecientes.
• Diseño flexible, modular y escalable y contenerizado en el Edge que idealmente cubra todo tipo de subestaciones y centros de transformación.
• Respuesta en tiempo real, minimizando latencias; ancho de banda que garantice las transmisión y disponibilidad de medidas en tiempo real.
• Soluciones de redundancia para garantizar la disponibilidad y seguridad en el acceso a los recursos de la infraestructura y en la ejecución de aplicaciones SW (que deben ser firmadas y certificadas) y en las actualizaciones remotas de estas.
• Necesidad de mantenimiento de los actuales back-ends de las compañías, sistemas y protocolos.

Además, el documento recoge para las distintas funcionalidades desplegadas en los centros de transformación y subestaciones los valores que deben cumplir requisitos específicos tales como: Sensórica /IOs, Procesado de señal, Necesidades de latencia, Memoria RAM, Memoria no volátil, CPU, Disponibilidad, Interfaces comunicaciones, Volumen de datos a transmitir, Redundancia.

Más allá de las subestaciones y los centros de transformación, para conocer el estado de la red se precisa también la observabilidad de las redes eléctricas, mediante la instalación de sensores específicos. A los requisitos de tiempo de respuesta hay que añadir los específicos de alimentación, tamaño reducido, capacidad de computación también reducida, condiciones ambientales de temperatura, humedad y contaminantes, facilidad de instalación y mantenimiento para aminorar los riesgos de seguridad para los técnicos, diagnóstico remoto, …

En lo que respecta a los prosumidores en baja tensión, individuales o agregados, desde el punto de vista del DSO supone un reto que requiere garantizar el servicio con la calidad demandada del mismo, independientemente de la participación activa de los prosumidores.

La investigación en Tecnologías Digitales que aborda el proyecto EIDER supone una serie de retos tecnológicos, entre los que se encuentran: arquitecturas de virtualización Cloud-Edge, interoperabilidad semántica (modelos de datos), ciberseguridad y gestión de identidades, asignación de recursos de computación, orquestación, despliegue y escalado en el Edge y aplicación de distintas técnicas e Inteligencia Artificial.

Todo ello se pone de manifiesto en una serie de casos de uso asociados a los distintos dominios de las redes eléctricas, tal como se muestra a continuación:

Caso de Uso	Dominio
Sensórica virtualizada en líneas eléctricas	Distribución, en particular Líneas aéreas
Control dinámico de tensión en el CT	Distribución, en particular subestaciones secundarias de MT/BT (CT)
Soporte a la tensión de red desde plantas FV	Recursos Energéticos Distribuidos (DER)
Analítica de datos de gestión de red a partir de los datos de los smart meters de los prosumidores	Instalaciones del Cliente, en su consideración de Prosumidor
Analítica de datos para gestión energética del prosumidor	Instalaciones del Cliente, en su consideración de Prosumidor

Cada uno de estos casos de uso se define en detalle en este documento, utilizando la metodología propuesta en el estándar IEC-62559-2: Use case methodology. Part 2: Definition of the template for use case, actor list and requirement list.

Se indica a continuación el objetivo identificado para cada uno de estos casos de uso.

Sensórica virtualizada en líneas eléctricas: desarrollo y validación que permita incorporar virtualización y contenerización a equipamiento con capacidades reducidas en el mundo de la sensórica de baja y media tensión.

Control dinámico de tensión en el CT: reducción de eventos de calidad de suministro en la red de baja tensión relacionados con la tensión y/o aumento de la capacidad de acogida de la red según las políticas definidas por el distribuidor a través de la operación de transformadores OLTC ubicados en la subestación secundaria (SS).

Soporte a la tensión de red desde plantas FV: Mejora de la seguridad del control directo de los inversores fotovoltaicos desde el DSO para que puedan contribuir a la estabilización de la tensión de la red eléctrica (inyección de reactiva desde los inversores fotovoltaicos) a partir de las consignas recibidas por los sistemas de optimización.

Analítica de datos de gestión de red a partir de los datos de los smart meters de los prosumidores: Se pretende mediante algoritmia Machine Learning y Deep Learning, resolver problemas de la falta de visibilidad de la red de baja tensión: entre ellos  Detección de variaciones en la infraestructura de MT, Descubrimiento de la topología de MT y BT en base a datos de la BT, Detección de prosumidores con autoconsumo fotovoltaico y con vehículo eléctrico.

Analítica de datos para gestión energética del prosumidor: Gestión energética de los recursos controlables de un prosumidor con un esquema de autoconsumo individual, para minimizar la factura energética del prosumidor. Se define en base a la relación entre dos actores (el Prosumidor y el Proveedor de Servicios Energéticos) y una infraestructura que consta de funcionalidades relativas a sistemas de predicción de recursos no controlables, modelado del comportamiento de los recursos flexibles y planificación operacional y despacho energético de los recursos flexibles.