Resumen ejecutivo entregable E4.7: Analítica de datos para gestión energética del prosumidor. Prototipo 1

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Este documento es el resultado de los trabajos realizados en EIDER en el marco de la actividad que tiene por objetivo crear un caso de uso donde se realice una gestión óptima de las instalaciones energéticas de un prosumidor de manera automatizada en base a un EMS que realice tanto la programación como el despacho en tiempo real de los BESS y los postes de recarga de VE del prosumidor, garantizando que la utilización de esas instalaciones se consigna en base a la minimización de la factura eléctrica del propio consumidor. Esta gestión energética tendrá en cuenta también tanto la generación local de energía fotovoltaica por parte del prosumidor, como la demanda de sus cargas de consumo, respetando el límite de potencia contratado con la empresa de distribución y en función de los precios de compra de la energía a la empresa comercializadora y en su caso, de venta de excedentes de producción fotovoltaica.

La creciente penetración del autoconsumo fotovoltaico, junto con la incorporación de baterías de almacenamiento y puntos de recarga de vehículo eléctrico, ha transformado el perfil energético de los consumidores residenciales y comerciales. En este nuevo contexto, el usuario deja de ser un consumidor pasivo y pasa a convertirse en prosumidor, al disponer de capacidad de generación local y, en determinados casos, de recursos flexibles susceptibles de ser gestionados.

Sin embargo, la mera disponibilidad de estos recursos no garantiza una operación económicamente óptima. La variabilidad de la producción fotovoltaica, la incertidumbre en la demanda, la existencia de distintos esquemas regulatorios de autoconsumo y la interacción con la tarifa eléctrica hacen necesario contar con herramientas avanzadas de gestión energética.

El presente documento entregable describe la propuesta de solución para el caso de uso “Analítica de datos para gestión energética del prosumidor” considerado en EIDER, cuyo objetivo es desarrollar un sistema capaz de optimizar la operación de los recursos energéticos del usuario para minimizar su factura eléctrica. Para ello, se plantea un sistema EMS que integra funciones de predicción de consumo y generación fotovoltaica, modelado de batería y cargador de vehículo eléctrico, planificación operativa de energía y despacho en tiempo real.

La solución contempla instalaciones de autoconsumo individual, tanto sin excedentes como con excedentes, incluyendo los esquemas de compensación simplificada y de venta de excedentes. Asimismo, define el papel de los actores implicados, la arquitectura funcional del sistema y los indicadores clave de rendimiento que permitirán evaluar el grado de éxito de la solución, principalmente en términos de ahorro económico.

Resumen ejecutivo entregable E4.6: Analítica de datos de gestión de red a partir de los datos de los smart meters de los prosumidores. Prototipo 1

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Este documento es el resultado de los trabajos realizados en EIDER en el marco de la actividad que tiene por objetivo realizar una analítica de datos partiendo de los datos existentes en contadores para, mediante Machine Learning y Deep Learning, tratar de identificar variaciones en la infraestructura de media tensión. Idénticamente, se pretende mejorar mediante algoritmia Machine Learning y Deep Learning, resolver problemas de la falta de visibilidad de la red de baja tensión, con el desarrollo de pruebas de concepto encaminadas a: Detección de variaciones en la infraestructura de media tensión, Descubrimiento de la topología de Media Tensión en base a datos de la Baja Tensión, Detección de fugas fase-neutro, Detección de la conectividad de fases y Smart Meters, Descubrimiento de la topología de la red eléctrica de Baja Tensión, Detección de prosumidores con autoconsumo fotovoltaico y con vehículo eléctrico. Este mismo caso debe ayudar a balancear las necesidades Cloud-Edge y a determinar qué funciones son interesantes de ejecutar en el Edge. Adicionalmente, debería servir para complementar las decisiones de requerimientos hardware de las plataformas de sensores virtualizables.

Este entregable (E4.6) recoge el avance del Caso de Uso 6 (CdU6) del proyecto EIDER en su Prototipo 1: la analítica de datos de gestión de red a partir de los datos de los Smart Meters de prosumidores. El trabajo se enmarca en el PT4 (“Algoritmia Edge Computing para la optimización de la red de distribución”) y parte de una motivación clave: la sensorización en baja tensión (BT) mediante contadores inteligentes es hoy masiva, mientras que la instrumentación específica en media tensión (MT) es comparativamente limitada. Dado el acoplamiento eléctrico MT–BT, los eventos y estados de MT pueden reflejarse en magnitudes observadas en BT; por ello, los datos de un parque de contadores, correctamente explotados, pueden aportar una vía complementaria de observabilidad y validación del modelo de red.

El objetivo del Prototipo 1 es determinar qué inferencias son viables con los datos actualmente accesibles en contadores “genéricos”, identificar limitaciones y concretar qué medidas o capacidades adicionales serían necesarias para evolucionar hacia analíticas más robustas. En coherencia con la memoria técnica del proyecto, el CdU6 aborda, mediante técnicas de analítica avanzada y ML/DL, líneas como: detección de variaciones en infraestructura de MT, inferencia de topología MT a partir de observaciones en BT, descubrimiento de topología en BT, detección de conectividad de fases, detección de fugas fase–neutro e identificación de prosumidores con autoconsumo FV y/o vehículo eléctrico.

Como resultado principal de este entregable, se estructura una propuesta técnica basada en una suite de algoritmos de conectividad y topología (en lugar de un único algoritmo), poniendo el foco en módulos clave como el cálculo/actualización de fase, la asignación contador–transformador (meter-to-transformer) y la asignación de poblaciones a feeders (meter-to-feeder), junto con la detección y validación de discrepancias frente a modelos GIS y la habilitación de aplicaciones de diagnóstico apoyadas en perfiles de tensión. Se destaca además que el valor de estas analíticas reside en el análisis conjunto multi-contador, lo que convierte la sincronización, el alineamiento temporal, el tratamiento de datos faltantes y el control de calidad del dato en requisitos habilitadores.

El documento discute igualmente el papel del tipo de dato disponible: para robustecer inferencias topológicas a escala puede ser necesario evolucionar desde medidas orientadas a facturación hacia datos de mayor riqueza (p. ej., representaciones “waveform-grade”) o, alternativamente, hacia la extracción local de características (feature extraction) que preserven información relevante sin necesidad de transmitir formas de onda completas. En este contexto, se plantea una arquitectura híbrida Cloud–Edge donde el Edge genera y resume características y la plataforma central conserva histórico y ejecuta analítica poblacional, facilitando reanálisis y evolución iterativa de los algoritmos.

En síntesis, el Prototipo 1 establece una base coherente para el desarrollo posterior del CdU6:

  1. define los elementos algorítmicos y de datos necesarios para abordar conectividad/topología como dato fundacional;
  2. identifica la sincronización multi-contador como reto crítico;
  3. concretas líneas de evolución futuras en metrología, arquitectura e integración con sistemas corporativos (GIS/OMS/DMS/SCADA) para cerrar el bucle entre inferencia y operación.

Estos resultados permiten orientar los siguientes prototipos hacia capacidades crecientes de supervisión y validación del modelo de red, aprovechando al máximo la capilaridad de la BT y su potencial para complementar la supervisión de MT.

Resumen ejecutivo entregable E4.5: Soporte a la tensión de red desde plantas FV. Prototipo 1

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Este documento es el resultado de los trabajos realizados en EIDER en el marco de la actividad que tiene por objetivo mejorar 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. En el documento se han explorado los beneficios que en materia de seguridad aportan la incorporación del modelo de identidad digital y de las medidas de seguridad desarrolladas en el PT2, así como las ventajas de virtualizar el inversor fotovoltaico.

El documento presenta los desarrollos realizados en el marco del caso de uso CdU5 – Soporte a la tensión de red desde plantas fotovoltaicas, dentro del proyecto EIDER. El objetivo principal es demostrar cómo los inversores fotovoltaicos CTR3300 de ZIGOR pueden contribuir a la estabilidad de la red de baja tensión, no solo generando energía sino proporcionando potencia reactiva bajo consignas enviadas por el operador de red (DSO). El documento describe la motivación técnica, el papel creciente de los inversores en la transición energética y la necesidad de integrarlos de forma segura y coordinada en los sistemas de control de red.

La arquitectura integra varios elementos clave: el inversor CTR3300, sus tarjetas de control conectadas por bus CAN, el SOM Variscite i.MX 8M Mini encargado de la capa embebida de control, y el SCADA del DSO, responsable de enviar consignas de operación. Esta estructura permite que el inversor reciba órdenes tanto del DSO como del SAT (operadores de mantenimiento), posibilitando la supervisión remota, la configuración del equipo y el ajuste dinámico de parámetros eléctricos.

Para garantizar la seguridad de estas interacciones, el documento detalla medidas avanzadas de ciberseguridad. Entre ellas destacan el uso de un SBOM generado mediante Yocto para monitorizar componentes software y detectar vulnerabilidades, la incorporación de Keycloak como gestor de identidades, y la implementación de auditoría, trazabilidad y control seguro de accesos. Además, se estudia la virtualización de aplicaciones en el propio inversor, aprovechando sus capacidades de procesamiento sin comprometer la operación eléctrica ni la integridad del sistema.

Finalmente, se describe un completo entorno de validación ubicado en el laboratorio de ciberseguridad para Smart Grids de Tecnalia, donde se emulan subestaciones, centros de transformación y comunicaciones industriales. En este entorno se evalúan dos escenarios de prueba planteados: autenticación en acceso humano‑máquina (HMI) desde servidor Web y autenticación en acceso máquina‑máquina (M2M) desde un sistema SCADA. En ambos casos el resultado de las pruebas ha sido satisfactorio.

Resumen ejecutivo entregable E4.4: Control dinámico de tensión en el CT. Prototipo 1

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Este documento es el resultado de los trabajos realizados en EIDER en el marco de la actividad que tiene por objetivo abordar el control dinámico de tensión en el Centro de Transformación (CT) y desarrollar las aplicaciones del caso de uso enfocadas en la optimización de la baja tensión. En el documento se han realizado las siguientes tareas: investigar tecnologías y metodologías actuales utilizadas en el control de tensión en CTs, identificar las limitaciones y desafíos asociados con los mecanismos de control de tensión existentes y analizar los datos de entrada disponibles: identificación de diferentes fuentes, como lecturas de consumos de energía, tensión, corriente, potencias y condiciones meteorológicas y evaluación de la calidad y disponibilidad de los datos para alimentar la aplicación de control de tensión. Además, se ha diseñado y especificado los algoritmos (incluyendo el desarrollo de un diseño básico, así objetivos de control, criterios de desempeño y restricciones operativas), se ha desarrollado el propio algoritmo (incluyendo la implementación de una primera versión conceptual, centrándose en la funcionalidad básica). Por último, se han realizado pruebas y ajustes iniciales para validar el funcionamiento de los algoritmos en un entorno de simulación y se ha integrado la aplicación (MVP) en la plataforma, de manera exploratoria y se ha probado la integración para verificar la compatibilidad y el rendimiento de la aplicación con la infraestructura existente en el CT.

La creciente complejidad de las redes de baja tensión, marcada por la expansión del autoconsumo fotovoltaico y la electrificación de la demanda (especialmente la carga de vehículos eléctricos), ha generado nuevos retos en la regulación de la tensión. Los transformadores tradicionales con cambiadores de tomas manuales resultan insuficientes para afrontar esta variabilidad, ya que requieren desenergizar el equipo para modificar la toma, provocando interrupciones y careciendo de capacidad de ajuste dinámico.

Para abordar estas limitaciones, se han desplegado transformadores con cambiadores de tomas en carga (OLTC), capaces de modificar la relación de transformación sin interrumpir el servicio. Su objetivo es mantener la tensión próxima a una consigna, dentro de bandas de histéresis definidas. Sin embargo, la determinación óptima de esta consigna se ha convertido en un desafío técnico relevante.

Las soluciones existentes presentan limitaciones importantes:

Algunos fabricantes proponen regular según la potencia gestionada por el transformador, lo cual resulta insuficiente en redes con prosumidores, ya que parte de la energía puede no atravesar el transformador.

Los métodos basados en modelos topológicos y flujos de carga aportan precisión, pero son costosos de mantener y sensibles a errores en la representación de la red.

La estimación de potencias instantáneas a partir de consumos horarios linealizados no captura picos ni valles, reduciendo la fiabilidad del cálculo.

Frente a estas limitaciones, se ha desarrollado un algoritmo de consigna óptima dinámica de tensión que no depende de modelos de red ni de potencias del CT. En su lugar, correlaciona directamente:

Los eventos de tensión registrados por los clientes (sobre/subtensiones reales).

Las tensiones medidas en cabecera del Centro de Transformación.

La disponibilidad de datos de alta resolución mejora notablemente la efectividad del algoritmo. En el caso piloto, la presencia de un Smart Transformer permitió trabajar con medidas minutales, muy superiores a los registros convencionales de 5 minutos (SABT) o los horarios.

El análisis de datos históricos demostró que la consigna inicial fija no estaba adaptada a la realidad operativa, generando eventos de sobretensión durante las horas solares y de subtensión en momentos de alta demanda nocturna. Esto confirmó que una consigna fija no puede gestionar adecuadamente redes con alta variabilidad.

Por ello, se implementó una estrategia de consigna dinámica, ajustada automáticamente según el comportamiento horario de la red. Los resultados fueron claros:

  • Se redujo de forma sustancial la cantidad total de eventos.
  • Ninguna franja superó los 11 eventos por hora, incluso en verano, donde las condiciones son más exigentes.
  • La red operó con mayor estabilidad y menor riesgo de incidencias.
  • En conjunto, el proyecto valida que:
  • La regulación basada en modelos de red o potencias del CT es insuficiente para redes con alta penetración de recursos distribuidos.
  • El uso de eventos reales de calidad más tensiones en cabecera permite una estrategia robusta y directamente alineada con la experiencia del cliente.
  • La consigna dinámica mejora significativamente la calidad del suministro y reduce los eventos de tensión fuera de rango.
  • Este enfoque representa un avance práctico, escalable y adaptable para la gestión inteligente de tensión en redes de baja tensión, con impacto directo en la calidad del suministro y la estabilidad operativa.