IP sobre PLC PRIME – estudio de viabilidad

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Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids y publicada en SMARTGRIDSINFO 10/01/2018

Autores

  • Noelia Uribe-Pérez, Investigadora, Centro de Desarrollo de Energías Renovables – Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CEDER-CIEMAT)
  • Itziar Angulo, Investigadora, Universidad del País Vasco (UPV/EHU)
  • David de la Vega, Profesor titular, Universidad del País Vasco (UPV/EHU)
  • Txetxu Arzuaga, Metering Business Development Manager, ZIV Automation

Resumen

En la actualidad, PLC es una de las tecnologías más empleadas en los sistemas de medida avanzada, especialmente en Europa. La capacidad adicional existente en el canal para otras aplicaciones relacionadas con Smart Grids sólo ha sido validada hasta ahora en pruebas en laboratorio. Este trabajo estudia, mediante medidas de campo en una microrred real, la viabilidad de la transmisión de datos adicionales (mediante tecnología IP) al tráfico de datos de medida avanzada (mediante tecnología PRIME). El estudio muestra la capacidad multiservicio de la tecnología PLC y aporta resultados útiles para el futuro desarrollo de Smart Grids más allá de la medida avanzada.

Introducción

El papel fundamental de los sistemas de comunicaciones en el desarrollo de las Smart Grids (SG) ha sido ya demostrado, siendo los sistemas de medida avanzada o Automated Metering Infrastructure (AMI) la primera aplicación en extenderse. Respecto a las tecnologías, las comunicaciones de banda estrecha sobre cable eléctrico o Narrow Band – Power Line Communications (NB-PLC), destacan como una de las tecnologías más empleadas para AMI, especialmente en Europa.

Sin embargo, la infraestructura PLC podría permitir el desarrollo de otras aplicaciones basadas en la transmisión de datos. En (Sendín et al., 2014) se estudia la posibilidad de utilizar el canal disponible en sistemas NB-PLC para otros servicios relacionados con las SG, y en (Sendín et al., 2015) se demuestra mediante simulaciones la implementación de comunicaciones IP en el canal disponible. Posteriormente, medidas de campo realizadas en un entorno real demostraron la viabilidad de dicha implementación (Uribe-Pérez et al., 2017). En este trabajo se evalúan las aplicaciones relacionadas con las SG que podrían utilizar dicha transmisión de datos, en base a los resultados obtenidos.

Transmisión de datos IP sobre PLC

La campaña de medidas llevada a cabo tenía como finalidad conocer la tasa de transmisión de datos disponible en el canal de transmisión, en función de la ocupación de los datos de telemedida. Con el fin de validar la implementación de IP sobre PLC, se diseñó una campaña de medidas cuyos resultados se resumen a continuación.

Escenario de las Pruebas

La Microrred del CEDER-CIEMAT

Las medidas se llevaron a cabo en el Centro de Desarrollo de Energías Renovables (CEDER), perteneciente al Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales, y Tecnológicas (CIEMAT). Las instalaciones del CEDER-CIEMAT cuentan con una microrred, un amplio despliegue de recursos energéticos distribuidos o Distributed Energy Resources (DER), fuentes renovables en su mayoría, y distribuidos en torno a 7 centros de transformación (CT), tal y como puede verse de forma esquemática en la Figura 1. Las medidas se llevaron a cabo en un CT de la microrred que cuenta con un extenso despliegue de sistemas, tanto de generación como de almacenamiento distribuido (área punteada de la Figura 1). Este CT cuenta con dos transformadores que dan lugar a sendos ramales eléctricos, cada uno de ellos con los DER mostrados en la Figura 1.

Con el objetivo de dotar a la microrred de un sistema de monitorización y gestión, se procedió a instalar un sistema AMI (Uribe-Pérez et al., 2015). Para ello, se instaló un Smart Meter (SM) con un nodo de comunicaciones embebido asociado a cada uno de los DER y sendos concentradores de datos o Data Concentrators (DC) en cada uno de los CT. Para el caso de CT con dos transformadores, como ocurre en el escenario de las medidas, se instaló un DC en cada uno de ellos, de forma que uno de los DC hace las veces de “repetidor” del tráfico de comunicaciones en su ramal eléctrico. La tecnología que implementa el sistema AMI de la microrred del CEDER-CIEMAT es PoweRline Intelligent Metering Evolution (PRIME), en su versión 1.3.6, y sus características más relevantes para las medidas se describen a continuación.

PLC-PRIME v.1.3.6

El estándar PRIME (ITU-T G.9904) utiliza la tecnología NB-PLC dentro del rango 40 – 90 kHz. PRIME define una configuración de la subred de comunicaciones en forma de árbol, con dos tipos de nodos posibles. Por un lado, el nodo base o Base Node (BN), encargado de gestionar y mantener la subred; y los nodos de servicio o Service Nodes (SN), que se conectan al BN y tienen la función de mantener la conectividad de la subred y enviar tramas de comunicaciones. Los BN se encuentran normalmente embebidos en los DC (en el caso del escenario de las medidas, en el DC maestro, ya que esta función se deshabilita en el DC esclavo) y los SN están incluidos en los SM asociados a cada DER.

Tanto el BN como los SN acceden al canal durante un periodo con contienda, definido por el estándar en el control de acceso al medio, para lo cual BN y SN trabajan de forma sincronizada. Además, PRIME utiliza el estándar CSMA-CA, que gestiona las colisiones que ocurren cuando dos dispositivos quieren transmitir al mismo tiempo.

Además, el estándar define una capa de convergencia que hace de interfaz entre las capas inferiores y las capas de aplicación para la transmisión de datos. Esta capa es la encargada de adaptar datos de otras aplicaciones al formato de transmisión de las señales PRIME, y contiene, entre otras, subcapas específicas para adaptar el formato IP (tanto IPv4 como IPv6) a la estructura de datos PRIME, lo que permite transmitir paquetes IP sobre subredes PRIME de forma eficiente. De esta forma, el BN es capaz de manejar diferentes perfiles de comunicaciones de forma simultánea, tales como el de tráfico de medida generado por los SM, o datos con formato IP relativos a cualquier otra aplicación.

Metodología de Medida y Resultados Obtenidos

A continuación, se enumeran de forma sintética los equipos empleados en la campaña de medidas:

  • Nodo de comunicaciones portátil o Portable Base Node (PBN): este equipo hace las veces de nodo de comunicaciones y además incluye capacidades IP. Se emplearon tres PBN, descritos a continuación (la Figura 2 muestra la topología equivalente a nivel de comunicaciones del conexionado, identificando los roles de cada uno de los nodos):
    • PBN-BN: uno de los PBN se configuró como BN, por lo que pasa a ser el gestor de la subred.
    • PBN-SNA y PBN-SNB: los otros dos PBN se configuraron como nodos de servicio (SN), pasando a denominarse SNA y SNB, respectivamente. Estos PBN-SN se registrarán
      en la subred gobernada por el PBN-BN.
  • SM: todos los SM del CT evaluado forman parte de las medidas, en concreto, sus nodos embebidos, ya que se registrarán en la red. Se utilizaron dos escenarios de medidas, con un total de 9 y 13 nodos. Los SM son los encargados de generar diferentes tipos de tráfico:
    • Tráfico de control PRIME: se genera de forma automática para el mantenimiento y operativa de la subred, y se compone principalmente de datos de señalización e información topológica. Este tipo de tráfico está siempre presente en la subred.
    • Datos de medida instantáneos: se trata de peticiones configuradas en el DC, el cual interroga cada minuto a todos los SM de su subred sobre los datos de medida instantáneos, ya sean de consumo o de generación. Este tráfico se añade al tráfico de control de la subred.
    • Perfiles de valores temporales: peticiones originadas en el DC, que interroga a un SM concreto sobre sus datos de medida almacenados entre una fecha inicio y una fecha fin vía servicio web.

Además, la herramienta software “Iperf” es la encargada de generar el tráfico IP y de medir el rendimiento de la red en forma de tasa de bits (Iperf, 2016). En el escenario de la comunicación entre el BN y un SN, iperf se ejecuta conectado al PBN-BN y al PBN-SNB, respectivamente. Para el escenario de la comunicación entre dos SN, iperf se ejecuta conectado al PBN-SNA y al PBN-SNB, respectivamente.

Esquema de la microrred del CEDER-CIEMAT.
Figura 1. Esquema de la microrred del CEDER-CIEMAT. Él área punteada identifica al CT en el que se realizaron las medidas.

La configuración en detalle de las medidas y los parámetros empleados pueden consultarse en (Uribe-Pérez et al., 2017).

Topología a nivel de comunicaciones.
Figura 2. Ejemplo de topología a nivel de comunicaciones.

Los resultados obtenidos en las medidas, recogidos en la Tabla I, validan los resultados de las pruebas en laboratorio (Sendín et al., 2015) y demuestran de forma práctica que la capacidad adicional existente en un sistema AMI puede dar cabida a otras aplicaciones. Esto último se ha demostrado mediante la implementación de IP sobre PRIME, pero no implica necesariamente que la aplicación deba ser necesariamente IP.

Tabla con los resultados de las medidas realizadas en tasa de bits.
Tabla I. Resultados de las medidas realizadas en tasa de bits (Uribe-Pérez et al., 2017).

La Figura 3 muestra una captura de iperf ejecutado en el lado del servidor, en el que se puede ver el flujo de datos recibido y las tasas de bits obtenidas para cada intervalo, así como la tasa de bits al final de la sesión.

Captura del programa iperf ejecutado en el lado del servidor.
Figura 3. Captura del programa iperf ejecutado en el lado del servidor.

Estudio de las aplicaciones de IP sobre PRIME

Tras la presentación de los resultados obtenidos con la implementación de IP sobre PRIME, en este apartado se discuten las posibles aplicaciones de dicha implementación.

En la literatura existen diferentes trabajos que abordan los requisitos de las Smarts Grids a nivel de comunicaciones (Gungor et at, 2013) (U.S. Department of Energy, 2010) (Yan et al., 2012).

En general, el criterio más restrictivo, aunque no el único, es el ancho de banda disponible, que cuantifica la velocidad a la que pueden transmitirse los datos. El ancho de banda disponible varía mucho según la aplicación. Por ejemplo, mientras que aplicaciones de video y datos, así como las encargadas de la prevención y detección de riesgos en las redes precisan de altas tasas de bits, otras tareas relacionadas con la medida o la automatización en remoto pueden realizarse con tasas de bits menores. Otros requisitos que han de cumplir los sistemas de comunicaciones son: la latencia (tiempo que tardan en llegar los datos desde un punto de la red al receptor ubicado en otro punto); la fiabilidad (nivel de confianza que precisa la transferencia de datos para cumplir con una tarea específica) y, por último, la seguridad (la capacidad del sistema para prevenir y combatir ataques externos). La Tabla II recoge algunas de las principales aplicaciones en SG especificando sus criterios más importantes desde el punto de vista de las comunicaciones.

Tabla que muestra los Requisitos para aplicaciones en Smart Grids.
Tabla II. Requisitos para aplicaciones en Smart Grids (Gungor et at, 2013) (U.S. Department of Energy, 2010).

Atendiendo a esos requisitos, el sistema presentado podría implementar las siguientes aplicaciones:

  • Gestión de recursos: los requisitos para la monitorización y el control de red van desde los 9,6 a los 56 kbps (ver Tabla II) por lo que las características del sistema presentado no serían aplicables a sistemas de gestión complejos. Sin embargo, sí sería posible implementar tareas relacionadas con la generación distribuida, menos exigentes por tratarse de una microrred. Por ejemplo, algunas señales sencillas de desconexión, o incluso señales P/Q para mantener los valores de voltaje dentro del rango deseado.
  • Comunicaciones en redes domésticas: los requisitos de comunicaciones se adecúan bien con las posibilidades del canal y además existe un progresivo aumento de electrodomésticos que incluyen algún tipo de comunicación. Las posibles aplicaciones irían encaminadas a la gestión del lado de la demanda y a tareas relacionadas con gestores energéticos domésticos, principalmente.
  • Aplicaciones para compañías eléctricas: el escenario presentado puede ser útil para algunas tareas importantes para las distribuidoras y comercializadoras eléctricas como la tarificación, la señalización y la gestión de conexiones y desconexiones, principalmente.

Finalmente, el uso de la tecnología IP para aprovechar los recursos adiciones del canal presenta una serie de ventajas ampliamente conocidas (fiabilidad, sencillez, seguridad, robustez y el ser un estándar abierto). Precisamente esto es lo que ha facilitado su amplia difusión y su uso cada vez más extendido en aplicaciones de supervisión y control en el sector energético, tales como la gestión de la demanda, el control de la generación distribuida y la integración del consumidor(Baker et al., 2011). Aunque aún no hay un consenso claro al respecto, parece que el soporte IP podría garantizar la interoperabilidad entre diferentes tecnologías, así como la inclusión de aplicaciones ya existentes en formato en IP.

Conclusiones

En este trabajo se demuestra mediante medidas de campo la viabilidad de la transmisión de datos adicionales sobre un sistema AMI basado en NB-PLC, para aplicaciones más allá de la medida. Las pruebas realizadas confirman que PLC-PRIME puede ser utilizado como plataforma multiservicio, incluyendo aplicaciones relacionadas con la gestión en remoto, la señalización o en redes domésticas. Futuros trabajos extenderán las medidas a un mayor número de nodos y al análisis de diferentes parámetros IP que permitan maximizar la capacidad del canal; así mismo, se incluirá el estudio de la latencia para poder profundizar en las limitaciones de esta implementación.

Agradecimientos

Este proyecto ha sido parcialmente financiado por el Gobierno Vasco (IT.683-13 y ELKARTEK KK-2017/00071).

Referencias

  • Baker, F. & Meyer, D., 2011, Internet Protocols for the Smart Grid,” Internet Engineering Task Force (IETF).
  • Gungor, V.C. et al., 2013, A survey on Smart Grid potential applications and communication Requirements, in IEEE Transactions on Industrial Informatics, vol. 9, no. 1, pp. 28-42.
  • IPERF Tool. JPERF, Graphical Frontend for IPERF – Network Performance measurement graphical tool (Version jperf-2.0.2). Disponible online: https://github.com/AgilData/jperf (7 junio 2016)
  • Sendin, A., Arzuaga, T., Urrutia, I., Berganza, I., Fernandez, A, Marron, L., Llano, A., & Arzuaga, L., 2015, Adaptation of Powerline Communications Based Smart Metering Deployments to the Requirements of Smart Grids, Energies, 8, 13481–13507.
  • Sendin, A., Urrutia, I., Garai, M., Arzuaga, T. & Uribe-Pérez, 2014, Narrowband PLC for LV smart grid services, beyond Smart Metering, in Proceedings of the 18th IEEE International Symposium on Power Line Communications and its Applications (ISPLC), Glasgow, Scottland, 168–172.
  • Uribe-Pérez, N. et al., 2017, TCP/IP capabilities over NB-PLC for Smart Grid applications: Field validation, IEEE International Symposium on Power Line Communications and its Applications (ISPLC), pp. 1-5.
  • Uribe-Pérez, N., Hernández, L., Gómez, R. Soria, S., de la Vega, D., Angulo, I., Arzuaga, T. & Gutiérrez, L., 2015, Smart management of a distributed generation microgrid through PLC PRIME technology. In International Symposium on Smart Electric Distribution Systems and Technologies (EDST), 374-379.
  • S. Department of Energy (DOE), 2010, Communications Requirements of Smart Grid Technologies. Disponible online: https://energy.gov/gc/downloads/communications-requirements-smart-gridtechnologies.
  • Yan, Y., Qian, Y., Sharif, H. y Tipper,D., 2012, A survey on smart grid communication infrastructures: Motivations, requirements and challenges, IEEE Commun. Surveys & Tutorials, no. 99, pp. 1–16.

 

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